Chequeo de conductores ante cortocircuitos al implementar ...
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Título: Chequeo de conductores ante cortocircuitos al implementar cogeneración en la Textilera “Desembarco del Granma”. Autor: Joao Afonso Gama Da Silva Tutor: MSc. Ing. Emilio Francesena Bacallao Consultante: Ing. Vladimir Rodríguez Simeón Centro de Estudios Electroenergéticos Departamento de Electroenergética , junio 2019
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Joao Afonso Gama Da Silva
Título: Chequeo de conductores ante cortocircuitos
al implementar cogeneración en la Textilera
“Desembarco del Granma”.
Autor: Joao Afonso Gama Da Silva
Tutor: MSc. Ing. Emilio Francesena Bacallao
Consultante: Ing. Vladimir Rodríguez Simeón
Centro de Estudios Electroenergéticos
Departamento de Electroenergética
, junio 2019
Electrical Researchs Center
Electroenergetic Department
Title: Checkup of cables for shortcircuits when
cogeneration is introduced in the textile factory
“Desembarco del Granma”.
.
Author: Joao Afonso Gama Da Silva
Thesis Director: MSc. Ing. Emilio Francesena Bacallao
Thesis Consultant: Ing. Vladimir Rodríguez Simeón
, june 2019
Este documento es Propiedad Patrimonial de la Universidad Central “Marta Abreu”
de Las Villas, y se encuentra depositado en los fondos de la Biblioteca Universitaria
“Chiqui Gómez Lubian” subordinada a la Dirección de Información Científico Técnica
de la mencionada casa de altos estudios.
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PENSAMIENTO
"Todo el mundo es capaz de dominar un dolor, excepto El que la siente".
(William Shakespeare)
DEDICATORIA
Dedico este trabajo en especial a mi padre que ya no se encuentra entre
nosotros, sé que desde allá arriba está viendo como su hijo lo está cumpliendo
con lo prometido (ser ingeniero). A mi madre María Carolina Domingas Da Silva,
mis hermanos Romeo Cesar Da Gama, Alberto Vasco Da Silva Gama, Vania,
Victoria y Juldovanisia Da Silva Gama, Denilson Inacio Correa, a mi suegra
Misleidy Pérez Calderón, a mi novia Lisandra Guerrero Pérez, a mis Primos y
amigos.
AGRADECIMIENTOS
Agradecer es un deber humano por todo lo que has vencido, con dificultad o sin
dificultad. Lleguen mis más sinceros agradecimientos:
Primeramente, a Dios, por la vida y salud que he recibido en los 5 años
de mi carrera.
A mi familia, y en especial a mis maravillosos padres por el apoyo
incondicional recibido desde que comencé mis estudios, por darme la
posibilidad de hacer realidad mis sueños y por la plena confianza de que
siempre llegaría hasta el final.
Al MSc. Ing. Emilio Francesena Bacallao, por su asesoramiento.
A todos mis profesores por su dedicación y por haber contribuido en mi
formación como profesional de la ingeniería.
A todas las personas que de una forma u otra han contribuido y hecho
posible la realización de este estudio.
A los trabajadores de la Empresa Textil “Desembarco del Granma”, y en
especial al Ing. Vladimir Rodríguez Simeón.
A todos ellos, les estaré eternamente agradecido
RESUMEN
La industria textil está encaminada a la introducción de cogeneración, debido a fuertes
demandas de electricidad y vapor en su proceso productivo, Cuba también se dirige en
este sentido. El incremento de generación, cargas motoras y modificaciones en las
redes de suministro, ocasiona en general, un incremento en las corrientes de
cortocircuito. Partiendo de análisis de factibilidad para la cogeneración y
recomendaciones realizadas sobre fallas y desconectivos anteriormente, en el presente
trabajo se chequean los cables y barras conductoras en media y baja tensión, al
introducir cogeneración en la Empresa Textil “Desembarco del Granma”. Para lo cual se
actualiza su diagrama monolineal, con énfasis en detalles de conductores, barras y sus
protecciones, acorde a varios escenarios de operación, se realiza un actualizado estudio
de cortocircuitos en 6.3 kV y 0.48kV mediante el software IPA, encaminado al chequeo
de los conductores y barras de acuerdo a la velocidad de operación de sus protecciones.
Se emplean en la investigación métodos del nivel teórico, empírico y matemático-
estadístico, que permiten arribar a la conclusión, de que existen algunos elementos
conductores, fundamentalmente en baja tensión, que pueden afectarse, debido que la
capacidad de estos para resistir los esfuerzos térmicos y/o dinámicos de las altas
corrientes acorde a los tiempos de desconexión de las fallas más violentas esperadas,
está un poco por debajo de la recomendada por las normativas vigentes, situación que
se puede acentuar con crecimientos futuros en fuentes de cortocircuito. Se emiten
recomendaciones sobre acciones a tomar en tal sentido.
ÍNDICE
INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 1
CAPÍTULO 1. GENERALIDADES SOBRE LA SELECCIÓN DE CABLES
CONDUCTORES Y BARRAS EN SISTEMAS ELÉCTRICOS .................................... 5
1.1 Introducción.................................................................................................. 5
1.2 Implementación de cogeneración en la industria ........................................ 6
1.3 Selección de conductores de cables ............................................................ 6
1.3.1.1 Selección de conductores por corriente admisible ........................ 8
1.3.1.2 Selección de conductores por caída de tensión........................... 10
1.3.1.3 Selección de conductores por corriente de cortocircuito ............ 12
1.4 Selección de barras conductoras o embarrados. ...................................... 16
1.4.1 Factores de corrección ..................................................................... 18
1.4.2 Efectos del cortocircuito sobre elementos conductores. ................ 21
1.4.2.1 Esfuerzos electrodinámicos. Comprobacion por cortocircuito.... 21
1.4.2.2 Esfuerzos térmicos. Comprobacion por cortocircuito ................. 23
1.5 Conclusiones parciales .............................................................................. 24
CAPÍTULO 2. SISTEMA ELÉCTRICO DE LA TEXTILERA “DESEMBARCO DEL
GRANMA”. CONDUCTORES Y SUS PROTECCIONES, METODOLOGÍA DE SU
CHEQUEO ANTE CORTOCIRCUITOS. .................................................................. 25
2.1 Introducción................................................................................................ 25
2.2 Descripción del sistema de suministro eléctrico de la empresa................ 25
2.3 Cables utilizados y protecciones asociadas. ............................................. 27
2.3.1 Características de conductores en media tensión y protecciones
asociadas. ...................................................................................................... 27
2.3.2 Características de conductores en baja tensión y protecciones
asociadas. ...................................................................................................... 29
2.4 Descripción del software IPA ..................................................................... 34
2.4.1 Nomenclatura y datos de los cables conductores en software IPA. 35
2.5 Inversiones recientes en fábrica y sobre su sistema eléctrico .................. 39
2.6 Barras utilizadas en el sistema de suministro eléctrico de la fábrica ........ 40
2.7 Metodología de chequeo de conductores utilizada.................................... 41
2.7.1 Límites de temperatura a considerar................................................ 42
2.7.2 Calentamiento del conductor ........................................................... 42
2.8 Conclusiones Parciales .............................................................................. 44
CAPÍTULO 3. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITO Y CHEQUEO DE CABLES Y
BARRAS O EMBARRADOS DE MEDIA Y BAJA TENSIÓN. ................................... 45
3.1 Escenarios de operación del sistema eléctrico de la Textilera
“Desembarco del Granma”. .................................................................................. 45
3.2 Chequeo de cables conductores en media tensión. .................................. 45
3.3 Chequeo de cables conductores en baja tensión ...................................... 47
3.3.1 Primer escenario para cada una de las subestaciones auxiliares ... 47
3.3.2 Segundo escenario para cada una de las subestaciones auxiliares 50
3.3.3 Tercer escenario para cada una de las subestaciones auxiliares ... 53
3.3.4 Cuarto escenario para cada una de las subestaciones auxiliares ... 55
3.4 Verificación detallada de la capacidad de los alimentadores en los
distintos escenarios para los niveles de 6.3 kV y 0.48 kV .................................... 58
3.5 Chequeo de las barras o embarrados ........................................................ 60
3.5.1 Esfuerzos electrodinámicos. Comprobacion por cortocircuito en las
barras de 6.3 kV.............................................................................................. 60
3.5.2 Esfuerzo térmico. Comprobacion por cortocircuito en las barras de
6.3 kV 61
3.5.3 Esfuerzos electrodinámicos. Comprobacion por cortocircuito en las
barras de 0.48 kV ............................................................................................ 62
3.5.4 Esfuerzo térmico. Comprobacion por cortocircuito en las barras de
0.48 kV 63
3.8 Conclusiones Parciales .............................................................................. 64
CONCLUSIONES ................................................................................................... 65
RECOMENDACIONES ........................................................................................... 66
REFERENCIAS BIBLIGRAFICAS .......................................................................... 67
ANEXOS ................................................................................................................ 68
1
INTRODUCCIÓN
En los últimos años la industria textil se ha perfilado como una de las más idóneas en la
adopción de equipos de cogeneración, debido a las fuertes demandas de energía
eléctrica y vapor en su proceso productivo, la energía eléctrica es demandada para
mover las bobinas, el funcionamiento de los telares y otra maquinaria especializada, y,
por otro, los procesos de ennoblecimiento textil de hilos y tejidos necesitan vapor.
Nuestro país no está ajeno de esta problemática, toda vez que su estructura energética
está basada también en el uso de combustibles fósiles importados en una parte
considerable, para generar alrededor del 80% de la electricidad total producida en el
país.
Con vista a reducir sensiblemente esta dependencia de la importación y uso del
petróleo, se priorizó el máximo aprovechamiento de las fuentes nacionales de energía
y la elevación de la eficiencia energética en la economía, con la perspectiva de que las
fuentes renovables de energía adquieran un mayor peso. Entre las principales acciones
y líneas de trabajo de este programa está respaldar el incremento de la cogeneración
en el sector industrial, así como, priorizar, en función de su potencialidad y significación
estratégica, el estudio y desarrollo de las nuevas tecnologías tendientes a elevar al
máximo la generación combinada de calor y electricidad, Así, se identificaron varias
industrias como candidatas a implementar la cogeneración, entre las que se encuentra
el Combinado Textil “Desembarco del Granma” de la ciudad de Santa Clara,
perteneciente al Ministerio de la Industria Ligera.
La UEB Textil “Desembarco del Granma” creada en 1979 con tecnología japonesa del
año 1976 se diseña, en su concepción inicial, para producir 60 millones de metros
cuadrados de tejido plano. Durante la etapa del período especial se vio prácticamente
detenido todo su proceso productivo y con el consiguiente deterioro de sus escenarios
energéticos. Actualmente se ha reactivado y consta de 3 plantas productivas (Hilo de
Coser, Tejeduría y Acabado), y una Planta de Servicio (PSI). Tiene 3 productos
principales reconocidos: Hilo de Coser, Gasa Quirúrgica y Tejido Plano. La Empresa
Textil “Desembarco del Granma” consume aproximadamente 200 t de vapor al día, el
mismo es generado con calderas con más de 30 años de explotación y baja eficiencia.
El consumo de electricidad promedio es de 8 700 MW.h/año y 4 000 t de fueloil. Existen
planes de recuperar la planta de Acabado con nuevas máquinas, lo que llevaría el
consumo de vapor a cerca de 30 t/h con 7 000 t de fueloil al año. El consumo eléctrico
INTRODUCCÍON
2
ascendería a 12 000 MW.h/año. En este caso resulta sumamente atrayente la
evaluación de un proyecto de cogeneración de calor y electricidad debido a la
simultaneidad de las demandas, la estabilidad de las mismas y la proyección de operar
más de 3 800 horas al año. El mismo pudiera estar disminuyendo el consumo de la red
eléctrica en unos 7 000 MW.h/año lo que significaría incluso una reducción del consumo
con respecto al actual.
Así, se le solicita al Centro de Estudio Energéticos y Tecnologías Ambientales (CEETA)
y al Centro de Estudios Electroenergéticos (CEE), para analizar la inclusión de la
cogeneración, de forma tal que se obtengan los mayores beneficios energéticos y
financieros posibles considerando las necesidades tecnológicas, así como su influencia
en la instalación ya existente. Así, entre otras cosas chequear los desconectivos nuevos
y los ya existentes por las normativas actuales, los resultados de dicho estudio arrojaron
que en todos los escenarios actuales de operación del sistema de suministro eléctrico a
la fábrica, se presenta un número considerable de interruptores fundamentalmente de
las barras de 0.48kV que no tienen la capacidad interruptiva necesaria para una
desconexión segura de las altas corrientes de cortocircuito estimadas, Por lo que se
plantea por parte de la dirección de dicha empresa, que el CEE realice un proyecto de
medidas encaminadas a reducir dichas corrientes de cortocircuito o mitigar los efectos
de las mismas sobre los elementos del sistema, fundamentalmente sobre los
interruptores encargados de aislar dichas fallas que están instalados en la actualidad en
la empresa, por sus resultados algo alarmantes, este trabajo dejó como
recomendaciones el análisis de la capacidad para operar ante fallas de altas corrientes,
de otros elementos del sistema de suministro eléctrico en la industria, como son los
conductores y barras colectoras asociadas a su sistema de protecciones.
Así, la dirección de dicha empresa solicita recientemente al CEE el análisis de esta
problemática, por lo que a partir de estos antecedentes se convierte en propósito
esencial de esta investigación la solución del siguiente problema científico:
¿Cuál debe ser la capacidad de los conductores y barras en las condiciones actuales y
al introducir una planta de cogeneración en la UEB Textil “Desembarco del Granma”?
Para dar respuesta a esta interrogante se plantea como objetivo general el siguiente:
Determinar la capacidad necesaria de los conductores y barras en las
condiciones actuales y al introducir cogeneración en la Textilera “Desembarco
del Granma”.
INTRODUCCÍON
3
En consecuencia, se trazan como objetivos específicos los siguientes:
1. Fundamentar teóricamente la inclusión de la cogeneración, niveles de
cortocircuito y su influencia en selección de conductores y barras en la industria.
2. Elaborar y/o actualizar el diagrama unifilar de la Industria Textil “Desembarco del
Granma” acorde a los nuevos escenarios de operación, detallando
fundamentalmente conductores y barras y la protección asociada.
3. Obtener las corrientes de cortocircuito en 6.3 kV y 0.48kV empleando el software
IPA en la simulación del sistema eléctrico, para comprobar la capacidad en
conductores y barras en tal sentido, según su protección.
