Agregar a favoritos      Ayuda      Português      Ingles     

Desarrollo de un software para estudios de cortocircuitos...

Enviado por salvamm



DESARROLLO DE UN SOFTWARE PARA ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO EN SISTEMAS ELÉCTRICOS COMERCIALES E INDUSTRIALES

INTRODUCCIÓN

En los últimos años, se han presentado numerosos cortocircuitos en el sistema eléctrico del edificio Petróleos de Venezuela, en las que se ha perdido la selectividad del sistema de protección, lo que ha traído como consecuencia que sea interrumpida la alimentación eléctrica a una zona muy amplia del sistema eléctrico, lo cual aumenta la frecuencia media de interrupciones. En otros casos, ocurrió la explosión de algunos interruptores de caja moldeada en tableros de distribución, motivado a que estos no poseían una adecuada capacidad de interrupción.

El objetivo principal de este trabajo es la reducción de la frecuencia de interrupciones en el sistema eléctrico del edificio "Petróleos de Venezuela", en caso de cortocircuitos, para asegurar la continuidad del servicio eléctrico en el mismo. Adicionalmente se planteó también el desarrollo de un software para el cálculo de corriente de cortocircuitos el cual sería una valiosa herramienta para la realización del estudio.

En vista de la necesidad que tiene Corpoven en disminuir la frecuencia media de interrupciones en su Edificio Sede, fue necesario un estudio de niveles de cortocircuito y revisión de las protecciones eléctricas, que permita la propuesta de recomendaciones para solventar el problema aumentando la continuidad del servicio eléctrico.

La frecuencia de interrupciones es la medida que nos permite conocer el número promedio de veces que se interrumpe el servicio de energía eléctrica a un sistema en un período de tiempo dado, y esta puede aumentar debido al mal funcionamiento de los equipos de protección eléctrica.

Este trabajo de investigación incluyó el cálculo de corrientes de cortocircuito simétricas y asimétricas en los tableros del edificio, la verificación de las capacidades de interrupción de los equipos de protección, su coordinación y un breve estudio sobre la influencia de corrientes armónicas en las protecciones eléctricas. Dichos estudios son muy valiosos para la generación de las propuestas que darán una solución al problema, en base a los resultados obtenidos.

El contenido del trabajo se dividió en cinco capítulos, definidos de la siguiente manera:

Capítulo I: Se hace una reseña de la empresa (Corpoven) y el planteamiento del problema de investigación, los objetivos, limitaciones y alcances del trabajo realizado.

Capítulo II: Incluye los fundamentos teóricos de la investigación: corrientes de cortocircuito, protecciones eléctricas, frecuencia media de interrupciones y armónicos.

Capítulo III: Se señalan los pasos, métodos y procedimientos aplicados para la realización del estudio.

Capítulo IV: Se describen las condiciones actuales del sistema eléctrico de edificio, sus niveles de cortocircuito y el comportamiento de los equipos de protección en caso de cortocircuitos. También se analiza la influencia de las corrientes armónicas sobre las protecciones y se realiza el cálculo de la frecuencia de interrupción actual.

Capítulo V: Aquí se proponen soluciones para reducir la frecuencia de interrupciones actual, se analiza la factibilidad de sistema propuesto y se realiza el cálculo de la nueva frecuencia media de interrupciones al ser llevada a cabo la propuesta.

Finalmente se emitieron conclusiones y recomendaciones como consecuencia del estudio realizado.

CAPITULO I

ASPECTOS GENERALES DE LA EMPRESA

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1. Aspectos generales de la empresa

El 1° de enero de 1976, con la nacionalización de la Industria Petrolera, nace en nuestro país la empresa Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), con catorce filiales: Lagoven, Maraven, Meneven, Llanoven, Bariven, Deltaven, Talaven, Boscaven, Amaven, Palmaven, Vistaven, Roqueven, Guariven y la Corporación Venezolana del Petróleo (C.V.P.). Un año después se anuncia la primera etapa del proceso de nacionalización de la estructura organizativa de la industria, al reducirse de catorce a cinco el número de filiales: CVP, Maraven, Llanoven, Meneven y Lagoven.

Corpoven es registrada como filial de Petróleos de Venezuela S.A. en noviembre de 1978 e inicia sus actividades el 18 de diciembre del mismo año. Se originó de la unión de la CVP con Llanoven. En 1986 las empresas Meneven y Corpoven S.A. son fusionadas en una sola empresa, conservando el nombre de Corpoven S.A.

Dentro de las responsabilidades de Corpoven S.A. como empresa integrada están la realización de actividades de exploración, producción, refinación, transporte y comercialización nacional e internacional de crudos, gas natural y productos refinados derivados de los hidrocarburos.

Corpoven S.A. se encuentra distribuida en todo el territorio nacional por medio de una red de oficinas de mercadeo, refinerías, estaciones de producción, plantas compresoras de gas, gasoductos, oleoductos, plantas de distribución de combustible, estaciones de servicio, etc. Los centros más importantes de esta empresa son refinería Puerto La Cruz, Planta criogénica "Jose", Distrito Anaco, Distrito San Tomé, Planta de Distribución "Yagua", refinería El Palito y Distrito Barinas.

El lugar de elaboración del Trabajo Especial de Grado es en la Sede Principal de Corpoven ubicada en la Torre Oeste del edificio Petróleos de Venezuela S.A. La Campiña, Caracas. En el mismo edificio funciona también la sede principal de Petróleos de Venezuela, en la Torre Este. Este edificio fue construido alrededor del año 1978, cuando fue creada Corpoven. En el anexo A.2 se muestra una fotografía de dicho edificio.

1.2. Estructura organizativa de la empresa

Los elementos del esquema gerencial de la empresa son: La Junta Directiva, Comité de Accionistas, Oficina de la Presidencia, Comités Ejecutivos, Comités Organizativos, los Directores y las Gerencias Generales.

El Trabajo Especial de Grado se llevó a cabo en la sección de Electricidad del Departamento de Mantenimiento y Operaciones, que depende de la Gerencia de Instalaciones y a su vez la Gerencia General de Servicios.

1.2.1. La Gerencia de Instalaciones

La Gerencia de Instalaciones pertenece a la Gerencia General de Servicios Corporativos y se encarga de mantener, actualizar y operar en óptimas condiciones las instalaciones administrativas de Corpoven en el Área Metropolitana y Distritos. La Gerencia de Instalaciones está integrada por los siguientes departamentos: Mantenimiento y Operaciones, Mantenimiento de Oficinas, Ingeniería, Suministro y Protección. Esta Gerencia cumple con las siguientes asignaciones:

-Garantizar un eficiente funcionamiento, conservación y mantenimiento de los edificios ubicados en el Área Metropolitana y Distritos, así como de sistemas, equipos e instalaciones.

-Garantizar una óptima protección al personal y a los edificios e instalaciones ubicadas en el Área Metropolitana, lo cual comprende el cumplimiento de las normas y procedimientos establecidos por la Gerencia General de Protección.

1.2.2. Departamento de Mantenimiento y Operaciones

Este departamento se encuentra organizado de la siguiente forma: Sección de Electricidad y Electrónica, Sección de Mecánica y Aire Acondicionado, Servicios y Mantenimiento de edificios administrativos en el área Metropolitana.

En la figura 1 se muestra el organigrama funcional de la Gerencia General de Servicios, indicando la estructura del departamento de Mantenimiento y Operaciones.

Este trabajo especial de grado se llevará a cabo en la Sección de Electricidad y Electrónica del departamento de Mantenimiento y Operaciones.

Figura 1

Ubicación de la Sección de Electricidad y Electrónica dentro de la Organización

1.3. Breve descripción del sistema eléctrico del edificio

El suministro de energía lo realiza La Electricidad de Caracas a 480 voltios y es distribuida en forma radial a través de toda la edificación por medio de tableros. La alimentación primaria recibida de La Electricidad de Caracas, se distribuye a partir de dos subestaciones principales: "Subestación #1" y "Subestación #2" que alimentan cinco barras en 480 V. Las subestaciones #1 y #2 alimentan los 11 siguientes tableros principales (ver anexo A.1. y el diagrama unifilar, anexo A): Tablero general torre este, tablero general torre oeste, tablero preferencial#1, tablero preferencial#2, tablero de servicios comunes, tablero plaza aérea, tablero cocina - comedor, tablero SMA (Salas de Manejo de Aire) torre este, tablero SMA torre oeste, tablero aire acondicionado barra "A" y tablero aire acondicionado barra "B".

Luego, la energía de distribuye a más de 250 tableros de distribución en toda la extensión del edificio.

1.4. Descripción del Problema

En los últimos años, se han presentado numerosas fallas por cortocircuitos (trifásicas, fase a fase y fase a tierra) en el sistema eléctrico del edificio Petróleos de Venezuela La Campiña, debido fundamentalmente a la ruptura del aislamiento de los conductores que distribuyen la energía eléctrica en el edificio y accidentes al momento de realizar instalaciones eléctricas.

Entre estos casos de cortocircuitos, se han presentado situaciones en las cuales la protección inmediata encargada de despejar el cortocircuito no ha actuado y la apertura del circuito con fines de eliminar la falla ha sido llevada a cabo por protecciones ubicadas aguas arriba del circuito fallado, lo que ha traído como consecuencia que sea interrumpida la alimentación eléctrica a una zona mas amplia del sistema eléctrico, lo cual no es deseable, ya que se deja de suministrar energía a cargas que no deberían verse afectadas por la falla, lo que implica un deterioro en la calidad del servicio eléctrico. Esto a su vez trae como consecuencia que se aumente la frecuencia de interrupción (relación entre la carga interrumpida y la carga instalada) innecesariamente, motivado a una falta de selectividad en los sistemas de protección.

Como ejemplo se puede señalar una falla causada por un cortocircuito a tierra en un circuito de iluminación del penth house ocasionó el accionamiento de la protección contra falla a tierra que abrió uno de los interruptores principales de la subestación #2 (52-P4) dejando sin energía a los tableros generales de la torre oeste y a las salas de manejo de aire de esa misma torre. Como este caso han ocurrido otros similares, en los cuales la solución tomada ha sido la disminución de la sensibilidad de la protección mencionada o su completa inhabilitación, sin hacer ningún tipo de estudio de corrientes de cortocircuito y/o coordinación de protecciones.

Otro de los problemas que ha tenido el sistema de protección es que en algunos cortocircuitos, los interruptores de caja moldeada han explotado a causa de corrientes de cortocircuito con magnitud superior a la capacidad máxima de interrupción del breaker.

Es de hacer notar que la problemática planteada es sólo en caso de ocurrencia de cortocircuitos, ya que los equipos de protección se encuentran bien ajustados para condiciones nominales (normales) de carga, por tanto el estudio para la reducción de la frecuencia de interrupción se debe enfocar a las interrupciones causadas por cortocircuitos, y en especial las fallas monofásicas.

Otro factor importante que contribuye a la problemática es que actualmente no se verifican los niveles de cortocircuito al instalar las protecciones de nuevos tableros y equipos, lo cual podría estar ocasionando problemas de dimensionamiento de los mismos. Igualmente se han hecho considerables modificaciones al sistema eléctrico del edificio, entre las cuales están las ocurridas en el año 1992 al construir una nueva subestación y traspasar cargas de una subestación a otra, lo que modifica significativamente los niveles de cortocircuito, por lo cual se precisa una actualización de esta información.

Las razones expuestas, plantean por sí mismas la relevancia del trabajo a realizar, en el sistema eléctrico del edificio Petróleos de Venezuela La Campiña.

1.5. Justificación

La operación poco selectiva de los sistemas de protección del edificio trae como consecuencia que la calidad del servicio eléctrico prestado empeore, ya que se deja sin energía partes del sistema que no son afectadas directamente en caso de ocurrencia de una falla.

Actualmente los sistemas de protección eléctrica del edificio Petróleos de Venezuela carecen de una selectividad adecuada, por lo que en caso de cortocircuitos en algunos equipos como tomacorrientes o iluminación, por ejemplo, se provoca el accionamiento de protecciones aguas arriba a la falla, dejando sin suministro eléctrico a una gran parte del sistema, como puede ser una torre completa, con las graves consecuencias que esto acarrea.

Mediante el reconocimiento de los niveles de cortocircuito de la red y del estado actual de los sistemas de protección contra cortocircuitos del edificio Petróleos de Venezuela será posible determinar cuales son las pautas a seguir para corregir los problemas que presenta actualmente, asegurando la eficiente selectividad de las protecciones y suspendiendo el suministro de energía eléctrica sólo a las partes realmente afectadas por la falla, aumentando la confiabilidad del servicio eléctrico en el edificio, denotado por la reducción de la frecuencia de interrupción en los tableros de distribución ya que la carga interrumpida para aislar fallas por cortocircuito se minimiza.

Igualmente es necesario que el personal encargado de proyectar las nuevas instalaciones eléctricas del edificio cuente con herramientas para un cálculo rápido y exacto de los niveles de cortocircuito con la finalidad de que las protecciones asociadas a los equipos sean las más adecuadas. Esto puede lograrse mediante el desarrollo de un software que determine los niveles de cortocircuito en cualquier punto de la red eléctrica del edificio.

1.6. Objetivos de la investigación

1.6.1. Objetivo general

Realizar un estudio con el fin de reducir la frecuencia de interrupción en los tableros del sistema eléctrico del edificio Petróleos de Venezuela en caso de fallas simétricas y asimétricas, mediante el cálculo de las corrientes de cortocircuito de la red y la evaluación de los sistemas de protección instalados, incluyendo la verificación de la coordinación de protecciones, señalando las posibles soluciones y recomendaciones con fines de aumentar la selectividad de los mismos, así como la continuidad del servicio eléctrico en el edificio.

1.6.2. Objetivos específicos

a.- Actualizar los diagramas unifilares del edificio, incluyendo información de los sistemas de protección instalados.

b.- Desarrollar un software adaptado a necesidades particulares para el cálculo de los niveles de cortocircuitos simétricos y asimétricos en los circuitos ramales y tableros del sistema de distribución eléctrico del edificio Petróleos de Venezuela La Campiña.

c.- Calcular los niveles de cortocircuito simétrico y asimétrico en todos los circuitos ramales, subtableros y tableros principales que componen el sistema eléctrico del edificio Petróleos de Venezuela La Campiña.

d.- Revisar la coordinación de protecciones de manera que se logre una selectiva y adecuada protección en los alimentadores, circuitos ramales y equipos de la red, ante fallas por cortocircuitos simétricos y asimétricos.

e.- Verificar las capacidades de interrupción de los elementos de protección para tableros de iluminación, tomacorrientes, cargas generales, motores, compresores de aire y gas, transformadores de distribución, etc., en función de los niveles de cortocircuito de la red, a modo de garantizar la operación segura de estos equipos, y establecer el límite inferior de corriente de interrupción en caso de sustituciones o instalación de nuevos equipos.

f.- Evaluar las protecciones asociadas a los alimentadores principales y circuitos ramales del sistema de distribución, en cuanto a los niveles de cortocircuito simétrico.

g.- Establecer conclusiones y posibles recomendaciones en base al análisis de la información obtenida en los distintos estudios.

1.7. Alcance

Las actividades de la investigación se llevaron a cabo sobre el sistema eléctrico del edificio Petróleos de Venezuela, a partir del punto de entrega en baja tensión de La Electricidad de Caracas, incluyendo las dos subestaciones de Corpoven y todos los tableros de distribución de energía eléctrica. En esta investigación se hará un estudio sobre la situación actual de los sistemas de protección en caso de cortocircuitos para indicar las posibles acciones y recomendaciones que se puedan hacer para mejorar su funcionamiento y selectividad e incrementando así la continuidad del servicio eléctrico.

Respecto al software a ser desarrollado, este deberá ser capaz de determinar el valor de las corrientes de cortocircuito simétrico o asimétrico en cualquier punto de la red, una vez introducidos y almacenados los datos de la configuración del sistema necesarios para el cálculo, considerando entre ellos la contribución de los grandes motores de inducción.

Con la realización de este trabajo, el departamento de Mantenimiento y Operaciones del edificio Petróleos de Venezuela tiene información detallada acerca de cómo disminuir la frecuencia de interrupción en tableros del sistema eléctrico del edificio.

1.8. Limitaciones

El principal factor que influyó adversamente sobre el cumplimiento de los objetivos planteados en este trabajo es la dificultad para localizar información sobre los diferentes equipos y configuración actual del sistema eléctrico del edificio, ya que parte de esta información no se mantiene actualizada (en particular las longitudes de cables alimentadores de tableros, subtableros, transformadores de distribución y motores; todos en gran número), y se carece además de datos detallados sobre los equipos de protección instalados en muchos de los tableros del edificio. Igualmente fue difícil conseguir la información correspondiente a la reactancia subtransitoria de secuencia cero de los distintos elementos de la red necesarios para el análisis de fallas asimétricas.

CAPITULO II

BASES TEÓRICAS

2.1. Corrientes de cortocircuito

2.1.1. Introducción

Un cortocircuito es un fenómeno eléctrico que ocurre cuando dos puntos entre los cuales existe una diferencia de potencial se ponen en contacto entre sí, caracterizándose por elevadas corrientes circulantes hasta el punto de falla.

Las corrientes de cortocircuito podrían considerarse análogas al flujo de agua en una planta hidroeléctrica (figura 2). La cantidad de agua que fluye en condiciones normales depende de la carga de las turbinas. En este caso, dentro de los límites razonables, no seria de mayor importancia que el reservorio sea grande o pequeño. Este flujo de agua sería comparable al flujo de corriente eléctrica de carga en un sistema de distribución eléctrico, como por ejemplo el de un edificio.

Figura 2.

Las corrientes de carga y cortocircuito se asemejan al flujo de agua

en esta planta hidroeléctrica

Fuente: Estudio de protecciones, Edificio Sede. Jantesa, 1979.

Por otra parte, si la represa se rompe, la cantidad de agua que fluirá dependerá de la capacidad del reservorio, y tendrá muy poca relación con la carga de las turbinas. En este caso sí tiene mucha importancia que el reservorio sea grande o pequeño (capacidad de almacenamiento de agua). Esta capacidad de almacenamiento de agua se asocia con la capacidad de potencia eléctrica que puede entregar la empresa que suministra energía eléctrica al edificio en caso de un cortocircuito.

Al igual que el flujo de agua en la planta hidroeléctrica, la corriente eléctrica de carga produce trabajo útil, mientras que la corriente de cortocircuito produce efectos destructivos.

La magnitud de la corriente que fluirá a través de un cortocircuito depende principalmente de dos factores:

1) Las características y el número de fuentes que alimentan al cortocircuito.

2) La oposición o resistencia que presente el propio circuito de distribución.

Las fuentes principales de corrientes de cortocircuito son los generadores existentes en el sistema de potencia local y la generación remota de la red que le suministra energía eléctrica (red pública), sin embargo, los motores sincrónicos y de inducción que antes de la falla representaban una carga para el sistema, en condiciones de cortocircuito, se comportan como generadores durante un tiempo relativamente corto. La contribución de estas fuentes se observa en la figura 3.

La oposición que presenta el propio circuito de distribución al flujo de la corriente de cortocircuito se denomina "impedancia" en términos eléctricos y depende de la configuración del sistema eléctrico, y se calcula a partir de la impedancia de cada uno de los componentes del sistema.

Otro de los factores que influyen sobre la magnitud de la corriente de cortocircuito son el momento, tipo y ubicación de la falla.

Figura 3.

Contribuciones de varias fuentes a la corriente de cortocircuito

Fuente: IEEE 241-1990 [5]

Entre las causas más frecuentes de cortocircuitos a nivel de instalaciones comerciales e industriales podemos mencionar las debidas a la ruptura o debilitamiento del aislamiento de conductores y/o equipos y los producidos por agentes ambientales.

Los efectos de las corrientes de cortocircuitos son muy variados, pero los más importantes son el debido al efecto Joule (calentamiento de los equipos eléctricos debido a la gran circulación de corriente), esfuerzos electromecánicos en las máquinas eléctricas y destrucción física del lugar de la falla cuando se producen grandes arcos eléctricos. De los efectos de las fallas por cortocircuito, el más notorio es la interrupción del suministro eléctrico debido a la necesaria apertura del circuito eléctrico por parte de los dispositivos de protección para despejar la falla y evitar mayores daños en el sistema.

Aún cuando se diseñe muy cuidadosamente un sistema de potencia, este estará siempre expuesto al daño que puedan causar flujos de corriente en condiciones de cortocircuito tales como sobrecalentamientos y arcos eléctricos destructivos. Para asegurar que los equipos de protección puedan aislar fallas rápidamente y minimizar el daño de cada uno de los componentes del sistema de potencia y el riesgo del personal, el estudio de corrientes de cortocircuito debe ser incluido en el diseño de los sistemas de potencia y también cuando se hagan modificaciones a los sistemas existentes.

2.1.2 Características de la corriente de cortocircuito

El proceso que ocurre en el sistema de potencia al producirse una falla causada por un cortocircuito es esencialmente de carácter transitorio. La corriente en régimen normal es una onda sinusoidal a 60 herz de frecuencia y amplitud constante, no así cuando sucede un cortocircuito. La forma de onda en este caso sigue teniendo una forma sinusoidal a 60 herz pero va decreciendo exponencialmente desde un valor inicial máximo hasta su valor en régimen estacionario (ver figura 4, corriente total).

Para estudiar el sistema en este estado transitorio se divide el período de ocurrencia de la falla en una serie sucesiva de intervalos "casi estacionarios" los cuales son el período subtransitorio, transitorio y estacionario o permanente, y se aplica el concepto de impedancia para determinar la corriente correspondiente a cada uno de estos estados o intervalos.

La aplicación de el concepto de impedancia se ve plasmado en la asignación de impedancias variables con el tiempo a las máquinas rotativas las cuales son las fuentes de corriente de cortocircuito. En las máquinas rotativas de corriente alterna generalmente la impedancia puede modelarse como una reactancia inductiva debido a la naturaleza inductiva de sus arrollados, por lo que generalmente se consideran tres reactancias (X) asociadas a cada uno de los intervalos en los que se divide la falla:

1) La reactancia subtransitoria Xd" que es la reactancia aparente del arrollado del estator en el instante del cortocircuito y determina el flujo de corriente en los primeros 30 ciclos (hasta ½ segundo) aproximadamente.

2) La reactancia transitoria X’ que determina la corriente durante el período siguiente al subtransitorio y abarca el rango de tiempo entre ½ y 2 segundos después de la ocurrencia del cortocircuito.

3) La reactancia sincrónica Xd, la cual determina el flujo de corriente cuando se establece el período estacionario.

Dependiendo de la magnitud y defasaje en el tiempo entre las ondas de tensión y corriente de un sistema en el instante del cortocircuito, la corriente de falla puede presentar características de asimetría (ver figura 4) con respecto al eje normal de la corriente; en general esto ocurre cuando la onda de tensión normal se encuentra en un valor distinto a su pico máximo en el momento de ocurrencia de la falla. Para producir la máxima asimetría el cortocircuito siempre debe ocurrir cuando la onda de tensión se encuentre pasando por cero (magnitud cero). En un sistema trifásico balanceado (con tres tensiones defasadas 120º), la máxima corriente asimétrica ocurre solamente en una de las fases del sistema (cualquiera de las tres).

La asimetría de la corriente de cortocircuito surge debido a que bajo las condiciones explicadas anteriormente, la corriente que fluye tiene dos componentes: el componente de corriente alterna (componente ac) y un componente de corriente directa (componente dc) tal como ocurre en los circuitos RL de corriente alterna. Este componente dc decrece a medida que pasa el tiempo ya que su energía se disipa en forma de calor por la resistencia del circuito (efecto Joule). Motivado a esto, la rata de decrecimiento es inversamente proporcional a la relación entre la resistencia y reactancia del circuito (X/R) (entre mas baja es la relación X/R, más rápido es el decrecimiento). Por ejemplo, en sistemas de baja tensión, la relación X/R generalmente es baja (menor a 15) por lo que la componente dc decae a cero en un rango entre 1 y 6 ciclos dependiendo del caso.

Como se observa en la figura 4, el valor máximo de la corriente asimétrica ocurre cerca del medio ciclo a partir del instante del cortocircuito.

Figura 4.

Efecto de asimetría en la corriente de cortocircuito

Fuente: IEEE 241-1990 [5]

Como se dijo anteriormente, las corrientes de cortocircuito tienen varias fuentes, las cuales contribuyen en forma diferente dependiendo de su naturaleza. La forma en que las distintas fuentes alimentan al cortocircuito se muestra en la figura 5. A causa de que las corrientes de las máquinas rotativas decrecen a medida que se reduce el flujo después del cortocircuito, la corriente de cortocircuito total decae con el tiempo. Considerando solamente la parte simétrica de la corriente de cortocircuito, la magnitud es máxima en el primer medio ciclo luego del cortocircuito y de un valor más bajo unos pocos ciclos después. 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.

Figura 5.

Corrientes de cortocircuito simétricas de algunas fuentes

Fuente: IEEE 241-1990 [5]

2.2. Cálculo de las corrientes 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, explicados a continuación.

2.2.1. Diagrama Unifilar

El diagrama unifilar es la representación del sistema a ser estudiado. Resulta de la simplificación de un sistema trifásico equilibrado como un circuito monofásico, formado por una de las tres líneas y un neutro de retorno. Otra de las simplificaciones hechas es suprimir el cierre del circuito por el neutro e indicando sus partes componentes por medio de símbolos normalizados en vez de sus circuitos equivalentes. Los planos del apéndice A son diagramas unifilares que representan el sistema eléctrico del edificio.

La finalidad de un diagrama unifilar es suministrar de manera sencilla y concisa los datos más significativos e importantes de un sistema. La información que se representa en el diagrama depende del estudio que se está realizando. Por ejemplo, para estudios de cortocircuito es fundamental representar los equipos de maniobra y protección tales como interruptores, relés y fusibles.

2.2.2. Diagrama de impedancias

El diagrama unifilar debe transformarse en un diagrama de impedancias que muestre el circuito equivalente de cada componente del sistema referido al mismo lado de uno de los transformadores para estudiar el comportamiento en condiciones de carga o al presentarse un cortocircuito.

Los circuitos equivalentes para el estudio de cortocircuito de los distintos componentes del sistema son los siguientes:

- Generadores y Motores: La representación elemental de una máquina sincrónica es una fuente de tensión en serie con una impedancia. Los motores de inducción se representan igual que las máquinas sincrónicas pero se considera su contribución al cortocircuito solo en los primeros ciclos.

- Transformadores: Generalmente se representan por su circuito equivalente "T" ignorando su rama magnetizante.

- Líneas de transmisión y Cables: El circuito equivalente a utilizar depende de la longitud de la línea, usándose el modelo "p" para líneas largas y medias. las líneas y cables cortos se representan como una resistencia en serie con una inductancia.

- Cargas: Se pueden modelar como impedancias de valor constante que consumen potencia activa y reactiva. En estudios de cortocircuito se representan como circuitos abiertos.

-Sistemas externos: Se modela por el circuito equivalente de Thévenin donde la tensión equivalente depende de las tensiones internas de los generadores y la impedancia equivalente depende del resto de elementos del sistema.

El diagrama de impedancia que se describe en esta sección se denomina diagrama de secuencia positiva, ya que representan impedancias para las corrientes equilibradas de un circuito trifásico simétrico. Como se explicará más adelante, también existen diagramas de impedancias para otras secuencias (negativa y cero), siendo en esencia iguales a los de secuencia positiva pero usando otros circuitos equivalentes.

2.2.3. Sistema Por Unidad

Para simplificar la elaboración del diagrama de impedancias y los cálculos de corrientes de cortocircuito, frecuentemente se transforman los valores reales de las variables e impedancias (Voltios, Amperios, Ohmios) a una nueva magnitud llamada "por unidad" (p.u.). Esta magnitud resulta de dividir el valor real de la variable entre un valor base o de referencia de la misma (un valor razonable), el cual tiene una unidad igual a la del valor real resultando un número adimensional.

valor real de la variable

Variable en p.u. = ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾

valor base de la variable

Otro sistema usado es el valor "por ciento" (%) que es igual a 100 veces el valor por unidad.

La utilización del sistema por unidad tiene muchas ventajas, entre ellas:

- Las impedancias de las máquinas rotativas y transformadores son del mismo orden independiente del tamaño de los mismos.

- Permite detectar fácilmente los errores de cálculo.

- Se reduce el empleo de la en los cálculos trifásicos.