4. Proponer posibles soluciones a los problemas detectados.
Tareas técnicas:
Revisión de la literatura relacionada con el tema del aumento de generación y
consumidores en sistemas industriales, su influencia en selección de
conductores y barras.
Actualización detallada de datos sistema eléctrico de la Industria Textil
“Desembarco del Granma”, fundamentalmente en conductores y barras y su
protección.
Elaboración del diagrama unifilar de la Industria Textil “Desembarco del
Granma”.
Obtención de los valores de cortocircuito empleando productos de software para
la simulación del sistema eléctrico en distintos escenarios.
Influencia de las fallas en conductores y barras y análisis de la capacidad
necesaria según su protección ante cortocircuitos. Proponer posibles soluciones
a los problemas detectados.
Confección del informe de la investigación según normativas vigentes en la
actualidad.
INTRODUCCÍON
4
Organización del trabajo:
El contenido del informe de investigación está estructurado por la Introducción que
contiene el tema de investigación, la situación problemática, el problema a resolver, así
como el objetivo general de la investigación y los específicos.
El Desarrollo del trabajo se organizará a través de tres capítulos.
En los Capítulos 1 se realiza una fundamentación teórica sobre la selección de
elementos conductores tipo cables y barras colectoras, destacando el chequeo de su
capacidad ante los cortocircuitos máximos a que se enfrenta.
En el Capítulo 2 se actualiza en diagrama monolineal de la empresa y con una
descripción del sistema que se va a analizar en cuanto a la configuración de la red, se
definen los escenarios de operación de la planta que establecen las condiciones
extremas de operación del sistema eléctrico con cogeneración y demás fuentes que
aportan al cortocircuito. Se muestran detalles del producto de software IPA que se usa
para los cálculos.
En el Capítulo 3 se ejecutan las simulaciones de los distintos escenarios para obtener
los valores de corrientes de falla y se muestra el chequeo de conductores y barras en
los niveles de 6.3 kV y 0.48 kV.
Se arriba a Conclusiones y se emiten Recomendaciones para trabajos inmediatos y
futuros
5
CAPÍTULO 1. GENERALIDADES SOBRE LA SELECCIÓN DE
CABLES CONDUCTORES Y BARRAS EN SISTEMAS
ELÉCTRICOS
1.1 Introducción
Las redes eléctricas deben ser capaces de soportar sin daño permanente, no solamente
las corrientes de trabajo o carga, sino también Ias intensas corrientes que se producen
en condiciones de fallas (cortocircuitos) en la propia red o en los receptores a ella
conectados. Estas corrientes son de corta duración (algunos segundos, como máximo),
y desaparecen al actuar los dispositivos de protección que deben existir para estos
efectos, pero a pesar de ello, sus efectos térmicos y dinámicos sobre conductores y
barras colectoras deben chequearse según el caso, por el tiempo de duración,
particularmente su efecto térmico puede ser muy importante por el hecho de ser la
intensidad en estas condiciones un múltiplo elevado de la de trabajo normal y depender
la producción de calor por unidad de tiempo del cuadrado de la intensidad de la corriente
[1].
En Ias redes trifásicas los cortocircuitos pueden ser de diversos tipos, dependiendo de
los conductores que entran en contacto accidental. En la mayoría de los puntos de un
sistema eléctrico, el caso más desfavorable es el cortocircuito trifásico limpio, en el
sentido de que en él se desarrollan Ias intensidades más elevadas; cuando hay
generación interna y esta es aterrada a través de baja impedancia los cortocircuitos que
involucran tierra pueden ser superiores al trifásico, es por ello que este chequeo debe
ser cuidadoso en cada escenario [1].
Los cables de potencia son conductores de cobre o aluminio, aislados por diversos tipos
de materiales que son fundamentalmente derivados de la goma. Pueden instalarse en
canales, bandejas, tuberías, conductos soterrados o directamente enterrados, cables
armados, con conductor mensajero, etc. Por su parte, las barras son conductores rígidos
o con alguna flexibilidad de cobre, aleaciones de cobre o aluminio, que se disponen en
secciones que se interconectan entre sí con codos, uniones, etc. Y se soportan por las
estructuras de edificaciones o los paneles [2].
La función primaria del cable es llevar la energía fiablemente entre la fuente y equipo de
utilización. Llevando esta energía, hay pérdidas de calor generadas en el cable que debe
disiparse. La habilidad de disipar estas pérdidas depende de cómo los cables se
instalan.
CAPÍTULO 1
6
Pueden instalarse los cables en bandejas, subsuelo en conducto o directamente
enterrados.
Los aislamientos pueden ser clasificados en categorías como los aislamientos sólidos,
aislamientos combinados y los aislamientos del propósito especiales. Cables que
incorporan estos aislamientos cubren un rango de máxima temperaturas de
funcionamiento normales y exhiben variantes de flexibilidad, grado mecánico de
resistencia, de fuego y de protección del ambiente [2].
1.2 Implementación de cogeneración en la industria
El aumento de la capacidad de generación y las nuevas inversiones en cargas motoras
en un sistema eléctrico, ocasionan en general, un aumento en las fuentes que
contribuyen a los cortocircuitos y un incremento proporcional en las corrientes de falla,
más aún si dichas inversiones se llevan a cabo manteniendo el mismo nivel de tensión
que existía inicialmente.
Actualmente con el objetivo de aprovechar los recursos energéticos de que disponen
las industrias y hacer un uso más racional de la energía, la cogeneración se ha
convertido en una variante muy atractiva para el cumplimento de dicho objetivo.
Así, en las fábricas donde la demanda de electricidad y otro portador energético como
el vapor son necesarias y prácticamente simultáneas en el proceso, la llamada
cogeneración o generación de energía eléctrica a partir del vapor derivado de otras
tareas del proceso de producción se ha implementado o está en planes para su
introducción. La industria textil y azucarera son dos exponentes en este sentido.
Todo lo cual implica, como se menciona anteriormente un incremento en los niveles de
cortocircuito de la entidad, con la consiguiente influencia sobre la capacidad necesaria
en los componentes del sistema para soportar estás relativamente altas corrientes de
falla, y sobre las protecciones y desconectivos encargados de eliminar y/o aislar dichos
cortocircuitos [3].
1.3 Selección de conductores de cables
Los conductores de cables y líneas aéreas, se dimensionan a partir de su sección
expresada en mm2 o kcmil (mil milésimas circulares) (1 mm2 = 1973 cmil) o utilizando la
numeración de la galga americana AWG.
La selección de tamaño del conductor requiere la carga a llevar en condiciones normales
de trabajo, en estado de emergencia qué carga excesivamente podría soportar y su
duración, la capacidad de la protección de sobrecorriente del cable, capacidad de la
fuente y las temperaturas ambientes para las condiciones de la instalación particulares.
Se debe tener cautela al localizar conductores en áreas de alta temperatura ambiente,
CAPÍTULO 1
7
para que la temperatura de funcionamiento no exceda la designada para el tipo de
conductor aislado involucrado [2].
Para la selección del calibre del conductor se deben considerar entonces diferentes
aspectos, como: la distancia, temperaturas, lugar de instalación y factores de
agrupamiento. Se determina el calibre mínimo de los conductores según el nivel de
tensión al cual van a estar operando, en las figuras 1.1 y 1.2 se muestran dos tipos de
cable conductor como los utilizados en la actualidad [4].
Figura 1.1 Cable de un solo conductor Figura 1.2 Cable de tres conductores
Métodos y/o criterios de selección de conductores
La selección de tamaño del conductor se basa en las siguientes consideraciones:
a) El criterio de corriente nominal relacionado a las cargas, efectos termales de la
carga, la calefacción actual mutua, pérdidas producidas por la inducción
magnética y las pérdidas dieléctricas.
b) El criterio de carga excesiva de Emergencia.
c) Las limitaciones de caída de Tensión.
d) El criterio de corriente de falla (cortocircuito).
e) El criterio de Frecuencia.
f) El criterio de calentamiento del Lugar de instalación del cable.
g) La Longitud de cable en las áreas de temperatura ambientes elevadas.
h) Los requisitos de terminación de Equipo [2].
Entonces existen varios criterios para la selección de conductores y lo más importante
a considerar antes de realizar la instalación, por lo cual se debe tener la suficiente
información para elegir los criterios adecuados al seleccionar el conductor que se
requiere [5].
El nivel de aislamiento es un criterio de selección del cable poco considerado, sin
embargo, es de vital importancia fundamentalmente a partir de media tensión, ya que
tiene que ver con el espesor que tendrá el cable, y sobre todo el tiempo en el que una
falla se liberará [5].
La sección necesaria para un conductor de fase se determina en función de la corriente
que se puede transmitir en servicio continuo sin superar la temperatura máxima
soportada por el aislante. Luego se debe comprobar que con esa sección no se supere
la máxima caída de tensión que se admita, también que supere la sección necesaria
CAPÍTULO 1
8
para transmitir la intensidad de cortocircuito admisible y que supere la sección mínima
permitida por las normas [6].
1.3.1.1 Selección de conductores por corriente admisible
El principal elemento que se debe considerar para definir el cable que ha de ser
seleccionado, es la corriente que va a circular por el conductor en el sistema donde se
va a instalar, para ello hay que considerar la siguiente expresión [5][7]:
Vnom
HP
Vnom
kVAnomInom
33 (1.1)
Donde:
Snom - Potencia del sistema (kVAnom)
Vnom - Tensión del sistema (kV)
Inom - Corriente nominal o de carga máxima del sistema (A)
De ésta manera, el valor de la corriente Inom determinará el calibre del cable a utilizar,
si es que solamente se fuera a tomar en cuenta éste criterio para la selección del tipo
de conductor o cable. En la tabla 1.1 se muestran las corrientes permisibles en
conductores aislados de diversos tipos de cobre y aluminio, con diferentes temperaturas
nominales de trabajo y temperatura ambiente de 30°C.
Tabla 1.1 Capacidades o Ampacidades permisibles en conductores aislados hasta 2000 V y
temperaturas de 60 °C a 90 °C. No más de tres conductores en canalización, cableo
directamente enterrados, basados en una temperatura ambiente de 30 °C [8].
La protección contra sobrecorriente de los conductores marcados con (**) no deberá
exceder valores preestablecidos por normas.
CAPÍTULO 1
9
La corriente del conductor a seleccionar en la tabla 1.1 se calcula por la ecuación [7]:
FCFT
InomItabla
25.1 (1.2)
Donde FT es factor de corrección por temperatura y FC es factor de corrección por
número de conductores.
Cuando las condiciones de temperatura reales difieren de las de la tabla 1.1, hay que
calcular un factor de corrección de temperatura (FT) como muestra la expresión 1.3:
TaTc
TaTcFT
' (1.3)
Donde Tc es temperatura del conductor, Ta es temperatura ambiente establecida en la
tabla 1.1 y Ta´ es la temperatura ambiente distinta a la que fue confecciona la tabla 1.1.
También estas variaciones en la corriente permisible debidas a las variaciones en la
temperatura ambiente, se pueden tener en cuenta a partir de la tabla 1.2.
Tabla 1.2 Factores de Corrección basados en una temperatura ambiente de 30 °C [8].
Los conductores se agruparán en cada caso según la clase de circuito y método de
instalación utilizado. Cuando en un grupo de conductores existan varias temperaturas
de operación, la temperatura límite del grupo estará determinada por la menor de ellas
[9].
Además, en la tabla A del Anexo 1 se muestran capacidades de conducción de corriente
permisible en Ampere, para varios tipos de conductores de cobre aislado y en distintas
condiciones de instalación. Si la temperatura ambiente es diferente a la considerada
para el cálculo de la tabla A (30°C y/o 40°C), en la tabla B del Anexo 1, se muestra como
las capacidades de corriente deberán afectarse por los factores de corrección por
temperatura [9].
CAPÍTULO 1
10
En la tabla 1.1 se considera que hay solo 3 conductores en un conducto o tubería,
entonces el factor de corrección por número de conductores FC = 1, de lo contrario
cuando el número de conductores en un cable o en una canalización excede de 3, la
corriente de carga máxima permisible de cada conductor se reduce, multiplicándola por
el Factor de Corrección por Número o Agrupamiento de Conductores correspondiente,
el cual se indica en la tabla 1.3 [9].
Tabla 1.3: Factores de corrección por número o agrupamiento de conductores
.
La selección de la sección del conductor neutro (Scn) depende del tipo de circuito y la
sección de los conductores de fase (Scf). En la tabla 1.4 se muestra como seleccionar
el neutro acorde a distintos tipos de circuitos y escenarios de cargas [9].
Tabla 1.4 Sección del conductor neutro a seleccionar.
Fases Escenario Sección
3F+N
Carga balanceada sin armónicos triples Scn = ½ Scf
Carga desbalanceada o que opera entre una fase y neutro. Scn = Scf
Carga con gran contenido de armónicos triples. Scn ≥ Scf
2F+N Carga balanceada entre las dos fases Scn = ½ Scf
Carga desbalanceada o que opera entre una fase y neutro. Scn = Scf
1F+N Siempre Scn = Scf
Todas las tablas de ampacidad muestran el tamaño del conductor mínimo requerido,
pero en la práctica ingenieril, se consideran los crecimientos de cargas futuras, caídas
de tensión y las corrientes de cortocircuito, que pueden hacer necesario el uso de los
conductores mayores [5].
1.3.1.2 Selección de conductores por caída de tensión
Otro criterio que se considera para la selección del cable es el que tiene que ver con las
pérdidas por efecto Joule y la caída de tensión, ya que cuando una corriente circula a
través de un conductor, éste se calienta y dichas pérdidas se traducen en calor y la
caída de tensión es la diferencia de potencial que se va acumulando en toda la longitud
del cable, que finalmente se manifiesta en los extremos [5].
De ésta manera, es muy importante considerar el calibre y tipo de cable adecuado para
evitar que las pérdidas por efecto Joule no sean muy altas y también mantener una
CAPÍTULO 1
11
caída de tensión que sea aceptable, de acuerdo a las necesidades para las cuales fue
diseñado el circuito [2].
La caída de tensión se puede calcular mediante las expresiones 1.4, 1.5 y 1.6 o con el
uso de tablas y gráficos que aparecen en distintas bibliografías [4][5][7].
De manera general la caída de tensión ∆𝑉 en un conductor que alimenta una carga está
dada por:
∆𝑉 =(𝑅∗𝑃+𝑋∗𝑄)
𝑉𝑛 (1.4)
(1.5)
Donde:
Vn= Tensión nominal del sistema (V).
Q= potencia reactiva (Var).
P= potencia activa (W).
R y X= Resistencia y reactancia del conductor (Ω).
∆V= Caída de tensión (V)
Varias bibliografías aparecen tablas y gráficos que permiten estimar las caídas de
tensión en los conductores, como, por ejemplo, las figuras 4.31, 4.32, 4.33 y 4.34 de [7],
permiten calcular las caídas de tensión en cables de baja y media tensión, muestras de
las cuales se presentan en las figuras 1.3 y 1.4.
Figura 1.3 Caída de tensión en 3 conductores por conducto para tensión de 600 V [7].
piesA
longInomVtablaV
10000
CAPÍTULO 1
12
Figura 1.4 Caída de tensión en 3 conductores por conducto para tensión de 5000 V [7].
1.3.1.3 Selección de conductores por corriente de cortocircuito
En general a circulación de corrientes de cortocircuito por el sistema, impone una gran
sobrecarga térmica a los conductores que depende de tres factores fundamentales:
La magnitud de la corriente de cortocircuito.
La sección del conductor.
La duración del flujo de corriente.
Bajo condiciones de cortocircuito se incrementa con rapidez la temperatura de los
elementos metálicos de los cables de energía (conductor y pantalla o cubierta metálica),
cuando están diseñados para soportar tal incremento; el límite dependerá de la
temperatura máxima admisible para la cual no se deteriore el material de las capas
vecinas, esto es, la que resulte menor entre la del conductor, que no dañe al aislamiento,
o la de la pantalla, para no deteriorar el aislamiento, pantalla semiconductora o cubierta
[5].
CAPÍTULO 1
13
La literatura tradicional plantea, que la temperatura pico transitoria que puede alcanzar
el cable durante un cortocircuito sin dañar su aislamiento es aproximadamente de
150ºC. A una temperatura ligeramente superior (175ºC) puede ocurrir la desintegración
destructiva del material orgánico del aislamiento acompañada de humo y vapores
combustibles. A una mayor temperatura se expelen grandes cantidades de vapor que
incrementan el peligro de explosión o fuego.
Es importante notar que la temperatura anormal persiste mucho más tiempo que la
duración del cortocircuito. El flujo de 20 000 A en un conductor de cobre #4 AWG elevará
la temperatura del cobre de 75 a 150ºC en solo 1/3 de segundo, mientras que esta
demora 1000 segundos en retornar a 75ºC en un ambiente de 30ºC.
De esta forma, la corriente de cortocircuito, la sección del conductor y el tiempo de
apertura de la protección deben coordinarse para que el efecto del cortocircuito sobre el
aislamiento sea limitado a la reducción de su vida útil en solo un 1%.
La sección necesaria en el conductor ante cortocircuitos se obtiene igualando la energía
disipada en el conductor durante el corto circuito con la que es capaz de almacenar sin
que su temperatura supere la máxima permitida. A partir de lo cual se obtiene la
siguiente ecuación [7]:
TT
TTlogkt
cmils
Irms
1
22
(1.6)
Donde:
Irms= Intensidad de corriente medio cuadrática o efectiva de cortocircuito de falla en
Ampere durante el tiempo en que está presente el cortocircuito.
S = sección del conductor, en cmils.
t = duración del cortocircuito, en seg.
T= Temperatura en °C (bajo cero), en la cual el material del que se trate tiene resistencia
eléctrica teóricamente nula.
T1= Temperatura de operación normal o inicial del conductor, °C.
T2= Temperatura máxima o final de cortocircuito que soporta el cable, °C.
El valor de “k” es una constante que depende del material del conductor y de los que e
stán en contacto con dicho conductor, de forma resumida se ofrecen en la tabla 1.5.
Tabla 1.5 Constantes y temperaturas que dependen del material conductor [5].
CAPÍTULO 1
14
La relación de la corriente Irms de cortocircuito y su valor estable o simétrico, depende
de la duración del cortocircuito, de la relación X/R del circuito, etc. No obstante, de forma
práctica se emplean los siguientes elementos para el cálculo de la corriente.
IccsimKIrms 1
(1.7)
Donde K1 toma los valores:
Interruptores de bajo tensión con disparo instantáneo – 1.25
Interruptores de potencia instantáneos – 1.10
Disparo con retardo de 0.5 segundos o más – 1.00
El chequeo de los cables por cortocircuito debe realizarse fundamentalmente en el inicio
del alimentador, donde debe existir un mayor nivel de cortocircuito. No obstante, si el
alimentador es de gran longitud, el nivel de cortocircuito puede disminuir
considerablemente en su extremo final y puede suceder que la protección a la cabeza
del alimentador dispare con mucho mayor retardo, lo que incrementa el efecto térmico
del cortocircuito en el aislamiento. Es por esto que se recomienda chequear el
cortocircuito en ambos extremos del conductor.
Si la sección del conductor o de la pantalla no es la adecuada para soportar las
condiciones de cortocircuito, el intenso calor generado en tan poco tiempo produce un
daño severo en forma permanente en el aislamiento e incluso forma cavidades entre la
pantalla semiconductora y el aislamiento, las cuales provocan serios problemas de
ionización [5]. Así mismo, de acuerdo al tipo de falla, se deben verificar los distintos
componentes de la siguiente manera:
Para el conductor:
Cortocircuito trifásico balanceado y desbalanceado, calculando la corriente de falla de
secuencia cero.
Para la pantalla:
Cortocircuito de fase a tierra y cortocircuito trifásico desbalanceado, calculando la
corriente de falla de secuencia cero.
En las figuras 1.5 y 1.6 se muestran, a modo de ejemplo, las intensidades de corto
circuito admisibles por cables más modernos VULPREN y HERSATENE con
conductores de cobre y de aluminio, en funcion del tiempo de duracion del cortocircuito
(en s) y de la seccion nominal del conductor, en este caso en mm2 [1].
CAPÍTULO 1
15
Figura 1.5 Intensidad de cortocircuito admisible en los conductores de los cables Vulpren y
Hersaten (conductores de cobre) [1].
CAPÍTULO 1
16
Figura 1.6 Intensidad de cortocircuito admisible en los conductores de los cables Vulpren y
Hersaten(conductores de aluminio) [1].
1.4 Selección de barras conductoras o embarrados.
Las barras son conductores rígidos o con alguna flexibilidad, de cobre, aleaciones de
cobre o aluminio, que se disponen en secciones típicamente de 10 pies, que se
interconectan entre sí con codos, uniones, etc. y se soportan por las estructuras de
edificaciones o paneles.
CAPÍTULO 1
17
Las barras de distribución permiten la circulación de altas corrientes y tienen la ventaja
de su fácil montaje y conexión a los centros de distribución y receptores eléctricos.
Existen cuatro tipos fundamentales de barras de distribución en industrias según su
nomenclatura en inglés acorde a especificaciones de la IEEE [2]:
1) “Feeder busway” de baja impedancia para alimentar circuitos de potencia con
caídas de tensión mínimas.
2) “Plug-in busway” para facilitar la conexión y reubicación de las cargas mediante
un sistema de plugs.
3) “Lighting busway”, para alimentar circuitos de iluminación y servir de soporte a
luminarias o pequeñas cargas.
4) “Trolley busway”, para alimentar receptores móviles como grúas, elevadores,
montacargas, etc.
Las barras se especifican comúnmente por su corriente nominal en Ampere y no por su
sección, típicamente desde 225 a 5000 A.
La configuración de las barras conductoras puede ser flexible o rígida, como se muestra
en las figuras 1.7 y 1.8 [10].
Figura 1.7 Barra flexible Figura 1.8 Barra rigida
La sección necesaria de las barras o embarrados se determina en función de la corriente
de utilización o carga y del índice de protección de la carcasa, previa a la comprobación
de los requisitos térmicos de cortocircuito.
La denominación de las corrientes viene dada por las definiciones de la norma
internacional IEC 60947-1 relativas a las condiciones habituales de utilización para un
calentamiento de las barras que no sobrepase los 65 °C como se muestra en la tabla
1.6 [10].
CAPÍTULO 1
18
Tabla 1.6: Intensidad en Ampere permisible en pletinas de cobre para aplicaciones eléctricas
[10].
En el caso de varias barras en paralelo, la distancia entre las barras se toma igual al espesor. Para corriente alterna la distancia neta entre las fases se toma > 0,8 la distancia entre ejes de fases. Wx es el módulo de la sección cuando se monta la barra de forma vertical. Wy es el módulo de la sección cuando se monta la barra de forma horizontal.
1.4.1 Factores de corrección
Luego de que se realiza la selección de la configuración de barras, se deben tener en
cuenta factores que afectan la capacidad de transmisión de corriente de la misma, como
son: efectos de la conductividad, temperatura, diseño y ubicación.
Si hay diferencias entre las condiciones reales y las condiciones de la tabla 1.6, el valor
de la corriente que se toma por ejemplo de la tabla 1.6 debe multiplicarse por los factores
de corrección siguientes [12]:
k1: factor de corrección para las variaciones de capacidad de carga en relación
con la conductividad, como se muestra en la figura 1.9.
CAPÍTULO 1
19
Figura 1.9 Factores de corrección k1 de la variación de capacidad de carga según la
conductividad debido al tipo y calidad de material a usar [12].
Por ejemplo, en el caso de aleación de Aluminio E-AIMgSi0.5 (30 m/Ωmm2), el factor
k1=0.925.
k2: factor de corrección para el aire y/o temperaturas de barras colectoras (ver figura
1.10).
Figura 1.10 Factores de corrección k2 de la variación de capacidad de carga según las
variaciones de temperatura ambiente y de barras [10]
k3: factor de corrección para las variaciones térmicas de capacidad de carga
debido a diferencias en el diseño (ver tabla 1.7).
CAPÍTULO 1
20
Tabla 1.7: Factores de corrección k3 de la variación de capacidad de carga según
variaciones de diseño (disposición de barras) [12].
k4: Factor de corrección para las variaciones eléctricas de capacidad de carga (con
corriente alterna) debido a diferencias en el diseño (ver figura 1.12 a y 1.12b).
Figura 1.12a: Sistema trifásico con 3 conductores por fase y sistema monofásico de
espesor `s´ [12].
Figura 1.12b Factores de corrección k4 de reducción de la carga de corriente alterna hasta
60 Hz debido al efecto piel adicional en los conductores [12].
CAPÍTULO 1
21
k5: factor de corrección en función de las influencias específicas de ubicación.
En la tabla 1.8 se pueden observar los factores de corrección k5 de la variación de
capacidad de carga por la altura y manera de instalación [12].
Tabla 1.8: Factores de corrección k5 de variación de capacidad de carga.
Altura sobre el
nivel de mar (m)
Factor k5 en
lugar cerrado
Factor k5 al aire
libre
1000 1.00 0.98
2000 0.99 0.94
3000 0.96 0.89
4000 0.90 0.83
Entonces la capacidad de conducción de corriente en las condiciones reales es:
𝐼𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 = 𝐼𝑡𝑎𝑏𝑙𝑎 ∗ 𝑘1 ∗ 𝑘2 ∗ 𝑘3 ∗ 𝑘4 ∗ 𝑘5 (1.16)
1.4.2 Efectos del cortocircuito sobre elementos conductores.
Los elevados valores que pueden alcanzar las corrientes de cortocircuitos generan
esfuerzos térmicos y electrodinámicos de considerable magnitud en las barras,
aisladores, interruptores y en los demás elementos de circuito recorridos por estas
corrientes [13].
La corriente térmica calienta los cables, las barras, los fusibles y los contactos por donde
circula y la corriente dinámica causa los mayores esfuerzos entre los conductores [14].
Por su parte, las barras de distribución son fundamentalmente afectadas por las fuerzas
electromagnéticas debidas a la corriente de cortocircuito, que dependen del cuadrado
de la corriente y del inverso de la separación entre las barras adyacentes. Si la
resistencia mecánica de las barras y los elementos de fijación es insuficiente, estas
pueden ser destruidas por el cortocircuito [15].
En general, las barras se diseñan para soportar la corriente de cortocircuito en los
rangos que se especifican en la tabla 1.9, un tiempo máximo de tres ciclos, dado que
están instaladas en un circuito cuya relación X/R es igual o inferior a la mostrada.
Tabla 1.9: Rango de las barras en función del factor de potencia de cortocircuito
Corrientes simétricas rms en
barras de distribución en (A)
Factor de
Potencia
Relación
X/R
Hasta 10 000 0.50 1.7
10 001 - 20 000 0.30 3.2
20 000 o mas 0.20 4.9
1.4.2.1 Esfuerzos electrodinámicos. Comprobacion por cortocircuito
Las fuerzas de atracción o repulsión que aparecen entre conductores por efecto del
campo magnético creado a su alrededor por la corriente que los recorre, son
CAPÍTULO 1
22
directamente proporcionales al producto de esas corrientes e inversamente
proporcionales a la distancia entre conductores. Las corrientes de cortocircuito, de valor
muy elevado, hacen que estos esfuerzos electrodinámicos sean también muy elevados,
pudiendo destruir los cables, aisladores y las barras de conexión [13][15][16][17].
Para comprobar que una barra de dimensión conocida, resiste a un esfuerzo
electrodinámico, debido a las fuerzas creadas entre barras por un cortocircuito, se sigue
el procedimiento que se muestra a continuación [18]:
1. Determinar la corriente de cortocircuito que fluye desde el transformador hasta
la barra, esto es por medio de cálculos, graficas, tablas o softwares, adecuados
para estos cálculos. Para nuestro trabajo utilizaremos el IPA.
2. Con este valor de corriente de cortocircuito, la longitud de la barra y el
espaciamiento entre barras, se determina la fuerza de repulsión (si las corrientes
fluyen en sentido contrario) o atracción (si fluyen en el mismo sentido) entre las
barras según la siguiente ecuación:
𝐹𝐻 =0.2∗𝐼𝑐𝑐2∗𝐿
𝑎 (1.8)
Donde:
0.2 es un factor de multiplicidad para los esfuerzos electrodinámicos
FH : fuerza de repulsión o atracción(Newton)
ICC: Es la corriente de cortocircuito a ser soportada por la barra expresada en
(kA).
L: Es la longitud de la barra expresada en m.
a: Es la distancia entre las barras tomada desde los centros de las mismas (no
debe ser inferior a 1,9 cm).