- Se evita la referencia de cantidades de uno a otro lado de los transformadores.

- Se evita el trabajo con cantidades demasiado grandes, disminuyendo los errores en el caso de usar computadores para los cálculos.

- Los fabricantes normalmente especifican las impedancias de los equipos eléctricos en por unidad o en por ciento.

Una elección arbitraria de dos cantidades (generalmente tensión y potencia) como valores bases, fijan al mismo tiempo los demás valores base necesarios (corriente, impedancia) para elaborar el diagrama a partir de las relaciones entre ellas como por ejemplo la ley de Ohm. Las ecuaciones para la impedancia base y corriente base son las siguientes:

Respetando ciertas condiciones al seleccionar los valores base (como tensión base igual a la tensión línea a línea del sistema), las leyes y relaciones eléctricas más utilizadas tales como la ley de Ohm, leyes de Kirchhoff, ley de la potencias, etc.; se cumplen igual que en un circuito monofásico de corriente alterna.

En muchos casos la impedancia en por unidad de un componente de un sistema está expresado en una base distinta que la seleccionada como base en el estudio (como en el caso de transformadores, generadores y motores), siendo necesario cambiarla a la nueva base usando la ecuación

Zp.u. nueva = Zp.u. vieja . (Vbase viejo / Vbase nuevo)2 . (Sbase nueva / Sbase vieja)

Donde:

Zp.u. vieja = Impedancia de placa del equipo.

Vbase viejo = Tensión nominal del equipo.

Vbase nuevo = Tensión base del sistema.

Sbase viejo = Potencia nominal del equipo.

Sbase nuevo = Potencia base del sistema.

2.2.4. Tipos de fallas por cortocircuitos en sistemas de potencia

Se produce un cortocircuito en un sistema de potencia, cuando entran en contacto, entre sí o con tierra, conductores energizados correspondientes a distintas fases. Normalmente las corrientes de cortocircuito son muy elevadas, entre 5 y 20 veces el valor máximo de la corriente de carga en el punto de falla. Los cortocircuitos se pueden clasificar en simétricas (balanceadas) y asimétricas (desbalanceadas). En las fallas simétricas la corriente de las tres fases del sistema son iguales en el instante del cortocircuito. Entre ellas tenemos:

- Cortocircuito trifásico: Se ponen en contacto las tres fases en un mismo punto del sistema. Es el cortocircuito más severo en la mayoría de los casos.

- Cortocircuito trifásico a tierra: Se ponen en contacto las tres fases y tierra en un mismo punto del sistema.

En las fallas asimétricas la corriente en las tres fases del sistema no son iguales en el instante del cortocircuito. Entre ellas tenemos:

-Cortocircuito bifásico (fase a fase): Entran en contacto dos fases cualquiera del sistema.

-Cortocircuito bifásico a tierra (dos fases a tierra): Entran en contacto dos fases cualquiera y la tierra del sistema.

-Cortocircuito monofásico (fase a tierra): Ocurre al ponerse en contacto una fase cualquiera con la tierra del sistema. Es el cortocircuito más frecuente.

2.2.5. Métodos para el cálculo de corrientes de cortocircuito

Existen diferentes métodos para hallar el valor de las corrientes de cortocircuito en cualquier punto de un sistema de potencia, siendo algunos el método de reducción de mallas, el método de contribución y el método de componentes simétricas.

El método de reducción de mallas se basa en el teorema de Thévenin, modelando el sistema en el punto de falla como una fuente de tensión (voltaje Thévenin) con magnitud igual al voltaje previo a la falla en serie con una impedancia equivalente (impedancia de Thévenin vista desde el punto de falla) la cual se halla por reducción de mallas del diagrama de impedancias correspondiente. Ya con el modelo de Thévenin es muy sencillo calcular la corriente de cortocircuito que viene dada por el voltaje de Thévenin entre la impedancia de Thévenin. Este método no considera las corrientes que circulan previas a la falla , pero en la mayoría de los sistema de potencia la aproximación es razonable.

El método de contribución es una aplicación del teorema de superposición, partiendo del cálculo de la corriente de cortocircuito que produce cada fuente individualmente sobre el punto de falla. Luego, la corriente de cortocircuito total será la suma de las distintas contribuciones individuales de cada fuente. Presenta la desventaja de ser poco práctico en el caso de existir muchas fuentes de corrientes de cortocircuito.

El método de componentes simétricas está basado en la descomposición de vectores que representan corrientes desequilibradas (fallas asimétricas) en sistemas de vectores equilibrados denominados componentes simétricos. Con esta herramienta, las fallas asimétricas se pueden estudiar de manera similar a como se estudian las fallas simétricas (trifásicas). Este método se explicara con más detalle más adelante.

Un método adicional muy usado para el cálculo utilizando computadores es empleando la matriz de impedancia de barra para determinar las corrientes de cortocircuito. Este método se fundamenta en las propiedades que tiene esta matriz las cuales se explican a continuación.

2.2.6. La matriz de impedancias de barra en los cálculos de cortocircuito

La matriz de impedancias de barra (Zbarra) es importante y muy útil para efectuar cálculos de fallas. Existen diversos métodos rápidos para desarrollar Zbarra a partir de una lista de elementos de impedancia. El método que se describe en esta sección es a través de la inversión de la matriz de admitancias de barra (Ybarra) debido a su gran sencillez y exactitud.

Las matrices Zbarra y Ybarra son simétricas respecto a la diagonal principal y están relacionadas por [Zbarra]= [Ybarra]-1. Los elementos de Zbarra en la diagonal principal se llaman "impedancias propias de los nodos" y los elementos fuera de la diagonal se conocen como "impedancias mutuas de los nodos".

Para hallar la matriz Zbarra se invierte la matriz Ybarra por cualquier método (tal como Gauss - Jordan). Para conseguir la matriz de admitancia de barra se deben seguir los siguientes pasos:

1. Se construye un diagrama de admitancias del sistema a partir del diagrama de impedancias (invirtiendo una a una cada impedancia).

2. Los nodos o puntos de interés (puntos de falla) se consideran como "barras" del sistema.

3. Cada valor de la diagonal de la matriz de admitancia es la suma de las admitancias unidas a la barra respectiva y cada elemento (i,j) fuera de la diagonal es igual al negativo (multiplicada por -1) de la admitancia que une a las dos barras i y j.

Este método se explica con detalle en la sección 7.4 del Stevenson [17]

Para una falla trifásica en la barra k, con un voltaje de prefalla igual a Vf, la corriente de cortocircuito es Icc = Vf / Zkk , donde Zkk es el elemento (k,k) de la matriz Zbarra .

Si se desprecian las corrientes de prefalla, los voltajes de prefalla en todas las barras son iguales, por lo que la tensión en la barra m en el momento de un cortocircuito en la barra k es Vm = Vf (1-Zmk/Zkk).

La corriente total de cortocircuito entre las dos barra n y m es

Inm=(Vn-Vm)/znm , donde znm es la impedancia del elemento entre las barras n y m.

2.2.7. Método de componentes simétricos

Este método se usa para estudiar fallas asimétricas en los sistemas de potencia, tales como cortocircuitos, conductores abiertos y fallas a través de impedancias. Este método se basa en un trabajo publicado por C.L. Fortescue, donde se demuestra que un sistema trifásico desequilibrado se puede descomponer en un sistema trifásico de vectores equilibrados llamados "componentes simétricos" de los valores originales. Los conjuntos equilibrados son:

1. Componentes de secuencia positiva, formados por tres vectores de igual módulo, con diferencias de fase de 120° y con la misma secuencia de fases de los vectores originales.

2. Componentes de secuencia negativa, formados por tres vectores de igual módulo, con diferencias de fase de 120° y con la secuencia de fases opuestas a la de los vectores originales.

3. Componentes de secuencia cero, formados por tres vectores de igual módulo y con una diferencia de fase nula.

La caída de tensión que se origina en una parte de la red por la corriente de una secuencia determinada depende de la impedancia de tal parte del circuito para la corriente de dicha secuencia. las impedancias de un circuito o un elemento a las corrientes de distintas secuencias se suelen llamar impedancias de secuencia positiva, impedancia de secuencia negativa e impedancia de secuencia cero. Las corrientes de cualquier secuencia pueden considerarse como circulando en una red independiente formada por solamente por las impedancias a la corriente de tal secuencia, por lo tanto el análisis de una falla asimétrica en un sistema simétrico consiste en la determinación de los componentes simétricos de las corrientes desequilibradas que circulan.

El circuito equivalente monofásico formado por las impedancias a la corriente de cualquier secuencia exclusivamente, se denomina "red de secuencia" para tal secuencia. las impedancias de secuencia de los distintos elementos que pueden conformar un sistema de potencia son las siguientes:

- Máquinas giratorias: las impedancias de las tres secuencias generalmente son diferentes, aunque no hay casi diferencia entre la magnitud de la impedancia de secuencia positiva y negativa. La impedancia de secuencia cero generalmente tiene un valor menor a las de secuencia positiva y negativa.

- Líneas y Cables: las impedancias de secuencia positiva y negativa son iguales. la impedancia de secuencia cero es de 2 a 3,5 veces mayor que la reactancia de secuencia positiva.

-Transformadores: se acostumbra a suponer que las impedancias de todas las secuencias son iguales, cualquiera sea el tipo de transformador.

- Cargas: las cargas conectadas en estrella o en delta suelen tener también las tres impedancias de secuencia iguales.

En cuanto a las redes de secuencia, se puede decir que las corrientes de secuencia cero circularán sólo si existe un camino de retorno por tierra (puestas a tierra) por donde pueda cerrarse el circuito. La impedancia conectada entre el neutro de una máquina y tierra sólo forma parte de la red de secuencia cero, ya que las corrientes de secuencia positiva y negativa no circularán al ser cero su suma vectorial en el neutro. Si una impedancia con valor Zn se intercala entre el neutro y la tierra de un circuito conectado en estrella, debe colocarse una impedancia de valor 3Zn entre el neutro y la barra de referencia de la red de secuencia cero.

Un circuito conectado en delta, por no disponer de camino de retorno, presenta una impedancia infinita a las corrientes de secuencia cero, aunque estas pueden circular en el interior de la delta.

Las máquinas rotativas (generadores, motores) tienen tensiones internas solamente de secuencia positiva. Las redes de secuencia negativa y cero, si se necesitan, se hallan sustitituyendo las impedancias de secuencia y omitiendo las f.e.m.

La red de secuencia cero de líneas y cables se representan tal cual como su equivalente de secuencia positiva, pero cambiando los valores de la impedancia de secuencia cero. La red de secuencia negativa es igual a la de secuencia positiva.

Las redes de secuencia positiva y negativa de las cargas son iguales, sin embargo, la forma de la red de secuencia cero depende de la forma de conexión de la impedancia entre neutro y tierra. En estudios de corrientes de cortocircuito generalmente se desprecia la influencia de las cargas pasivas.

La red de secuencia negativa de transformadores es igual a la de secuencia positiva, pero las diversas combinaciones posibles de los devanados primario y secundario en estrella y delta varían la red de secuencia cero, tal como se muestra en el anexo B.

2.2.8. Cálculo de corrientes de cortocircuito asimétricas utilizando el método de componentes simétricos

Luego de determinadas las redes de secuencia del circuito, estas se interconectan para representar los diferentes tipos de falla. Ya que se supone linealidad en las redes de secuencia, cada una de las redes puede reemplazarse por su equivalente de Thévenin, entre la barra de referencia y el punto de falla. La tensión del generador único del circuito equivalente para la red de secuencia positiva es Vf (tensión prefalla) respecto al neutro en el punto de aplicación de la falla. La impedancia Z1 del circuito equivalente es la impedancia medida entre el punto P y la barra de referencia de la red de secuencia positiva con todas las f.e.m. internas en cortocircuito.

Como no circulan corrientes de secuencia negativa o cero antes de la ocurrencia de la falla, no aparecen f.e.m. en los circuitos equivalentes de las redes de secuencia negativa o cero. Las impedancias Z2 y Z0 se miden entre el punto P y la barra de referencia en sus redes respectivas.

Al interconectar las redes de secuencia convenientemente y realizar los análisis correspondientes (véase capitulo 13 del Stevenson), se obtienen los siguientes resultados para las distintas fallas asimétricas en un punto del sistema de potencia:

- Falla simple línea a tierra (fase a tierra):

3 Vf

Ia = ———— , Ib = Ic = 0

Z1+Z2+Z0

- Falla línea a línea (entre las fases b y c):

Vf

Ib = -Ic = ———— , Ia = 0. Si Z1=Z2, entonces Ib = 0.866 Icc3ø

Z1+Z2

- Falla doble línea a tierra(entre las fases b, c y tierra):

Vf

Ib = -Ic = —————————, Ia = 0.

Z1 + Z2Z0 / (Z2+Z0)

donde:

Ia, ib, Ic = Corrientes de cortocircuito en las fases a, b y c.

Vf = Tensión de prefalla entre fase y neutro

Icc3ø = Corriente de cortocircuito trifásica

Z1, Z2, Z0 = Impedancias equivalentes de secuencia positiva, negativa y cero.

El método de la matriz de impedancias de barra para hallar corrientes de cortocircuito trifásicas se puede ampliar fácilmente a fallas asimétricas teniendo en cuenta que las redes de secuencia negativa y cero pueden representarse por redes equivalentes de igual manera como se hizo con las redes de secuencia positiva. El método es útil para hallar las impedancias equivalentes Z1, Z2 y Z0, representadas por las impedancias de la diagonal de la matriz Zbarra. Así, con la matriz de impedancias de barra para cada red de secuencia todas las características de las soluciones con un computador digital para fallas simétricos trifásicos pueden extenderse a fallas asimétricas.

2.2.9. Cálculo de corrientes de cortocircuito en sistemas de baja tensión (edificios comerciales)

Según el IEEE Std 242-1986 [6], solamente se requiere calcular los valores máximos de corriente de cortocircuito simétrica para el primer ciclo (½ ciclo), ya que la componente dc decae rápidamente en los sistemas de baja tensión debido a que X/R es muy baja.

El punto de partida es la preparación de un diagrama unifilar con la identificación y datos de los elementos del sistema, tales como generadores, motores, cables, transformadores, red de suministro de energía, equipo de protección y maniobra (interruptores, relés, fusibles), etc.

El próximo paso es determinar, del diagrama unifilar, la localización y tipo de fallas a estudiar, considerando las condiciones más severas de operación como lo son interconexiones cerradas, todas las fuentes de cortocircuito, expansión del sistema a futuro, etc. Las fallas a estudiar son:

- Trifásica (con contacto directo entre los conductores): Es el estudio más común y básico en sistemas de potencia de edificios comerciales. No es muy frecuente, pero generalmente establecen los valores máximos de corriente de cortocircuito.

- Línea a línea: Las corrientes son aproximadamente un 87% del valor para la falla trifásica.

- Línea a tierra: Las corrientes son usualmente iguales o menores a la corriente trifásica debido a la alta impedancia de retorno por tierra, aunque bajo ciertas condiciones pueda ser mayor en teoría a la de falla trifásica. Sin embargo, las pruebas en sistemas reales demuestran que la corriente de falla a tierra es siempre menor a la trifásica.

- Fallas con arco: No hay contacto directo entre los conductores, la corriente circula a través de un arco eléctrico de alta impedancia y es mucho menor a la corriente de falla con contacto directo en la misma localización. Estas fallas son muy peligrosas y difíciles de detectar. La tabla 1 muestra los multiplicadores para estimar los valores de corrientes con arco a partir de las fallas con contacto directo.

Tabla 1.

Valores mínimos aproximados de corrientes para fallas con arco en por unidad de los valores de falla con contacto directo entre los conductores

TIPO DE FALLA

TENSIÓN NOMINAL DEL SISTEMA

600 V 480V 208V

Trifásica

0,94

0,89

0,12

Línea a línea

0,85

0,74

0,02

Línea a tierra

0,40

0,38

0

Fuente: Tabla 63 del IEEE 241-1990 [5]

Posteriormente se debe preparar un diagrama de impedancias dependiendo del tipo de falla a estudiar: si solo se estudiarán las trifásicas, sólo se requiere el diagrama de secuencia positiva; si se estudiarán las fallas asimétricas, se requiere adicionalmente el diagrama de secuencia cero y se asume el diagrama de secuencia negativa igual al de secuencia positiva. Los diagramas deben contener los valores de impedancia (resistencia y reactancia) convertidos a por unidad, la identificación de cada barra y de cada componente del sistema.

Para hacer los diagramas de impedancias se requiere determinar la impedancia de cada uno de los componentes del sistema, para lo cual se recomienda seguir las siguientes consideraciones y simplificaciones:

- Se desprecian las cargas pasivas (impedancia infinita a referencia).

- Las tensiones de las máquinas rotativas y la fuente de suministro de potencia se asumen constantes con un valor igual a la tensión nominal del sistema, con esto no se consideran las corrientes de prefalla, las cuales son despreciables.

- Cómo sólo se necesitan los valores de corrientes cortocircuito para el primer ciclo, se usarán las reactancias subtransitorias de las máquinas rotativas y demás elementos del sistema.

- Los valores de impedancia de los distintos componentes del sistema se obtienen preferiblemente de los datos de placa del fabricante, pero si no se tienen se pueden obtener de tablas que especifican valores aproximados tales como las descritas en el capítulo 3.

- Se desprecian las impedancias de barras colectoras, interruptores y transformadores de corriente.

- Se desprecia la contribución de motores o grupos de motores de inducción con potencia menor a 50 HP, debido a su poca contribución a la corriente de cortocircuito total (véase tabla 12 del IEEE Std 399-1990 en el anexo B).

-Se asume un valor de 1 por unidad para la impedancia equivalente del sistema exterior (alimentación del sistema que se está estudiando, red pública), suponiendo que las tensiones y potencias de cortocircuito bases son iguales a las tomadas para el análisis, de lo contrario esta impedancia se debe cambiar a las bases del estudio.

Finalmente, a partir de los diagramas, se hacen los cálculos de corriente de cortocircuito, bien sea a mano o con la ayuda de un computador digital.

2.3. Coordinación de protecciones

Es la operación selectiva de los diferentes dispositivos de protección, de manera que éstos actúen en secuencia, permitan la localización de las condiciones de falla y se saque de servicio solamente la parte afectado.

La coordinación se realiza más fácilmente si las características tiempo - corriente de los diferentes dispositivos son dibujadas en papel log - log (logarítmico). Las gráficas en papel se deben hacer a un solo nivel de tensión y se muestra, en un par de ejes (corriente y tiempo), el período de tiempo que tarda en operar cada dispositivo cuando la corriente es igual al valor seleccionado. El tiempo igual a cero se considera como el momento en que ocurre la falla.

Estas representaciones de las características de los relés de sobrecorriente, fusibles, interruptores termomagnéticos y otros dispositivos, ayudan en la elección del equipo correcto y la selectividad deseada.

Los pasos generales que se deben seguir para un estudio de coordinación de protecciones, son los siguientes:

1. Recopilar la información necesaria sobre el sistema eléctrico a proteger, indicando las características de los elementos del sistema en el diagrama unifilar.

2. Determinar los valores máximos de carga, de acuerdo a la capacidad nominal del circuito protegido.

3. Calcular las corrientes de cortocircuito máximas y mínimas en los puntos del sistema que sean importantes para la coordinación.

4. Recopilar y seleccionar información técnica sobre los equipos de protección existentes o que se instalarán en el sistema eléctrico, entre ellas las curvas características de tiempo - corriente de cada dispositivo de protección. Esta información generalmente la suministra el fabricante.

5. Ubicar y seleccionar las características y rango de ajustes de los equipos de protección para que cumplan con las exigencias básicas del circuito a proteger y las normas existentes para tal fin.

6. El proceso de coordinación debe realizarse desde la carga hacia la fuente, en los sistemas radiales.

7. Realizar la coordinación, es decir, escoger las características de operación y ajuste de los dispositivos de protección de modo que exista selectividad. Toda esta información se resume en gráficos de tiempo - corriente (en papel logarítmico) para verificar el cumplimiento de los requerimientos de protección y coordinación.

2.3.1. Descripción de algunos equipos para protección de sobrecorriente en sistemas de baja tensión

Algunos de los dispositivos de protección más comúnmente usados en los sistemas eléctricos de baja tensión son los fusibles limitadores, interruptores termomagnéticos y conjuntos relés - interruptores de potencia. A continuación se realiza una breve descripción de estos:

Fusibles limitadores:

Los fusibles se definen como dispositivos de sobrecorriente con una parte extraible que se calienta y es destruida cuando pasa una cantidad de corriente prefijada, provocando la apertura del circuito asociado al mismo. Todos los fusible tienen la capacidad de limitar la corriente, pero el término "fusibles limitadores" se aplica a fusibles con una acción limitadora mucho más pronunciada. Estos fusibles son diseñados para actuar mucho más rápido que los fusibles normales, ya que pueden realizar la apertura del circuito en menos de ¼ de ciclo a 60 Hz, antes que la magnitud de la corriente de cortocircuito llegue a sus valores máximos.

Su principal uso es acompañado de interruptores o contactores de bajo voltaje, para evitar su destrucción cuando las magnitudes de la corriente de falla superen la capacidad de interrupción de los mismos.

Interruptores termomagnéticos (breakers, interruptores de caja moldeada):

Son dispositivos diseñados para abrir o cerrar un circuito eléctrico manualmente y para abrir dicho circuito automáticamente cuando circula por él un valor predeterminado de sobrecorriente (sobrecarga o cortocircuito). Estos interruptores son muy utilizados para la protección de sobrecorriente en sistemas eléctricos industriales y en edificios. En el anexo C se pueden observar varios modelos de interruptores de este tipo.

Estos interruptores, como su nombre lo indica, poseen dos acciones de disparo, una térmica y otra magnética. La acción de disparo térmica (protección contra sobrecargas), se obtiene a base del empleo de un dispositivo bimetálico que se calienta al circular por él la corriente. La curva de operación de la acción térmica se conoce como "curva de corriente de tiempo inverso" ya que el dispositivo bimetálico actúa más rápidamente mientras mayor sea la corriente de sobrecarga. La acción de disparo magnética (protección contra cortocircuitos), se obtiene al conectar un electroimán en serie con el dispositivo bimetálico. Cuando ocurre un cortocircuito, la corriente activa al electroimán, abriendo los contactos del interruptor instantáneamente (menos de un ciclo).

Interruptores de potencia con unidades de disparo (relés) de estado sólido:

Este conjunto se usa cuando los niveles de corriente no permiten el uso de dispositivos de acción directa. El conjunto requiere elementos de muestreo (transformadores de corriente) y elementos de control para el disparo del interruptor. Generalmente se emplean en los interruptores principales de las subestaciones o en interruptores para alimentadores de importancia. Los relés de estado sólido presentan bastante exactitud en los umbrales de disparo y tienen curvas de operación ajustables según la necesidad. Generalmente estas unidades de disparo incluyen las siguientes funciones:

- Disparo instantáneo: el interruptor opera inmediatamente al ocurrir la falla. Se utiliza para zonas del circuito donde los cortocircuitos deben despejarse en forma rápida para evitar daños.

- Curva de retardo largo (L.T.D.): se utiliza para limitar las sobrecargas en el orden de segundos a minutos.

- Curva de retardo corto (S.T.D.): se provoca un retardo intencional de pocos ciclos de corriente con la finalidad de lograr coordinación con protecciones aguas abajo.

- Falla a tierra: se fija el umbral de corriente y el tiempo de retardo para la operación del interruptor en caso de cortocircuitos monofásicos. Para sensar las corrientes de falla a tierra generalmente se colocan los transformadores de corriente en conexión residual que detectan el flujo de corriente por tierra (el relé sensa la suma fasorial de las corrientes de fases más la del neutro por medio de la conexión en estrella de los transformadores de corriente. En condiciones normales la suma fasorial es cero). Esta función debe tener un ajuste en corriente y tiempo coordinado con protecciones falla a tierra aguas abajo.

2.4. Frecuencia media de interrupciones

Según la Norma sobre los indicadores de gestión de CADAFE [3], la Frecuencia de interrupciones (F) es la medida que nos permite conocer el número promedio de veces que se interrumpe el servicio de energía eléctrica a un circuito en un período de tiempo dado. Viene dado por:

F = S KVA(Int) / S KVA(Inst)

Donde:

S KVA(Int) = Sumatoria de los Kilo Voltio Amperios Interrumpidos.

S KVA(Inst) = Sumatoria de los Kilo Voltio Amperios Instalados.

Se deben desagregar las interrupciones por parte de la empresa de suministro eléctrico.

Los factores más importantes que pueden influir en el aumento de la frecuencia media de interrupción en un sistema eléctrico, según la definición anterior, son: fallas simétricas o asimétricas causadas por cortocircuitos o fases abiertas, operación errónea de dispositivos de protección y poca selectividad, entre otros.

2.5. Armónicos en los sistemas eléctricos de potencia

La introducción de nuevas tecnologías en los sistemas de potencia tales como cargas no lineales basadas en semiconductores que requieren corrientes no sinusoidales ha traído como consecuencia el flujo de corrientes armónicas hacia el sistema de potencia AC. Esta situación puede crear interferencia con los equipos de comunicación, sobrecalentamiento de equipos y peligrosas condiciones de resonancia en el sistema.

Los armónicos no son más que componentes senoidales de una onda la cual tiene una frecuencia que es múltiplo entero de la frecuencia fundamental (60 Hz) de una onda no senoidal de tensión y/o corriente. Su efecto se puede observar fácilmente como una deformación de la onda de tensión o corriente, que deja de ser puramente senoidal, como debería ser idealmente.

En edificios comerciales, el que más contribuye al flujo de armónicos es el computador personal (PC) debido a que usan una fuente de alimentación tipo diodo/condensador (switch), al igual que la mayoría de los otros equipos electrónicos de oficina. Las armónicas también son generadas por las bobinas (balastos) para lámparas fluorescentes. En el caso de lámparas con bobinas de núcleos magnéticos normales, la corriente de tercera armónica generada (a 120 Hz) se situa en 20% aproximadamente de la frecuencia fundamental a 60 Hz. Los balastos electrónicos generan una tercera armónica aún mayor, de hasta 80%. Otros equipos de estado sólido, como los de comunicación, arrancadores suaves de motores, rectificadores AC-DC y fuentes de energía ininterrumpibles (UPS) también contribuyen en gran proporción al flujo de armónicas en los sistemas de potencia de edificios.

La Distorsión Armónica Total (THD) es un término comúnmente usado para definir el "factor de distorsión armónica" (DF) en la tensión o corriente, es decir, el efecto de los armónicos sobre la tensión o corriente del sistema de potencia. Este factor se usa en sistemas de baja, media y alta tensión. Este factor se expresa en porcentaje de la onda fundamental, y está definido por:

THD = DF =

THD = (en la tensión)

THD = (en la corriente)

Donde:

Vh = Tensión del armónico de orden h (h=1 corresponde a la tensión fundamental)

Ih = Corriente del armónico de orden h (h=1 corresponde a la corriente fundamental)

La IEEE 519-1992 [8], establece los límites de distorsión armónica en la corriente para sistemas de distribución, en función de la relación Icc/IL (máxima corriente de cortocircuito simétrica entre la máxima corriente de carga) (ver anexo F). Esta misma norma establece también los límites de distorsión armónica presentes en la tensión para sistemas de potencia (también en el anexo F).

Los principales efectos de los armónicos en los distintos elementos del sistema de potencia son los siguientes:

-Condiciones de resonancia: Es el efecto más peligroso y destructivo de las corrientes armónicas. Estas condiciones aparecen debido a los valores de impedancia que presenta el sistema a las frecuencias armónicas.

-Motores, Generadores y transformadores: Se incrementa el calentamiento debido al aumento de las pérdidas en el cobre y el núcleo a las frecuencias armónicas, disminuyendo su eficiencia. Estos equipos también pudieran tener problemas con el aislamiento.

-Cables: Cuando se ven involucrados en condiciones de resonancia se puede romper su aislamiento. También sufren sobrecalentamientos debido a que la corriente rms total se puede ver incrementada al haber contenido de armónicas en la corriente (el amperaje de los cables generalmente se escoge en base a la corriente fundamental).

-Capacitores: Se ven afectados al existir condiciones de resonancia y están expuestos a tensiones y corrientes considerablemente más altas que las normales, ya que la reactancia del capacitor disminuye a medida que aumenta la frecuencia.

-Equipo electrónico: Es susceptible a la mala operación causada por la distorsión armónica, ya que su funcionamiento depende de la forma de onda de la tensión.

-Equipos de medición: Se pueden presentar errores en la medición tanto positivos como negativos, dependiendo de los armónicos involucrados y del tipo de medidor. En general se requiere un factor de distorsión armónica severo (mayor al 20%) para observar errores significativos.

-Relés de protección: Según la IEEE 519-1992, es muy difícil determinar con exactitud la respuesta de los relés en sistemas que presentan distorsión armónica, pero generalmente se requieren factores de distorsión del 10 al 20% para causar problemas en la operación de los relés.

-Interferencia telefónica: Se introducen ruidos en estos sistemas de comunicación debido a la aparición campos eléctricos y magnéticos en sus proximidades.

CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO

3.1. Área de investigación

Este Trabajo Especial de Grado se desarrolló en el Departamento de Sección de Electricidad y Electrónica del departamento de Mantenimiento y Operaciones de la Gerencia de Mantenimiento del edificio Petróleos de Venezuela La Campiña. En esta sección se realiza el mantenimiento preventivo y correctivo, proyectos y mejoras en el área eléctrica y electrónica de todo el edificio Petróleos de Venezuela así como otros edificios de Corpoven en el área Metropolitana.

Los proyectos realizados por esta sección incluyen las modificaciones del sistema eléctrico del edificio, ya que continuamente se instalan nuevos equipos, obligando a hacer estudios que revelen las condiciones en que se encuentra el sistema.

Se hizo el estudio en el sistema eléctrico del edificio Petróleos de Venezuela, a partir de la acometida de La Electricidad de Caracas hasta los diferentes tableros de distribución eléctrica.

3.2. Tipo de investigación

El presente proyecto titulado "DESARROLLO DE UN SOFTWARE PARA ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO EN SISTEMAS ELÉCTRICOS COMERCIALES E INDUSTRIALES", cuyas características ya se han indicado, se encuentra enmarcado en la modalidad de Proyecto Factible, ya que proporciona una solución posible a un problema del tipo práctico, para satisfacer las necesidades de una organización como Corpoven.

"El proyecto factible consiste en la elaboración de un modelo operativo viable, o una solución posible a un problema del tipo práctico, para satisfacer necesidades de una institución o grupo social". Fuente: Manual de Trabajos de Grado de Maestría y Tesis Doctorales, Universidad Pedagógica Experimental Libertador, Capítulo II.

Se puede destacar que las fases metodológicas que sigue la investigación, se adaptan a la afirmación anterior.

3.3. Antecedentes

El antecedente más importante de este proyecto de investigación lo constituye el estudio de los niveles de cortocircuito y coordinación de protecciones del sistema eléctrico del edificio realizado por JANTESA titulado "Informe sobre el cálculo, selección y ajuste de los equipos de protección de sistema eléctrico - industrial instalado en el edificio sede de C.V.P. La Campiña" que data del año 1979 cuando se proyectó el sistema eléctrico del edificio. Anexo a este informe, esta misma empresa realizó un estudio en julio del año 1990 titulado "Suplemento al informe sobre el cálculo, selección y ajuste de los equipos de protección del sistema eléctrico industrial instalado en el edificio" donde se especifican los datos para el ajuste de los dispositivos de protección de los interruptores principales en las dos subestaciones y donde además se recomienda realizar una coordinación de protecciones más profunda, incluyendo los tableros más allá de las barras principales de las subestaciones.

También se dispone de un informe de pasantías titulado "Estudio de Cargas del Edificio Petróleos de Venezuela" hecho por Juan Ascencao en 1988 en donde se realizó ajustes de un relé de balance de cargas y en el cual se recomienda llevar a cabo un estudio de coordinación de protecciones del edificio. Sin embargo la ocurrencia de muchas fallas en donde no han operado bien los sistemas de protección del edificio ameritan una revisión del mismo.

En la actualidad existen numerosos programas (software) para el cálculo de corrientes de cortocircuito, pero no se tiene conocimiento de alguno que esté adaptado especialmente para el cálculo de corrientes de cortocircuito en edificios.

3.4. Revisión bibliográfica

Para la realización del proyecto se realizó en primer lugar la búsqueda de información bibliográfica, que permitió determinar la metodología a seguir para darle solución al problema. Se revisaron libros de análisis de sistemas de potencia, recomendaciones y estándares del Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) para el cálculo de corrientes de cortocircuito y coordinación de protecciones, así como otros trabajos especiales de grado referentes al tema.

3.5. Fases de la investigación

Con fines de reducir la frecuencia de interrupción en el sistema eléctrico del edificio "Petróleos de Venezuela" y ya señalada la problemática actual, se precisó la revisión de los ajustes y capacidades de interrupción de los equipos de protección actualmente instalados en caso de fallas por cortocircuitos, para lo cual fue necesaria la actualización del diagrama unifilar y el cálculo de los niveles de cortocircuito en varios puntos del mismo, haciendo énfasis en los lugares mas propensos a fallas en donde se presuma que no están funcionando bien los equipos de protección. Se desarrollo también un software que permitió simplificar los cálculos de corriente de cortocircuito y es además muy útil para el cálculo en sistemas eléctricos de potencia en edificios comerciales.

3.5.1. Actualización del diagrama unifilar del sistema y búsqueda de información

Esta tarea se realizó usando como base los archivos, planos, estudios y planillas de tableros, existentes hasta la fecha y tomando en cuenta las modificaciones hechas. En muchos casos la información no se tenía a la mano o se quería verificar, por lo que se obtuvo por medio del recorrido de circuitos y visitas a los distintos tableros y equipos en el sitio. Para estas tareas se contó con el total apoyo del personal del departamento de Mantenimiento y Operaciones del área metropolitana.

En algunas situaciones fue imposible obtener directamente la información requerida para los estudios de cortocircuito y coordinación de protecciones debido a la falta de información técnica de los fabricantes, ausencia o inaccesibilidad a la placa de los equipos, por lo cual se usaron tablas con valores estándar que mostraban los valores requeridos, como se explicará con más detalle luego.

En resumen, la información recopilada fue la siguiente:

- Estudio de cortocircuito: Tensión nominal de todos los elementos del sistema. Tipo aislamiento, calibre, tubería y longitud de cables. Tipo, capacidad (HP) y conexión de motores y generadores. Tipo, capacidad (KVA), conexión e impedancia de transformadores. características, relación X/R y capacidad de cortocircuito en la alimentación del sistema eléctrico de la Electricidad de Caracas.

- Estudio de protecciones: Tipo, marca, modelo, tensión nominal, ajustes, capacidad de interrupción para cada dispositivo de protección por sobrecorriente instalado en el edificio.

El diagrama unifilar realizado se muestra en el apéndice A y muestra parte de la información recopilada. La actualización del diagrama unifilar y recopilación de información fue un trabajo complejo debido a la variedad de tableros, cables y equipos instalados; y también debido a que muchas de las modificaciones hechas no se asentaron en su momento en el diagrama unifilar.

3.5.2. Consideraciones y simplificaciones hechas para el cálculo de los niveles de cortocircuito

Como consecuencia de lo explicado en la sección 2.2.9., sólo se calcularon los máximos valores de corriente de cortocircuito simétrico para el primer medio ciclo.

Primeramente se seleccionó el tipo y ubicación de las fallas a estudiar. Las fallas escogidas fueron:

-Falla trifásica: ya que es la más severa de todas.

-Fallas bifásicas y monofásicas: pueden ocurrir frecuentemente.

-Fallas trifásicas, bifásicas y monofásicas con arco: establecen la magnitud mínima de la corriente en estos cortocircuitos.

Estas fallas se localizaron en cada tablero de distribución del edificio exceptuando algunos tableros de 208 Voltios donde se observó, en base a cálculos realizados en otros tableros con características de alimentación similares , que los niveles de cortocircuito eran muy pequeños en comparación con la capacidad de interrupción de la protección instalada. También se consideraron las fallas en los motores de potencia mayor a 50 HP.

Para las fallas se consideraron dos condiciones básicas de operación:

- Operación normal: El sistema se alimenta en su totalidad a través de los interruptores "Pringle" de la electricidad de Caracas. Los interruptores de interconexión (52-T1, 52-T2 y 52-T3, son manuales) permanecen abiertos.

- Operación de emergencia: Los generadores de emergencia alimentan los tableros preferenciales por medio de la transferencia automática.

Actualmente el sistema cuenta con una gran capacidad de reserva (cerca del 50%) por lo que no se prevee una expansión del sistema a mediano plazo. Por tanto los niveles de cortocircuito no variaran en forma significativa aunque cambie la capacidad de cortocircuito en el lado de alta tensión de los transformadores de 2000 KVA, ya que la corriente de cortocircuito depende en gran proporción de las características (impedancia, capacidad de estos transformadores).

Debido a que se quieren estudiar fallas asimétricas, fue necesario buscar los valores de impedancia de secuencia cero de cada elemento del sistema. Los valores de las impedancias de secuencia negativa se asumieron iguales a los de secuencia positiva. Se hicieron además las siguientes consideraciones generales:

- Se despreciaron las contribuciones de las cargas pasivas a la corriente de cortocircuito.

- Las tensiones de las máquinas rotativas y fuentes de suministro se asumieron con un valor igual a la tensión nominal del sistema. Se usaron las reactancias subtransitorias de las máquinas.

- Se despreciaron las contribuciones de motores o grupo de motores de inducción con potencia menor a 50 HP, considerando sólo los motores mas grandes que operan normalmente en el edificio.

- Se despreciaron las impedancias de barras colectoras, transformadores de corriente y conexiones.

Los valores de impedancia tomados para cada elemento del sistema fueron los siguientes:

- Cables: fundamentalmente se usa un sólo tipo de cable para la alimentación de tableros y motores del edificio. Este es el cable de cobre con aislamiento THW, en ductos magnéticos y en algunos casos ductos no magnéticos. Se asumieron valores estandarizados para la impedancia de secuencia positiva por unidad de longitud (para cada calibre), a partir de la tabla 10 del IEEE Std 242-1986 [6] (ver anexo B). También se utilizó la tabla 65 del IEEE Std 241-1990 [5] (en el anexo B) para los cables de la Electricidad de Caracas a nivel de 12.47 kV. Estos cables son del tipo PLT (polietileno) para 15 kV con pantalla.

Los valores de impedancia de secuencia cero por unidad de longitud se tomaron de la librería de cables de un programa para análisis transitorio (ETAP revisión 7.3 de Operation Technology, Inc.) y se muestran en el anexo B. La resistencia y reactancia están expresadas en ohmios por cada 1000 pies. Estos valores son muy similares a los considerados para el estudio de cortocircuito realizado por Jantesa en el año 1979 [12] (anexo B).

- Motores: En el edificio sólo existen motores de inducción y sólo se consideraron los motores de potencia mayor a 50 HP y de operación normal, a excepción de los motores de los chillers conectados a las barras de aire acondicionado "A" y "B" los cuales poseen arrancadores suaves basados en tiristores (modelo Easy Start de Westinghouse, anexo D) y por tanto no contribuyen a la corriente de cortocircuito. Los motores considerados fueron los de las salas de manejo de aire, las bombas de agua helada y condensado para el sistema de aire acondicionado. También se ignoraron los motores de 50HP de los ascensores los cuales están siendo sustituidos por un grupo rectificador AC-DC y motores DC.

El valor de reactancia asumida para cada uno de estos motores fue de X" =1,2*0,167 = 0,2 p.u. según las tablas 12 y 13 del estándar IEEE 399-1990 [7] (anexo B). La relación X/R para estos motores dependen de la potencia del mismo y se tomaron de la figura 154 del mismo estándar (anexo B). No fue necesario saber el valor de la impedancia de secuencia cero debido a que el neutro de los motores generalmente no se conectan a tierra por tanto presenta una impedancia infinita a tierra. La potencia asumida para realizar los cambios de base se asumió igual a los HP del motor (KVA=KW/fp*ef @ HP a fp=0,8).

-Alimentación de la Electricidad de Caracas: Como se carecía de información específica sobre el sistema eléctrico de la Electricidad de Caracas más allá de la subestación "Las Delicias" que suple al edificio, se obtuvo la impedancia equivalente del sistema exterior a partir de la relación X/R y la potencia de cortocircuito trifásica y monofásica en la barra de conexión a nivel de 12.47 kV.

- Generadores: Existen dos del tipo sincrónico, 750 KVA, 480 V, 1800 RPM. La impedancia de secuencia positiva y cero se obtuvieron a partir de la tabla A.4 del Stevenson [17] (Anexo B). El valor asumido para la impedancia de secuencia cero fue la mitad del valor de secuencia positiva.

- Transformadores: Sus impedancias de secuencia se asumieron todas iguales al valor de secuencia positiva. Los circuitos equivalentes de secuencia cero para transformadores se tomaron de la figura 12.19 del Stevenson [17] (Anexo B). En su mayoría, los transformadores eran del tipo seco, trifásicos o conformados por bancos de tres transformadores monofásicos a excepción de los transformadores de alimentación del edificio (2000 KVA, en aceite). Para estos transformadores se tomó el valor de impedancia directamente en su placa y la relación X/R se consiguió en la figura 153 del IEEE Std 399-1990 [7] (anexo B). Las impedancias y relación X/R de transformadores del tipo seco se tomaron de las tablas 64(c) y 64(d) del IEEE Std 241-1990 [5] mostradas en el anexo B, cuando estas no se pudieron obtener directamente de la placa. En otros casos, los valores se tomaron de la tabla "Características eléctricas de los transformadores secos tipos EP y EPT" del catálogo de Productos Eléctricos Westinghouse S.A. (incluida en el anexo B).

3.5.3. Desarrollo y características del Programa para el Cálculo de Corrientes de cortocircuito (PCCC)

Se desarrolló un software para calcular las corrientes de cortocircuito en la red eléctrica del edificio, pero este se puede aplicar para simular un amplio rango de sistemas eléctricos de potencia de distribución, transmisión o industriales. El programa es particularmente ventajoso para el cálculo de corrientes de cortocircuito de sistemas de potencia de edificios comerciales ya que minimiza el tiempo necesario para introducir los datos de la red eléctrica al convertir automáticamente los valores de las impedancias a una base común en por unidad y solamente se debe especificar la información mínima para modelar el sistema, además de otras facilidades como una librería de impedancias por unidad de longitud de cables usados en estos sistemas. El programa calcula fallas trifásicas y monofásicas considerando la contribución de motores, generadores y la red de suministro eléctrico. Los sistemas introducidos se pueden almacenar en archivos, lo que permite hacerle modificaciones o expansiones a futuro. Adicionalmente calcula la caída de tensión de cables para aprovechar la información que se introdujo. En el apéndice E están unas notas referentes al uso del programa.

Para el desarrollo del programa se siguieron los procedimientos establecidos en los libros de análisis de sistemas de potencia y las últimas recomendaciones del IEEE para estos estudios, incluyendo las consideraciones de la sección anterior. También se revisaron manuales y demostraciones de programas existentes para el cálculo de corrientes de cortocircuito (INTEGRA3, ETAP, etc.).

El programa se fundamenta en la modelación de los diagramas de impedancia por medio de una matriz simétrica (ZL) en donde cada elemento i,j de la matriz representa la impedancia conectada entre las barras número i y número j. A partir de esta matriz se forma las matrices de admitancia de barra (Ybarra) para cada secuencia las cuales se invierten por el método de Gauss-Jordan para matrices complejas (se seleccionó este método debido a su exactitud y sencillez) con la finalidad de obtener la matrices de impedancia de barras (Zbarra) y se hacen los cálculos de corrientes de cortocircuito con las ecuaciones mostradas en la sección 2.2.6.

El lenguaje utilizado para desarrollar el programa fue el Quick Basic 4.5 para MS-DOS debido a su sencillez para la programación y que cumplía con la capacidad necesaria para la naturaleza de los cálculos a realizar. La configuración mínima requerida para correr el PCCC (Programa para el Cálculo de Corrientes de Cortocircuito) es un PC-AT compatible (80286 o superior) con 640 KB de memoria RAM, unidad de disco y MS-DOS versión 3.3 o superior. El programa fue corrido en un PC Pentium-133 Mhz. Tiene una capacidad para aproximadamente 130 barras y el doble de elementos conectados entre las barras (el número máximo de barras depende de la memoria base disponible por el computador).

El contenido del programa se muestra en el apéndice B (en texto - lenguaje Basic) y se incluye en el diskette que acompaña este tomo (en el sobre). El programa está conformado por un archivo ejecutable llamado PCCC.EXE y 4 archivos de datos de cables con extensión .DAT . Adicionalmente el diskette contiene el programa en el formato usado para la programación (PCCC.BAS) para ver, editar o hacer cualquier modificación. Para usar el PCCC.BAS se debe ejecutar éste desde el programa Quick Basic del MS-DOS. El Autor autoriza el uso del programa a cualquier persona. Nota: el programa PCCC.EXE es el mismo PCCC.BAS y permite simular un mayor número de barras (aproximadamente 130 barras. Nota: el PCCC.BAS tiene capacidad para 70 barras aproximadamente) pero carece de las funciones: cálculo de caídas de tensión y tabla de las impedancias de los cables (que si se pueden usar en el PCCC.BAS), debido a limitaciones del compilador del Quick Basic.

El programa fue validado por diversos cálculos hechos a mano y comprobados con la utilización del mismo. En el apéndice B.1 se muestra el ejemplo 13.4 del Stevenson [1] y la resolución pasos a paso utilizando el programa, pudiéndose verificar su validez en este caso, al comparar los valores de la corriente de falla.

Se tiene pensado realizar una nueva versión del programa para calcular corrientes de cortocircuito trifásicas, pero haciéndolo más amigable (trabajando con la plataforma Windows).

3.5.3.1. Ecuaciones utilizadas por el software para la modelación del sistema eléctrico

- Cables:

Donde:

r , x = resistencia y reactancia de secuencia positiva por unidad de longitud

ro , xo= resistencia y reactancia de secuencia cero por unidad de longitud

l = longitud

n = número de conductores por fase

Diagramas de impedancias: las impedancias se conectan entre las barras especificadas por el usuario.

- Motores:

La siguiente ecuación aproxima el valor de la relación X/R por una recta, con valores basados en la figura 154 del estándar IEEE 399-1990 [7] (anexo B)

x / r = 10/3 + HP /30

Donde:

Vplaca = tensión de placa del motor

Smotor = potencia aparente nominal del motor

Diagramas de impedancias: las impedancias de secuencia positiva se conectan entre la barras especificada por el usuario y referencia. La impedancia equivalente de secuencia cero a tierra es de magnitud infinita.

- Transformadores:

X = R (x / r)

Donde:

Vplaca = tensión de placa del transformador

Zplaca = tensión de placa del transformador en por ciento

Stransf = potencia aparente nominal trifásica del transformador

En el caso de bancos de transformadores monofásicos de tipo seco la siguiente ecuación aproxima el valor de la relación X/R y la impedancia en por ciento a través de una recta (en función de la capacidad nominal), con base a los valores establecidos en la tabla 64(d) del estándar IEEE 241-1990 [5] (anexo B)

x / r = 0,5568 + 8,642 10-6 (Stransf1Ø)

Zplaca = 2,9074 + 1,852 10-5 (Stransf1Ø)

Stransf1Ø = capacidad nominal trifásica de cada transformador monofásico

En el caso de transformadores trifásicos de tipo seco la siguiente ecuación aproxima el valor de la relación X/R y la impedancia en por ciento a través de una recta (en función de la capacidad nominal), con base a los valores establecidos en la tabla 64(c) del estándar IEEE 241-1990 (anexo B)

x / r = 4,4567 + 2,887 10-6 (Stransf)

Zplaca = 0,3580 + 3,464 10-6 (Stransf)

Diagramas de impedancias: las impedancias de secuencia positiva se conectan entre las barras especificadas por el usuario. Las impedancias de secuencia cero se modelan según el tipo de conexión usada:

- En la conexión delta - delta, delta - estrella o estrella - estrella con alguno de los neutros de la estrella sin aterramiento Z0equiv= ¥.

- En la conexión delta - estrella con aterramiento Z0 se conecta entre el secundario del transformador y tierra.

- En la conexión estrella - estrella con ambos neutros puestos a tierra Z0 se conecta entre las dos barras del transformador.

- Impedancias (W/Fase):

Donde:

R1, X1 = resistencia y reactancia de secuencia positiva en ohmios.

R0, X0 = resistencia y reactancia de secuencia cero en ohmios.

Diagramas de impedancias: las impedancias se conectan entre las barras especificadas por el usuario.

- Sistemas exteriores:

Donde:

Scc3Ø = potencia de cortocircuito para falla trifásica.

Scc1Ø = potencia de cortocircuito para falla monofásica.

qcc3Ø = Atan(x/r para falla trifásica) = ángulo de la potencia para falla trifásica.

qcc1Ø = Atan(x/r para falla monofásica) = ángulo de la potencia para falla monofásica.

- Cálculo de la caída de tensión:

Donde:

Z = Impedancia del cable (R+jX en ohmios)

I = Corriente que pasa por el cable (módulo en amperios y ángulo)

Vt = Tensión en el extremo de alimentación (en voltios)

%DV = porcentaje de caída de tensión.

- Cálculo de las corrientes de cortocircuito para fallas trifásicas y monofásicas:

x / r = Atan(q3ø)

x / r = Atan(q1ø)

Donde:

Icc1Ø = corriente de cortocircuito simétrica para falla trifásica.

Icc3Ø = corriente de cortocircuito simétrica para falla monofásica.

Z1, Z0 = impedancias equivalentes de secuencia positiva y cero vistas desde el punto de falla.

El programa hace los cálculos para el primer medio ciclo considerando la contribución de los motores, y también calcula (si así lo desea el usuario) la corriente de cortocircuito para el período de interrupción de los dispositivos de protección cuando ya ha desaparecido la contribución de los motores a la falla.

3.5.3.3. Diagrama de flujo del programa para el cálculo de cortocircuitos

A continuación se muestra un diagrama de flujo del programa desarrollado para tener una idea del funcionamiento del mismo.

Figura 6.

Diagrama de flujo del programa

Figura 6 (continuación).

Diagrama de flujo del programa

Figura 6 (continuación).

Diagrama de flujo del programa

Figura 6 (continuación).

Diagrama de flujo del programa

Figura 6 (continuación).

Diagrama de flujo del programa

Figura 6 (continuación).

Diagrama de flujo del programa

Figura 6 (continuación).

Diagrama de flujo del programa

3.5.4. Introducción de datos al software y cálculo de las corrientes de cortocircuito

Una vez actualizado el diagrama unifilar y desarrollado el software, se introdujeron los datos necesarios al programa siguiendo los lineamientos y condiciones de operación de la sección 3.3.2..

Primeramente se simuló el sistema incluyendo la alimentación de la Electricidad de Caracas desde la subestación Delicias 69 kV, los tableros principales del edificio y los motores mas grandes. Los datos del sistema eléctrico de la Electricidad de Caracas se tomaron de planos entregados a Corpoven y los niveles de cortocircuito en la subestación Delicias para noviembre de 1996 (anexo B).

Luego, con los resultados de esta corrida (tabla 2), se simuló los tableros principales que no contenían grandes motores como sistemas exteriores, para crear subsistemas que permitieran calcular los niveles de cortocircuito en subtableros y transformadores aguas abajo. Esta consideración se pudo hacer gracias a que la contribución a la corriente de cortocircuito de los motores instalados en el edificio es muy pequeña, y los transformadores de 2000 KVA limitan el flujo de corrientes de cortocircuito entre las barras principales de la subestación.

Los sistemas simulados se almacenaron en archivos generados por el mismo programa para cálculo de corrientes de cortocircuito y se incluyen en el diskette, con los nombres ACOMEDEC (acometida de la Electricidad de Caracas, tableros principales y grandes motores), TGE (tablero general torre este), TGO (tablero general torre oeste), TP1 (tablero preferencial#1 - operación normal), G1(tablero preferencial#1 - operación de emergencia), TP2 (tablero preferencial#2 - operación normal), G2 (tablero preferencial#2 - operación de emergencia), TSC (tablero de servicios comunes), TPA (tablero plaza aérea) y TCC (tablero cocina - comedor).

Los resultados de las simulaciones se resumen en las tablas 2 a 11. Para hallar los valores de cortocircuito con arco se usó la tabla 1. En la simulación de la condición de operación de emergencia se conectaron los generadores #1 y #2 a los tableros preferenciales #1 y #2 respectivamente, modelando los generadores como impedancias en por unidad conectada a tierra.

3.5.5. Verificación de las capacidades de interrupción de los equipos de protección

La verificación de las capacidades de interrupción se realizó para cada falla en los tableros, transformadores y motores del edificio definidos en las tablas 2 a la 11, comparando la magnitud de la corriente de cortocircuito más desfavorable con la capacidad de interrupción simétrica del interruptor ubicado aguas arriba a la falla, de una forma tabulada y sencilla. Esta verificación se hizo porque si algún interruptor no posee una capacidad de interrupción adecuada, podría llegar a explotar y sus contactos se dañarían al tratar de interrumpir corrientes (en caso de cortocircuito) con magnitud mayor a la que éste puede operar con seguridad.

En los casos en que este requisito no se cumple, se analizaron y evaluaron dichas protecciones para evitar el daño a equipos, mejorar la selectividad y seguridad del sistema, disminuyendo así la frecuencia media de interrupción en el edificio.

Adicionalmente se verificó si los transformadores de distribución de 480/208V (tipo seco) cumplían con un requisito establecido por la norma ANSI/IEEE C57.12.01-1989 [9], el cual establece que la magnitud de la máxima corriente de cortocircuito simétrica no debe exceder 25 veces la corriente nominal del transformador.

3.5.6. Revisión de los tiempos de operación de los equipos de protección en caso de fallas a tierra

Con fines de verificar el comportamiento y la selectividad de las protecciones eléctricas del edificio en caso de fallas a tierra, se hizo un análisis de los tiempos de operación de los mismos en caso de fallas a tierra monofásicas con contacto directo (galvánicas) y de alta impedancia (con arco), motivado a que sólo existe protección de falla a tierra en los interruptores de salida de las barras principales y los tableros preferenciales ubicados en las subestaciones del edificio. Por tanto, se quería saber si una falla monofásica en algún punto aguas abajo (tableros) ocasionaría un disparo en alguno de estos interruptores, afectando gravemente la selectividad del sistema y en vista que las fallas más frecuentes en el sistema son las monofásicas.

Para llevar a cabo esta revisión, se tomó como base las corrientes de cortocircuito monofásicas con y sin arco en los distintos tableros del sistema eléctrico calculadas con el uso del software. Luego, a partir de estos valores, el tipo de interruptor instalado y sus curvas de tiempo - corriente, se determinó el tiempo máximo de operación de los mismos en caso de fallas monofásicas y los resultados se tabularon en las tablas 12 a la 20.

3.5.7. Coordinación de protecciones

3.5.7.1. Recolección de la descripción y ajustes actuales de los equipos de protección

La información recolectada sobre los equipos de protección de la acometida, barras y tableros principales, generadores y grandes motores fue la necesaria para la elaboración del estudio de coordinación de protecciones y se obtuvo en las placas de los equipos, planos, folletos de los fabricantes y el Informe sobre protecciones eléctricas del edificio realizado por Jantesa [12].

Primeramente se buscaron todas las características y ajustes de los dispositivos de protección de La Electricidad de Caracas. Posteriormente se buscó el fabricante y tipo de interruptores, así como su rango de ajuste en cada una de sus funciones (instantáneo, falla a tierra, tiempo de retardo largo, tiempo de retardo corto, etc.), sus ajustes actuales y características de los fusibles limitadores (si los tiene). Por último se buscaron las curvas características de tiempo - corriente de todos los dispositivos a ser coordinados.

3.5.7.2. Gráficas de tiempo - corriente actuales de los dispositivos de protección

En base a los datos recolectados en el punto anterior, se realizaron las gráficas de tiempo - corriente de las protecciones de sobrecorriente de fase y tierra desde la acometida eléctrica hasta las barras y tableros principales, generadores y grandes motores. Para el dibujo de las gráficas se utilizó el programa de coordinación de protecciones "COORD" y se hicieron en papel logarítmico especial para coordinación de protecciones de 4½ por 5 ciclos. Las curvas características de las protecciones contra fallas a tierra se hicieron a mano, ya que este programa no tenía capacidad para ello.