3. Se determina el valor del módulo de la sección (Wx y Wy) por cálculo o tablas.
4. Se halla el valor del esfuerzo sobre el conductor principal (SigmaH) según la
siguiente fórmula:
SigmaH= ß x (FH*L)/(8*W) (1.9)
Donde W es módulo de la sección de la barra, ß=1 para barras soportadas y L
la longitud de la barra en metros.
5. Finalmente se verifica si la barra cumple con el requisito de resistencia al
cortocircuito para el material dado.
Sigmares = SigmaH < 1.5 x Sigma0.2 (1.10)
El valor de Sigma0.2 se toma en la tabla 1.10 de acuerdo al tipo de material
seleccionado.
CAPÍTULO 1
23
Tabla: 1.10 Valor de Sigma0.2 [16].
Descripción
de la barra
Sigma0.2
(N/mm2)
Conductividad
(m/Ω*mm2)
E-Cu F25 200 56 E-Cu F30 250 56 E-Cu F37 330 55
1.4.2.2 Esfuerzos térmicos. Comprobacion por cortocircuito
Debido a las altas temperaturas que ocurren en las barras en el momento del
cortocircuito, se deben chequear las mismas por efectos térmicos, como se muestra
los siguientes procedimientos [19]:
1. Con el tiempo de duración del cortocircuito Tk, se entra a las curvas k de las
figuras 1.13 y 1.14 para obtener los valores de m y n respetivamente.
(1.11)
Donde:
Ici – Capacidad interruptiva de la barra
I´´k - Corriente de cortocircuito simétrica inicial
Ik - Corriente de cortocircuito simétrica permanente
Figura 1.13: Curvas del valor de m Figura 1.14: Curvas del valor de n
2. Se calcula la corriente térmica equivalente de cortocircuito por la ecuación 1.12:
(1.12)
Dónde: ¨m se considera componente continua y ¨n¨ componente alterna.
𝑘 =𝐼𝑐𝑖
√2 ∗ 𝐼𝑘´´
𝐼𝑡ℎ = 𝐼´´𝑘 ∗ √𝑚 + 𝑛
CAPÍTULO 1
24
3. Con las temperaturas de la barra antes del cortocircuito (θb) y temperatura de la
barra después del cortocircuito (θe) se ingresa en la figura 1.15 para obtener una
densidad de corriente (Sthr).
Figuras 1.15 Curvas de la densidad de corriente nominal de corta duración Sthr.
Hay que rectificar el valor de la densidad de corriente en la barra de la siguiente
manera:
𝑆𝑡ℎ = 𝑆𝑡ℎ𝑟 ∗ √𝑇𝑘𝑟/𝑇𝑘 (1.13)
Tkr es el tiempo de duración de cortocircuito a que están proyectadas las curvas.
4. Por lo tanto, la sección transversal de la barra se debe calcular de la formula
siguiente:
𝑆 = 𝐼𝑡ℎ/𝑆𝑡ℎ (1.14)
1.5 Conclusiones parciales
Hasta aquí se concluye, que acorde a la bibliografía consultada en la selección de
conductores, ya sean cables o barras eléctricas para un sistema de suministro,
intervienen varios factores que dependen tanto de los materiales utilizados como de las
condiciones técnicas y ambientales en que serán instalados, dentro de ellos la
capacidad necesaria ante los cortocircuitos en un conductor depende
fundamentalmente de su área o sección transversal, su aislamiento, la magnitud de la
corriente de cortocircuito y el tiempo en que este está presente.
25
CAPÍTULO 2. SISTEMA ELÉCTRICO DE LA TEXTILERA
“DESEMBARCO DEL GRANMA”. CONDUCTORES Y SUS
PROTECCIONES, METODOLOGÍA DE SU CHEQUEO ANTE
CORTOCIRCUITOS.
2.1 Introducción
Una de las principales industrias dentro de la provincia de Villa Clara es la Empresa
Textil Ducal UB “Desembarco del Granma”, la que cuenta actualmente con tres plantas
productivas: planta de Hilo de Coser, planta de Tejeduría y planta de Acabado y una
planta de Servicios de Ingeniería.
En sus inicios estaba proyectada para la producción de 60 millones de m2 de tejidos
planos anuales, en 1987 se llegaron a producir más de 46 millones de m2, a partir de
ahí, aparecen dificultades sobre todo de suministro y de mercado, que hicieron que la
producción descendiera a alrededor de 39 millones de m2 en 1988 y 28 millones de m2
en 1989 y 1990. A partir de 1991 y durante el Período Especial, se dejó de trabajar tres
turnos para trabajar dos y después uno. Es en los últimos años que la producción y el
método productivo, han logrado estabilizarse en correspondencia con suministros que
realmente pueden recibir y el mercado que tienen; pero aún con variabilidad de la
producción de un año con respecto a otro.
Actualmente consume aproximadamente 200 t de vapor al día. El consumo de
electricidad promedio es de 8 700 MW.h/año y 4 000 t de fuel oil. Por otra parte, existen
planes de recuperar la planta de Acabado con nuevas máquinas, lo que llevaría el
consumo de vapor a cerca de 30 t/h con 7 000 t de fuel oíl al año y el consumo eléctrico
ascendería a 12 000 MW.h/año, por lo que para enfrentar el proceso de ampliación y
modernización del Combinado Textil “Desembarco del Granma” se requiere evaluar
posibilidades de implementar la cogeneración, con la posible afectación en los niveles
de cortocircuitos y su influencia sobre los elementos del sistema de suministro eléctrico
como desconectivos, protecciones y conductores fundamentalmente.
2.2 Descripción del sistema de suministro eléctrico de la empresa
Como se muestra en la figura 2.1, la energía eléctrica llega a la empresa desde el
Sistema Electroenergético Nacional mediante un circuito de doble alimentación y a
través de la subestación eléctrica principal reductora de 110 / 6,3 kV, la que consta de
dos transformadores de 15 MVA, con interruptores de 2000 A por el lado de baja.
Actualmente solo el TRF2 se encuentra en servicio, debido a la gran disminución de la
demanda que hace posible que la fábrica se alimente con un solo transformador, los
CAPÍTULO 2
26
mismos permiten la regulación automática de la tensión secundaria con cambia tap por
primario sin afectación de la carga.
Figura 2.1 Subestación principal de la industria.
Además, presenta dos bancos de capacitores y un generador de emergencia de 100kVA
encargado de alimentar algunas zonas de la fábrica cuando existen interrupciones en el
sistema eléctrico que sirve de fuente de alimentación. Cuenta con un panel de control
central para la recepción y distribución. La subestación está alimentada por dos líneas
estableciendo el llamado “circuito de doble alimentación”, característico de grandes
consumidores de energía eléctrica, sin embargo, de las dos líneas que alimentan la
empresa solo la línea proveniente de la subestación Santa Clara 110kV, mediante el
interruptor aéreo trifásico de operación neumática 8553, es la línea nominal de la que
en condiciones normales se nutre la empresa, esta es una de las cláusulas que rige el
contrato por el servicio prestado por parte de la Empresa de Transmisión y Distribución
(ETD) a la fábrica. La otra fuente de alimentación proviene de la Sub-Santa Clara 220kV,
que se utiliza solo en casos de averías o afectación en la anterior, a través del interruptor
aéreo trifásico de operación neumática 8556. También existen los interruptores aéreos
trifásicos de operación neumática 8551 y 8552 que enlazan las secciones del TRF1 con
el TRF2 por 110kV. Normalmente ellas están cerradas permitiendo alimentar
simultáneamente a los dos transformadores desde una línea u otra.
CAPÍTULO 2
27
Esta subestación alimenta por secundario dos barras que se mantienen normalmente
separadas eléctricamente, aunque tienen la posibilidad de enlace, distribuyendo la
energía eléctrica a 2 turbocompresores de refrigeración de 6 kV y a 9 subestaciones
auxiliares de 14 que existían originalmente, situadas en diferentes plantas a través de
sus respectivos alimentadores, protegidas por interruptores de 600 A.
Las subestaciones auxiliares reducen el tensión de 6.3 kV a 480V, cada una tiene una
pizarra de distribución general con interruptores de diferentes capacidades, en algunas
de ellas existen actualmente conexiones particulares para los trasformadores como son
los casos mostrados en color rojo en la figura 2.1, así la subestación ASB H2 se alimenta
a través del transformador de ASB H3 y esta a su vez enlaza a H1 por la barra de bajo
tensión, situación similar que se presenta en ASB T3 que se alimenta por el enlace de
barra de ASB T2. Las subestaciones ASB H4 y ASB H5 están fuera de servicio.
En general interruptores de 400 A protegen los bancos de capacitores y los centros de
control de motores de las cámaras de clima, interruptores de 225 A, protegen la
alimentación de las máquinas del proceso productivo y los de 100 A protegen los
circuitos de iluminación y miscelánea.
Los conductores de media tensión (6.3 kV) son por lo general de una vía, con
aislamiento de distintas capas. Los conductores que salen de las subestaciones hasta
los consumidores de baja tensión (0.48 kV) son trifásicos de tres vías para cada fase,
están sobre bandejas o soterrados, excepto en caso de conductores de 4 y 6 AWG que
son de cuatro vías con la inclusión del neutro. Al final de algunos de estos alimentadores
se encuentran grupos de paneles con interruptores que oscilan entre 20 y 225 A,
cubriendo una zona que va desde las cámaras de climatización hasta los telares.
2.3 Cables utilizados y protecciones asociadas.
En la fábrica existen en general cables conductores en la zona de media tensión (6.3
kV) desde la subestación principal a cada subestación auxiliar reductora y consumidores
mayores, así como numerosos conductores en la zona de baja tensión, para los centros
de distribución, de control de motores y otros consumidores más específicos, muestras
de los conductores utilizados en ambas tensiones de suministro se pueden ver en las
figuras A y B del Anexo 2.
2.3.1 Características de conductores en media tensión y protecciones
asociadas.
En la tabla 2.1 se muestran los datos fundamentales de las subestaciones de 6.3 a 0.48
kV, así como el tipo y sección de los cables que las alimentan, con sus protecciones.
CAPÍTULO 2
28
Tabla 2.1: Datos de las subestaciones auxiliares de a UEB Textil “Desembarco del Granma”.
SE Aux H3-
H2-H1 A1 A2 T1
T2-T3
T4 TC AR CE SP
Nivel
tensión (kV) 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3
kVAn del Transfor.
3000 1600 1600 1600 1600 3000 Conet. Direct.
630 2500 250
Carga
instalad. (kW)
1093.2 1121.5 850.35 1246 1183.4 466.9 2x
1000 234
1579.4
5 335
Tipo de
Carga. Trasnf Trasnf Trasnf Trasnf Trasnf Trasnf Motor Trasnf Trasnf
Trasn
f
Tipo de cable
RHZ1-OL H-
16
RHZ1-OL H-
16
RHZ1-OL H-
16
RHZ1-OL H-
16
RHZ1-OL H-
16
RHZ1-OL H-
16
RHZ1-OL H-
16
RHZ1-OL H-
16
RHZ1-OL H-
16
RHZ1-OL
H-16
Sección cable (mm2)
3x1/C 240
3x1/C 240
3x1/C 240
3x1/C 240
3x1/C 240
3x1/C 240
3x1/C 240
3x1/C 240
3x1/C 240
3x1/
C 240
Longitud
cable (m) 338 395 210 611 508 490 270 284 270 20
R (Ω) 0.0399 0.0466 0.0223 0.0648 0.0539 0.0519 0.0286 0.0301 0.0286 0.021
X (Ω) 0.03583 0.0419 0.0223 0.0647 0.0539 0.0519 0.0286 0.0301 0.0286 0.021
Tipo
Interrupt. HF 515 HF 515 HF 515
HF
515
HF
515
HF
515
HF
515
HF
515 HF 515
HF
515
In/Cap. Int. (A/kA)
600/ 31.5
600/ 31.5
600/ 31.5
600/ 31.5
600/ 31.5
600/ 31.5
600/ 31.5
600/ 31.5
600/ 31.5
600/ 31.5
Tipo Rele
Protección K10-CR K10-CR K10-CR
K10-
CR
K10-
CR
K10-
CR
K10-
C6Y
K10-
CR
K10-
CR
K10-
CFR
T op (s) (Relé +Int)
0.14 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14
En la subestación TC (turbo compresor) los equipos se conectan directamente al nivel
de tensión de 6.3kV.
Los cables utilizados en lado de alta de los transformadores de las subestaciones
auxiliares originalmente eran de material conductor de cobre, pero recientemente se
sustituyen con nuevos cables, que son tres por cada fase en un conducto, del fabricante
General Cables ``Hersatene´´ del tipo RHZ1-OL H-16, con material conductor de
aluminio semirrígida clase 2, aislamiento polietileno reticulado (XLPE), pantalla corona
de hilos de cobre, cubierta exterior de Poliolefina termoplástica libre de halógenos y
sección transversal de 240 mm2, una muestra se ofrece en la figura 2.3.
Estos alimentadores son utilizables en distribución de energía para instalaciones de
media tensión al aire, entubados y enterrados. Posee una cubierta resistente a la
abrasión y al desgarro, mayor facilidad de deslizamiento con una temperatura máxima
en servicio permanente 90ºC.
Figura 2.2 Alimentadores de aluminio utilizado en 6.3 kv.
En la figura 2.1 y tabla 2.1 se puede observar que estos alimentadores se conectan en
los transformadores de cada subestación auxiliar y están asociados cada uno con un
CAPÍTULO 2
29
interruptor de 600 A nominales y una protección de sobrecorriente con relés del tipo
K10-CFR en servicio de planta, K10-C6Y en turbocompresor y K10-CR en las demás
subestaciones auxiliares, cuyo tiempo mínimo de operación asociado al del interruptor
para falla en el cable se ofrece en dicha tabla con un margen de seguridad, en la figura
A del Anexo 3 se muestra el relé utilizado y las figuras B y C datos de los interruptores.
2.3.2 Características de conductores en baja tensión y protecciones
asociadas.
Por el lado de baja tensión de los transformadores de las subestaciones auxiliares los
alimentadores son de cobre y conectados a las cargas de cada una, cuyas
características generales en cada subestación y datos fundamentales de sus
conductores, se muestran en las siguientes tablas. Las protecciones utilizadas son
interruptores automáticos de la firma Terasaki, en cuyo tiempo de operación instantáneo
se supone un margen de seguridad a lo que ofrecen las curvas del fabricante, que se
pueden consultar en las figuras D, E y F del Anexo 3.