La validez del programa para coordinación de protecciones "COORD" fue hecha por Hernández Mstislav en su tesis "Coordinación de protecciones del nuevo sistema eléctrico de la refinería Puerto La Cruz mediante la utilización del programa "COORD" " en el año 1992 y desde entonces es utilizado en la refinería Puerto La Cruz de Corpoven para realizar estudios de coordinación en baja y media tensión.

En el anexo E se describen las características de este programa.

3.5.7.3. Coordinación de protecciones y ajustes propuestos

En todos los circuitos se realizó la coordinación desde los interruptores Pringle de La Electricidad de Caracas hasta los circuitos y tableros principales indicados, considerando los valores máximos y mínimos de corriente de cortocircuito para fallas en puntos clave de dichos circuitos. Esto se hizo porque es allí en donde históricamente se ha perdido la selectividad y en donde se tiene más influencia sobre la frecuencia de interrupciones (se maneja mayor potencia).

No se aplicaron criterios estrictos que se usan generalmente para esta clase de estudios (tales como el margen de seguridad en tiempo entre los dispositivos), sino que se trató de mejorar ésta en lo posible, trabajando con el rango de ajustes de los mismos equipos. En algunos casos no se pudo lograr una coordinación completa entre los distintos dispositivos, debido a la características tiempo - corriente de protecciones aguas abajo (breakers) o aguas arriba (fusibles) y al rango de ajuste que poseen los mismos.

Para el dibujo de las gráficas también se utilizó el programa de coordinación de protecciones "COORD" y las curvas características de la protección de falla a tierra se hicieron a mano.

Para la coordinación de protecciones contra fallas a tierra, se busco siempre una coordinación completa, con los ajustes máximos en corriente que permitían los equipos para evitar disparos poco selectivos en caso de fallas monofásicas en tableros aguas abajo (todos carecían de protección falla a tierra).

Al proponer los nuevos ajustes de los interruptores principales de los tableros principales se verificó que tuviesen buena coordinación con las protecciones de las salidas a los circuitos ramales de los tableros de distribución en 480V y 208 V.

Se asumió que el valor de corriente de cortocircuito momentáneo (para el primer ciclo) y para el instante en que actúan los dispositivos de protección (después de 5 ciclos) eran iguales. Esta consideración se hizo porque la contribución más significativa a la corriente de cortocircuito viene del sistema eléctrico de la Electricidad de Caracas (ver primera gráfica de la figura 5), tal como se pudo comprobar con corridas del Programa para el Cálculo de Corrientes de Cortocircuito.

3.5.8. Medición de corrientes armónicas en los tableros principales del edificio

Estas mediciones se hicieron para verificar la posible influencia de las corrientes armónicas sobre los relés de protección que actúan sobre los interruptores de potencia de las subestaciones, ya que de ser así se podría verse afectada la selectividad del sistema. Se realizó la medición en los alimentadores de los tableros principales porque estos dependen directamente de los interruptores de salida tipo DSL.

El equipo usado para las mediciones fue un analizador de armónicos modelo 41, marca Fluke. Este equipo está diseñado para la medición de tensión, corriente y potencia monofásicas, considerando la contribución de armónicas hasta del orden 31. Gráfica un ciclo de cada una de estas señales y proporciona datos tales como: valores rms y pico de corriente, tensión y potencia; factor de distorsión armónica presentes en la tensión y corriente, factor de potencia; magnitud y defasaje de cada componente armónica, entre otros. Adicionalmente posee una interfaz para comunicación con computadores personales que permite manipular los datos de la medición.

Se hicieron mediciones solamente de la corriente por las fases motivado a que el estudio se enfocó a la influencia de las armónicas sobre las protecciones de sobrecorriente, y también porque el equipo no estaba calibrado para medir tensión.

Las mediciones se hicieron a las horas pico de un día de semana (10:00am ó 2:30pm) y en las tres fases, pero para los análisis se consideró sólo la lectura de una de ellas (que siempre tenía un valor similar al de las otras dos). En algunos casos, cuando los alimentadores tenían varios conductores por fase, se midió uno solo de estos conductores debido a las limitaciones del equipo, pero se verificó que los otros conductores tuviesen valores de corriente iguales. La corriente total en estos casos se obtuvo multiplicando la corriente de cada uno de estos conductores por el número de conductores por fase.

Los resultados de estas mediciones se muestran en el capítulo 4 (tabla 43, valores de THD). Las formas de onda de corriente y magnitud de cada armónico se muestran en el apéndice D. En alguna de estas gráficas la escala de corriente está dividida por un entero "n" que representa el número de conductores por fase, y si se quiere saber la corriente total se debe multiplicar la lectura mostrada por "n". También se hicieron mediciones de corriente en un subtablero de iluminación de las torres, en un computador personal, y en el primario y secundario de un transformador de distribución 480/208V que alimenta tomacorrientes en algunos de los pisos. Estos resultados se pueden ver en el apéndice D.1.

CAPÍTULO IV

SISTEMA ACTUAL

4.1. Descripción del sistema eléctrico

La Electricidad de Caracas es la compañía responsable de suplir energía eléctrica al edificio Petróleos de Venezuela S.A. Este suministro se realiza a baja tensión, a un nivel de 480 voltios y es distribuida en forma radial a través de toda la edificación por medio de tableros con el propósito de alimentar diversas máquinas eléctricas (aire acondicionado, compresores de aire y gas, etc.), áreas de oficinas y servicios. Existen transformadores trifásicos y monofásicos para la reducción de la tensión a 208 V para alimentar tomacorrientes y otros equipos.

Figura 7.

Diagrama unifilar de la acometida y tableros principales

La alimentación primaria recibida de La Electricidad de Caracas, se distribuye a partir de dos subestaciones principales: "Subestación #1" y "Subestación #2" que se encuentran en el primer sótano. La Subestación #1 alimenta tres barras de 3200A / 480V (Barras "A", "B" y "C") y la Subestación #2 alimenta dos barras de 3200A / 480V (Barras "D" y "E"). Ver el apéndice A. Para cada barra existe un interruptor principal y dos o más interruptores en sus salidas. El sistema es en su mayoría radial, pero existen interruptores de transferencia manuales para la interconexión de las barras de una misma subestación en caso de emergencia. Anteriormente sólo existía la subestación #1 que alimentaba todos los tableros desde sus tres barras, pero en el año 1992 se construyó la subestación #2 la cual liberó notablemente de la gran carga a la cual la subestación #1 se veía sometida debido al sustancial aumento de la demanda del sistema. Las subestaciones #1 y #2 alimentan los once siguientes tableros principales (ver figura 7, anexo A.1. y el diagrama unifilar):

Subestación #1:

-Tableros de aire acondicionado barra "A" y barra "B".

Alimenta compresores para el sistema de enfriamiento de agua (chillers), bombas de agua helada y condensada, ventiladores de la torre de enfriamiento, planta de tratamiento de agua, circuitos de control de aire.

-Tablero de servicios comunes

Alimenta a mezzanina, clínica, sala de rayos X, auditorio, sala de reproducción, subtableros de A/A.

-Tableros preferencial #1 y tablero preferencial #2

Alimentan ascensores, bombas de aguas blancas y negras, salas de computación y equipos de aire acondicionado, central telefónica y de radio, iluminación de emergencia, tomas preferenciales menores, sistemas de señalización, alarmas, extinción de incendios, tableros de servicios auxiliares, taller, etc.

-Tablero plaza aérea

Alimenta circuitos de iluminación y tomacorrientes en la plaza pública y sótanos.

Subestación #2:

-Tablero general torre oeste y tablero general torre este

Alimentan circuitos de iluminación y tomacorrientes de uso general, en sótanos y pisos de las torres este y oeste (nota: las oficinas de Corpoven están en los pisos de la torre oeste y en la torre este están las oficinas de PDVSA).

-Tablero cocina-comedor

Alimenta la cocina y comedor del edificio y una sala de compresores.

-Tablero Sala de Manejo de Aire (SMA) torre este y tablero SMA torre oeste

Proporcionan energía eléctrica a todos los motores de las distintas salas de manejo de aire (9 salas, 5 para la torre este y 4 para la torre este).

En total existen más de 250 tableros distribuidos en toda la extensión del edificio. En el anexo A.1. se muestra un diagrama en el que se representa esquemáticamente la distribución de los tableros dentro del sistema eléctrico.

Cada tablero principal puede tener hasta 30 circuitos ramales de salida que alimentan a subtableros y transformadores de distribución o motores.

Los dos tableros preferenciales son independientes del tablero principal y se encargan de alimentar cargas críticas del edificio (tableros preferenciales) en caso de que se produzca una falla en el suministro de La Electricidad de Caracas, mediante el acoplamiento de dos plantas de emergencia de 750 kVA (generador #1 y generador #2) cada una por medio de un interruptor de transferencia automática con acoplamiento electromecánico. El acoplamiento electromecánico impide que se alimente al mismo tiempo cada tablero desde la acometida de La Electricidad de Caracas y desde las plantas de emergencia.

Para la alimentación del edificio, La Electricidad de Caracas dispone de tres circuitos en 12.47 kV que vienen de la subestación Las Delicias (la cual transforma de 69 a 12.47 kV por medio de tres transformadores de 28 MVA c/u), los cuales alimentan a cinco transformadores de 2000 kVA cada uno, con conexión estrella aterrada - estrella aterrada, que alimentan a las subestaciones #1 y #2 a 480 V. A la salida de baja tensión de los transformadores se encuentra un protector de red y un fusible limitador de 200 kA y un alimentador de 10 conductores por fase de 500 MCM, que realizan la conexión a una barra de baja tensión.

De la barra en baja tensión de La Electricidad de Caracas salen cinco interruptores de potencia con fusibles (Marca Pringle) que realizan la conexión a la barras de 480 V mediante una acometida de 10 conductores por fase de 500 MCM en las subestaciones de Corpoven. Ver los diagramas de la acometida en el anexo A para una mejor visualización.

El sistema de protección del edificio está basado en interruptores termomagnéticos (breakers) ubicados en los tableros principales y subtableros para resguardar motores, transformadores, iluminación, tomacorrientes y otros equipos. A nivel de los alimentadores principales de la subestación, se utilizan relés de sobrecorriente de tiempo inverso para la protección de fase y protección de sobrecorriente para fallas a tierra que accionan los interruptores de potencia Westinghouse Tipo DSL. Los cuales además contienen fusibles limitadores. Es importante señalar que sólo existe protección contra fallas a tierra en los interruptores principales de las barras de las subestaciones y en los tableros preferenciales #1 y #2. Aguas abajo de estos puntos no existe ningún tipo de protección contra fallas a tierra, a excepción de algunos equipos que tienen esta protección internamente.

4.2. Niveles de cortocircuito en el sistema eléctrico del edificio y verificación de las capacidades de interrupción de los equipos de protección

En las tablas siguientes se muestran los resultados de la simulación de corrientes de cortocircuito en el sistema eléctrico del edificio y se comparan con las capacidades de interrupción de los dispositivos de protección asociados a cada barra. La indicación de " * OJO " que aparece en la parte derecha de las tablas indica que la corriente de cortocircuito máxima en la barra señalada supera la capacidad de interrupción del dispositivo de protección asociado a dicha barra. Todos los dispositivos de protección mostrados son tripolares, con una tensión nominal de 480V o superior y marca Westinghouse, a menos que se especifique lo contrario.

Es muy importante señalar que en los tableros de baja tensión (208V) no resultaron corrientes de cortocircuito mayores a los 10 kA, la cual es la menor capacidad de interrupción de interruptores de caja moldeada para este nivel de tensión, por lo que en este aspecto el sistema se encuentra bien protegido a nivel de 208V.

No se verificó la capacidad de interrupción en todos los interruptores de salida a cada circuito ramal de cada tablero de distribución a nivel de 480V del edificio, por ser esto repetitivo y carecer esta información en las planillas de carga de los tableros, sin embargo, la capacidad mínima de interrupción de breakers a este nivel de tensión es 14 kA (breaker tipo EHB). En consecuencia, se señalaron los tableros en los que se superan los 14 kA de cortocircuito, con las siglas VCR en la parte derecha de las tablas, con la finalidad de que se realice esta verificación posteriormente.

En la mayoría de los bancos de transformadores de distribución del edificio (son del tipo seco) se determinó que no cumplían con los requisitos de máxima corriente de cortocircuito simétrica según el IEEE C57.12.01-1989 [9] (25 veces la corriente nominal), ya que generalmente la máxima corriente de cortocircuito en su lado de baja tensión superaba 30 veces la corriente nominal, exceptuando los transformadores que se encontraban lejos de la subestación (azotea) y los transformadores trifásicos (debido a su impedancia elevada -5%- en comparación con la de los bancos de transformadores monofásicos -2%-).

La nomenclatura usada en las siguientes tablas es la siguiente:

X/R = Relación reactancia inductiva / resistencia de cortocircuito.

V = Tensión nominal de línea.

Icc3ø = Corriente de cortocircuito simétrica para falla trifásica.

Ia3ø = Corriente de cortocircuito simétrica mínima para falla trifásica con arco.

Icc2ø = Corriente de cortocircuito simétrica para falla bifásica.

Ia2ø = Corriente de cortocircuito simétrica mínima para falla bifásica con arco.

Icc1ø = Corriente de cortocircuito simétrica para falla monofásica.

Ia1ø = Corriente de cortocircuito simétrica mínima para falla monofásica con arco.

Cap. int. = Capacidad de interrupción simétrica del dispositivo de protección asociado a la barra.

Iprot.nom = Corriente nominal del dispositivo de protección asociado a la barra.

* OJO = Corriente de cortocircuito máxima superior a la capacidad de interrupción del dispositivo de protección asociado a la barra.

VCR = Verificar las capacidades de interrupción en breakers de salida a

Circuitos Ramales del tablero.

N/A = No se Aplica.

Tabla 2.

Niveles de cortocircuito en la acometida eléctrica, tableros principales y grandes motores

BARRA

DESCRIPCIÓN

X/R

V (voltios)

Icc3Ø (kA)

Ia3Ø (kA)

Icc2Ø (kA)

Ia2Ø (kA)

Icc1Ø (kA)

Ia1Ø (kA)

Cap.int. (kA)

Iprot. nom. (A)

1

DELICIAS 69KV (EdeC)

5.00

69000

18.13

N/A

15.70

N/A

11.12

N/A

N/A

N/A

2

DELICIAS 12.47KV(EdeC)

12.22

12470

26.20

N/A

22.69

N/A

28.61

N/A

N/A

N/A

3

ALTA TRANSF. #1 (EdeC)

4.08

12470

20.53

N/A

17.78

N/A

18.88

N/A

N/A

N/A

4

ALTA TRANSF. #2 (EdeC)

4.08

12470

20.53

N/A

17.78

N/A

18.88

N/A

N/A

N/A

5

ALTA TRANSF. #3 (EdeC)

4.07

12470

20.51

N/A

17.76

N/A

18.87

N/A

N/A

N/A

6

ALTA TRANSF. #4 (EdeC)

3.33

12470

19.64

N/A

17.01

N/A

17.70

N/A

N/A

N/A

7

ALTA TRANSF. #5 (EdeC)

3.33

12470

19.65

N/A

17.01

N/A

17.70

N/A

N/A

N/A

8

BAJA TRANSF. #1,#2,#3

9.13

480

110.18

98.06

95.42

70.61

109.91

41.77

N/A

N/A

9

BAJA TRANSF. #4 (EdeC)

7.87

480

41.24

36.71

35.72

26.43

40.06

15.22

N/A

N/A

10

BAJA TRANSF. #5 (EdeC)

7.82

480

41.33

36.79

35.79

26.49

40.12

15.24

N/A

N/A

11

PRINGLE #1 (EdeC)

6.62

480

102.73

91.43

88.96

65.83

97.78

37.15

200

4000

12

PRINGLE #2 (EdeC)

6.57

480

102.47

91.20

88.74

65.67

97.62

37.10

200

4000

13

PRINGLE #3 (EdeC)

6.57

480

102.47

91.20

88.74

65.67

97.62

37.10

200

4000

14

PRINGLE #4 (EdeC)

8.41

480

41.81

37.21

36.20

26.79

40.96

15.56

200

4000

15

PRINGLE #5 (EdeC)

8.36

480

41.90

37.29

36.28

26.85

41.02

15.59

200

4000

16

BARRA 'A'

4.92

480

93.25

83.00

80.76

59.76

83.94

31.90

200

3200

17

BARRA 'B'

4.86

480

92.71

82.51

80.29

59.41

83.64

31.78

200

3200

18

BARRA 'C'

4.86

480

92.71

82.51

80.29

59.41

83.64

31.78

200

3200

19

BARRA 'D'

7.90

480

41.28

36.74

35.75

26.46

40.09

15.23

200

3200

20

BARRA 'E'

7.85

480

41.38

36.83

35.83

26.52

40.14

15.26

200

3200

21

BOMBAS DE AGUA HEL. Y COND. (6)

0.84

480

31.71

28.22

27.46

20.32

18.52

7.04

65

90

22

TAB. A/A 'A'

3.08

480

64.00

56.96

55.42

41.01

49.24

18.71

1000

2500

23

TAB. A/A 'B'

3.07

480

63.46

56.48

54.96

40.67

47.91

18.21

100

2500

24

TGE

3.64

480

28.13

25.03

24.36

18.02

22.42

8.52

100

2000

25

TGO

4.84

480

34.10

30.35

29.53

21.85

29.68

11.28

100

2000

26

TP#1

3.02

480

69.86

62.18

60.50

44.77

56.38

21.42

200

1600

27

TP#2

3.07

480

70.97

63.16

61.46

45.48

57.56

21.87

200

1600

28

TPA

1.85

480

37.55

33.42

32.52

24.06

24.85

9.44

200

800

29

TSC

3.36

480

70.29

62.56

60.87

45.05

55.72

21.17

100

1600

30

TSMAE

2.77

480

20.11

17.90

17.41

12.89

13.67

5.19

200

600

31

TSMAO

3.61

480

27.78

24.72

24.05

17.80

21.46

8.15

200

600

32

SMA#1

1.59

480

15.50

13.79

13.42

9.93

9.61

3.65

22

100

33

SMA#2

1.08

480

10.79

9.60

9.34

6.92

6.16

2.34

22

100

34

SMA#3

1.55

480

19.78

17.60

17.13

12.67

12.95

4.92

22

100

35

SMA#4

0.99

480

12.59

11.21

10.91

8.07

7.32

2.78

22

100

36

SMA#5

0.61

480

5.94

5.29

5.15

3.81

3.11

1.18

22

100

37

SMA#6

0.52

480

4.77

4.24

4.13

3.06

2.50

0.95

14

60

38

SMA#7

0.57

480

4.88

4.35

4.23

3.13

2.52

0.96

22

100

39

SMA#8

0.55

480

6.37

5.67

5.51

4.08

3.35

1.27

22

100

40

SMA#9

0.52

480

5.15

4.58

4.46

3.30

2.67

1.01

22

100

41

CHILLER #1

2.42

480

49.40

43.97

42.98

31.80

35.45

13.47

30

800

*OJO

42

CHILLER #2

2.42

480

49.40

43.97

42.98

31.80

35.45

13.47

30

800

*OJO

43

CHILLER #3

2.50

480

52.01

46.29

45.25

33.49

38.19

14.51

30

800

*OJO

44

CHILLER #4

2.31

480

52.32

46.56

45.51

33.67

38.52

14.64

30

800

*OJO

45

CHILLER #5

2.41

480

49.66

44.19

43.20

31.99

36.15

13.74

30

800

*OJO

46

TRANSFERENCIA AUT. BOMBAS DE A.H. Y A.C.

3.07

480

63.46

56.48

54.96

40.67

47.91

18.21

50

1000

*OJO

En este caso se puede observar que para cualquier tipo de falla, se supera con un amplio margen las capacidades máximas de interrupción los interruptores de los chillers (tipo MC de 800A) y el interruptor de transferencia automática de alimentación a las bombas de agua helada y bombas de agua condensada.

Tabla 3.

Niveles de cortocircuito en el tablero general torre este

BARRA

DESCRIPCIÓN

X/R

V (voltios)

Icc3Ø (kA)

Ia3Ø (kA)

Icc2Ø (kA)

Ia2Ø (kA)

Icc1Ø (kA)

Ia1Ø (kA)

Cap. int. (kA)

Iprot. nom. (A)

1

TGE

3.64

480

28.13

25.03

24.36

18.02

22.42

8.52

100

2000

2

T-154

0.47

480

5.50

4.90

4.76

3.53

2.94

1.12

14

40

3

T-152

0.48

480

5.75

5.12

4.98

3.69

3.08

1.17

14

40

4

T-150

0.48

480

5.75

5.12

4.98

3.69

3.08

1.17

14

40

5

T-148

0.49

480

6.03

5.36

5.22

3.86

3.24

1.23

14

40

6

T-146

1.06

480

10.35

9.21

8.96

6.63

6.19

2.35

14

100

7

T-144

1.08

480

10.75

9.57

9.31

6.89

6.46

2.46

14

100

8

T-142

0.50

480

6.33

5.63

5.48

4.06

3.41

1.30

14

40

9

T-140

0.51

480

6.66

5.93

5.77

4.27

3.60

1.37

14

40

10

T-138

0.51

480

6.66

5.93

5.77

4.27

3.60

1.37

14

40

11

T-136

0.53

480

7.03

6.26

6.09

4.51

3.81

1.45

14

40

12

T-134

1.13

480

11.65

10.37

10.09

7.47

7.09

2.69

14

100

13

T-132

1.16

480

12.16

10.82

10.53

7.79

7.45

2.83

14

100

14

T-130

0.54

480

7.44

6.62

6.44

4.77

4.05

1.54

14

40

15

T-128

0.56

480

7.90

7.03

6.84

5.06

4.32

1.64

14

40

16

T-126

0.56

480

7.90

7.03

6.84

5.06

4.32

1.64

14

40

17

T-124

0.58

480

8.42

7.49

7.29

5.40

4.63

1.76

14

40

18

T-167

0.14

480

1.83

1.63

1.59

1.17

0.95

0.36

14

40

19

T-122

1.23

480

13.32

11.85

11.53

8.53

8.28

3.15

14

100

20

T-120

1.27

480

13.97

12.44

12.10

8.96

8.77

3.33

14

100

21

T-118

0.61

480

9.01

8.02

7.80

5.77

4.99

1.90

14

40

22

T-116

0.64

480

9.68

8.62

8.38

6.20

5.40

2.05

14

40

23

T-114

0.64

480

9.68

8.62

8.38

6.20

5.40

2.05

14

50

24

T-112

0.67

480

10.46

9.31

9.06

6.70

5.89

2.24

14

40

25

T-79

0.62

480

9.33

8.31

8.08

5.98

5.19

1.97

14

100

26

T-81

0.72

480

11.36

10.11

9.84

7.28

6.47

2.46

14

100

27

T-19

0.44

480

7.10

6.32

6.15

4.55

3.87

1.47

14

40

28

T-9

0.43

480

6.81

6.06

5.90

4.36

3.70

1.41

14

40

29

T-63

1.32

480

17.76

15.81

15.38

11.38

11.46

4.36

14

100

*OJO

VCR

30

T-72

0.51

480

8.80

7.83

7.62

5.64

4.87

1.85

14

50

31

TAB. SPLIT AUDIOVISUAL

1.18

480

16.07

14.31

13.92

10.30

10.08

3.83

25

125

VCR

32

ALTA T. ALI. DEL TAB. SPLIT C. TEL

0.22

480

4.12

3.67

3.57

2.64

2.16

0.82

200

40

Tabla 3.

Niveles de cortocircuito en el tablero general torre este (continuación)

BARRA

DESCRIPCIÓN

X/R

V (voltios)

Icc3Ø (kA)

Ia3Ø (kA)

Icc2Ø (kA)

Ia2Ø (kA)

Icc1Ø (kA)

Ia1Ø (kA)

Cap. int. (kA)

Iprot. nom. (A)

33

TAB. SPLIT CENT. TELEFONICA

0.51

208

2.76

0.33

2.39

0.05

3.04

0.00

10

40

34

T-35

1.32

480

17.76

15.81

15.38

11.38

11.46

4.36

35

150

VCR

35

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-255

0.35

480

6.49

5.78

5.62

4.16

3.50

1.33

200

70

36

T-255

0.59

480

1.81

1.61

1.57

1.16

1.88

0.72

14

70

37

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-147

0.78

480

8.12

7.23

7.03

5.20

4.64

1.76

200

70

38

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-145

0.79

480

8.37

7.45

7.25

5.36

4.80

1.82

200

70

39

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-135

0.80

480

8.93

7.95

7.73

5.72

5.14

1.95

200

70

40

ALIM. TRANSF. ALIM. DEL T-133

0.81

480

9.23

8.22

8.00

5.92

5.33

2.03

200

70

41

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-123

0.82

480

9.91

8.82

8.59

6.35

5.76

2.19

200

70

42

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-121

0.83

480

10.29

9.16

8.91

6.60

5.99

2.28

200

70

43

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-80

0.38

480

5.61

5.00

4.86

3.60

2.98

1.13

200

70

44

ALTA. TRANSF. ALIM. T-82

0.62

480

9.33

8.31

8.08

5.98

5.19

1.97

200

70

45

T-147

0.66

208

3.17

0.38

2.75

0.05

3.36

0.00

NO TIENE

NO TIENE

46

T-145

0.66

208

3.19

0.38

2.76

0.06

3.38

0.00

NO TIENE

NO TIENE

47

T-135

0.66

208

3.22

0.39

2.79

0.06

3.40

0.00

NO TIENE

NO TIENE

48

T-133

0.66

208

3.24

0.39

2.81

0.06

3.41

0.00

NO TIENE

NO TIENE

49

T-123

0.66

208

3.28

0.39

2.84

0.06

3.44

0.00

NO TIENE

NO TIENE

50

T-121

0.66

208

3.29

0.39

2.85

0.06

3.45

0.00

NO TIENE

NO TIENE

51

T-80

0.57

208

6.21

0.75

5.38

0.11

7.38

0.00

NO TIENE

NO TIENE

52

T-82

0.64

208

3.24

0.39

2.81

0.06

3.41

0.00

NO TIENE

NO TIENE

53

T-143

0.66

208

3.17

0.38

2.75

0.05

3.36

0.00

10

50

54

T-151

0.66

208

3.17

0.38

2.75

0.05

3.36

0.00

10

50

55

T-141

0.66

208

3.19

0.38

2.76

0.06

3.38

0.00

10

50

56

T-149

0.66

208

3.19

0.38

2.76

0.06

3.38

0.00

10

50

57

T-131

0.66

208

3.22

0.39

2.79

0.06

3.40

0.00

10

50

58

T-139

0.66

208

3.22

0.39

2.79

0.06

3.40

0.00

10

50

59

T-129

0.66

208

3.24

0.39

2.81

0.06

3.41

0.00

10

50

60

T-137

0.66

208

3.24

0.39

2.81

0.06

3.41

0.00

10

50

61

T-119

0.66

208

3.28

0.39

2.84

0.06

3.44

0.00

10

50

62

T-127

0.66

208

3.29

0.39

2.85

0.06

3.44

0.00

10

50

63

T-125

0.66

208

3.29

0.39

2.85

0.06

3.45

0.00

10

50

64

T-113

0.63

208

6.21

0.75

5.38

0.11

7.38

0.00

10

50

65

T-73

0.64

208

3.24

0.39

2.81

0.06

3.41

0.00

10

50

66

T-115

0.64

208

3.24

0.39

2.81

0.06

3.41

0.00

10

50

En el tablero general torre se ve afectado el interruptor principal del tablero T-63 servicios generales en semisótano (breaker tipo EHB de 100A) si ocurre una falla trifásica o bifásica galvánica.

Tabla 4.