Tabla 2.2: Características de la subestación auxiliar Tejeduría 2 enlazado con Tejeduría 3.
T2-T3 (Centro
de
Carga)
Tensión
(V)
Carga instal
ada
Tipo de Carg.
Tipo de cable
Sección del
cable
(mm2)
Long.
(m)
R (Ω)
In del
cabl
e (A)
In/cap. Int.
(A/kA)
Tipo Protecció
n
Interrup. Automát.
Top (s)
ACR127 440 106
kW
Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
105 0,01
922
195 225/42 TG-125B 0,08
ACR128 440 124 kW
Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
46 0,00846
195 225/42 TG-125B 0,08
LM 42
105
440 103
kW
Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3x1
200
74 0,01
362
195 225/42 TG-125B 0,08
PLu1 230 65 kVA
Ilumin TW (PVC) 3 Core
4/C 38
67 0,0333
100 100/42 TG-100B 0,08
PLu1 230 57
kVA
Ilumin TW (PVC)
3 Core
4/C
38
33 0,03
33
100 100/42 TG-100B 0,08
B. CAP 440 200kVArc
Banco Capacit.
TW (PVC) 3 Core
3/C 200
7 0,00066
280 400/42 TG-400B 0,08
ACR133 440 190
kW
Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
200
55 0,01
266 280 400/42 TG-400B 0,08
ACR134 440 190 kW
Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 200
50 0,01266
280 400/42 TG-400B 0,08
Enconad
oras old
440 26.4
Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
4/C
14
15 0,01
995
55 100/42 TG-100B 0,08
Encon.old+new
440 31.6
Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
4/C 14
36 0,04788
55 100/42 TG-100B 0,08
Enconad
oras new
440 23.6
Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
4/C
14
36 0,04
788
55 100/42 TG-100B 0,08
Encanill
adoras
440 7.5
Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
4/C
14
30 0.03
99
55 100/42 TG-100B 0,08
CAPÍTULO 2
30
Tabla 2.3: Características de la subestación auxiliar Centro Energético.
C.E(C
entro de
Carga)
Ten
sión (V)
Carga
instalada
Tipo de
Carg.
Tipo de
cable
Secci
ón del cable
(mm2)
Lon
g. (m)
R
(Ω)
In del
cable (A)
In/c
ap. Int.
(A/kA)
Tipo
Protección
Interrup. Automáti.
Top
(s)
Cald 1 440 182
kW
Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
200
96 0,00
9024
280 400/
42
TG-400B 0,08
Cald 2 440 182
kW
Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
200
96 0,00
9024
280 400/
43
TG-400B 0,08
Cald 3 440 212
kW
Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3x1
200
96 0,00
902
4
280 400/
44
TG-400B 0,08
K.H 1 440 52 kW Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
150
88 0,01
056
240 400/
45
TG-400B 0,08
K.H 2 440 52 kW Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
4/C
38
25 0,01
2425
100 * * 0,08
K.H 3 440 60,5
kW
Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
4/C
38
25 0,01
2425
100 * * 0,08
Pt.Co
mb
440 180
kW
Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
60
350 0,10
815
145 225/
42
TG-225B 0,08
Pt.TraH2O
440 100 kW
Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 200
217 0,02039
280 400/42
TG-400B 0,08
CMA
1
440 75 kW Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
200
219 0,02
057
280 225/
42
TG-225B 0,08
CMA 2
440 75 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
30 0,00549
195 225/42
TG-225B 0,08
CMA
3
440 75 kW Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
30 0,00
549
195 225/
42
TG-225B 0,08
Bba.Bet 1
440 55 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
300 0,0549
195 225/42
TG-225B 0,08
Bba.B
et 2
440 55 kW Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
40 0,00
732
195 225/
42
TG-225B 0,08
Bba. H2O
Hld
440 55 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
40 0,00732
195 225/42
TG-225B 0,08
Bba. H2O
EvP
440 55 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
80 0,01464
195 225/42
TG-225B 0,08
Bba.H
2OCnd 440 110
kW Grupo
Motores TW (PVC)
3 Core 3/C 200
110 0,01034
280 400/42
TG-400B 0,08
PLu1 230 20
kVA
Ilumin. TW (PVC)
3 Core
4/C
14
150 0,19
95
55 100/
42
TG-100B 0,08
Bba Lav
Filtr
440 7.5 kW
Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
4/C 5
30 0,0.062
30 30/10
TO-30 0,08
Bba Eyect
440 3.7 kW
Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
4/C 3
40 0,00465
20 15/10
TO-15 0,08
Aclaraciones sobre tabla 2.3:
En K.H hay una caja de derivación que conecta los tres alimentadores que están protegidos por
un único Interruptor Automático.
K.H = Kones Heating (conos de calentamiento)
Pt. Comb = planta de combustión
Pt. Tra H2O = planta de tratamiento de agua
CMA = cámara de clima
Bba.Bet = bomba Betico
Bba.H2O EvP = bomba de agua evaporada
Bba.H2O Cnd = bomba de agua condensada
CAPÍTULO 2
31
M.A.S = Motores asíncronos jaula de ardilla
PLu = Pizarra iluminación
Tabla 2.4: Características de la subestación auxiliar Hilandería 3 enlazado por el secundario
con las cargas de Hilandería 1 y 2.
H3-H2-H1
(Centro de Carga)
Tensión (V)
Carga instala
da
Tipo de Carg.
Tipo de cable
Sección del cable
(mm2)
Long. (m)
R (Ω)
In del cable
(A)
In/cap.
Int. (A/kA
)
Tipo Protecci
ón Interrup. Automáti
co
Top (s)
Enc Prec.
440 54,6 kW
Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 200
61 0,0062
280 400/42
TG-400B 0,08
B. Cap. 440 200kVArc
Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 200
12 0,0011
280 400/42
TG-400B 0,08
Manuares
440 53 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
118 0,0217
195 225/42
TG-225B 0,08
RFH 1-6
440 101,4 kW
Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
82 0,0151
195 225/42
TG-225B 0,08
RFH 7-12
440 101,4 kW
Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
85 0,0156
195 225/42
TG-225B 0,08
RFH 13-15
440 50,7 kW
Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
127 0,0234
195 225/42
TG-225B 0,08
Torced.
8
440 130 kW Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
101 0,018
6
195 225/4
2
TG-225B 0,08
Torced.
9
440 130 kW Grupo
Motores
3x1 Core 3/C
100
101 0,018
6
195 225/4
2
TG-225B 0,08
Encona
d.
440 54 kW Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
101 0,018
6
195 225/4
2
TG-225B 0,08
Doblad. 440 17,6 kW
Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
156 0,0287
195 225/42
TG-225B 0,08
ACR 111
440 165 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 200
162 0,0152
280 400/42
TG-400B 0,08
ACR 103
440 106 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 200
109 0,0103
280 400/42
TG-400B 0,08
PLu 1 230 26,5 kVA
Ilumin TW (PVC) 3 Core
4/C 22
59 0,0496
70 100/42
TG-100B 0,08
PLu 2 230 26,5 kVA
Ilumin TW (PVC) 3 Core
4/C 22
59 0,0496
195 100/42
TG-100B 0,08
Preciad 440 6 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
4/C 100
92 0,0169
195 225/42
TG-225B 0,08
Telar 230 9 kW Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
4/C
22
92 0,077
3
70 100/4
2
TG-100B 0,08
3xSplit 230 22.5
kW
Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
4/C
22
130 0,109
2
70 100/4
2
TG-100B 0,08
Descripciones de la tabla 2.4:
Enc Precision = enconadora de precisión
Preciad. = preciadora
B. Cap. = banco capacitor
Torced. = torcedoras
Enconad. = enconadoras
Doblad. = dobladoras
SPILT = Split 60,000 BTU
CAPÍTULO 2
32
Tabla 2.5 Características de la subestación auxiliar Servicio de Planta.
SP(Centr
o de Carga)
Tens
ión (V)
Carga
instalada
Tipo de
Carg.
Tipo de
cable
Secció
n del cable (mm2)
Long
. (m)
R (Ω)
In
del cable (A)
In/ca
p. Int. (A/k
A)
Tipo
Protección Interrup.
Automátic
Top
(s)
B. Tanq.
Elev.
440 37 kW Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
75
125 0,023 195 125/
42
TG-125B 0,08
B. Tanq.
Elev.
440 37 kW Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
75
125 0,023 195 125/
42
TG-125B 0,08
PZ de Maq.
440 155 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
344 0,0633
195 225/42
TG-225B 0,08
B. Cont. Inc
440 60 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
4/C 38
105 0,05219
100 125/42
TG-125B 0,08
Descripciones de la tabla 2.5:
B. Tanq. Elev = bomba tanque elevador
PZ de Maq. = pizarra de maquinado
B. Cont. Inc = bomba contra incendio
Tabla 2.6: Características de la subestación auxiliar Tejeduría 4.
T4(Cen
tro de Carga)
Tens
ión (V)
Carga
instalada
Tipo de
Carg.
Tipo de
cable
Secci
ón del cable
(mm2)
Lon
g. (m)
R
(Ω)
In del
cable (A)
In/cap
. Int. (A/kA)
Tipo
Protección Interrup.
Automático
Top
(s)
ACR
140
440 190 kW Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
200
58 0,00
542
280 400/42 TG-400B 0,08
PLu 1 230 64 kW Ilumin TW (PVC)
3 Core
4/C
38
25 0,01
243
100 100/42 TG-100B 0,08
PLu 2 230 64 kW Ilumin TW (PVC)
3 Core
4/C
38
13 0,00
6461
100 100/43 TG-100B 0,08
Comp. Aire
440 30 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
4/C 14
20 0,0266
55 225/42 TG-225B 0,08
8xMa. Comp
230 30 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
4/C 38
30 0,01491
100 4x(75/42)
TG-75B 0,08
4Ctos x8 Tel
230 35 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
4/C 38
60 0,02982
100 4x(50/42)
TG-50B 0,08
4Ctos x8 Tel
230 35 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
4/C 38
20 0,00994
100 4x(50/42)
TG-50B 0,08
Descripciones de la tabla 2.6:
Comp. Aire = compresor de aire
Ma. Comp = máquina de compresión
Ctos x8 Tel circuitos de 8 telares
Tabla 2.7: Características de la subestación auxiliar Aguas Residuales.
AR(Cent de
Carga)
Tensión (V)
Carga instala
da
Tipo de Carg.
Tipo de cable
Sección del cable
(mm2)
Long. (m)
R (Ω)
In del cable
(A)
In/cap. Int.
(A/kA)
Tipo Protección
Interrup.
Automático
Top (s)
M10 440 45 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 60
208 0,06427
145 100/42
TG-100B 0,08
M11 440 30 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 60
132 0,04088
145 100/42
TG-100B 0,08
M12 440 30 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 60
135 0,04172
145 100/42
TG-100B 0,08
M14 440 55 kW Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
400 0,073
6
195 225
/42
TG-225B 0,08
M19 440 22 kW Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
4/C
38
205 0,108
85
100 75/
42
TG-75B 0,08
M20 440 22 kW Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
4/C
38
203 0,100
89
100 75/
42
TG-75B 0,08
CAPÍTULO 2
33
Tabla 2.8: Características de la subestación auxiliar Tejeduría 1.
T1(Cen
tro de Carga)
Tens
ión (V)
Carga
instal.
Tipo de
Carg.
Tipo de
cable
Sección
del cable (mm2)
Long
(m)
R
(Ω)
In del
cable (A)
In/cap.
Int. (A/kA)
Tipo
Protección Interrup.
Automático
To
p (s)
3x Mot 440 70 kW Grupo Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C 100
55 0,010
12
195 225/42 TG-225B
3x Mot 440 70 kW Grupo
Motores
TW
(PVC) 3 Core
3/C
100
55 0,0
1012
195 225/42 TG-225B
Secad. Bellini
440 132 kW Grupo Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C 125
60 0,007
2
240 400/42 TG-400B
Secad1 440 190 kW Grupo
Motores
TW
(PVC) 3 Core
3/C
100
60 0,0
1104
195 400/42 TG-400B
Secad2 440 190 kW Grupo Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C 100
60 0,011
04
195 400/42 TG-400B
AutoCl
1
440 55 kW Grupo
Motores
TW
(PVC) 3 Core
4/C
22
50 0,0
42
70 225/42 TG-225B
AutoCl2
440 55 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
4/C 22
50 0,042
70 225/42 TG-225B
AutoCl
3
440 55 kW Grupo
Motores
TW
(PVC) 3 Core
4/C
22
40 0,0
336
70 225/42 TG-225B
AutoCl4
440 55 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
4/C 22
50 0,042
70 225/42 TG-225B
Descripciones de la tabla 2.8:
Secad = secadoras
Mot = motores
AutoClv = auto claves
Tabla 2.9: Características de la subestación auxiliar Acabado 1.
A1(Centro de
Carga)
Tensión
(V)
Carga instal.
Tipo de Carg.
Tipo de
cable
Sección del cable
(mm2)
Long. (m)
R (Ω)
In del cable
(A)
In/cap. Int.
(A/kA)
Tipo Protección
Interrup. Automático
Top (s)
ACR 146
440 87 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
100 0,0184
195 225/42 TG-225B 0,08
Caja de registro
1
440 59,3 kW
Grupo Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C 100
87 0,01601
195 225/42 TG-225B 0,08
Caja de registro2
440 22,5 kW
Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 200
156 0,01466
280 225/42 TG-225B 0,08
Caja de registro
3
440 52,15 kW
Grupo Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C 100
100 0,0184
195 225/42 TG-225B 0,08
DSI 440 180 kW Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 200
28 0,002632
280 400/42 TG-400B 0,08
Caja deriv1
440 67,4 kW
Grupo Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C 200
82 0,007708
280 400/42 TG-400B 0,08
HSI 440 177,3
kW
Grupo
Motores
TW
(PVC) 3 Core
3/C
200
164 0,01
542
280 400/42 TG-400B 0,08
HSW 440 115,6 kW
Grupo Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C 100
84 0,01546
195 225/42 TG-225B 0,08
THW 440 252,8
kW
Grupo
Motores
TW
(PVC) 3 Core
3/C
200
194 0,01
824
280 400/42 TG-400B 0,08
HFS 440 114,1 kW
Grupo Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C 200
159 0,01495
280 225/42 TG-225B 0,08
CAPÍTULO 2
34
Tabla 2.10: Características de la subestación auxiliar Acabado 2.
A2(Ce
ntro de Carga)
Tens
ión (V)
Carga
instal.
Tipo de
Carg.
Tipo
de cable
Sección
del cable (mm2)
Long.
(m)
R
(Ω)
In del
cable (A)
In/cap.
Int. (A/kA)
Tipo
Protección Interrup.
Automático
Top
(s)
RSP1 440 130 kW Grupo Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C 100
68 0,0125
195 225/42 TG-225B 0,08
HTW 440 160 kW Grupo
Motores
TW
(PVC) 3 Core
3/C
200
136 0,01
27
280 400/42 TG-400B 0,08
RFS1 440 142 kW Grupo Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C 100
160 0,0294
195 225/42 TG-225B 0,08
RTW1 440 152,9
kW
Grupo
Motores
TW
(PVC) 3 Core
3/C
100
147 0,02
71
195 225/42 TG-225B 0,08
RTW2 440 200,7 kW
Grupo Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C 200
169 0,03109
280 400/42 TG-400B 0,08
PLu1 230 40 kVA Ilumin TW
(PVC) 3 Core
4/C
22
11 0,00
924
70 100/42 TG-100B 0,08
PLu2 230 40 kVA Ilumin TW (PVC) 3 Core
4/C 22
16 0,01344
70 100/42 TG-100B 0,08
2.4 Descripción del software IPA
El analizador de redes industriales IPA, es un software que se desarrolla por el
Centro de Estudios de Electroenergética, perteneciente a la Facultad de
Ingeniería Eléctrica de la Universidad Central ‘’Marta Abreu’’ de Las Villas,
permite la descripción interactiva del diagrama monolineal de un Sistema de
Suministro Eléctrico Industrial. Puede describir el diagrama monolineal de
cualquier tipo de circuito utilizado en la industria, aunque está fundamentalmente
orientado a la descripción de circuitos radiales y magistrales; sus cálculos siguen
los estándares planteados por la norma ANSI/IEEE. La red puede fragmentarse
en varias “islas eléctricas”.
El editor de redes se basa en un editor gráfico orientado a componentes que se
ofrecen en un conjunto de paletas en que pueden escogerse libremente para ser
insertados en el monolineal, siempre sobre alguno de los componentes ya
insertados. Todos los componentes insertados tienen un nombre que puede ser
modificado libremente.
El editor permite tanto la edición de los datos de los componentes y de la propia
configuración del circuito, como la visualización de los resultados que se
obtienen de cualquiera de los estudios disponibles. Una vez calculado el estudio,
los componentes cambian de color según se muestra en la figura 2.4 para
denotar que poseen resultados. En este caso, el menú contextual del
componente incorpora la opción implícita de Cálculos, la que permite visualizar
CAPÍTULO 2
35
los resultados correspondientes al componente seleccionado para el estudio
previamente ejecutado.
Figura 2.3: Vista de un sistema de prueba después de corrido.
2.4.1 Nomenclatura y datos de los cables conductores en software IPA
Tabla 2.11 Nomenclatura de los cables de las subestaciones auxiliares. SE Aux H3-
H2-
H1
A1 A2 T1 T2-T3 T4 TC AR CE SP
Nivel tensión (kV)
6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3
kVAn del
Transfor.
3000 1600 1600 1600 1600 3000 Conet
Direct.
630 2500 250
Incarga (A) 275 146 146 146 146 275 214 58 230 23
Tipo de
Carga.
Trasnf Trasnf Trasnf Trasnf Trasnf Trasnf Motor Trasnf Trasnf Trasnf
Tipo de cable RHZ1-OL
H-16
RHZ1-OL H-
16
RHZ1-OL H-
16
RHZ1-OL H-
16
RHZ1-OL H-
16
RHZ1-OL H-
16
RHZ1-OL
H-16
RHZ1-OL H-
16
RHZ1-OL H-
16
RHZ1-OL H-
16
Sección cable (mm2)
3x1/C 240
3x1/C 240
3x1/C 240
3x1/C 240
3x1/C 240
3x1/C 240
3x1/C 240
3x1/C 240
3x1/C 240
3x1/C 240
Longitud
cable (m)
338 395 210 611 508 490 270 284 270 20
Nomenclatura en el IPA
FDR1 FDR17
FDR15
FDR49
FDR59
FDR103 y
FDR72
FDR3 FDR111
FDR81
FDR104
In del cable (A)
345 345 345 345 345 345 345 345 345 345
CAPÍTULO 2
36
Tabla 2.12 Nomenclatura del Centro de carga Tejeduría 2 y 3
T2-T3 (Centro de
Carga)
Tensión (V)
Incag
a (A) Tipo de Carg.
Tipo de cable
Sección del cable
(mm2)
Long. (m)
Nomenclatura en el IPA
In del cable
(A)
ACR127 440 175 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
105 FDR44 195
ACR128 440 205 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
46 FDR45 195
LM 42 105 440 149 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3x1
200
74 FDR40 195
PLu1 230 80 Ilumin TW (PVC)
3 Core
4/C
38
67 Carga fija 100
PLu1 230 70 Ilumin TW (PVC)
3 Core
4/C
38
33 Carga fija 100
B. CAP 440 240 Banco
Capacit.
TW (PVC)
3 Core
3/C
200
7 Carga fija 280
ACR133 440 311 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
200
55 FDR67 280
ACR134 440 311 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
200
50 FDR61 280
Enconadoras old
440 26.4 44.2
Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 14
15 Enconadoras old
55
Enconadora
s old+new
440 31.6
52.6
Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
14
36 Enconadoras
old+new
55
Enconadoras new
440 23.6 39.7
Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 14
36 Enconadoras new
55
Encanillador
as
440 7.5
12.2
Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
14
30 Encanilladoras 55
Tabla 2.13 Nomenclatura del Centro de carga Centro Energético C.E(Cen
tro de Carga)
Tensi-
ón (V)
Incaga
(A)
Tipo de
Carg.
Tipo de
cable
Sección
del cable (mm2)
Long.
(m)
Nomenclatura
en el IPA
In del
cable (A)
Cald 1 440 284 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
200
96 FDR82 280
Cald 2 440 284 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 200
96 FDR83 280
Cald 3 440 329 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
200
96 FDR84 280
K.H 1 440 84 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 150
88 FDR85 240
K.H 2 440 84 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
4/C
38
25 FDR87 100
K.H 3 440 84 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
4/C 38
25 FDR86 100
Pt.Comb 440 98 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
60
350 FDR88 145
Pt.TraH2
O 440 192 Grupo
Motores TW (PVC)
3 Core 3/C 200
219 FDR89 280
CMA 1 440 126 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
30 FDR91 195
CMA 2 440 126 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
30 FDR92 195
CMA 3 440 126 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
30 FDR93 195
B.Bet 1 440 97 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
40 FDR94 195
B.Bet 2 440 97 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
40 FDR95 195
B. H2O Hld
440 87 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
80 FDR96 195
B. H2O
EvP
440 89 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
110 FDR98 195
B.H2OCnd
440 182 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 200
150 FDR100 280
PLu1 230 50 Ilumin. TW (PVC)
3 Core
4/C
14
4 Carga fija 55
Bba Lvd especial
440 13 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
10 AWG
30 Bba Lavado Superficial Filtr
30
Bba
Eyect
440 6.7 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
12 AWG 40 Bba Eyector 20
CAPÍTULO 2
37
Tabla 2.14 Nomenclatura del Centro de carga Hilanderia 1, 2 y 3
H3-H2-H1 (Centro de
Carga)
Tensión (V)
Incaga (A) Tipo de Carg.
Tipo de cable
Sección del cable
(mm2)
Long. (m)
Nomenclatura en el IPA
In del cable
(A)
Equipo de
Apertura
440 76 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
200
61 FDR110 280
7xCarda 440 7x3.7 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
66 FDR120 195
B. Cap. 440 279 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
200
12 Carga fija 280
Manuares 440 82 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
118 FDR121 195
RFH 1-6 440 142 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
82 FDR123 195
RFH 7-12 440 142 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
85 FDR124 195
RFH 13-15 440 72 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
127 FDR125 195
Torced. 1-5 440 212 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
101 FDR126 195
Torced. 6-10 440 212 Grupo Motores
3x1 Core 3/C 100
101 FDR127 195
Enconad. 440 91 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
101 FDR128 195
Doblad. 440 29 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
156 FDR129 195
ACR 111 440 273 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
200
162 FDR130 280
ACR 103 440 176 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 200
109 FDR12 280
PLu 1 230 65 Ilumin TW (PVC)
3 Core
4/C
22
59 Carga fija 70
PLu 2 230 65 Ilumin TW (PVC) 3 Core
4/C 22
59 Carga fija 195
Tabla 2.16 Nomenclatura del Centro de carga Tejeduría 4 T4(Centro de Carga)
Tensión (V)
Incaga (A) Tipo de Carg.
Tipo de cable
Sección del cable
(mm2)
Long. (m)
Nomenclatura en
el IPA
In del cable (A)
ACR 140 440 311 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 200
58 FDR63 280
PLu 1 230 90 Ilumin TW (PVC)
3 Core
4/C
38
25 Carga fija 100
PLu 2 230 90 Ilumin TW (PVC) 3 Core
4/C 38
13 Carga fija 100
Comp. Aire 440 52 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
4/C
14
20 FDR77 55
4Ctos x8 Tel 230 160 Grupo TW (PVC) 3 Core
4/C 38
60 FDR79 100
Ctos de 8
Telalres
230 40 Grupo TW (PVC)
3 Core
4/C
14
10 FDR69 55
Ctos de 8 Telalres
230 40 Grupo TW (PVC) 3 Core
4/C 14
20 FDR74 55
Ctos de 8
Telalres
230 40 Grupo TW (PVC)
3 Core
4/C
14
30 FDR75 55
Ctos de 8 Telalres
230 40 Grupo TW (PVC) 3 Core
4/C 14
30 FDR76 55
4Ctos x8 Tel 230 160 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
4/C
38
20 FDR97 100
Ctos de 8 Telalres
230 40 Grupo TW (PVC) 3 Core
4/C 14
10 FDR99 55
Ctos de 8
Telalres
230 40 Grupo TW (PVC)
3 Core
4/C
14
20 FDR102 55
Ctos de 8
Telalres
230 40 Grupo TW (PVC)
3 Core
4/C
14
30 FDR106 55
Ctos de 8
Telalres
230 40 Grupo TW (PVC)
3 Core
4/C
14
30 FDR107 55
CAPÍTULO 2
38
Tabla 2.15 Nomenclatura del Centro de carga Servicio de Planta
SP(Centro de Carga)
Tensión (V)
Incaga (A) Tipo de Carg.
Tipo de cable
Sección del cable
(mm2)
Long. (m)
Nomenclatura en el IPA
In del cable
(A)
B. Tanq.
Elev
440 64 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
75
125 FDR105 195
B. Tanq.
Elev
440 64 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
75
125 FDR68 195
PZ de Maq. 440 194 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
344 Directo a la
barra
195
B. Cont. Inc 440 75 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
4/C
38
105 Directo a la
barra
100
Tabla 2.17 Nomenclatura del Centro de carga Áreas Residuales AR(Cent
de Carga)
Tensi
ón (V)
Incaga (A) Tipo de
Carg.
Tipo de
cable
Sección del
cable (mm2)
Long
. (m)
Nomenclatur
a en el IPA
In del
cable
(A)
Soplador C 440 75 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
60
208 FDR112 145
Bba.E.(A) 440 47 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
60
132 FDR113 145
Bba.E.(B) 440 47 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
60
135 FDR114 145
Areador A 440 92 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
400 FDR115 195
B. Retorno
Lodo A
440 38 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
4/C
38
205 FDR116 100
B. Retorno Lodo B
440 38 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
4/C 38
203 FDR117 100
Tabla 2.18 Nomenclatura del Centro de carga tejeduria 1 T1(Centro de Carga)
Tensión (V)
Incaga (A)
Tipo de Carg.
Tipo de cable
Sección del
cable
(mm2)
Long. (m)
Nomenclatura en el IPA
In del cable (A)
Secad. 440 185 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
125
60 Conectado
directo a barra
240
3x Mot 440 109 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
55 FDR51 195
3x Mot 440 109 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
55 FDR52 195
Secad. 1 440 296 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
60 FDR53 195
Secad. 2 440 296 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
60 FDR54 195
AutoClv 1 440 89 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
4/C
22
50 FDR55 70
AutoClv 2 440 89 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
4/C 22
50 FDR56 70
AutoClv 3 440 89 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
4/C
22
40 FDR57 70
AutoClv 4 440 89 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
4/C 22
40 FDR58 70
Tabla 2.19 Nomenclatura del Centro de carga Acabado 1 A1(Centro de Carga)
Tensión (V)
Incaga (A)
Tipo de Carg.
Tipo de cable
Sección del cable
(mm2)
Long. (m)
Nomenclatura en el IPA
In del cable (A)
ACR 146 440 158 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
110 FDR18 195
Caja de reg1 440 83 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
87 FDR19 195
Caja de reg2 440 36 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 200
156 FDR20 280
Caja de reg3 440 75 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
100 FDR21 195
DSI 440 280.9 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 200
28 FDR22 280
Caja deriv1 440 103 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
200
82 FDR23 280
CAPÍTULO 2
39
HSI 440 276 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
200
164 FDR24 280
HSW 440 176 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
84 FDR25 195
THW 440 352 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
200
143 FDR26 280
HFS 440 185 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
200
128 FDR27 280
Tabla 2.20 Nomenclatura del Centro de carga Acabado 2 A2(Centr
o de Carga)
Tensión
(V)
Incaga (A) Tipo de
Carg.
Tipo de
cable
Sección
del cable
(mm2)
Long.
(m)
Nomenclatura
en el IPA)
In del
cable (A)
RSP1 440 204 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
68 FDR29 195
HTW 440 250 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
200
136 FDR31 280
RFS1 440 220 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 100
160 FDR37 195
RTW1 440 238 Grupo
Motores
TW (PVC)
3 Core
3/C
100
147 FDR38 195
RTW2 440 312 Grupo Motores
TW (PVC) 3 Core
3/C 200
169 FDR39 280
PLu1 230 50 Ilumin TW (PVC)
3 Core
4/C
22
11 70
PLu2 230 50 Ilumin TW (PVC) 3 Core
4/C 22
16 70
2.5 Inversiones recientes en fábrica y sobre su sistema eléctrico
En la industria textil ‘’Desembarco de Granma’’ se han hecho varias inversiones en los
sectores de materiales eléctricos, de maquinarias y otros procesos tecnológicos, con el
fin de dar el mejor funcionamiento y rendimiento a la industria.