Niveles de cortocircuito en el tablero general torre oeste

BARRA

DESCRIPCIÓN

X/R

V (voltios)

Icc3Ø (kA)

Ia3Ø (kA)

Icc2Ø (kA)

Ia2Ø (kA)

Icc1Ø (kA)

Ia1Ø (kA)

Cap. int (kA)

Iprot. nom.(A)

1

TGO

4.84

480

34.10

30.35

29.53

21.85

29.68

11.28

100

2000

2

T-211

0.19

480

2.22

1.98

1.92

1.42

1.17

0.44

14

40

3

T-213

0.43

480

5.31

4.73

4.60

3.40

2.83

1.07

14

40

4

T-207

0.43

480

5.26

4.68

4.55

3.37

2.79

1.06

14

40

5

T-209

0.44

480

5.55

4.94

4.80

3.55

2.96

1.12

14

40

6

T-203

0.98

480

9.98

8.88

8.64

6.39

5.91

2.24

14

100

7

T-205

1.01

480

10.66

9.48

9.23

6.83

6.36

2.42

14

100

8

T-199

0.45

480

6.08

5.41

5.27

3.90

3.26

1.24

14

40

9

T-201

0.46

480

6.23

5.55

5.40

4.00

3.34

1.27

14

40

10

T-195

0.45

480

6.01

5.35

5.21

3.85

3.22

1.22

14

40

11

T-197

0.47

480

6.56

5.84

5.68

4.20

3.52

1.34

14

40

12

T-191

0.86

480

9.97

8.88

8.64

6.39

5.76

2.19

14

100

13

T-193

0.87

480

10.19

9.07

8.83

6.53

5.91

2.24

14

100

14

T-187

0.56

480

9.17

8.16

7.94

5.87

5.04

1.92

14

40

15

T-189

0.56

480

9.17

8.16

7.94

5.87

5.04

1.92

14

40

16

T-183

0.49

480

7.02

6.24

6.08

4.50

3.78

1.44

14

40

17

T-185

0.58

480

9.87

8.79

8.55

6.33

5.47

2.08

14

70

18

T-179

1.06

480

14.45

12.86

12.52

9.26

8.83

3.36

14

100

*OJO

VCR

19

T-181

0.95

480

12.20

10.86

10.57

7.82

7.24

2.75

14

100

20

T-175

0.65

480

11.65

10.37

10.09

7.47

6.57

2.50

14

40

21

T-177

0.55

480

8.85

7.88

7.66

5.67

4.85

1.84

14

40

22

T-171

0.54

480

8.55

7.61

7.41

5.48

4.68

1.78

14

70

23

T-173

0.38

480

6.64

5.91

5.75

4.25

3.58

1.36

14

70

24

T-88

0.55

480

9.01

8.02

7.80

5.77

4.94

1.88

14

70

25

T-90

0.57

480

9.51

8.46

8.23

6.09

5.25

1.99

14

70

26

T-13

0.39

480

6.92

6.16

5.99

4.43

3.74

1.42

14

40

27

T-76

0.19

480

2.49

2.22

2.16

1.60

1.31

0.50

14

70

28

T-225

0.13

480

1.85

1.64

1.60

1.18

0.96

0.36

14

40

29

T-227

0.19

480

2.22

1.98

1.92

1.42

1.17

0.44

14

40

30

T-53

0.70

480

12.79

11.38

11.08

8.20

7.31

2.78

14

70

31

T-220

0.60

480

10.27

9.14

8.89

6.58

5.71

2.17

14

150

32

T-215

1.01

480

10.76

9.58

9.32

6.90

6.43

2.44

14

100

33

T-217

1.04

480

11.31

10.07

9.80

7.25

6.80

2.58

14

100

Tabla 4.

Niveles de cortocircuito en el tablero general torre oeste (continuación)

BARRA

DESCRIPCIÓN

X/R

V (voltios)

Icc3Ø (kA)

Ia3Ø (kA)

Icc2Ø (kA)

Ia2Ø (kA)

Icc1Ø (kA)

Ia1Ø (kA)

Cap. int (kA)

Iprot. nom.(A)

34

ALTA TRANSF. ALIM. AL T-232

0.20

480

5.25

4.67

4.55

3.37

2.81

1.07

14

30

35

BAJA TRANSF. ALIM. T-232

0.55

208

1.25

0.15

1.08

0.02

1.29

0.00

200

70

36

T-232

0.52

208

1.17

0.14

1.02

0.02

1.15

0.00

14

70

37

ALTA TRANSF. ALIM. T-204

0.74

480

7.86

6.99

6.80

5.03

4.47

1.70

200

70

38

T-204

0.70

208

4.92

0.59

4.26

0.09

5.41

0.00

N/A

70

39

T-200

0.61

208

4.92

0.59

4.26

0.09

5.40

0.00

10

70

40

T-208

0.61

208

4.92

0.59

4.26

0.09

5.40

0.00

10

70

41

ALTA TRANSF. ALIM. T-206

0.75

480

8.28

7.37

7.17

5.31

4.72

1.79

200

70

42

ALTA TRANSF. ALIM. T-192

0.66

480

7.80

6.94

6.76

5.00

4.36

1.66

200

70

43

ALTA TRANSF. ALIM. T-194

0.67

480

7.94

7.06

6.87

5.09

4.44

1.69

200

70

44

ALTA TRANSF. ALIM. T-180

0.72

480

10.40

9.26

9.01

6.67

5.94

2.26

200

70

45

ALTA TRANSF. ALIM. T-182

0.69

480

9.14

8.14

7.92

5.86

5.16

1.96

200

70

46

ALTA TRANSF. ALIM. T-89

0.46

480

7.09

6.31

6.14

4.55

3.83

1.46

200

70

47

ALTA TRANSF. ALIM. T-91

0.47

480

7.41

6.59

6.41

4.75

4.01

1.52

200

70

48

ALTA TRANSF. ALIM. T-216

0.75

480

8.35

7.43

7.23

5.35

4.76

1.81

200

70

49

ALTA TRANSF. ALIM. T-218

0.75

480

8.68

7.73

7.52

5.56

4.97

1.89

200

70

50

T-206

0.70

208

4.99

0.60

4.32

0.09

5.47

0.00

NO TIENE

NO TIENE

51

T-192

0.68

208

4.91

0.59

4.25

0.09

5.40

0.00

NO TIENE

NO TIENE

52

T-194

0.68

208

4.93

0.59

4.27

0.09

5.42

0.00

NO TIENE

NO TIENE

53

T-180

0.69

208

5.27

0.63

4.56

0.09

5.69

0.00

NO TIENE

NO TIENE

54

T-182

0.69

208

5.12

0.61

4.43

0.09

5.56

0.00

NO TIENE

NO TIENE

55

T-89

0.64

208

4.79

0.57

4.15

0.08

5.30

0.00

NO TIENE

NO TIENE

56

T-91

0.64

208

4.85

0.58

4.20

0.08

5.36

0.00

NO TIENE

NO TIENE

57

T-216

0.70

208

5.00

0.60

4.33

0.09

5.47

0.00

NO TIENE

NO TIENE

58

T-218

0.70

208

5.05

0.61

4.37

0.09

5.51

0.00

NO TIENE

NO TIENE

59

T-210

0.61

208

4.14

0.50

3.59

0.07

3.81

0.00

10

50

60

T-188

0.60

208

4.09

0.49

3.54

0.07

3.81

0.00

10

50

61

T-196

0.60

208

4.09

0.49

3.54

0.07

3.78

0.00

10

50

62

T-190

0.60

208

4.10

0.49

3.55

0.07

3.78

0.00

10

50

63

T-198

0.60

208

4.10

0.49

3.55

0.07

3.79

0.00

10

50

64

T-176

0.60

208

4.34

0.52

3.76

0.08

3.79

0.00

10

50

65

T-184

0.60

208

4.34

0.52

3.76

0.08

3.92

0.00

10

50

66

T-178

0.60

208

4.23

0.51

3.66

0.07

3.92

0.00

10

50

67

T-186

0.60

208

4.23

0.51

3.66

0.07

3.86

0.00

10

50

68

T-172

0.57

208

4.00

0.48

3.46

0.07

3.86

0.00

10

50

69

T-74

0.57

208

4.03

0.48

3.49

0.07

3.74

0.00

10

50

70

T-174

0.57

208

4.03

0.48

3.49

0.07

3.72

0.00

10

50

71

T-212

0.61

208

4.15

0.50

3.59

0.07

3.82

0.00

10

50

72

T-214

0.61

208

4.19

0.50

3.63

0.07

3.84

0.00

10

50

El interruptor principal del tablero T-179 (tipo EHB de 100A) posee una capacidad de interrupción menor a los niveles de cortocircuito en caso de una falla trifásica.

Tabla 5.

Niveles de cortocircuito en el tablero preferencial #1 - operación normal

BARRA

DESCRIPCIÓN

X/R

V (voltios)

Icc3Ø (kA)

Ia3Ø (kA)

Icc2Ø (kA)

Ia2Ø (kA)

Icc1Ø (kA)

Ia1Ø (kA)

Cap. int. cc. (kA)

Iprot. nom. (A)

1

TP#1

3.02

480

69.86

62.17

60.50

44.77

56.38

21.42

200

1600

2

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-22

0.55

480

24.95

22.21

21.61

15.99

14.33

5.45

200

70

3

T-22

0.68

208

3.67

0.44

3.18

0.06

3.75

0.00

200

100

4

T-237 TPDP

0.79

480

32.80

29.20

28.41

21.02

19.73

7.50

200

50

VCR

5

ASC. CARGA 5 T.O.

0.48

480

3.69

3.28

3.20

2.37

1.95

0.74

22

200

6

ASC. 14 T.E.

0.49

480

4.81

4.28

4.16

3.08

2.55

0.97

22

100

7

ASC. 10 T.E.

0.49

480

5.03

4.48

4.36

3.23

2.68

1.02

22

100

8

ASC. 11 T.E.

0.49

480

5.03

4.48

4.36

3.23

2.68

1.02

22

40

9

BOMBAS AG. BLANCAS POS.#2

1.18

480

17.27

15.37

14.95

11.06

10.33

3.93

22

40

10

T-83

0.58

480

11.05

9.83

9.57

7.08

6.04

2.29

10

125

*OJO

VCR

11

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-230

0.09

480

0.69

0.61

0.60

0.44

0.36

0.13

200

70

12

T-230

0.30

208

0.92

0.11

0.80

0.02

1.13

0.00

10

50

13

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-170

0.09

480

0.69

0.61

0.60

0.44

0.36

0.13

200

70

14

T-170

0.30

208

0.92

0.11

0.80

0.02

1.13

0.00

10

50

15

NODO ALIM. DE 2 TRANSF.

0.20

480

1.59

1.41

1.37

1.02

0.83

0.32

200

70

16

T-169

0.40

208

1.90

0.23

1.65

0.03

2.29

0.00

10

50

17

CUARTO DE BAT.

0.40

208

1.90

0.23

1.65

0.03

2.29

0.00

10

100

18

ILUM. SALA DE RADIO

0.09

480

0.73

0.65

0.63

0.47

0.37

0.14

14

50

19

T-245 ITR-3

1.05

480

9.21

8.20

7.97

5.90

5.30

2.01

200

300

20

ASC. 8 T.O.

0.48

480

3.69

3.28

3.20

2.37

1.95

0.74

200

200

21

ASC. 13 T.E.

0.49

480

4.81

4.28

4.16

3.08

2.55

0.97

200

200

22

ASC. 9 T.E.

0.49

480

5.03

4.48

4.36

3.23

2.68

1.02

200

200

23

ASC. 16 T.E.

0.49

480

5.03

4.48

4.36

3.23

2.68

1.02

200

200

24

ASC. 12 T.E.

0.49

480

5.03

4.48

4.36

3.23

2.68

1.02

200

200

25

ASC. 15 T.E.

0.49

480

4.81

4.28

4.16

3.08

2.55

0.97

200

200

26

ASC. 2 T.O.

0.48

480

4.19

3.73

3.63

2.68

2.22

0.84

200

200

27

ASC. 6 T.O.

0.48

480

3.69

3.28

3.20

2.37

1.95

0.74

200

200

28

ASC. 7 T.O.

0.48

480

3.69

3.28

3.20

2.37

1.95

0.74

200

200

29

ASC. 1 T.O.

0.48

480

4.19

3.73

3.63

2.68

2.22

0.84

200

200

30

ASC. 4 T.O.

0.48

480

4.19

3.73

3.63

2.68

2.22

0.84

200

200

31

ASC. 3 T.O.

0.48

480

4.19

3.73

3.63

2.68

2.22

0.84

200

200

32

NODO DE CONEXION EN TGE

1.97

480

25.03

22.28

21.68

16.04

16.09

6.11

200

400

33

T-160

0.56

480

8.26

7.35

7.15

5.29

4.47

1.70

14

40

34

T-156

0.91

480

8.58

7.64

7.43

5.50

4.87

1.85

14

100

35

T-158

0.92

480

8.86

7.88

7.67

5.68

5.04

1.91

14

100

36

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-233

0.19

480

2.05

1.82

1.77

1.31

1.08

0.41

200

70

37

T-233

0.42

208

1.74

0.21

1.51

0.03

2.52

0.00

10

70

El interruptor principal del tablero T-83 (central telefónica) no posee suficiente capacidad de interrupción para despejar un cortocircuito trifásico y además es del tipo "CA" con tensión nominal de 240V, lo cual está completamente fuera de norma.

También se determinó que un circuito ramal del tablero T-237 (TPDP) posee un breaker del tipo "EB" - 240V - 2 polos - 40A, con fusible limitador, no recomendable ya que este tablero es de 480V.

Tabla 6.

Niveles de cortocircuito en el tablero preferencial #1 - operación de emergencia

BARRA

DESCRIPCIÓN

X/R

V (voltios)

Icc3Ø (kA)

Ia3Ø (kA)

Icc2Ø (kA)

Ia2Ø (kA)

Icc1Ø (kA)

Ia1Ø (kA)

Cap. int. (kA)

Iprot. nom. (A)

1

TP#1

9.45

480

6.34

5.64

5.49

4.06

7.52

2.86

200

1600

GENERADOR #1

10.00

480

6.42

5.71

5.56

4.11

7.70

2.92

50

1200

2

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-22

3.44

480

5.91

5.26

5.12

3.79

6.25

2.37

200

70

3

T-22

0.93

208

3.17

0.38

2.75

0.05

3.40

0.00

200

100

4

T-237 TPDP

4.50

480

6.02

5.36

5.21

3.86

6.62

2.52

200

50

5

ASC. CARGA 5 T.O.

1.01

480

2.74

2.44

2.37

1.75

1.74

0.66

22

200

6

ASC. 14 T.E.

1.18

480

3.25

2.89

2.81

2.08

2.19

0.83

22

100

7

ASC. 10 T.E.

1.22

480

3.34

2.97

2.89

2.14

2.28

0.87

22

100

8

ASC. 11 T.E.

1.22

480

3.34

2.97

2.89

2.14

2.28

0.87

22

40

9

BOMBAS AG. BLANCAS POS.#2

3.78

480

5.16

4.59

4.47

3.31

5.01

1.90

22

40

10

T-83

2.08

480

4.78

4.26

4.14

3.07

4.09

1.55

10

40

11

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-230

0.19

480

0.67

0.60

0.58

0.43

0.35

0.13

200

70

12

T-230

0.36

208

0.90

0.11

0.78

0.02

1.11

0.00

10

50

13

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-170

0.19

480

0.67

0.60

0.58

0.43

0.35

0.13

200

70

14

T-170

0.36

208

0.90

0.11

0.78

0.02

1.11

0.00

10

50

15

NODO ALIM. DE 2 TRANSF.

0.43

480

1.46

1.30

1.26

0.94

0.81

0.31

200

70

16

T-169

0.54

208

1.50

0.18

1.30

0.03

1.76

0.00

10

50

17

CUARTO DE BAT.

0.54

208

1.50

0.18

1.30

0.03

1.76

0.00

10

100

18

ILUM. SALA DE RADIO

0.19

480

0.71

0.63

0.62

0.46

0.37

0.14

14

50

19

T-245 ITR-3

2.55

480

4.20

3.73

3.63

2.69

3.52

1.34

200

300

20

ASC. 8 T.O.

1.01

480

2.74

2.44

2.37

1.75

1.74

0.66

200

200

21

ASC. 13 T.E.

1.18

480

3.25

2.89

2.81

2.08

2.19

0.83

200

200

22

ASC. 9 T.E.

1.22

480

3.34

2.97

2.89

2.14

2.28

0.87

200

200

23

ASC. 16 T.E.

1.22

480

3.34

2.97

2.89

2.14

2.28

0.87

200

200

24

ASC. 12 T.E.

1.22

480

3.34

2.97

2.89

2.14

2.28

0.87

200

200

25

ASC. 15 T.E.

1.18

480

3.25

2.89

2.81

2.08

2.19

0.83

200

200

26

ASC. 2 T.O.

1.09

480

2.98

2.65

2.58

1.91

1.95

0.74

200

200

27

ASC. 6 T.O.

1.01

480

2.74

2.44

2.37

1.75

1.74

0.66

200

200

28

ASC. 7 T.O.

1.01

480

2.74

2.44

2.37

1.75

1.74

0.66

200

200

29

ASC. 1 T.O.

1.09

480

2.98

2.65

2.58

1.91

1.95

0.74

200

200

30

ASC. 4 T.O.

1.09

480

2.98

2.65

2.58

1.91

1.95

0.74

200

200

31

ASC. 3 T.O.

1.09

480

2.98

2.65

2.58

1.91

1.95

0.74

200

200

32

NODO DE CONEXION EN TGE

5.93

480

5.51

4.91

4.77

3.53

5.76

2.19

200

400

33

T-160

1.73

480

4.27

3.80

3.70

2.73

3.35

1.27

14

40

34

T-156

2.26

480

4.12

3.67

3.57

2.64

3.37

1.28

14

100

35

T-158

2.31

480

4.18

3.72

3.62

2.68

3.45

1.31

14

100

36

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-233

0.48

480

1.84

1.63

1.59

1.18

1.04

0.39

200

70

37

T-233

0.58

208

1.65

0.20

1.43

0.03

1.89

0.00

10

70

38

TPF1 - UPS#1

4.06

480

4.49

3.99

3.89

2.88

4.06

1.54

200

400

Tabla 7.

Niveles de cortocircuito en el tablero preferencial #2 - operación normal

BARRA

DESCRIPCIÓN

X/R

V (voltios)

Icc3Ø (kA)

Ia3Ø (kA)

Icc2Ø (kA)

Ia2Ø (kA)

Icc1Ø (kA)

Ia1Ø (kA)

Cap. int. (kA)

Iprot. nom. (A)

1

TP#2

3.07

480

70.96

63.15

61.45

45.47

57.56

21.87

200

1600

2

UPS#2 - TPF2

1.76

480

11.01

9.80

9.53

7.05

6.63

2.52

30

400

3

BAJA TENSIÓN UPS#2

1.30

208

8.29

1.00

7.18

0.14

9.30

0.00

22

550

4

BOMBAS AG. BLANCAS POS#1

1.18

480

17.34

15.43

15.01

11.11

10.37

3.94

22

100

5

T-29

0.88

480

7.63

6.79

6.61

4.89

4.31

1.64

35

225

6

T-237 TPDP

0.95

480

40.31

35.87

34.91

25.83

25.45

9.67

200

100

VCR

7

T-240

0.15

480

1.82

1.62

1.58

1.17

0.95

0.36

14

50

8

T-238

0.19

480

4.16

3.70

3.60

2.67

2.18

0.83

14

50

9

T-11

0.26

480

6.13

5.46

5.31

3.93

3.25

1.24

14

70

10

T-100

0.35

480

5.91

5.26

5.12

3.79

3.10

1.18

14

100

11

T-23

0.58

480

11.07

9.86

9.59

7.10

6.04

2.29

25

250

12

TAB. SERV. AUX. GEN#2

0.14

480

1.31

1.16

1.13

0.84

0.68

0.26

14

70

13

TAB. SERV. S/E #2

0.47

480

14.46

12.87

12.52

9.27

7.85

2.98

14

70

* OJO

14

ALTA ALIM. T. AIRE AC. SALA RAD

0.31

480

2.70

2.40

2.34

1.73

1.40

0.53

200

100

15

TAB. AIRE ACOND. SALA DE RADIO

0.45

208

0.82

0.10

0.71

0.01

0.92

0.00

10

150

El interruptor principal del tablero de servicios auxiliares de la Subestación #2 tampoco cumple con los requisitos de capacidad de interrupción, aunque por un margen muy pequeño (El nivel de cortocircuito está 3% por encima al del interruptor).

Tabla 8.

Niveles de cortocircuito en el tablero preferencial #2 - operación de emergencia

BARRA

DESCRIPCIÓN

X/R

V (voltios)

Icc3Ø (kA)

Ia3Ø (kA)

Icc2Ø (kA)

Ia2Ø (kA)

Icc1Ø (kA)

Ia1Ø (kA)

Cap. int. (kA)

Iprot. nom. (A)

1

TP#2

6.49

480

5.71

5.08

4.94

3.66

6.13

2.33

200

1600

2

GENERADOR #2

10.00

480

6.42

5.71

5.56

4.11

7.70

2.92

50

1200

2

UPS#2 - TPF2

3.56

480

4.03

3.59

3.49

2.58

3.43

1.31

30

400

3

BOMBAS AG. BLANCAS POS#1

3.41

480

4.71

4.19

4.08

3.02

4.30

1.64

22

100

4

T-29

2.04

480

3.65

3.24

3.16

2.34

2.82

1.07

35

225

5

T-237 TPDP

4.39

480

5.51

4.90

4.77

3.53

5.66

2.15

200

100

6

T-240

0.43

480

1.63

1.45

1.41

1.04

0.91

0.34

14

50

7

T-238

0.79

480

3.04

2.70

2.63

1.95

1.90

0.72

14

50

8

T-11

1.12

480

3.70

3.29

3.21

2.37

2.57

0.97

14

70

9

T-100

1.19

480

3.54

3.15

3.07

2.27

2.43

0.92

14

100

10

T-23

2.04

480

4.38

3.90

3.79

2.81

3.60

1.37

25

250

11

TAB. SERV. AUX. GEN#2

0.34

480

1.21

1.08

1.05

0.78

0.66

0.25

14

70

12

TAB. SERV. S/E #2

2.23

480

4.82

4.29

4.18

3.09

4.19

1.59

14

70

13

ALTA TRANSF. ALIM. T. AIRE AC. SALA RAD

0.71

480

2.16

1.92

1.87

1.39

1.27

0.48

200

100

14

TAB. AIRE ACOND. SALA DE RADIO

0.58

480

0.77

0.68

0.66

0.49

0.87

0.33

10

150

Tabla 9.

Niveles de cortocircuito en el tablero plaza aérea

BARRA

DESCRIPCIÓN

X/R

V (voltios)

Icc3Ø (kA)

Ia3Ø (kA)

Icc2Ø (kA)

Ia2Ø (kA)

Icc1Ø (kA)

Ia1Ø (kA)

Cap. int. (kA)

Iprot. nom(A)

1

TPA

1.85

480

37.55

33.42

32.52

24.06

24.85

9.44

200

800

2

T-17

0.67

480

11.19

9.96

9.69

7.17

6.14

2.33

25

125

3

T-27

0.43

480

7.12

6.33

6.16

4.56

3.76

1.43

22

70

4

T-41

1.09

480

9.38

8.35

8.12

6.01

5.38

2.05

30

250

5

T-34

1.04

480

13.38

11.91

11.59

8.57

7.75

2.95

22

225

6

T-48

0.43

480

7.12

6.33

6.16

4.56

3.76

1.43

14

70

7

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-99

0.34

480

5.32

4.73

4.61

3.41

2.79

1.06

14

50

8

T-99

0.55

208

6.07

0.73

5.26

0.11

7.24

0.00

10

100

9

T-26

0.64

480

9.75

8.68

8.44

6.25

5.31

2.02

14

100

10

T-32

0.39

480

5.54

4.93

4.80

3.55

2.91

1.10

22

125

11

T-15

0.59

480

7.75

6.89

6.71

4.96

4.18

1.59

22

100

Tabla 10.

Niveles de cortocircuito en el tablero de servicios comunes

BARRA

DESCRIPCIÓN

X/R

V (voltios)

Icc3Ø (kA)

Ia3Ø (kA)

Icc2Ø (kA)

Ia2Ø (kA)

Icc1Ø (kA)

Ia1Ø (kA)

Cap. int.. (kA)

Iprot. nom. (A)

 

1

TSC

3.36

480

70.29

62.56

60.87

45.05

55.72

21.17

100

1600

2

T-29

0.89

480

8.23

7.33

7.13

5.28

4.65

1.77

35

225

3

T-108

0.97

480

13.16

11.71

11.39

8.43

7.57

2.88

22

225

4

T-86

0.16

480

2.87

2.56

2.49

1.84

1.50

0.57

14

40

5

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-257

0.16

480

2.87

2.56

2.49

1.84

1.50

0.57

200

40

6

T-51

0.56

480

9.67

8.60

8.37

6.19

5.21

1.98

14

150

7

T-56

1.54

480

19.69

17.53

17.06

12.62

12.01

4.56

35

200

VCR

8

T-46

1.40

480

34.75

30.92

30.09

22.27

22.17

8.43

35

200

VCR

9

T-94

0.56

480

9.67

8.60

8.37

6.19

5.21

1.98

35

150

10

ALTA TRANSF. ALIM. COCINA

1.79

480

11.71

10.42

10.14

7.50

7.05

2.68

200

400

11

BAJA TRANSF. COCINA

1.53

208

9.92

1.19

8.59

0.17

11.30

0.00

NO TIENE

NO TIENE

12

T-67

1.45

208

7.73

0.93

6.69

0.13

7.19

0.00

22

350

13

COM. COORD. PDVSA

1.49

208

9.03

1.08

7.82

0.16

9.42

0.00

22

225

14

T-65

1.54

208

8.09

0.97

7.00

0.14

7.80

0.00

22

350

15

T-71

0.40

480

9.19

8.18

7.96

5.89

4.85

1.84

14

150

16

T-84

0.36

480

6.72

5.98

5.82

4.30

3.52

1.34

14

70

Se determinó que el interruptor de salida al tablero del laboratorio de la salud (T-84) es del tipo "EB" con tensión nominal 240V, lo cual es incorrecto ya que podría dañarse en caso de un cortocircuito trifásico o bifásico.

Tabla 11.

Niveles de cortocircuito en el tablero cocina - comedor

BARRA

DESCRIPCIÓN

X/R

V (voltio)

Icc3Ø (kA)

Ia3Ø (kA)

Icc2Ø (kA)

Ia2Ø (kA)

Icc1Ø (kA)

Ia1Ø (kA)

Cap. int. (kA)

Iprot. nom. (A)

1

TCC

4.84

480

34.10

30.35

29.53

21.85

29.68

11.28

200

800

2

T-66

0.59

480

12.78

11.37

11.07

8.19

7.29

2.77

14

30

3

ALTA TRANSF. ALIM. MAQ. LAVAP.

1.26

480

15.70

13.97

13.59

10.06

9.97

3.79

200

200

4

BAJA TRANSF. ALIM. MAQ. LAVAP.

1.17

208

9.15

1.10

7.92

0.16

9.99

0.00

NO TIENE

NO TIENE

5

TAB. SALON DE ACTOS

0.82

208

6.66

0.80

5.77

0.12

5.52

0.00

10

100

6

TAB. MAQ. LAVAP.

1.14

208

8.67

1.04

7.51

0.15

9.00

0.00

35

600

7

ALTA TRANSF. ALIM. T-244

3.33

480

31.89

28.38

27.61

20.43

26.48

10.06

200

200

8

BAJA TRANSF. ALIM. DEL T-244

0.98

208

7.74

0.93

6.70

0.13

7.99

0.00

NO TIENE

NO TIENE

9

T-244

0.95

208

6.57

0.79

5.69

0.11

5.99

0.00

22

400

Los niveles de cortocircuito máximos mostrados en estas tablas deben servir como base al momento de sustituir interruptores de protección o instalar alguno nuevo, debiendo estos tener una capacidad de interrupción igual o mayor a la corrientes de cortocircuito señaladas.

En los casos en los que las corrientes de cortocircuito superan la capacidad máxima de interrupción de los dispositivos de protección, se corre el riesgo de que se dañe o quizá explote dicho dispositivo (interruptores de caja moldeada, en la mayoría de los casos); poniendo en peligro la integridad de otros equipos que se encuentren a su alrededor o pudiéndole ocasionar graves daños a personas que estén cerca. También esto puede ocasionar la pérdida de la selectividad del sistema de protección del edifico.

De estas tablas podemos observar que la corriente de cortocircuito monofásica tiene una magnitud similar a la trifásica justo en el lado de baja tensión de los transformadores, pero va disminuyendo a medida que la longitud del cable que sale a alimentar los tableros va aumentando. Se halló el promedio del porcentaje de la corriente de cortocircuito monofásica (magnitud) en función de la trifásica (Icc1Ø/Icc3Ø · 100%), resultando 75% aproximadamente.

4.3. Tiempos de operación de los equipos de protección de sobrecorriente de fase en caso de fallas a tierra

Las siguientes tablas muestran los tiempos de operación máximos de las protecciones de sobrecorriente de fase en el sistema eléctrico del edificio, con la intención de verificar la selectividad actual en caso de fallas monofásicas y tener una base para proponer, si es necesario, nuevos ajustes en los equipos de protección existentes contra fallas a tierra.

No se realizó esta verificación para los tableros de aire acondicionado barra "a" , barra "b" y los tableros SMA porque estos alimentan básicamente a motores y los niveles de cortocircuito eran tales que sus protecciones asociadas actúan instantáneamente.

Se señaló con " *OJO " en la parte derecha de las tablas, aquellos casos en los que la corriente monofásica con contacto directo (sin arco) ocasiona tiempos de operación muy grandes a la protección de sobrecorriente de fase, la cual es la única existente en tableros de distribución aguas abajo a los principales.

La nomenclatura usada en las siguientes tablas es la siguiente:

V = Tensión nominal de línea.

Icc1ø = Corriente de cortocircuito simétrica para falla monofásica.

Ia1ø = Corriente de cortocircuito simétrica mínima para falla monofásica con arco.

Ip.nom = Corriente nominal del dispositivo de protección asociado a la barra.

Topmax1(s)= Tiempo máximo de operación en caso de falla a tierra sin arco.

Topmax2(s)= Tiempo máximo de operación en caso de falla a tierra con arco.

Tabla 12.

Tiempos de operación de las protecciones en tableros aguas abajo al

tablero general torre este en caso de fallas a tierra

BARRA

DESCRIPCIÓN

V (voltios)

Icc1Ø (A)

Ia1Ø (A)

TIPO

CLASE

Ipnom (A)

Icc1Ø / Ipnom

Topmax1 (s)

Ia1Ø / Ipnom

Topmax2 (S)

1

TGE

480

22418

8519

PC

PC

2000

11

0.10

4

150

2

T-154

480

2942

1118

FB

EHB

40

74

INST.

28

INST.

3

T-152

480

3083

1172

FB

EHB

40

77

INST.

29

INST.

4

T-150

480

3083

1172

FB

EHB

40

77

INST.

29

INST.

5

T-148

480

3238

1231

FB

EHB

40

81

INST.

31

INST.

6

T-146

480

6191

2352

FB

EHB

100

62

INST.

24

INST.

7

T-144

480

6464

2456

FB

EHB

100

65

INST.

25

INST.

8

T-142

480

3410

1296

FB

EHB

40

85

INST.

32

INST.

9

T-140

480

3600

1368

FB

EHB

40

90

INST.

34

INST.

10

T-138

480

3600

1368

FB

EHB

40

90

INST.

34

INST.

11

T-136

480

3813

1449

FB

EHB

40

95

INST.

36

INST.

12

T-134

480

7088

2693

FB

EHB

100

71

INST.

27

INST.

13

T-132

480

7446

2830

FB

EHB

100

74

INST.

28

INST.

14

T-130

480

4052

1540

FB

EHB

40

101

INST.

38

INST.

15

T-128

480

4323

1643

FB

EHB

40

108

INST.

41

INST.

16

T-126

480

4323

1643

FB

EHB

40

108

INST.

41

INST.

17

T-124

480

4633

1760

FB

EHB

40

116

INST.

44

INST.

18

T-167

480

949

360

FB

EHB

40

24

INST.

9

65

19

T-122

480

8280

3146

FB

EHB

100

83

INST.

31

INST.

20

T-120

480

8768

3332

FB

EHB

100

88

INST.

33

INST.

21

T-118

480

4988

1896

FB

EHB

40

125

INST.

47

INST.

22

T-116

480

5402

2053

FB

EHB

40

135

INST.

51

INST.

23

T-114

480

5402

2053

FB

EHB

50

108

INST.

41

INST.

24

T-112

480

5889

2238

FB

EHB

40

147

INST.

56

INST.

25

T-79

480

5187

1971

FB

EHB

100

52

INST.

20

12

26

T-81

480

6470

2459

FB

EHB

70

92

INST.

35

INST.

27

T-19

480

3869

1470

FB

EHB

40

97

INST.

37

INST.

28

T-9

480

3700

1406

FB

EHB

40

92

INST.

35

INST.

29

T-63

480

11465

4357

FB

EHB

150

76

INST.

29

INST.

30

T-72

480

4870

1851

FB

EHB

100

49

INST.

19

18

31

TAB. SPLIT AUDIOVISUAL

480

10082

3831

FB

EHB

150

67

INST.

26

INST.

32

ALTA T. ALI. DEL TAB. SPLIT C. TEL

480

2156

819

FB

EHB

40

54

INST.

20

8

33

TAB. SPLIT CENT. TELEFONICA

208

3040

0

EHB

EHB

40

76

INST.

0

INFINITO

Tabla 12.

Tiempos de operación de las protecciones en tableros aguas abajo al

tablero general torre este en caso de fallas a tierra (continuación)

BARRA

DESCRIPCIÓN

V (voltios)

Icc1Ø (A)

Ia1Ø (A)

TIPO

CLASE

Ipnom (A)

Icc1Ø / Ipnom

Topmax1 (s)

Ia1Ø / Ipnom

Topmax2 (S)

34

T-35

480

11465

4357

FB

EHB

150

76

INST.

29

INST.

35

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-255

480

3503

1331

FB

EHB

70

50

INST.

19

16

36

T-255

480

1882

715

FB

EHB

70

27

INST.

10

59

37

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-147

480

4643

1764

FB

EHB

70

66

INST.

25

INST.

38

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-145

480

4798

1823

FB

EHB

70

69

INST.

26

INST.

39

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-135

480

5140

1953

FB

EHB

70

73

INST.

28

INST.

40

ALIM. TRANSF. ALIM. DEL T-133

480

5330

2025

FB

EHB

70

76

INST.

29

INST.

41

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-123

480

5756

2187

FB

EHB

70

82

INST.

31

INST.

42

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-121

480

5995

2278

FB

EHB

70

86

INST.

33

INST.

43

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-80

480

2983

1133

FB

EHB

70

43

INST.

16

30

44

ALTA. TRANSF. ALIM. T-82

480

5187

1971

FB

EHB

70

74

INST.

28

INST.

45

T-147

208

3360

0

HQC

HQC

50

67

INST.

0

INFINITO

46

T-145

208

3380

0

HQC

HQC

50

68

INST.

0

INFINITO

47

T-135

208

3400

0

HQC

HQC

50

68

INST.

0

INFINITO

48

T-133

208

3410

0

HQC

HQC

50

68

INST.

0

INFINITO

49

T-123

208

3440

0

HQC

HQC

50

69

INST.

0

INFINITO

50

T-121

208

3450

0

HQC

HQC

50

69

INST.

0

INFINITO

51

T-80

208

7380

0

HQC

HQC

50

148

INST.

0

INFINITO

52

T-82

208

3410

0

HQC

HQC

50

68

INST.

0

INFINITO

53

T-143

208

3360

0

HQC

HQC

50

67

INST.

0

INFINITO

54

T-151

208

3360

0

HQC

HQC

50

67

INST.

0

INFINITO

55

T-141

208

3380

0

HQC

HQC

50

68

INST.

0

INFINITO

56

T-149

208

3380

0

HQC

HQC

50

68

INST.

0

INFINITO

57

T-131

208

3400

0

HQC

HQC

50

68

INST.

0

INFINITO

58

T-139

208

3400

0

HQC

HQC

50

68

INST.

0

INFINITO

59

T-129

208

3410

0

HQC

HQC

50

68

INST.

0

INFINITO

60

T-137

208

3410

0

HQC

HQC

50

68

INST.

0

INFINITO

61

T-119

208

3440

0

HQC

HQC

50

69

INST.

0

INFINITO

62

T-117

208

3440

0

HQC

HQC

50

69

INST.

0

INFINITO

63

T-125

208

3450

0

HQC

HQC

50

69

INST.

0

INFINITO

64

T-113

208

7380

0

HQC

HQC

50

148

INST.

0

INFINITO

65

T-73

208

3410

0

HQC

HQC

50

68

INST.

0

INFINITO

66

T-115

208

3410

0

HQC

HQC

50

68

INST.

0

INFINITO

Tabla 13.

Tiempos de operación de las protecciones en tableros aguas abajo al

tablero general torre oeste en caso de fallas a tierra

BARRA

DESCRIPCIÓN

V (voltios)

Icc1Ø (A)

Ia1Ø (A)

TIPO

CLASE

Ipnom (A)

Icc1Ø / Ipnom

Topmax1 (s)

Ia1Ø / Ipnom

Topmax2 (S)

1

TGO

480

29679

11278

PC

PC

2000

15

0.07

6

0.60

2

T-211

480

1166

443

FB

EHB

40

29

INST.

11

55

3

T-213

480

2826

1074

FB

EHB

40

71

INST.

27

INST.

4

T-207

480

2795

1062

FB

EHB

40

70

INST.

27

INST.

5

T-209

480

2956

1123

FB

EHB

40

74

INST.

28

INST.

6

T-203

480

5905

2244

FB

EHB

100

59

INST.

22

INST.

7

T-205

480

6356

2415

FB

EHB

100

64

INST.

24

INST.

8

T-199

480

3256

1237

FB

EHB

40

81

INST.

31

INST.

9

T-201

480

3341

1269

FB

EHB

40

84

INST.

32

INST.

10

T-195

480

3215

1222

FB

EHB

40

80

INST.

31

INST.

11

T-197

480

3524

1339

FB

EHB

40

88

INST.

33

INST.

12

T-191

480

5764

2190

FB

EHB

100

58

INST.

22

1

13

T-193

480

5906

2244

FB

EHB

100

59

INST.

22

INST.

14

T-187

480

5041

1916

FB

EHB

40

126

INST.

48

INST.

15

T-189

480

5041

1916

FB

EHB

40

126

INST.

48

INST.

16

T-183

480

3783

1438

FB

EHB

40

95

INST.

36

INST.

17

T-185

480

5467

2078

FB

EHB

70

78

INST.

30

INST.

18

T-179

480

8831

3356

FB

EHB

100

88

INST.

34

INST.

19

T-181

480

7243

2752

FB

EHB

100

72

INST.

28

INST.

20

T-175

480

6575

2498

FB

EHB

40

164

INST.

62

INST.

21

T-177

480

4852

1844

FB

EHB

40

121

INST.

46

INST.

22

T-171

480

4676

1777

FB

EHB

70

67

INST.

25

INST.

23

T-173

480

3584

1362

FB

EHB

70

51

INST.

19

13

24

T-88

480

4945

1879

FB

EHB

70

71

INST.

27

INST.

25

T-90

480

5246

1993

FB

EHB

70

75

INST.

28

INST.

26

T-13

480

3743

1422

FB

EHB

40

94

INST.

36

INST.

27

T-76

480

1310

498

EHB

EHB

30

44

INST.

17

28

28

T-225

480

955

363

FB

EHB

40

24

INST.

9

64

29

T-227

480

1166

443

FB

EHB

40

29

INST.

11

55

30

T-53

480

7311

2778

FB

EHB

70

104

INST.

40

INST.

31

T-220

480

5708

2169

FB

EHB

150

38

INST.

14

38

32

T-215

480

6426

2442

FB

EHB

100

64

INST.

24

INST.

33

T-217

480

6801

2584

FB

EHB

100

68

INST.

26

INST.

Tabla 13.

Tiempos de operación de las protecciones en tableros aguas abajo al

tablero general torre oeste en caso de fallas a tierra (continuación)

BARRA

DESCRIPCIÓN

V (voltios)

Icc1Ø (A)

Ia1Ø (A)

TIPO

CLASE

Ipnom (A)

Icc1Ø / Ipnom

Topmax1 (s)

Ia1Ø / Ipnom

Topmax2 (S)

34

ALTA TRANSF. ALIM. AL T-232

480

2807

1067

FB

EHB

30

94

INST.

36

INST.

35

BAJA TRANSF. ALIM. T-232

208

1294

0

NO TIENE

-

70

18

-

0

-

36

T-232

208

1145

0

FB

EHB

50

23

INST.

0

INFINITO

37

ALTA TRANSF. ALIM. T-204

480

4466

1697

FB

EHB

70

64

INST.

24

INST.

38

T-204

208

5410

0

HQC

HQC

50

108

INST.

0

INFINITO

39

T-200

208

5400

0

HQC

HQC

50

108

INST.

0

INFINITO

40

T-208

208

5400

0

HQC

HQC

50

108

INST.

0

INFINITO

41

ALTA TRANSF. ALIM. T-206

480

4722

1794

FB

EHB

70

67

INST.

26

INST.

42

ALTA TRANSF. ALIM. T-192

480

4356

1655

FB

EHB

70

62

INST.

24

INST.

43

ALTA TRANSF. ALIM. T-194

480

4437

1686

FB

EHB

70

63

INST.

24

INST.

43

ALTA TRANSF. ALIM. T-180

480

5940

2257

FB

EHB

70

85

INST.

32

INST.

44

ALTA TRANSF. ALIM. T-182

480

5163

1962

FB

EHB

70

74

INST.

28

INST.

45

ALTA TRANSF. ALIM. T-89

480

3832

1456

FB

EHB

70

55

INST.

21

7

46

ALTA TRANSF. ALIM. T-91

480

4011

1524

FB

EHB

70

57

INST.

22

2

47

ALTA TRANSF. ALIM. T-216

480

4761

1809

FB

EHB

70

68

INST.

26

INST.

48

ALTA TRANSF. ALIM. T-218

480

4966

1887

FB

EHB

70

71

INST.

27

INST.

49

T-206

208

5470

0

HQC

HQC

50

109

INST.

0

INFINITO

50

T-192

208

5400

0

HQC

HQC

50

108

INST.

0

INFINITO

51

T-194

208

5420

0

HQC

HQC

50

108

INST.

0

INFINITO

52

T-180

208

5690

0

HQC

HQC

50

114

INST.

0

INFINITO

53

T-182

208

5560

0

HQC

HQC

50

111

INST.

0

INFINITO

54

T-89

208

5300

0

HQC

HQC

50

106

INST.

0

INFINITO

55

T-91

208

5360

0

HQC

HQC

50

107

INST.

0

INFINITO

56

T-216

208

5470

0

HQC

HQC

50

109

INST.

0

INFINITO

57

T-218

208

5510

0

HQC

HQC

50

110

INST.

0

INFINITO

58

T-210

208

3810

0

HQC

HQC

50

76

INST.

0

INFINITO

59

T-188

208

3810

0

HQC

HQC

50

76

INST.

0

INFINITO

60

T-196

208

3780

0

HQC

HQC

50

76

INST.

0

INFINITO

61

T-190

208

3780

0

HQC

HQC

50

76

INST.

0

INFINITO

62

T-198

208

3790

0

HQC

HQC

50

76

INST.

0

INFINITO

63

T-176

208

3790

0

HQC

HQC

50

76

INST.

0

INFINITO

64

T-184

208

3920

0

HQC

HQC

50

78

INST.

0

INFINITO

65

T-178

208

3920

0

HQC

HQC

50

78

INST.

0

INFINITO

66

T-186

208

3860

0

HQC

HQC

50

77

INST.

0

INFINITO

67

T-172

208

3860

0

HQC

HQC

50

77

INST.

0

INFINITO

68

T-74

208

3740

0

HQC

HQC

50

75

INST.

0

INFINITO

69

T-174

208

3720

0

HQC

HQC

50

74

INST.

0

INFINITO

70

T-212

208

3820

0

HQC

HQC

50

76

INST.

0

INFINITO

71

T-214

208

3840

0

HQC

HQC

50

77

INST.

0

INFINITO

Tabla 14.

Tiempos de operación de las protecciones en tableros aguas abajo al

tablero preferencial #1 en caso de fallas a tierra

BARRA

DESCRIPCIÓN

V (voltios)

Icc1Ø (A)

Ia1Ø (A)

TIPO

CLASE

Ipnom (A)

Icc1Ø / Ipnom

Topmax1 (s)

Ia1Ø / Ipnom

Topmax2 (S)

1

TP#1

480

56379

21424

PB

PB

1600

35

INST.

13

INST.

2

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-22

480

14333

5446

TRI-LA

LA

70

205

INST.

78

INST.

3

T-22

208

3752

0

FB

EHB

100

38

INST.

0

INFIN.

4

T-237 TPDP

480

19732

7498

TRI-LA

LA

100

197

INST.

75

INST.

5

ASC. CARGA 5 T.O.

480

1952

742

KA

KA

200

10

INST.

4

6782

6

ASC. 14 T.E.

480

2554

971

KA

KA

200

13

INST.

5

5316

7

ASC. 10 T.E.

480

2677

1017

KA

KA

200

13

INST.

5

5016

8

ASC. 11 T.E.

480

2677

1017

KA

KA

200

13

INST.

5

5016

9

BOMBAS AG. BLANCAS POS.#2

480

10332

3926

TRI-LA

LA

200

52

INST.

20

INST.

10

T-83

480

6035

2293

TRI-LA

LA

70

86

INST.

33

INST.

11

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-230

480

355

135

TRI-LA

LA

70

5

5600

2

9173

*OJO

12

T-230

208

1133

0

HQC

HQC

50

23

INST.

0

INFIN.

13

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-170

480

355

135

TRI-LA

LA

70

5

5600

2

9173

*OJO

14

T-170

208

1133

0

HQC

HQC

50

23

INST.

0

INFIN.

15

NODO ALIM. DE 2 TRANSF.

480

829

315

TRI-LA

LA

70

12

INST.

5

6248

16

T-169

208

2290

0

CA

CA

150

15

INST.

0

INFIN.

17

CUARTO DE BAT.

208

2290

0

EB

EHB

100

23

INST.

0

INFIN.

18

ILUM. SALA DE RADIO

480

375

142

EHB

EHB

50

7

72

3

95

*OJO

19

T-245 ITR-3

480

5301

2014

TRI-LA

LA

400

13

INST.

5

5642

20

ASC. 8 T.O.

480

1952

742

KA

KA

200

10

INST.

4

6782

21

ASC. 13 T.E.

480

2554

971

KA

KA

200

13

INST.

5

5316

22

ASC. 9 T.E.

480

2677

1017

KA

KA

200

13

INST.

5

5016

23

ASC. 16 T.E.

480

2677

1017

KA

KA

200

13

INST.

5

5016

24

ASC. 12 T.E.

480

2677

1017

KA

KA

200

13

INST.

5

5016

25

ASC. 15 T.E.

480

2554

971

KA

KA

200

13

INST.

5

5316

26

ASC. 2 T.O.

480

2220

843

KA

KA

200

11

INST.

4

6132

27

ASC. 6 T.O.

480

1952

742

KA

KA

200

10

INST.

4

6782

28

ASC. 7 T.O.

480

1952

742

KA

KA

200

10

INST.

4

6782

29

ASC. 1 T.O.

480

2220

843

KA

KA

200

11

INST.

4

6132

30

ASC. 4 T.O.

480

2220

843

KA

KA

200

11

INST.

4

6132

31

ASC. 3 T.O.

480

2220

843

KA

KA

200

11

INST.

4

6132

32

NODO DE CONEXION EN TGE

480

16091

6115

TRI-LA

LA

400

40

INST.

15

INST.

33

T-160

480

4467

1698

FB

EHB

150

30

INST.

11

53

34

T-156

480

4868

1850

FB

EHB

100

49

INST.

19

18

35

T-158

480

5037

1914

FB

EHB

100

50

INST.

19

15

36

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-233

480

1075

409

TRI-LA

LA

70

15

INST.

6

4732

37

T-233

208

2524

0

EB

EHB

50

50

INST.

0

INFIN.

Tabla 15.

Tiempos de operación de las protecciones en tableros aguas abajo al

tablero preferencial #2 en caso de fallas a tierra

BARRA

DESCRIPCIÓN

V (voltios)

Icc1Ø (A)

Ia1Ø (A)

TIPO

CLASE

Ipnom (A)

Icc1Ø / Ipnom

Topmax 1(s)

Ia1Ø / Ipnom

Topmax2 (S)

1

TP#2

480

57560

21873

PB

PB

2000

29

INST.

11

INST.

2

UPS#2 - TPF2

480

6630

2519

TRI-LA

LA

200

33

INST.

13

INST.

3

BAJA TENSIÓN UPS#2

208

9300

0

HKA

KA

550

17

INST.

0

INFINITO

4

BOMBAS AG. BLANCAS POS#1

480

10370

3941

TRI-LA

LA

200

52

INST.

20

INST.

5

T-29

480

4310

1638

TRI-LA

LA

200

22

INST.

8

2060

6

T-237 TPDP

480

25450

9671

TRIFB

TRIFB

100

255

INST.

97

INST.

7

T-240

480

954

363

FB

EHB

40

24

INST.

9

65

8

T-238

480

2180

828

FB

EHB

50

44

INST.

17

28

9

T-11

480

3250

1235

TRIFB

TRIFB

100

33

INST.

12

29

10

T-100

480

3100

1178

FB

EHB

30

103

INST.

39

INST.

11

T-23

480

6035

2293

FB

EHB

50

121

INST.

46

INST.

12

TAB. SERV. AUX. GEN#2

480

680

258

TRIFB

TRIFB

30

23

INST.

9

54

13

TAB. SERV. S/E #2

480

7850

2983

TRIFB

TRIFB

50

157

INST.

60

INST.

14

ALTA TRANSF. ALIM. TAB. A/A. SALA RAD.

480

1400

532

TRIFB

TRIFB

100

14

18

5

76

*OJO

15

TAB. AIRE ACOND. SALA DE RADIO

208

920

0

CA

CA

150

6

6477

0

INFINITO

*OJO

Tabla 16.

Tiempos de operación de las protecciones en tableros aguas abajo al

tablero plaza aérea en caso de fallas a tierra

BARRA

DESCRIPCIÓN

V (voltios)

Icc1Ø (A)

Ia1Ø (A)

TIPO

CLASE

Ipnom (A)

Icc1Ø / Ipnom

Topmax 1(s)

Ia1Ø / Ipnom

Topmax 2(S)

1

TPA

480

24850

9443

NB

NB

800

31

INST

12

INST.

2

T-17

480

6137

2332

HKA

KA

125

49

INST.

19

INST.

3

T-27

480

3759

1428

HKA

KA

70

54

INST.

20

INST.

4

T-41

480

5383

2045

HKA

KA

225

24

INST.

9

1950

5

T-34

480

7751

2945

HKA

KA

225

34

INST.

13

INST.

6

T-48

480

3759

1428

HKA

KA

70

54

INST.

20

INST.

7

ALTA TRANSF. ALIM. DEL T-99

480

2793

1061

HKA

KA

100

28

INST.

11

398

8

T-99

208

7244

0

EB

EHB

150

48

INST.

0

INFIN.

9

T-26

480

5308

2017

HKA

KA

100

53

INST.

20

INST.

10

T-32

480

2907

1105

HKA

KA

150

19

INST.

7

3711

11

T-15

480

4176

1587

HKA

KA

100

42

INST.

16

INST.

Tabla 17.

Tiempos de operación de las protecciones en tableros aguas abajo al

tablero de servicios comunes en caso de fallas a tierra

BARRA

DESCRIPCIÓN

V (voltios)

Icc1Ø (A)

Ia1Ø (A)

TIPO

CLASE

Iprot. nom. (A)

Icc1Ø / Ipnom

Topmax 1(s)

Ia1Ø / Ipnom

Topmax 2(S)

1

TSC

480

55720

21174

PC

PC

1600

35

INST.

13

0.06

2

T-29

480

4647

1766

TRI-LA

LA

100

46

INST.

18

INST.

3

T-108

480

7574

2878

TRI-LA

LA

200

38

INST.

14

INST.

4

T-86

480

1504

571

FB

EHB

60

25

INST.

10

62

5

ALTA TRAN. ALIM. DEL T-257

480

1504

571

FB

EHB

40

38

INST.

14

39

6

T-51

480

5209

1979

TRI-LA

LA

120

43

INST.

16

INST.

7

T-56

480

12011

4564

TRI-LA

LA

225

53

INST.

20

INST.

8

T-46

480

22174

8426

TRI-LA

LA

225

99

INST.

37

INST.

9

T-94

480

5209

1979

TRI-LA

LA

150

35

INST.

13

INST.

10

ALTA TRANSF. ALIM. COCINA

480

7047

2678

TRI-LA

LA

400

18

INST.

7

3758

11

BAJA TRANSF. COCINA

208

11302

0

NO TIENE

-

70

161

-

0

-

12

T-67

208

7186

0

DA

CA

350

21

INST.

0

INFIN.

13

COM. COORD. PDVSA

208

9419

0

CA

CA

225

42

INST.

0

INFIN.

14

T-65

208

7797

0

DA

CA

350

22

INST.

0

INFIN.

15

T-71

480

4851

1843

TRI-LA

LA

70

69

INST.

26

INST.

16

T-84

480

3518

1337

EB

EHB

70

50

INST.

19

15

Tabla 18.

Tiempos de operación de las protecciones en tableros aguas abajo al

tablero cocina - comedor en caso de fallas a tierra

BARRA

DESCRIPCIÓN

V (voltios)

Icc1Ø (A)

Ia1Ø (A)

TIPO

CLASE

Ipnom (A)

Icc1Ø / Ipnom

Topmax 1(s)

Ia1Ø / Ipnom

Topmax 2(S)

1

TCC

480

29679

11278

NB

NB

800

37

INST.

14

INST.

2

T-66

480

7292

2771

TRI-LA

LA

70

104

INST.

40

INST.

3

ALTA TRANSF. ALIM. MAQ. LAVAP.

480

9974

3790

TRI-LA

LA

200

50

INST.

19

INST.

4

BAJA TRANSF. ALIM. MAQ. LAVAP.

208

9985

0

NO TIENE

-

40

250

-

0

-

5

TAB. SALON DE ACTOS

208

5516

0

HQC

HQC

40

138

INST.

0

INFIN.

6

TAB. MAQ. LAVAP.

208

9004

0

EB

EHB

100

90

INST.

0

INFIN.

7

ALTA TRANSF. ALIM. T-244

480

26475

10061

TRI-LA

LA

200

132

INST.

50

INST.

8

BAJA TRANSF. ALIM. DEL T-244

208

7986

0

NO TIENE

-

40

200

-

0

-

9

T-244

208

5988

0

DA

CA

40

150

INST.

0

INFIN.

Se determinó, como resultado de estas tablas, que en la mayoría de los casos las fallas monofásicas galvánicas son despejadas instantáneamente por la protección correspondiente, exceptuando algunos casos como en los terminales de alta tensión de los transformadores que alimentan algunos tableros, sin embargo, la probabilidad de falla en alguno de estos puntos es muy remota ya que el circuito está compuesto únicamente por un conductor conectado a los bornes de los transformadores. Sucede lo mismo en el tablero de iluminación de sala de radio conectado al tablero preferencial#1, pero en ambos casos no se ve afectada la selectividad del sistema debido a que la magnitud de las corrientes monofásicas no superan los 600A la cual no es vista por la protección falla a tierra de los tableros preferenciales que tienen un ajuste en el orden de los 1200A.

También se observa que para fallas monofásicas con arco (alta impedancia) en numerosos tableros, los tiempos de operación podrían ser bastante largos y en el caso de tableros de 208V se podría mantener indefinidamente la falla sin que alguna protección la detecte. Esta situación podría afectar gravemente la selectividad del sistema en caso de que la magnitud de alguna de estas fallas sea suficientemente grande para ocasionar el accionamiento de la protección falla a tierra de algún tablero principal o interruptor de salida de las subestaciones, antes de que actúe la protección de sobrecorriente de fase (única existente) inmediata asociada a alguno de los puntos de falla que se observan en las tablas.

Aunque es muy difícil determinar con exactitud cual de las fallas sucede con mayor frecuencia en el sistema eléctrico del edificio, galvánicas con contacto directo o las de alta impedancia (con arco), se presume que son las galvánicas ya que la causa más frecuente de cortocircuitos son los usuarios (cortocircuitos en los tomacorrientes) o cuando se realizan trabajos eléctricos.

La única forma de detectar y despejar en forma rápida las fallas con arco sería colocando relés de falla a tierra con sensores residuales y bobinas de disparo para los interruptores principales en aquellos tableros de 480V que lo requieran (tiempos largos de operación para este tipo de fallas con la protección actual) y en todos los tableros de 208V, siendo ésta una solución l que garantiza una protección completa. Sin embargo, el costo de instalación de cada uno estos equipos es elevado ( y se requieren bastantes unidades, una unidad para cada uno de 100 tableros aproximadamente. Cada unidad de protección falla a tierra tiene un costo aproximado de 500 mil bolívares) en comparación con el beneficio que se obtendría con la implementación de este sistema (aumento de la selectividad). Además, primero debe resolverse el problema del alto contenido de armónicas en la corriente en algunos subtableros, que podrían afectar estas unidades de protecciones contra fallas a tierra.