Según los datos obtenidos en la empresa, se describen a continuación algunas de estas
materias:
Inversiones en conductores eléctricos alimentadores: se sustituyen cables o
alimentadores de material conductor de cobre por alimentadores de material
conductor de aluminio del fabricante ‘’Hersatene’’, que conectan desde la barra
de 6.3 kV de la subestación principal hasta la entrada de cada una de las
subestaciones auxiliares, como se muestra en la figura 2.1.
En Acabado 1 (A1): Se realizan fundamentalmente las siguientes adiciones:
- Línea de blanqueo con un panel incluido, que tiene una potencia instalada
de 180 kW, en su instalación se utiliza un cable alimentador tipo TW 3 Core
con un calibre de 200 mm2 de área de sección transversal y 28 m de longitud,
que tiene un interruptor de 400 A tipo TG-400B.
- Línea Unitex con una potencia instalada de 177.3 kW, en su instalación se
utiliza un alimentador tipo TW 3 Core de calibre 200 mm2 con 164 m de
longitud, conectado a un interruptor de 400 A tipo TG-400B.
En Tejeduría 1 (T1): Se llevan a cabo dos inversiones fundamentales:
CAPÍTULO 2
40
- Línea de auto clave con varias máquinas eléctricas, un motor de 132 kW de
potencia con un alimentador tipo TW 3 Core de calibre 150 mm2 y 60 m de
longitud y protegido por un interruptor tipo TG-400B de 400 A, tres motores
de 55 kW de potencia instalada, con un alimentador tipo TW 3 Core de 100
mm2 y 55 m de longitud y protegidos por un interruptor tipo TG-225B de 225
A cada uno y un motor pequeño de 7.5 kW, con un alimentador tipo TW 3
Core de calibre 100 mm2 y 55 m de longitud con un interruptor automático
tipo TG-225B de 225 A.
- Compresor de aire Betico de 55 kW de potencia con un alimentador tipo TW
3 Core de 100 mm2 de calibre y 15 m de longitud, con un interruptor tipo TG-
225B de 225 A.
En Tejeduría 2 (T2):
- Se invierte en una enconadora con cuatro motores, dos de 9.6 kW de
potencia instalada con un alimentador tipo TW 3 Core de 100 mm2 de área
de sección transversal y con 74 m de longitud, protegidos por un interruptor
tipo TG-225B de 225 A cada uno y dos motores de 4.8 kW de potencia con
un alimentador tipo TW 3 Core de 100 mm2 y con 74 m de longitud, protegidos
también por un interruptor de 225 A tipo TG-225B.
Como se ha mencionado se proyecta la inversión en una planta de cogeneración
de alrededor de 2 MW, a conectarse cerca de la subestación de Acabado 1.
2.6 Barras utilizadas en el sistema de suministro eléctrico de la fábrica
Todas las barras utilizadas en la industria textil ‘’Desembarco de Granma’’ en los dos
niveles de tensión (6.3 kV y 480 V) son rígidas y de material de cobre. Sin embargo, al
lado de baja tensión de cada transformador en cada subestación está acoplada una
barra flexible que sirve para amortiguar los esfuerzos que puedan surgir en un
cortocircuito.
Las características de las barras se muestran a continuación:
Las barras de 6.3 kV son de material conductor de cobre con 100 mm de ancho
y 20 mm de espesor, totalizando un área transversal de 2000 mm2, son barras
trifásicas del tipo rígida con una corriente nominal de 1500 A.
En la tabla 2.21 muestra la sección de las barras de 480 V, por tipo de
transformador:
CAPÍTULO 2
41
Taba 2.21: Sección de las barras de 480 V por tipo de transformador.
Capacidad del
transformador(kVA)
A(mm) B(mm) Sección
trasversal (mm2)
3000 75//75 20//20 1500//1500
2500 160 20 3200
1600 75 20 1500
630 75 20 1500
Los transformadores de 3000 A se conectan con dos barras de 480 V en paralelo. Las
barras de los conductores neutro son de 20 mm de espesor y 75 mm de ancho para
todos los transformadores.
Tensión de baja de 0,48 kV barra de rígida de cobre
3000 kVA 2x (75/20) = 2x1500 mm2 – 2x3600 A
2500 kVA 160x20 = 3200 mm2 – 3000 A
1600 kVA 75/20 = 1500 mm2 – 2000 A
630 kVA 75/20 = 1500 mm2 – 760 A
2.7 Metodología de chequeo de conductores utilizada
El flujo de corriente de cortocircuito en un sistema eléctrico impone tensiones mecánicas
y térmicas (calentamiento) en todos los componentes del sistema a través del cual fluyen
tales corrientes. Esto incluye cables, barras o embarrados, transformadores de
corriente, interruptores de desconexión, así como disyuntores, fusibles y arrancadores
de motor.
Los cables de alimentación de múltiples conductores poseen una alta resistencia
mecánica debido a la disposición compacta de los conductores y la unión concéntrica
continua, muchas veces envueltos por una armadura o una funda de plomo. No se ha
asignado ningún límite a las tensiones mecánicas en tales cables. Esto no es cierto con
respecto a los efectos térmicos. En común con otras partes del sistema eléctrico que
transportan corriente durante el flujo de corriente de cortocircuito, la elevación brusca
de la temperatura del conductor estará limitada solo por la capacidad del metal
conductor de absorber el calor desarrollado.
La magnitud del aumento de la temperatura es mayor:
A medida que la magnitud de la corriente aumenta (con el cuadrado de la
corriente).
A medida que la sección transversal del conductor se hace más pequeña.
A medida que aumenta la duración del flujo de corriente.
CAPÍTULO 2
42
2.7.1 Límites de temperatura a considerar
Las magnitudes de la corriente de cortocircuito del sistema de energía, la sección
transversal del conductor y el tiempo de interrupción del dispositivo de protección contra
cortocircuitos se deben coordinar para evitar daños severos y permanentes al
aislamiento del cable durante un intervalo de flujo de corriente de cortocircuito en el
sistema. El efecto debe limitarse a una reducción moderada de la vida útil del cable
(posiblemente el 1% de la vida normal).
Se han designado temperaturas transitorias máximas y razonables para diversos
aislamientos de cables y tensiones de operación, en general son aproximadamente
150°C (ver tabla 2.11). A una temperatura ligeramente más alta (aproximadamente
175°C), puede producirse una desintegración destructiva de los materiales orgánicos,
acompañada por humo y vapores combustibles.
Tabla 2.22 Temperatura de operación continua máxima nominal del conductor y temperatura
transitoria máxima (momentánea) para varios tipos de cable y tensiones de operación.
2.7.2 Calentamiento del conductor
Sobre la base de que todo el calor producido por el flujo de corriente de cortocircuito se
absorbe inicialmente por el metal conductor (que ha demostrado ser válido para
tamaños de conductores de No. 8 Awg o mayores), el calentamiento del conductor se
rige por lo siguiente:
TT
TTlogkt
cmils
Irms
1
22
(2.1)
CAPÍTULO 2
43
𝑡 =𝑘
(𝐼
𝑐𝑚𝑖𝑙𝑠)
2 ∗ 𝑙𝑜𝑔 (𝑇2+𝑇
𝑇1+𝑇) (2.2)
t = tiempo de duración del flujo de corriente, en segundo
I = corriente rms durante todo el intervalo de flujo de corriente
cmils = sección transversal del conductor, en milésimas circular
T1 = temperatura inicial del cobre, oC
T2 = temperatura final del cobre, oC
T = Temperatura en °C, en la cual el material tiene resistencia eléctrica teórica nula.
Para simplificar una aplicación, estas relaciones se presentan gráficamente. La corriente
rms, aquí se define como el valor cuadrático medio para el intervalo total de flujo de
corriente de cortocircuito. La componente de corriente directa temporal encontrada en
los circuitos de corriente alterna aumenta la corriente rms.
El factor K1, por el cual se debe multiplicar el valor de la corriente simétrica para
determinar la corriente rms verdadera, se muestra en la figura 2.5, para varias relaciones
típicas de la reactancia a la resistencia del circuito (los circuitos de distribución
generalmente caerán en la región de X / R = 10 o menos).
Figura 2.4: Límites caloríficos de cables cobre(cortocircuito de Corto-tiempo) conductores con
temperatuda elevada de (75 a 150 oC).
CAPÍTULO 2
44
Las curvas de la figura 2.5 estan proyectadas para el conductor de cobre, para el
conductor de aluminio tiempo es 45% el del cobre.
Figura 2.5 Corrección para la componente DC de la corriente.
La relación X/R del circuito generalmente no se conoce y requiere numerosas
constantes de circuito para una evaluación.
Procedimiento a realizar de manera resumida:
1 Se evalúa la corriente de cortocircuito simétrica o las corrientes que pueden ser
críticas.
2 Se define el tiempo de limpieza del dispositivo de protección contra cortocircuitos
que protege el conductor.
3 Se aplica el factor de corrección de la corriente rms para permitir la componente
de corriente directa (DC) a cada intervalo de tiempo involucrado.
4 Se realiza una comprobación de tiempo para el tamaño de conductor más
pequeño que se puede instalar y el tiempo de interrupción del dispositivo de
protección contra cortocircuitos debe ser menor que el tiempo de falla que puede
soportar el cable ante un régimen anormal.
5 Si es crítico, se recomienda reanalizar el rango exacto de temperatura,
dimensiones y recalculo por las tablas y curvas de manera más exacta.
2.8 Conclusiones Parciales
Luego de desarrollar este capítulo, se puede concluir que en la Textilera “Desembarco
del Granma” existen fundamentalmente dos tipos de conductores, asociados a los dos
niveles de tensión encontrados en su extenso sistema de suministro, los cuales están
protegidos por dispositivos más antiguos, cuyo tiempo de operación es ya algo lento en
comparación con los más actuales. La simulación en el software IPA de todos los
componentes necesarios para el análisis demanda un riguroso trabajo de adquisición
de datos y tablas auxiliares para la diferenciación de los mismos. La interpretación de
los resultados automatizados que brinda el IPA al analizar la capacidad de los
conductores ante los cortocircuitos, debe partir del conocimiento detallado del
procedimiento utilizado para realizar el mismo, de lo contrario las medidas correctivas
pueden ser menos económicas o prácticas.
45
CAPÍTULO 3. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITO Y CHEQUEO DE
CABLES Y BARRAS O EMBARRADOS DE MEDIA Y BAJA
TENSIÓN.
El presente capítulo muestra el comportamiento de los cables y barras una vez realizado
el estudio de cortocircuito en los niveles de tensión de 6.3kV y 0.48kV, en las
ejecuciones o corridas realizadas en el software IPA en régimen de cortocircuito máximo
y para cada uno de los escenarios de operación en que puede funcionar la fábrica.
3.1 Escenarios de operación del sistema eléctrico de la Textilera
“Desembarco del Granma”.
Para el análisis de las corrientes de cortocircuito en los cables y barras se definen los
diferentes escenarios de operación actual y futuro de la planta. De manera general y
previa consulta con la dirección técnica de la empresa, los cinco más posibles estados
de operación actual y futuro de la industria son:
1. Alimentación por la línea Santa Clara 110kV, funcionando el transformador
principal 2, alimentando a la barra 2 que enlaza a barra 1, a través de la cuchilla
L-203, ambas de 6.3kV y distribuyendo la energía eléctrica a 9 subestaciones
auxiliares (ASB), situadas en diferentes plantas y a un turbocompresor de dos
motores de 1000 kW cada uno. (Estado actual)
2. Estado actual y Grupos Electrógenos en servicio.
3. Estado actual, Grupos Electrógenos en servicio y Planta de cogeneración
conectada a la ASB A2.
4. Estado actual, Grupos Electrógenos en servicio y Planta de cogeneración
conectada a: la ASB A2 y Barra 1 de 6,3 kV a través de un transformador.
5. Estado actual, Grupos Electrógenos en servicio y Planta de cogeneración
conectada a la Barra 1 de 6,3 kV a través de un transformador.
3.2 Chequeo de cables conductores en media tensión.
El orden en que se mostrarán los resultados coincide con el orden de los estados de
operación o escenario mencionados anteriormente.
En las tablas que se muestran a continuación, se puede obtener la comparación de la
capacidad del cable ante las fallas máximas, con las corrientes obtenidas según los
cálculos implementados en el producto del software IPA, a partir de la norma ANSI en
el nivel de 6.3 kV, la última columna expresa OK o ERROR según se satisfacen o no las
condiciones de los conductores alimentadores, según el tiempo de operación de la
protección.
CAPÍTULO 3
46
Tabla 3.1 Chequeo de los alimentadores en media tensión para el primer escenario mediante el
software IPA.
SEA Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
H3-H2-H1 FDR1 46 27 18 16 OK
A1 FDR17 45 26 18 16 OK
A2 FDR15 45 27 18 16 OK
T1 FDR49 45 27 18 16 OK
T2-T3 FDR59 45 27 18 16 OK
T4 FDR103 46 27 18 17 OK
TC FDR3 43 25 17 16 OK
AR FDR111 46 27 18 17 OK
CE FDR81 44 26 18 16 OK
SP FDR104 46 27 18 17 OK
Tabla 3.2 Chequeo de los alimentadores en media tensión para el segundo escenario mediante
el software IPA.
SEA Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
H3-H2-H1 FDR1 47 28 18 17 OK
A1 FDR17 46 27 18 16 OK
A2 FDR15 46 27 18 17 OK
T1 FDR49 46 27 18 16 OK
T2-T3 FDR59 47 28 18 17 OK
T4 FDR103 47 28 18 17 OK
TC FDR3 44 26 17 16 OK
AR FDR111 47 28 19 17 OK
CE FDR81 45 27 18 16 OK
SP FDR104 47 28 19 17 OK
Tabla 3.3 Chequeo de los alimentadores en media tensión para el tercer escenario mediante el
software IPA.
SEA Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
H3-H2-H1 FDR1 47 28 19 17 OK
A1 FDR17 46 27 18 17 OK
A2 FDR15 46 27 18 17 OK
T1 FDR49 46 27 18 17 OK
T2-T3 FDR59 47 28 19 17 OK
T4 FDR103 47 28 19 17 OK
TC FDR3 45 26 18 16 OK
AR FDR111 47 28 19 17 OK
CE FDR81 46 27 18 17 OK
SP FDR104 47 28 19 17 OK
Tabla 3.4 Chequeo de los alimentadores en media tensión para el cuarto escenario mediante el
software IPA.