No se hizo la tabla de tiempos de operación de los equipos de protección para los tableros preferenciales con operación de emergencia (alimentados por generadores) motivado a que en este caso los niveles de cortocircuito son muy pequeños y no se tiene una selectiva protección contra fallas a tierra. Sin embargo, la operación de emergencia se lleva a cabo muy raras veces y la probabilidad de falla en estas condiciones es muy pequeña.

Es importante señalar que actualmente existen y se ejecutan buenos planes de mantenimiento preventivo a los tableros, que minimizan la probabilidad de fallas en las cercanías de estos. En caso de ocurrir un cortocircuito, el mantenimiento correctivo es inmediato, de manera que el tiempo de interrupción del suministro eléctrico sea lo más corto posible.

4.4. Descripción y ajustes actuales de los equipos de protección

En esta sección se señalan las características y ajustes actuales que presentan los equipos de protección de la acometida, barras y tableros principales, generadores y grandes motores. Para visualizar su ubicación en el sistema eléctrico referirse al diagrama unifilar del edificio.

Todos los equipos son tripolares y tienen una tensión nominal de 480V o superior. La capacidad de interrupción de los equipos corresponde a la corriente de interrupción máxima simétrica a 480V. A menos que se especifique lo contrario todos los dispositivos son marca Westinghouse.

Los números que acompañan las "x" en los ajustes de corriente se refieren a los múltiplos de la corriente nominal para el cual actúa el interruptor.

• Interruptores de alimentación "Pringle"

Estos interruptores pertenece a La Electricidad de Caracas y es la frontera entre el sistema eléctrico de Electricidad de Caracas y el de Corpoven. Las características y ajustes de este interruptor se muestran en la siguientes tablas.

Tabla 19.

Características y ajustes de los interruptores "Pringle" #1, #2 y #3

INTERRUPTOR

Fabricante

Fort Washington

Corriente nominal

4000A

Capacidad de interrupción

40 kA

FUSIBLE LIMITADOR

 

Fabricante y Modelo

Bussman KRP-C-4000 (Clase L)

Corriente nominal

4000A

Capacidad de interrupción

200 kA

PROTECCIÓN FALLA A TIERRA

 

Fabricante y Modelo

Fort FPR-112

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

100A-1200A ; 0,1s-1s

800A ; 0,2s

Tabla 20.

Características y ajustes de los interruptores "Pringle" #4 y #5

INTERRUPTOR

Fabricante

Fort Washington

Corriente nominal

4000A

Capacidad de interrupción

40 kA

FUSIBLE LIMITADOR

 

Fabricante y Modelo

Bussman KRP-C-3000 (Clase L)

Corriente nominal

3000A

Capacidad de interrupción

200 kA

PROTECCIÓN FALLA A TIERRA

 

Fabricante y Modelo

Fort FPR-112

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

100A-1200A ; 0,1s-1s

600A ; 0,3s

• Interruptor de entrada 52-P1

Alimenta la Barra "A" en la Subestación #1.

Tabla 21.

Características y ajustes del interruptor 52-P1

INTERRUPTOR

Modelo

DSL-632

Corriente nominal

3200A

FUSIBLE LIMITADOR

 

Modelo

NCL (Clase L)

Corriente nominal

4000A

Capacidad de interrupción

200 kA

UNIDAD DE DISPARO

 

Modelo

Amptector I LSIG

Sensores

3200A

Función L.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

0,5x-1.25x ; 4s-36s

1x ; 12s

Función S.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-10x ; 0,18s-0,5s

6x ; 0,33s

Función Instantáneo

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-12x

12x

Función Falla a Tierra

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

640A-1200A ; 0,22s-0,5s

640A ; 0,35s

Los interruptores tipo DSL son interruptores de potencia extraibles, 600V, accionados por resortes. Está equipado con fusibles limitadores de corriente y una unidad estática para protección de sobrecorriente tipo Amptector I.

• Interruptor de entrada 52-P2

Actualmente está de reserva.

• Interruptor de entrada 52-P3

Alimenta la Barra "C" en la Subestación #1.

Tabla 22.

Características y ajustes del interruptor 52-P3

INTERRUPTOR

Modelo

DSL-632

Corriente nominal

3200A

FUSIBLE LIMITADOR

 

Modelo

NCL (Clase L)

Corriente nominal

4000A

Capacidad de interrupción

200 kA

UNIDAD DE DISPARO

 

Modelo

Amptector I LSIG

Sensores

3200A

Función L.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

0,5x-1.25x ; 4s-36s

0,9x ; 12s

Función S.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-10x ; 0,18s-0,5s

6x ; 0,33s

Función Instantáneo

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-12x

12x

Función Falla a Tierra

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

640A-1200A ; 0,22s-0,5s

1000A ; 0,22s

• Interruptores de entrada 52-P4 y 52-P5

Alimentan la Barras"D" y "E" en la Subestación #2, respectivamente. Estos interruptores presentan las mismas características y ajustes.

Tabla 23.

Características y ajustes de los interruptores 52-P4 y 52-P5

INTERRUPTOR

Modelo

DSL-632

Coriente nominal

3200A

FUSIBLE LIMITADOR

 

Modelo

NCL (Clase L)

Corriente nominal

3000A

Capacidad de interrupción

200 kA

UNIDAD DE DISPARO

 

Modelo

Amptector I LSIG

Sensores

3200A

Función L.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

0,5x-1.25x ; 4s-36s

0,9x ; 12s

Función S.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-10x ; 0,18s-0,5s

4x ; 0,33s

Función Instantáneo

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-12x

6x

Función Falla a Tierra

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

640A-1200A ; 0,22s-0,5s

1200A ; 0,35s

• Interruptores de enlace de barras 52-T1, 52-T2 y 52-T3

La función de estos interruptores es transferir carga de una barra a otra en caso de falla de uno de los alimentadores. Sus características son idénticas a la de los interruptores de entrada, por lo que pueden utilizarse como sustitutos en caso de que fallen. No se tomarán en cuenta en el estudio de coordinación.

• Interruptor de salida 52-1

Este interruptor conecta al tablero principal con el tablero aire acondicionado barra "A". Las características del equipo de protección son iguales a las de los interruptores de entrada.

Tabla 24.

Características y ajustes del interruptor 52-1

INTERRUPTOR

Modelo

DSL-632

Corriente nominal

3200A

FUSIBLE LIMITADOR

 

Modelo

NCL (Clase L)

Corriente nominal

4000A

Capacidad de interrupción

200 kA

UNIDAD DE DISPARO

 

Modelo

Amptector I LSIG

Sensores

3200A

Función L.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

0,5x-1.25x ; 4s-36s

0,9x ; 4s

Función S.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-10x ; 0,18s-0,5s

4x ; 0,18s

Función Instantáneo

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-12x

12x

Función Falla a Tierra

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

640A-1200A ; 0,22s-0,5s

640A ; 0,22s

• Interruptor de salida 52-2

Este interruptor alimenta el tablero de servicios comunes.

Tabla 25.

Características y ajustes del interruptor 52-2

INTERRUPTOR

Modelo

DSL-206

Corriente nominal

600A

FUSIBLE LIMITADOR

 

Modelo

NCL (Clase L)

Corriente nominal

1200A

Capacidad de interrupción

200 kA

UNIDAD DE DISPARO

 

Modelo

Amptector I LSIG

Sensores

600A

Función L.T.D.

Rangos de ajuste

Ajuste actual

0,5x-1.25x ; 4s-36s

1x ; 4s

Función S.T.D.

Rangos de ajustes

Ajustes actuales

4x-10x ; 0,18s-0,5s

4x ; 0,18s

Función Instantáneo

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-12x

12x

Función Falla a Tierra

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

145A-385A ; 0,22s-0,5s

250A ; 0,22s

• Interruptor 52-E1

Pertenece a la transferencia automática #1 alimentada de la acometida de Electricidad de Caracas.

Tabla 26.

Características y ajustes del interruptor 52-E1

INTERRUPTOR

Modelo

DSL-416

Corriente nominal

1600A

FUSIBLE LIMITADOR

 

Modelo

NCL (Clase L)

Corriente nominal

3000A

Capacidad de interrupción

200 kA

UNIDAD DE DISPARO

 

Modelo

Amptector I LSIG

Sensores

1600A

Función L.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

0,5x-1.25x ; 4s-36s

0,9x ; 4s

Función S.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-10x ; 0,18s-0,5s

4x ; 0,18s

Función Instantáneo

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-12x

4x

Función Falla a Tierra

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

330A-970A ; 0,22s-0,5s

625A ; 0,5s

• Interruptor 52-E2

Pertenece a la transferencia automática #1 - alimentación del generador #1.

Tabla 27.

Características y ajustes del interruptor 52-E2

INTERRUPTOR

Modelo

DSL-416

Corriente nominal

1600A

FUSIBLE LIMITADOR

 

Modelo

NCL (Clase L)

Corriente nominal

3000A

Capacidad de interrupción del conjunto

200 kA

UNIDAD DE DISPARO

 

Modelo

Amptector I LSIG

Sensores

1200A

Función L.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

0,5x-1.25x ; 4s-36s

0,9x ; 12s

Función S.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-10x ; 0,18s-0,5s

4x ; 0,18s

Función Instantáneo

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-12x

4x

Función Falla a Tierra

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

260A-730A ; 0,22s-0,5s

385A ; 0,22s

• Transferencia automática #2

Tabla 28.

Características de los interruptores de la transferencia #2

INTERRUPTOR

Modelo

PC

Corriente nominal

2000A

Capacidad de interrupción

100 kA

Función: disparo magnético

instantáneo

12000A-15000A

• Interruptor de salida 52-9

Alimenta al tablero de aire acondicionado barra "B".

Tabla 29.

Características y ajustes del interruptor 52-9

INTERRUPTOR

Modelo

DSL-632

Corriente nominal

3200A

FUSIBLE LIMITADOR

 

Modelo

NCL (Clase L)

Corriente nominal

4000A

Capacidad de interrupción

200 kA

UNIDAD DE DISPARO

 

Modelo

Amptector I LSIG

Sensores

2400A

Función L.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

0,5x-1.25x ; 4s-36s

0,9x ; 12s

Función S.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-10x ; 0,18s-0,5s

6x ; 0,18s

Función Instantáneo

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-12x

12x

Función Falla a Tierra

Rango de ajustes

Ajustes actuales

530A-960A ; 0,22s-0,5s

Desactivada

• Interruptor de salida 52-10

Alimenta al tablero plaza aérea.

Tabla 30.

Características y ajustes del interruptor 52-10

INTERRUPTOR

Modelo

DSL-416

Corriente nominal

1600A

FUSIBLE LIMITADOR

 

Modelo

NCL (Clase L)

Corriente nominal

3000A

Capacidad de interrupción

200 kA

UNIDAD DE DISPARO

 

Modelo

Amptector I LSIG

Sensores

1600A

Función L.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

0,5x-1.25x ; 4s-36s

0,9x ; 12s

Función S.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-10x ; 0,18s-0,5s

6x ; 0,18s

Función Instantáneo

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-12x

12x

Función Falla a Tierra

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

330-970A ; 0,22s-0,5s

330A ; 0,22s

• Interruptores de salida 52-13 y 52-17

Alimentan los tableros generales torre este y torre oeste, respectivamente.

Tabla 31.

Características y ajustes de los interruptores 52-13 y 52-17

INTERRUPTOR

Modelo

DSL-632

Corriente nominal

3200A

FUSIBLE LIMITADOR

 

Modelo

NCL (Clase L)

Corriente nominal

3000A

Capacidad de interrupción

200 kA

UNIDAD DE DISPARO

 

Modelo

Amptector I LSIG

Sensores

2400A

Función L.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

0,5x-1.25x ; 4s-36s

0,9x ; 12s

Función S.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-10x ; 0,18s-0,5s

4x ; 0,33s

Función Instantáneo

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-12x

6x

Función Falla a Tierra

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

530A-960A ; 0,22s-0,5s

960A ; 0,22s

• Interruptor de salida 52-14 y 52-18

Alimentan al tablero SMA torre oeste y SMA torre este, respectivamente.

Tabla 32.

Características y ajustes de los interruptores 52-14 y 52-18

INTERRUPTOR

Modelo

DSL-206

Corriente nominal

600A

FUSIBLE LIMITADOR

 

Modelo

NCL (Clase L)

Corriente nominal

1200A

Capacidad de interrupción

200 kA

UNIDAD DE DISPARO

 

Modelo

Amptector I LSIG

Sensores

600A

Función L.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

0,5x-1.25x ; 4s-36s

1x ; 20s

Función S.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-10x ; 0,18s-0,5s

4x ; 0,33s

Función Instantáneo

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

4x-12x

6x

Función Falla a Tierra

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

145A-385A ; 0,22s-0,5s

250A ; 0,22s

• Interruptores principales tableros aire acondicionado Barra "A" y barra "B"

Tabla 33.

Características y ajustes de los interruptores principales tableros A/A "A" y A/A "B"

INTERRUPTOR

Modelo

PC

Rangos de ajuste:

Corriente nominal

Disparo magnético

1400-2500A

3x-8x

Ajustes actuales:

Corriente nominal

Disparo magnético

2500A

8x

Capacidad de interrupción

100 kA

• Interruptor principal chillers 1 al 5

Tabla 34.

Características y ajustes de los interruptores de los chillers

INTERRUPTOR

Modelo

MC

Rango de ajuste:

Corriente nominal

Disparo magnético

400-800A

3x-10x

Ajustes actuales:

Corriente nominal

Disparo magnético

800A (Todos)

10x (Todos)

Capacidad de interrupción

30 kA

• Interruptor principal tablero de servicios comunes

Tabla 35.

Características y ajustes del interruptor principal del tablero de servicios comunes

INTERRUPTOR

Modelo

PC

Rangos de ajuste:

Corriente nominal

Disparo magnético

1000-2000A

3x-8x

Ajustes actuales:

Corriente nominal

Disparo magnético

1600A

8x

Capacidad de interrupción

100 kA

• Interruptor principal tablero preferencial #1

Tabla 36.

Características y ajustes del interruptor principal del tablero preferencial #1

INTERRUPTOR

Modelo

PB TRIPAC

Corriente nominal

1600A

Disparo magnético

Rango de ajuste

Ajuste actual

2x-5x

5x

FUSIBLE LIMITADOR

 

Capacidad de interrupción

200 kA

PROTECCIÓN FALLA A TIERRA

 

Modelo

GFP-1200

Sensores

1200A

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

100-1200A ; Inst.- 60ciclos

1200A ; 20 ciclos

• Interruptor principal tablero preferencial #2

Tabla 37.

Características y ajustes del interruptor principal del tablero preferencial #2

INTERRUPTOR

Modelo

PB TRIPAC

Corriente nominal

1600A

Disparo magnético

Rango de ajuste

Ajuste actual

2x-5x

5x

FUSIBLE LIMITADOR

 

Capacidad de interrupción

200 kA

PROTECCIÓN FALLA A TIERRA

 

Modelo

GFR-1200

Sensores

1200A

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

100-1200A ; Inst.- 60ciclos

100A ; Instantáneo

• Interruptor del generador #1:

Tabla 38.

Características y ajustes del interruptor del generador #1

INTERRUPTOR

Modelo

SPCB-1200

Corriente nominal

1200A

Capacidad de interrupción

50 kA

UNIDAD DE DISPARO

 

Sensores

1200A

Función L.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

0,5x-1.2x ; 2s-20s

1,1x ; 20s

Función S.T.D.

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

1-7x ; 2-10 ciclos

6x ; 4ciclos

Función Instantáneo

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

1-12x

12x

Función Falla a Tierra

Rangos de ajuste

Ajustes actuales

0,2x-1x ; 0,1s-0,5s

1x ; 0,5s

• Interruptor del generador #2

Tabla 39.

Características y ajustes del interruptor del generador #2

INTERRUPTOR

Modelo

NC 1200

Corriente nominal

1200A

Disparo magnético:

Rango de ajuste

Ajuste actual

4x-8x

8x

Capacidad de interrupción

30 kA

• Interruptor principal tablero plaza aérea:

Tabla 40.

Características y ajustes del interruptor principal del tablero plaza aérea

INTERRUPTOR

Modelo

NB TRIPAC

Corriente nominal

800A

Disparo magnético

Rango de ajuste

Ajuste actual

4x-8x

3x

FUSIBLE LIMITADOR

 

Capacidad de interrupción

200 kA

• Interruptores principales tableros SMA torre este y SMA torre oeste

Tabla 41.

Características y ajustes de los interruptores principales

tableros SMA torre este y SMA torre oeste

INTERRUPTOR

Modelo

NB TRIPAC

Corriente nominal

800A

Disparo magnético

Rango de ajuste

Ajuste actual

4x-8x

5x

FUSIBLE LIMITADOR

 

Capacidad de interrupción

200 kA

• Interruptores principales tableros generales torre este y torre oeste

Tabla 42.

Características y ajustes de los interruptores principales

tableros generales torre este y torre oeste

INTERRUPTOR

Modelo

PC

Rangos de ajuste:

Corriente nominal

Disparo magnético

1000-2000A

3x-8x

Ajustes actuales:

Corriente nominal

Disparo magnético

1800A

3x

Capacidad de interrupción

100 kA

4.5. Gráficas de tiempo - corriente de los dispositivos de protección

En base a los datos de la sección anterior, se realizaron las gráficas de tiempo - corriente de las protecciones de sobrecorriente de fase y tierra desde la acometida eléctrica hasta las barras y tableros principales, generadores y grandes motores. Estas gráficas se muestran en el apéndice C, y corresponden a las curvas con números impares desde la No. 1 a la No. 17. Las curvas de cada dispositivo de protección se graficaron hasta el máximo valor de corriente de cortocircuito en donde están instalados.

Del análisis de estas gráficas se pueden hacer las siguientes observaciones generales:

- Existe mala coordinación entre las protecciones de falla a tierra de los interruptores principales (52-P1, 52-P3, 52-P4 y 52-P5) y los interruptores Pringle #1 al #5, y en algunos casos también se pierde la coordinación con los interruptores de salida (52-x), debido a ajustes muy bajos de los relés de falla a tierra de los Pringle, quedando seriamente afectada la selectividad en caso de fallas a tierra.

- Para niveles de cortocircuito mayores a 30 kA aproximadamente, se pierde la coordinación entre los fusibles limitadores de los interruptores Pringle, y los fusibles limitadores de los interruptores principales correspondientes (52-Px).

- Los cables de potencia se encuentran bien protegidos ya que sus curvas de daño se encontraban muy por encima de la curva de la protección correspondiente, por tanto no fue necesario mostrar sus curvas de daño en las gráficas.

En cuanto a las gráficas tiempo - corriente de los circuitos correspondientes a los distintos tableros principales, se puede observar lo siguiente:

• Circuito del tablero de A/A barra "a" - chillers (gráfica#1):

- El interruptor principal del tablero (tipo PC) no posee coordinación con las protecciones de sobrecorriente aguas arriba (interruptores 52-1 y 52-P1).

- El ajuste para disparo magnético de los interruptores de los chillers (tipo MC) presentan un ajuste injustificado de 10x (10 veces la corriente nominal) ya que los motores de estos compresores tienen arrancadores suaves y la corriente de arranque es pequeña. Con este ajuste se dificulta la coordinación con dispositivos aguas arriba. El manual de los arrancadores suaves (modelo Easy Start) recomienda los siguientes ajustes a los breaker que alimenten los motores (en este caso los chillers):

a) El disparo térmico no debe exceder 2,5 veces la corriente máxima del motor.

b) El disparo magnético no debe exceder 13 veces la corriente máxima del motor.

c) El disparo del breaker debe ser inferior a 20 segundos cuanto el valor de la corriente sea igual 5 veces la corriente máxima del motor.

• Circuito del tablero de servicios comunes (gráfica#3):

a) Hay ausencia de coordinación entre el interruptor principal del tablero de servicios comunes (tipo PC) y el interruptor de salida 52-2.

b) El interruptor de salida 52-2 podría actuar en caso de una falla a tierra en algún tablero de distribución aguas abajo, debido al pequeño umbral de la protección de sobrecorriente de tierra (250A) si se compara con los niveles de cortocircuito monofásico en esos tableros.

• Circuito del tablero preferencial #1 - operación normal (alimentación por EdeC)

(gráfica#5):

a) No hay coordinación entre la protección de sobrecorriente de fase entre el interruptor 52-E1 y el interruptor principal del tablero preferencial #1. Tampoco se observa buena coordinación entre las protecciones de falla a tierra de ambos interruptores. Este problema se ve agravado debido a que las protecciones de algunos tableros de distribución aguas abajo presentan tiempos de operación largos en caso de fallas monofásicas.

• Circuito del tablero preferencial #1 - operación de emergencia (alimentación por el

generador #1) (gráfica#7):

a) No existe buena coordinación de sobrecorriente de fase y tierra entre el interruptor principal del tablero preferencial #1 (tipo PB TRIPAC), el interruptor 52-E2 y el interruptor de la planta de emergencia (SPCB-1200) en caso de cortocircuitos.

b) También se observa ajustes completamente fuera de lugar para disparo instantáneo, retardo corto y retardo largo de la unidad de disparo del interruptor del generador #1, que no evitarían el daño del mismo en caso de algún cortocircuito simétrico o asimétrico. Se pudo notar que estos ajustes no correspondían en absoluto con los ajustes recomendados por el fabricante.

• Circuito del tablero preferencial #2 - operación normal o de emergencia (gráfica#9):

a) La gráfica mostrada en la curva #9 corresponde a la coordinación que el tablero preferencial #2 está alimentado por el generador #2, y también corresponde a la alimentación por La Electricidad de Caracas si se obvia la curva del interruptor del generador #2 (tipo NC-1200).

b) Se observa la ausencia de coordinación entre el interruptor principal de tablero preferencial #2 (PB TRIPAC), el interruptor de la transferencia automática #2 y el interruptor del generador #2.

c) El interruptor principal del tablero preferencial #2 posee un ajuste muy bajo en corriente y tiempo para falla a tierra (100A - Instantáneo), lo cual podría ocasionar disparos sin selectividad en caso de fallas monofásicas en tableros aguas abajo.

d) El generador #1 pudiera verse gravemente afectado en caso de alguna falla simétrica o asimétrica en sus cercanías ya que su interruptor actuaría en un tiempo mínimo de 10 segundos con los ajustes actuales (corrientes de cortocircuito ente 4000 y 8000A), además de que este no posee protección contra fallas a tierra (esto podría causar un daño total o parcial del generador).

• Circuito del tablero de A/A barra "b" - chillers (gráfica#11):

a) Observaciones equivalentes a las del circuito del tablero A/A barra "B", pero recordando que este tablero se alimenta del interruptor de salida 52-9.

b) El breaker del chiller #4 de 250 HP presenta los mismos ajustes que los breakers de los chillers de 440 HP, lo cual no se justifica debido a que el chiller #4 consume casi la mitad de la corriente que los chillers de 440 HP.

• Circuito del tablero plaza aérea (gráfica#13):

a) Este tablero posee una buena coordinación en caso de cortocircuitos trifásicos, pero las protecciones contra fallas a tierra de los interruptores 52-10 y 52-P3 carecen de coordinación y selectividad.

b) Se considera que el ajuste para falla a tierra del interruptor 52-10 posee un umbral muy bajo (330A) que podría causar disparos poco selectivos en caso de fallas monofásicas en tableros aguas abajo.

• Circuito de los tableros SMA torre este y torre oeste (gráfica#15):

a) No existe buena coordinación de sobrecorriente de fase entre el interruptor de salida 52-14 ó 52-18 y los interruptores principales de los tableros SMA. También se observa un ajuste muy bajo del disparo instantáneo de los interruptores 52-14, 52-18, 52-P4 y 52-P5 en comparación con los niveles de cortocircuito en los tableros SMA.

b) El umbral en corriente de la protección falla a tierra de los interruptores 52-14 y 52-18 tiene un ajuste muy bajo (250A - 0,22 segundos) lo que podría ocasionar un falso disparo en caso de una falla a tierra con alta impedancia en alguna Sala de Manejo de Aire.

• Circuito de los tableros generales torre este y torre oeste (gráfica#17):

a) En general presentan una coordinación relativamente buena en caso de cortocircuitos aunque se observa un ajuste bajo del disparo instantáneo del interruptor 52-P4 ó 52-P5, lo que podría ocasionar un disparo indebido en caso de cortocircuitos con magnitud mayor a 20 kA en los tableros generales torre este o torre oeste.

b) También se observa un ajuste bajo en el instantáneo del interruptor de salida 52-17 de la torre oeste (14,4 kA) ya que el nivel de cortocircuito máximo en tableros de distribución aguas abajo están en el orden de los 18 kA, por lo que se perdería la selectividad en caso de alguna de estas fallas.

4.6. Resultados y análisis de las mediciones de corrientes armónicas en los tableros principales del edificio

En el apéndice D se muestran las formas de onda de la corriente total y la magnitud de cada armónico en los tableros principales del edificio.

Tabla 43.

Corriente total rms y factor de distorsión armónica en la corriente por los alimentadores de los tableros principales del edificio

TABLERO

Irms TOTAL (A)

THD (%)

General torre este

695

11,4

SMA torre este

304

6,7

General torre oeste

608

12,2

SMA torre oeste

408

6,7

Preferencial #1

554

5,1

Preferencial #2

352

8,3

A/A barra "a"

758

9,9

A/A barra "b"

652

4,0

Plaza aérea

383

4,5

Servicios comunes

337

4,3

*OJO

*OJO

*OJO

*OJO

De esta tabla se pueden hacer las siguientes observaciones:

a) El factor de distorsión armónica (THD) en la corriente supera el 10% en los interruptores de salida 52-13 ó 52-17 que alimentan los tableros generales de las torres, y está en el rango (indicado en la norma IEEE 519-1992 [8]) de posibles malas operaciones en los relés de protección. Sin embargo, el ajuste de corriente nominal actual en los relés de sobrecorriente de fase de los interruptores 52-13 y 52-18 están por encima del 30% de la corriente máxima del tablero por lo que se presume que no sucederán disparos erróneos causados por influencia de los armónicos.

b) Los tableros principales indicados con "*OJO" en la tabla 43 (4 tableros) superan el valor máximo permitido de factor de distorsión armónica en la corriente (8% según la IEEE 519-1992 [8], para una relación Icc/IL entre 20 y 50).

c) Las fuentes principales de armónicos se atribuyen a los siguientes equipos (ver las mediciones del apéndice D.1.):

-Tableros generales: computadores personales e iluminación fluorescente (balastos). El porcentaje de distorsión armónica podría aumentar con la introducción de balastos electrónicos para iluminación fluorescente, asociados a los proyectos de ahorro de energía que se están implementando actualmente en el edificio.

-Tableros SMA: casi no generan armónicos pero se ven afectados por los armónicos presentes en los tableros generales.

-Tableros preferenciales: equipos electrónicos de comunicación y salas de computación, sobre todo en el tablero preferencial #2.

-Tableros de A/A: Arrancadores suaves con tiristores. Nota: se detectó por medio de mediciones que en el alimentador del chiller #4 (250HP) presenta una distorsión armónica en corriente del 20% aproximadamente, causada casi en su totalidad por el quinto armónico.

También se observaron niveles aún más altos de armónicas (sobre todo de tercer y quinto orden) en los tableros de iluminación y tomacorrientes en los pisos de las torres (dependientes de los tableros generales) como se puede ver en el apéndice D.1.. Esto podría estar ocasionando sobrecalentamiento de conductores de neutro, tierra y transformadores de distribución, así como también podría ocasionar mala operación de los breakers, los cuales sensan la corriente rms total.

Como conclusión de puede decir que con la incorporación de nuevos equipos electrónicos a la red eléctrica, el porcentaje de distorsión armónica irá aumentando cada vez más.

4.7. Cálculo de la frecuencia media de interrupciones en el sistema eléctrico del edificio

Estos cálculos son aproximados y se hicieron en base a la estadística de fallas en el edificio desde el año 1994 hasta la fecha de comienzo del estudio (2 años).

La frecuencia media de interrupción se calculó asumiendo la capacidad interrumpida del sistema igual a la que se encuentra aguas abajo del dispositivo de protección en el punto de falla. La capacidad instalada se tomará como la demanda máxima actual del edificio, ya que es casi imposible determinar con exactitud la cantidad y capacidad de cada uno de los equipos instalados en el edificio.

Las principales fallas causadas por cortocircuitos dentro del edificio que se observan en el registro son 4 muy similares, de las cuales en tres de ellas se abrió el interruptor 52-P4 de la subestación #2 y fueron dejados sin energía el Tablero General Torre Oeste (iluminación y tomacorrientes de la torre) y el Tablero Sala de Manejo de Aire Torre Oeste. Las fallas se originaron por cortocircuitos a tierra en circuitos ramales de iluminación o tomacorrientes en subtableros de distribución de la torre y fueron detectadas por la protección de falla a tierra del interruptor principal de la subestación #2. La cuarta falla registrada fue similar a las otras tres pero actuando sobre el interruptor 52-P5 de la subestación #2 y fueron dejados sin energía el Tablero General Torre Este (iluminación y tomacorrientes de la torre) y el Tablero Sala de Manejo de Aire Torre Este.

Con estos datos se calcula la frecuencia de interrupciones actual:

S KVA(Int) = KVA1(Int) + KVA2(Int) + KVA3(Int) + KVA4(Int) =

* 480 V * 2500 A + * 480 V * 2500 A + * 480 V * 2500 A + * 480 V * 2500 A =

2078 + 2078 + 2078 + 2078 = 8312

S KVA(Inst) @ 9000

F = S KVA(Int) / S KVA(Inst) @ 8312 / 9000 = 0,924 veces cada 2 años.

CAPÍTULO V

SISTEMA PROPUESTO

5.1. Sustituciones de breakers con capacidad de interrupción menor a los niveles de cortocircuito

En el caso de los interruptores de los chillers (tipo MC ), se propone sustituirlos por un breaker equivalente de alta capacidad de interrupción como lo es uno del tipo HLD de 600 Amp. con capacidad para 65 kA de cortocircuito, el cual posee disparo termomagnético. Esto elección se hizo en vista de que no se tiene conocimiento fusibles limitadores de corriente que se puedan instalar a los breakers MC.

Para los breakers de la transferencia automática que alimenta las bombas de agua helada y condensada se sugiere colocar fusibles limitadores clase L con capacidad de interrupción de 200kA.

Se sugiere sustituir los interruptores principales de los tableros T-63 y T-179 (ubicados en los torres) por breakers del tipo HFB de 100A - 600V, el cual tiene una capacidad de interrupción de 25kA.

El interruptor principal del tablero T-83 debe sustituirse por un breaker tipo HFB de 125A.

El interruptor de salida al tablero del laboratorio de la salud (tipo EB - 240V de tensión nominal) se debe cambiar por un interruptor tipo EHB - 2 polos de 70 Amperios.

El interruptor del circuito ramal del tablero T-237 (tipo EB de 2 polos) debe sustituirse por uno del tipo EHB de 2 polos - 480V para 40A, y colocándole el mismo fusible limitador que tenia el EB.

Se propone también intercambiar el interruptor principal (tipo EHB de 70A) del tablero de servicios auxiliares en la subestación #2 con el breaker HFB de 70A - 25 kA (que tiene fusible limitador para 200kA) que se encuentra a la salida de un circuito ramal del tablero general torre este (alimenta al tablero T-255). Al hacer el intercambio se debe colocar el fusible limitador al breaker EHB.

Es importante señalar que los interruptores sustituidos pasarán al almacén principal del edificio y podrán ser utilizados a futuro en cualquier circuito que lo requiera o en la instalación de nuevos tableros.

Se sugiere además revisar la máxima corriente de cortocircuito simétrica que tendrían bancos de transformadores de distribución tipo seco al momento de ser sustituidos o se adquieran para nuevas instalaciones, para verificar que se cumpla lo establecido por la norma IEEE C57.12.59-1989 (corriente máxima de cortocircuito menor a 25 veces la corriente nominal).

5.2. Ajustes propuestos de los equipos de protección en las subestaciones, tableros principales y generadores

Se conservan los mismos fusibles de todos los interruptores. Sólo se proponen nuevos ajustes en las unidades de disparo (sobrecorriente de fase y tierra) para mejorar la coordinación actual. Los dispositivos que no se nombran permanecen con sus ajustes actuales. Las letras entre paréntesis que aparecen en los ajustes de falla a tierra se refieren al dial de la unidad de protección correspondiente a la corriente en amperios señalada. Las gráficas de coordinación con los ajustes propuestos se muestran en las curvas No. 2 a la 18, en el apéndice C.

De llevarse a cabo estos ajustes se mejora sustancialmente el funcionamiento del sistema de protección en caso de cortocircuitos (al mejorar su selectividad).

Tabla 44.

Ajustes propuestos para los relés de protección falla a tierra de los interruptores Pringle

INTERRUPTOR

AJUSTES

Pringles #1, #2 y #3

1200A ; 0,8s

Pringles #4 y #5

1200A ; 1,0s

Para la realización de estos ajustes debe hacerse una solicitud a La Electricidad de Caracas, pero no debe haber ningún problema por su parte debido a que los niveles de cortocircuito monofásicos son muy altos en las subestaciones y no existen otras protecciones contra fallas a tierra aguas arriba que deban ser coordinadas.

Tabla 45.

Ajustes propuestos para la unidad de disparo del interruptor 52-P1

FUNCIÓN

AJUSTES

L.T.D.

1x ; 12s

S.T.D.

6x ; 0,33s

Instantáneo

12x

Falla a Tierra

1000A (B) ; 0,5s

Tabla 46.

Ajustes propuestos para la unidad de disparo del interruptor 52-P3

FUNCIÓN

AJUSTES

L.T.D.

0,9x ; 12s

S.T.D.

6x ; 0,33s

Instantáneo

12x

Falla a Tierra

1000A (B) ; 0,5s

Tabla 47.

Ajustes propuestos para las unidades de disparo de los interruptores 52-P4 y 52-P5

FUNCIÓN

AJUSTES

L.T.D.

0,9x ; 12s

S.T.D.

4x ; 0,5s

Instantáneo

8x

Falla a Tierra

1200A (C) ; 0,5s

Tabla 48.

Ajustes propuestos para la unidad de disparo del interruptor 52-1

FUNCIÓN

AJUSTES

L.T.D.

0,9x ; 4s

S.T.D.

4x ; 0,18s

Instantáneo

8x

Falla a Tierra

640A (A) ; 0,22s

Tabla 49.

Ajustes propuestos para la unidad de disparo del interruptor 52-2

FUNCIÓN

AJUSTES

L.T.D.

1,25x ; 4s

S.T.D.

8x ; 0,5s

Instantáneo

12x

Falla a Tierra

385A (D) ; 0,22s

Tabla 50.

Ajustes propuestos para la unidad de disparo del interruptor 52-E1

FUNCIÓN

AJUSTES

L.T.D.

1,25x ; 4s

S.T.D.

6x ; 0,18s

Instantáneo

12x

Falla a Tierra

970A (D) ; 0,5s

Tabla 51.

Ajustes propuestos para la unidad de disparo del interruptor 52-E2

FUNCIÓN

AJUSTES

L.T.D.

0,9x ; 4s

S.T.D.

4x ; 0,18s

Instantáneo

6x

Falla a Tierra

730A (D) ; 0,5s

Tabla 52.

Ajustes propuestos para la unidad de disparo del interruptor 52-9

FUNCIÓN

AJUSTES

L.T.D.

0,9x ; 12s

S.T.D.

6x ; 0,18s

Instantáneo

10x

Falla a Tierra

770A (B) ; 0,22s

Tabla 53.

Ajustes propuestos para la unidad de disparo del interruptor 52-10

FUNCIÓN

AJUSTES

L.T.D.

0,9x ; 12s

S.T.D.

6x ; 0,18s

Instantáneo

12x

Falla a Tierra

625A (C) ; 0,22s

Tabla 54.

Ajustes propuestos para las unidades de disparo de los interruptores 52-13 y 52-17

FUNCIÓN

AJUSTES

L.T.D.

0,9x ; 12s

S.T.D.

8x ; 0,33s

Instantáneo

6x

Falla a Tierra

960A (C) ; 0,35s

Tabla 55.

Ajustes propuestos para la unidad de disparo de los interruptores 52-14 y 52-18

FUNCIÓN

AJUSTES

L.T.D.

1,25x ; 4s

S.T.D.

8x ; 0,33s

Instantáneo

12x

Falla a Tierra

385A (D) ; 0,22s

Tabla 56.

Ajustes propuestos para los interruptores principales de los tableros A/A barra "A" y A/A barra "B"

FUNCIÓN

AJUSTE

Corriente nominal

2500A

Disparo magnético

instantáneo

2x

Tabla 57.

Ajustes propuestos para los interruptores de los chillers 1,2,3 y 5

FUNCIÓN

AJUSTE

Corriente nominal

2500A

Disparo magnético

instantáneo

3x

Tabla 58.

Ajustes propuestos para el interruptor del chiller 4

FUNCIÓN

AJUSTE

Corriente nominal

500A

Disparo magnético

instantáneo

3x

Tabla 59.

Ajustes propuestos para el interruptor principal del tablero de servicios comunes

FUNCIÓN

AJUSTE

Corriente nominal

1000A

Disparo magnético

instantáneo

3x

Tabla 60.

Ajustes propuestos para el interruptor principal del tablero preferencial #1

FUNCIÓN

AJUSTES

Corriente nominal

1600A

Disparo magnético

instantáneo

4x

Falla a tierra

720A ; 15 ciclos

Tabla 61.

Ajustes propuestos para el interruptor principal del tablero preferencial #2

FUNCIÓN

AJUSTES

Corriente nominal

1600A

Disparo magnético

instantáneo

3x

Falla a tierra

700A ; 15 ciclos

Tabla 62.

Ajustes propuestos para la unidad de disparo del generador #1

FUNCIÓN

AJUSTES

L.T.D.

1x ; 2s

S.T.D.

4x ; 15 ciclos

Instantáneo

6x

Falla a Tierra

1200A ; 0,8s

Tabla 63.

Ajustes propuestos para el interruptor principal del generador #2

FUNCIÓN

AJUSTES

Corriente nominal

1200A

Disparo magnético

instantáneo

4x

Falla a tierra

1200A ; 0,8 s

Tabla 64.

Ajustes propuestos para los interruptores principales de los tableros

SMA torre este y SMA torre oeste

FUNCIÓN

AJUSTES

Corriente nominal

800A

Disparo magnético

instantáneo

4x

Con estos nuevos ajustes, un cortocircuito en el circuito de un tablero de distribución de 480 ó 208 V, podría traer como consecuencia el disparo del interruptor principal de ese tablero, o a lo sumo el disparo del interruptor que alimenta a ese tablero desde alguno de los tableros principales. Esta afirmación se hace porque al momento de realizar los ajustes de las protecciones de los tableros principales se verificó que tuviesen buena coordinación con las protecciones de las salidas a los circuitos ramales de los tableros de distribución en 480V y 208 V ó motores.

5.3. Estimación de costos

a) Materiales:

Tabla 65.

Costo de los Materiales requeridos para la propuesta

DESCRIPCIÓN

UNIDADES

COSTO

UNITARIO (Bs)

COSTO TOTAL

(Bs)

Breaker HLD de 600A

5

604.000

3.020.000

Fusibles limitadores clase L - 1600A para los 2 breakers de la transferencia automática

2

310.000

620.000

Breaker HFB de 100A

2

58.500

117.000

Breaker HFB de 125A

1

88.500

88.500

Breaker EHB de 2 polos - 40A

1

27.700

27.700

Breaker EHB de 70A

1

45.000

45.000

Subtotal A: Bs. 3.918.200

b) Mano de obra:

Tabla 66.

Costos de Mano de obra requerida para la propuesta

DESCRIPCIÓN

HORAS / HOMBRE

COSTO H/H (Bs)

COSTO TOTAL (Bs)

Técnico Electricista

20

1500

30.000

Ing. Electricista

4

5000

20.000

Subtotal B: Bs. 50.000

Materiales (A) 3.918.200

Mano de obra (B) 50.000

—————————————

Total (A+B): Bs. 3.968.200

Se puede ver que los gastos en mano de obra son muy pequeños en comparación con el costo de los materiales (1,3 %). Se asumió un tiempo de 1 Hora/Hombre para realizar una sustitución o intercambio de algún breaker de un tablero por otro con una caja (frame) equivalente. Se incluyeron las Horas/Hombre necesarias para realizar los reajustes a los dispositivos de protección.

Esta estimación fue hecha en mes de abril de 1997.

5.4. Factibilidad técnica y económica

Técnicamente es muy sencillo llevar a cabo la sustitución o intercambio de breakers por otro de mayor capacidad de interrupción con igual tamaño. Dicha labor puede ser hecha por un técnico electricista en aproximadamente una hora por cada breaker. Los reajustes a los dispositivos de protecciones también son muy fáciles y rápidos de realizar.

Se considera que la propuesta es rentable económicamente ya que se mejora bastante la selectividad del sistema de protección en caso de cortocircuitos, con una inversión muy pequeña en comparación con el precio del sistema de protección completo (cientos de millones de bolívares). También hay que considerar que un interruptor con capacidad de interrupción menor a la corriente de cortocircuito en ese punto del circuito, está expuesto al daño o explosión, pudiendo dañar equipos de costo muy elevado a su alrededor (por ejemplo un tablero de distribución, un arrancador suave, etc.) o pudiéndole ocasionar graves daños a personas que estén cerca, por ejemplo, un electricista que provoque un cortocircuito al trabajar en un tablero energizado y además ocasionando la pérdida de la selectividad del sistema de protección del edificio, ocasionando molestias a los trabajadores y pérdidas a la empresa.

Es muy importante aclarar que los interruptores sustituidos pasarán al almacén principal del edificio y podrán ser utilizados a futuro en cualquier instalación eléctrica nueva o existente.

Para visualizar y cuantificar las ventajas de esta propuesta se realizó una gráfica aproximada de Costo - Beneficios.

Figura 8.

Gráfica costo - beneficios de la propuesta

Esta gráfica muestra que para un período de aproximadamente 3 años se recuperaría completamente la inversión inicial y luego se obtendrían ganancias progresivas a lo largo del tiempo. La curva de beneficios se hizo basándose en las pérdidas que tendría la empresa si no se implementa la propuesta. Estas pérdidas se dividieron en dos clases: a) En caso de que se pierda la selectividad de los equipos de protección y quede sin energía eléctrica alguno de los tableros generales de las torres, tal como a ocurrido hasta el presente dos veces por año aproximadamente. En caso de suceder esto quedarían 1300 personas sin poder trabajar (por iluminación insuficiente, inutilización de computadores personales y paralización de otros servicios) en un tiempo de aproximadamente 5 minutos mientras se repone el servicio. El costo promedio de Horas/Hombre de cada trabajador está en el orden de los 4500 Bs., lo que costaría unos 500.000 Bs. por interrupción. b) Se supuso que cada 3 años podría ocurrir la explosión de algún breaker por no tener suficiente capacidad de interrupción para despejar un cortocircuito, y en consecuencia produciría daños por 1.000.000 Bs. a otros equipos y/o personas.

5.5. Frecuencia media de interrupciones en el sistema eléctrico de ser implementada la propuesta

Luego de realizada la verificación de la capacidades de interrupción y la coordinación de protecciones para las fallas más frecuentes, y suponiendo que en los próximos 2 años ocurrieran las mismas fallas analizadas anteriormente en el capítulo IV (fallas en circuito ramales monofásicos de tomacorrientes a 120V ó iluminación a 277V), la frecuencia media de interrupciones se reduciría al valor:

S KVA(Int) = KVA1(Int) + KVA2(Int) + KVA3(Int) + KVA4(Int) =

120 V * 30 A + 120 V * 30 A + 277 V * 15 A + 277 V * 15 A =

3,6+ 3,6 + 4,15 + 4,15 = 15,5

S KVA(Inst) = 9000

F = S KVA(Int) / S KVA(Inst) = 15,5 / 9000 = 0,002 veces cada 2 años.

Este valor de F es mucho menor al actual (0,924), por lo que, de implementar la propuesta, se cumpliría con el objetivo del trabajo.

CONCLUSIONES

La causa principal de la frecuencia de interrupción actual en el sistema eléctrico del edificio "Petróleos de Venezuela" es la inadecuada coordinación de las protecciones de sobrecorriente (poca selectividad) en sus dos subestaciones y tableros principales cuando ocurren fallas simétricas y asimétricas en el sistema.

Con la ejecución de este trabajo quedaron actualizados, en gran parte, los diagramas unifilares del sistema eléctrico del edificio y sus dispositivos de protección.

Con el software desarrollado para el cálculo de corrientes de cortocircuito y la metodología seguida en esta investigación, se cuenta con una poderosa herramienta al momento de realizar un estudio de cortocircuito en el sistema eléctrico de un edificio o cualquier sistema industrial en general.

Los equipos de protección con inadecuadas capacidades de interrupción se ubicaron en el orden de 5% del total de breakers estudiados. En aquellos casos en que los dispositivos de protección no poseen adecuadas capacidades de interrupción se sugirieron sustituciones o intercambios por otros que sí cumplan con este requisito.

El sistema eléctrico del edificio posee una adecuada protección contra fallas a tierra galvánicas, aunque no así ante las fallas a tierra con arco, por ser éstas difíciles de detectar. Sin embargo, la selectividad del sistema no se ve muy afectada por esta situación en vista que las fallas más frecuentes son las galvánicas y existe un buen mantenimiento en las instalaciones.

El contenido de corrientes armónicas en las subestaciones y tableros principales del edificio tiene poca o ninguna influencia sobre sus equipos de protección principales, y en consecuencia sobre la frecuencia media de interrupciones.

Con la progresiva incorporación de equipos electrónicos a la red eléctrica del edificio, el porcentaje de distorsión armónica en las cargas irá aumentando cada vez más, por lo que se deben tomar acciones correctivas.

La propuesta hecha para reducir la frecuencia de interrupciones es factible, técnica y económicamente, ya que permite la recuperación de la inversión a corto plazo y proporciona una óptima protección a los equipos del sistema eléctrico.

Con la propuesta señalada, la frecuencia media de interrupciones se reduce a un valor de aproximadamente 0,2% del valor actual, por lo que se cumple con los objetivos de la investigación.

Este trabajo brinda las herramientas necesarias para aplicar los estudios realizados en cualquier edificio o sistema industrial en general.

RECOMENDACIONES

Llevar a cabo cuanto antes la sustitución de breakers y el reajuste de los dispositivos de protección propuestos para reducir así la frecuencia media de interrupción.

Verificar la capacidad de interrupción de todos los interruptores de salida a cada circuito ramal de cada tablero de distribución a nivel de 480V del edificio señalados en las tablas 2 a la 11 con las siglas VCR, en donde la corriente de cortocircuito supera los 14 kA. Cuando la capacidad de interrupción de los interruptores sea menor a la corriente de cortocircuito, éstos deben ser sustituidos por otros con mayor capacidad para disminuir aún más la frecuencia media de interrupción y minimizar el riesgo de daño a equipos y/o personas.

Realizar un estudio más profundo de armónicos donde se ubiquen con exactitud sus fuentes y las posibles soluciones para reducirlos a valores aceptables evitando así posibles pérdidas de la selectividad causada por mala operación de los equipos de protección, además del sobrecalentamiento de conductores, transformadores y motores. Esto se puede lograr con la instalación de filtros de armónicos que confinen éstos en la cercanía de sus fuentes y se limiten así sus efectos nocivos, en particular su posible influencia sobre las protecciones eléctricas.

Continuar con los planes de mantenimiento existentes para así disminuir la probabilidad de ocurrencia de fallas o condiciones anormales de funcionamiento, reduciendo así la frecuencia media de interrupciones.

El reemplazo de cualquier interruptor o fusible deberá ser idéntico o equivalente, en cuanto a capacidad de interrupción y características de tiempo - corriente, a los equipos a ser reemplazados. Para nuevas instalaciones los niveles de cortocircuito máximos calculados deben servir como base para elegir la capacidad de interrupción de los equipos de protección.

Ante cualquier ocurrencia de fallas deberán ser revisados los circuitos afectados, así como los equipos de protección involucrados para proceder al reemplazo efectivo de los componentes perjudicados.

Hacer uso del Programa Para el Cálculo de Corrientes de Cortocircuito para elegir las características adecuadas de los equipos eléctricos al momento de realizar nuevas instalaciones y/o de hacerse modificaciones al sistema.

Colocar una protección contra fallas a tierra al generador #2, la cual puede estar conformada por un relé falla a tierra tipo GFR con sensores de 1200A en conexión residual y una bobina de disparo para el interruptor tipo NC-1200.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1. ASCENCAO, JUAN.

Estudio de Carga del edificio "Petróleos de Venezuela".

Universidad Simón Bolívar, Caracas, 1988.

2. AZOCAR, JOSÉ.

Diagramas Unifilares del Edificio Sede Petróleos de Venezuela.

Universidad Metropolitana., Caracas 1991.

3. CADAFE.

Norma sobre los indicadores de gestión en el área de distribución - ParteI.

4. HERNANDEZ, MSTISLAV.

Coordinación de protecciones del nuevo sistema eléctrico de la refinería

Puerto La Cruz mediante la utilización del programa "COORD". UDO. 1992.

5. INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS.

IEEE Recommended Practices for Electric Power Systems in Commercial

Buildings. IEEE Std 241-1990.

6. INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS.

IEEE Recommended Practices for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems. IEEE Std 242-1986.

7. INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS.

IEEE Recommended Practices for Industrial and Commercial Power Systems Analysis. IEEE Std 399-1990.

8. INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS.

IEEE Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in

Electrical Power Systems. IEEE Std 519-1992.

9. INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS.

IEEE Standard General Requirements for Dry-Type and Power Transformers

Including Those with Solid Cast and/or Resin-Encapsulated Windings.

IEEE C57.12.01-1989.

10. GONZÁLEZ, FRANCISCO.

Estudio del sistema Eléctrico "No Crítico" en la empresa PRODUVISA.

IUPFAN, Maracay, 1994.

11. JANTESA.

Manual de Operación y Mantenimiento para los Sistemas Industriales instalados

en el Edificio Sede de Corpoven La Campiña. (Volumen I).

Caracas, 1977.

12. JANTESA.

Informe sobre el cálculo, selección y ajuste de los equipos de protección del

sistema

eléctrico - industrial instalado en el edificio. Caracas, 1979.

13. JANTESA.

Suplemento al informe sobre el cálculo, selección y ajuste de los equipos de

protección del sistema eléctrico - industrial instalado en el edificio. Caracas, 1990.

14. JANTESA.

Estudio de protecciones, Edificio Sede La Campiña. Caracas, 1979.

15. LUCKASTCHUK, ALEJANDRO.

Apuntes de la asignatura Sistemas de Potencia I. IUPFAN, Maracay, 1993.

16. MARTÍ, JOSÉ.

Análisis de Sistemas de Potencia.

Universidad Central de Venezuela, Caracas, 1976.

17. STEVENSON, WILLIAM JR.

Análisis de Sistemas Eléctricos de Potencia.

2da. Edición, Mc Graw – Hill, México, 1994.

18. STRAUSS, DHIONNY.

Evaluación del esquema de puesta a tierra de los neutros del sistema de generación eléctrica de la refinería de Corpoven Puerto La Cruz. IUPFAN, Maracay, 1994.

19. WESTINGHOUSE ELECTRIC CO.

Westinghouse Electrical Specification Guide.

6th. Edition, 1981.

GLOSARIO

Acometida: Los conductores y el equipo para dar energía desde un sistema de suministro eléctrico hasta la propiedad servida.

Armónica: Componente senoidal de una onda periódica la cual tiene una frecuencia que es múltiplo entero de la frecuencia fundamental de una onda no senoidal.

Breaker: Generalmente este término se refiere a un interruptor de caja moldeada con protección termomagnética.

Capacidad de interrupción: Máximo valor eficaz de corriente que es capaz de interrumpir un interruptor con toda seguridad y sin deterioro apreciable de sus contactos. Generalmente se expresa en Kiloamperios a la tensión nominal.

Carga: Es la potencia (o corriente) que consume un circuito eléctrico.

Confiabilidad: Es la probabilidad de que un dispositivo realice su propósito durante el tiempo designado, bajo condiciones dadas.

Cortocircuito: Es el contacto directo entre sí o con tierra de los conductores energizados correspondientes a distintas fases.

Diagrama Unifilar: Representación simbólica de un sistema trifásico equilibrado y sus elementos más importantes utilizando un solo hilo (como un circuito monofásico).

Fallas simétricas y asimétricas: Condición que impide continuar la operación de uno o más componentes de un sistema causada por cortocircuitos trifásicos (falla simétrica) o por cortocircuitos entre fases o entre fase y tierra (falla asimétrica).

Fallas galvánicas: Son cortocircuitos el o los que los conductores se ponen en contacto directamente, sin ninguna impedancia en el punto de falla.

F.e.m.: Fuerza electromotriz o voltaje producido por un circuito eléctrico.

Frecuencia media de Interrupciones (F): Es la medida que nos permite conocer el número promedio de veces que se interrumpe el servicio de energía eléctrica en un período dado.

Nodo: Punto de unión entre dos o más conductores eléctricos.

Selectividad: Es la característica de un sistema de protección que le permite poder determinar la localización de una falla para despejarla, retirando del sistema únicamente la parte afectada por la falla.

Subestación: Conjunto de dispositivos, aparatos y circuitos que tiene por función modificar parámetros de la potencia eléctrica, proteger los distintos elementos del sistema de potencia y poseer un medio de interconexión y despacho entre las diferentes líneas de transmisión.

Transformador: Es una máquina eléctrica que eleva o baja el voltaje de corriente alterna de la fuente original.

Tablero: Un panel o grupo de paneles individuales en donde se incluyen barras, dispositivos de protección contra sobrecorrientes e interruptores para controlar circuitos de fuerza, iluminación u otras cargas y está diseñado para instalarse dentro de una caja o gabinete embutido o no en una pared.

THD: Distorsión Armónica Total. Término comúnmente usado para definir el "factor de distorsión armónica" en la tensión o corriente, es decir, el efecto de los armónicos sobre la tensión o corriente del sistema de potencia.

Valor por unidad: Relación del valor real de cualquier cantidad determinada al valor base de la cantidad.

Valor rms o eficaz: Es el valor promedio de una onda periódica que produciría la misma potencia de una onda con valor constante.

DATOS DEL AUTOR

Datos PersonalesLugar de Nacimiento: Caracas, Venezuela

Fecha de Nacimiento: 02/09/76

Cédula de Identidad: 12.853.723

C.I.V. N°: 108.723

Estado Civil: Soltero

Dirección: Qta. Sta. Rita, Calle 8, Palo Verde, Caracas

Teléfonos: Beeper: 800-88353 Clave 9164, 043-351631

E-Mail: salvamm[arroba]usa.net

www: http://pagina.de/salvadorm/

Educación 1993-1997. Instituto Universitario Politécnico de las

Fuerzas Armadas Nacionales (IUPFAN), Núcleo Maracay.

Ingeniero Electricista (Potencia)

Indice Académico: 7.76 (Escala 1-9)

Lugar de Mérito en la Promoción: 02/26

1987-1992. Escuela Técnica Industrial Joaquín Avellán. Técnico Medio Industrial Mención Electricidad

MARTÍNEZ MIRELES,

SALVADOR ALFONSO



Comentarios


Trabajos relacionados

Ver mas trabajos de Programacion

 

Nota al lector: es posible que esta página no contenga todos los componentes del trabajo original (pies de página, avanzadas formulas matemáticas, esquemas o tablas complejas, etc.). Recuerde que para ver el trabajo en su versión original completa, puede descargarlo desde el menú superior.


Todos los documentos disponibles en este sitio expresan los puntos de vista de sus respectivos autores y no de Monografias.com. El objetivo de Monografias.com es poner el conocimiento a disposición de toda su comunidad. Queda bajo la responsabilidad de cada lector el eventual uso que se le de a esta información. Asimismo, es obligatoria la cita del autor del contenido y de Monografias.com como fuentes de información.

Iniciar sesión

Ingrese el e-mail y contraseña con el que está registrado en Monografias.com

   
 

Regístrese gratis

¿Olvidó su contraseña?

Ayuda