SEA Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
H3-H2-H1 FDR1 49 29 19 18 OK
A1 FDR17 48 28 19 18 OK
A2 FDR15 48 29 19 17 OK
T1 FDR49 48 29 19 18 OK
T2-T3 FDR59 49 29 19 18 OK
T4 FDR103 49 29 19 18 OK
CAPÍTULO 3
47
TC FDR3 46 27 18 17 OK
AR FDR111 49 29 19 18 OK
CE FDR81 48 28 19 17 OK
SP FDR104 49 29 20 18 OK
Tabla 3.5 Chequeo de los alimentadores en media tensión para el quinto escenario mediante el
software IPA.
SEA Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
H3-H2-H1 FDR1 49 29 19 18 OK
A1 FDR17 48 28 19 17 OK
A2 FDR15 48 29 19 18 OK
T1 FDR49 48 29 19 17 OK
T2-T3 FDR59 49 29 19 18 OK
T4 FDR103 49 29 19 18 OK
TC FDR3 46 27 18 17 OK
AR FDR111 49 29 19 18 OK
CE FDR81 47 28 19 17 OK
SP FDR104 49 29 20 18 OK
Como se observa en las tablas presentadas todos los alimentadores de media tensión se
encuentran bien seleccionados para cada uno de los escenarios que se analiza, se agrega
que no sucedía así antes de realizar el cambio de los alimentadores por los nuevos de
aluminio, donde fallaban los de la subestación AR y la subestación SP, a partir del tercer
escenario en que se introducía la cogeneración.
3.3 Chequeo de cables conductores en baja tensión
En las tablas que se muestran a continuación, se puede obtener la comparación de la
capacidad de los cables, con las corrientes de cortocircuito y según los tiempos de
operación de las protecciones por los cálculos implementados en el producto de
software IPA, la última columna expresa OK para los conductores que satisfacen y
ERROR para los que no satisfacen la capacidad necesaria ante los cortocircuitos.
3.3.1 Primer escenario para cada una de las subestaciones auxiliares
Los resultados se ofrecen a continuación en forma de tablas, cuyo enunciado explica la
subestación y el escenario que se analiza.
Tabla 3.6 Chequeo de los alimentadores del ASB CE en baja tensión para el primer escenario
mediante el software IPA.
C.E(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA I''pico
(kA)
I''total (kA)
I''sim
(kA)
I'sim
(kA)
Chequeo
Cald 1 FDR82 97 57 41 34 OK
Cald 2 FDR83 97 57 41 34 OK
Cald 3 FDR84 96 56 41 34 OK
K.H 1 FDR85 97 57 42 35 OK
K.H 2 FDR87 21 14 14 13 OK
K.H 3 FDR86 21 14 14 13 OK
Pt.Comb FDR88 99 58 42 35 ERROR
Pt.TraH2O FDR89 99 58 42 35 OK
CAPÍTULO 3
48
CMA 1 FDR91 99 58 42 35 OK
CMA 2 FDR92 99 58 42 35 OK
CMA 3 FDR93 99 58 42 35 OK
Bba.Bet 1 FDR94 99 58 42 35 OK
Bba.Bet 2 FDR95 99 58 42 35 OK
Bba. H2O Hld FDR96 99 58 42 35 OK
Bba. H2O EvP FDR98 99 58 42 35 OK
Bba.H2OCnd FDR100 99 57 42 35 OK
Bba Lavado Superficial Filtr
Bba Lavado Superficial Filtr
12 8 8 7 ERROR
Bba Eyector Bba Eyector 12 8 8 7 ERROR
Tabla 3.7 Chequeo de los alimentadores del ASB H3-H2-H1 en baja tensión para el primer
escenario mediante el software IPA.
H3-H2-H1 (Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
7xCarda FDR120 15 8 7 3 OK
Equipo de Apertura FDR110 19 11 9 3 OK
Manuares FDR121 20 12 8 3 OK
RFH 1-6 FDR123 20 12 8 3 OK
RFH 7-12 FDR124 20 120 8 3 OK
RFH 13-15 FDR125 20 12 8 3 OK
Torced. 1-5 FDR126 19 11 8 3 OK
Torced. 6-10 FDR127 19 11 8 3 OK
Enconad. FDR128 20 12 8 3 OK
Doblad. FDR129 21 12 8 3 OK
ACR 111 FDR130 18 11 7 3 OK
ACR 103 FDR12 6 4 4 2 OK
Tabla 3.8 Chequeo de los alimentadores del ASB T2-T3 en baja tensión para el primer
escenario mediante el software IPA.
T2-T3 (Centro de Carga)
Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
ACR127 FDR44 50 29 22 19 OK
ACR128 FDR45 50 29 22 19 OK
LM 42 105 FDR40 50 29 22 20 OK
Enconadoras old Enconadoras old 16 10 10 10 ERROR
Enconadoras old+new Enconadoras old+new 16 10 10 10 ERROR
Enconadoras new Enconadoras new 16 10 10 10 ERROR Encanilladoras Encanilladoras 16 10 10 10 ERROR
Tabla 3.9 Chequeo de los alimentadores del ASB AR en baja tensión para el primer escenario
mediante el software IPA.
AR(Cent de Carga) Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
Soplador C FDR112 28 16 13 12 OK
Bba.E.(A) FDR113 29 17 13 12 OK
Bba.E.(B) FDR114 29 17 13 12 OK
Areador A FDR115 28 16 13 12 OK
B. Retorno Lodo A FDR116 29 17 13 12 OK
B. Retorno Lodo B FDR117 29 17 13 12 OK
CAPÍTULO 3
49
Tabla 3.10 Chequeo de los alimentadores del ASB T2-T3 en baja tensión para el primer
escenario mediante el software IPA.
T4(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
ACR 140 FDR63 68 40 30 29 OK
Comp. Aire FDR77 68 40 30 29 ERROR
4Ctos x8 Tel FDR79 17 10 9 8 OK
Ctos de 8 Telalres FDR69 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR74 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR75 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR76 4 3 3 3 OK
4Ctos x8 Tel FDR97 17 10 9 8 OK
Ctos de 8 Telalres FDR99 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR102 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR106 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR107 4 3 3 3 OK
Tabla 3.11 Chequeo de los alimentadores del ASB SP en baja tensión para el primer escenario
mediante el software IPA.
SP(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
B. Tanq. Elev FDR105 21 12 11 10 OK
B. Tanq. Elev FDR68 21 12 11 10 OK
Tabla 3.12 Chequeo de los alimentadores del ASB T1 en baja tensión para el primer escenario
mediante el software IPA.
T1(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
3x Mot FDR51 59 34 28 26 OK
3x Mot FDR52 59 34 28 26 OK
Secad. 1 FDR53 60 35 28 26 OK
Secad. 2 FDR54 60 35 28 26 OK
AutoClv 1 FDR55 60 34 28 26 ERROR
AutoClv 2 FDR56 60 34 28 26 ERROR
AutoClv 3 FDR57 60 34 28 26 ERROR
AutoClv 4 FDR58 60 34 28 26 ERROR
Tabla 3.13 Chequeo de los alimentadores del ASB A1 en baja tensión para el primer escenario
mediante el software IPA.
A1(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
ACR 146 FDR18 64 38 27 22 OK
Caja de reg1 FDR19 65 38 27 22 OK
Caja de reg2 FDR20 66 38 28 22 OK
Caja de reg3 FDR21 65 38 27 22 OK
DSI FDR22 62 36 26 21 OK
Caja deriv1 FDR23 65 38 27 22 OK
HSI FDR24 63 37 26 22 OK
HSW FDR25 64 37 27 22 OK
THW FDR26 61 36 26 21 OK
HFS FDR27 64 37 27 22 OK
CAPÍTULO 3
50
Tabla 3.14 Chequeo de los alimentadores del ASB A2 en baja tensión para el primer escenario
mediante el software IPA.
A2(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA) I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
RSP1 FDR29 61 36 26 23 OK
HTW FDR31 61 35 26 23 OK
RFS1 FDR37 61 36 26 23 OK
RTW1 FDR38 61 35 26 23 OK
RTW2 FDR39 60 35 26 23 OK
Como se observa en las tablas presentadas casi todos los alimentadores de baja
tensión en el primer escenario se encuentran bien seleccionados, excepto 12, en ASB
CE el alimentador de la planta de combustión, bomba de Lavado Superficial de Filtro y
bomba Eyector, en ASB T4 el alimentador del compresor de aire, en ASB T2-T3 los
alimentadores de las enconadoras old, enconadoras old + new, enconadoras new y
enconilladoras y en ASB T1 en los alimentadores de los cuatro auto-claves, que en el
estado actual de la empresa puede que estos alimentadores no aguanten un
cortocircuito máximo en ellos según el tiempo de operación en que se eliminaría la falla.
3.3.2 Segundo escenario para cada una de las subestaciones auxiliares
Tabla 3.15 Chequeo de los alimentadores del ASB CE en baja tensión para el segundo
escenario mediante el software IPA.
C.E(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
Cald 1 FDR82 97 57 42 35 OK
Cald 2 FDR83 97 57 42 35 OK
Cald 3 FDR84 96 56 41 34 OK
K.H 1 FDR85 98 57 42 35 OK
K.H 2 FDR87 21 14 14 13 OK
K.H 3 FDR86 21 14 14 13 OK
Pt.Comb FDR88 100 58 42 35 ERROR
Pt.TraH2O FDR89 99 58 42 35 OK
CMA 1 FDR91 99 58 42 35 OK
CMA 2 FDR92 99 58 42 35 OK
CMA 3 FDR93 99 58 42 35 OK
B.Bet 1 FDR94 100 58 42 35 OK
B.Bet 2 FDR95 100 58 42 35 OK
B. H2O Hld FDR96 100 58 42 35 OK
B. H2O EvP FDR98 100 58 42 35 OK
B.H2OCnd FDR100 99 57 42 35 OK
Bba Lavado Superficial Filtr
Bba Lavado Superficial Filtr
12 8 8 7 ERROR
Bba Eyector Bba Eyector 12 8 8 7 ERROR
Tabla 3.16 Chequeo de los alimentadores del ASB SP en baja tensión para el segundo
escenario mediante el software IPA.
SP(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
B. Tanq. Elev FDR105 21 12 11 10 OK
B. Tanq. Elev FDR68 21 12 11 10 OK
CAPÍTULO 3
51
Tabla 3.17 Chequeo de los alimentadores del ASB H1-H2-H3 en baja tensión para el segundo
escenario mediante el software IPA.
H3-H2-H1 (Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
7xCarda FDR120 20 12 11 8 OK
Equipo de Apertura FDR110 36 21 16 11 OK
Manuares FDR121 36 21 16 11 OK
RFH 1-6 FDR123 36 21 16 11 OK
RFH 7-12 FDR124 36 21 16 11 OK
RFH 13-15 FDR125 36 21 16 11 OK
Torced. 1-5 FDR126 35 20 16 11 OK
Torced. 6-10 FDR127 35 20 16 11 OK
Enconad. FDR128 36 21 16 11 OK
Doblad. FDR129 37 21 16 11 OK
ACR 111 FDR130 34 20 15 11 OK
ACR 103 FDR12 7 5 5 5 OK
Tabla 3.18 Chequeo de los alimentadores del ASB T2-T2 en baja tensión para el segundo
escenario mediante el software IPA.
T2-T3 (Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
ACR127 FDR44 58 33 25 24 OK
ACR128 FDR45 58 34 26 24 OK
LM 42 105 FDR40 59 34 26 24 OK
Enconadoras old Enconadoras old 16 11 11 10 ERROR Enconadoras old+new Enconadoras
old+new 16 11 11 10 ERROR
Enconadoras new Enconadoras new
16 11 11 10 ERROR
Encanilladoras Encanilladoras 16 11 11 10 ERROR
Tabla 3.19 Chequeo de los alimentadores del ASB T4 en baja tensión para el segundo
escenario mediante el software IPA.
T4(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
ACR 140 FDR63 69 40 30 29 OK
Comp. Aire FDR77 72 42 31 29 ERROR
4Ctos x8 Tel FDR79 17 10 9 8 OK
Ctos de 8 Telalres FDR69 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR74 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR75 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR76 4 3 3 3 OK
4Ctos x8 Tel FDR97 17 10 9 8 OK
Ctos de 8 Telalres FDR99 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR102 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR106 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR107 4 3 3 3 OK
CAPÍTULO 3
52
Tabla 3.20 Chequeo de los alimentadores del ASB AR en baja tensión para el segundo
escenario mediante el software IPA.
AR(Cent de Carga) Nomenclatura en el IPA I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
Soplador C FDR112 7 5 5 5 OK
Bba.E.(A) FDR113 18 11 11 9 OK Bba.E.(B) FDR114 47 28 18 17 OK
Areador A FDR115 46 27 18 17 OK
B. Retorno Lodo A FDR116 37 22 15 11 OK
B. Retorno Lodo B FDR117 46 27 18 16 OK
Tabla 3.21 Chequeo de los alimentadores del ASB T1 en baja tensión para el segundo
escenario mediante el software IPA.
T1(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
3x Mot FDR51 73 42 31 27 OK
3x Mot FDR52 73 42 31 27 OK
Secad. 1 FDR53 70 41 30 26 OK
Secad. 2 FDR54 70 41 30 26 OK
AutoClv 1 FDR55 73 42 31 27 ERROR
AutoClv 2 FDR56 73 42 31 27 ERROR
AutoClv 3 FDR57 73 42 31 27 ERROR
AutoClv 4 FDR58 73 42 31 27 ERROR
Tabla 3.22 Chequeo de los alimentadores del ASB A1 en baja tensión para el segundo
escenario mediante el software IPA.
A1(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
ACR 146 FDR18 65 38 27 22 OK
Caja de reg1 FDR19 65 38 27 22 OK
Caja de reg2 FDR20 66 38 28 22 OK
Caja de reg3 FDR21 65 38 27 22 OK
DSI FDR22 62 36 26 22 OK
Caja deriv1 FDR23 65 38 27 22 OK
HSI FDR24 63 37 26 22 OK
HSW FDR25 64 37 27 22 OK
THW FDR26 62 36 26 21 OK
HFS FDR27 64 37 27 22 OK
Tabla 3.23 Chequeo de los alimentadores del ASB A1 en baja tensión para el segundo
escenario mediante el software IPA.
A2(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA) I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
RSP1 FDR29 61 36 26 23 OK
HTW FDR31 61 35 26 23 OK
RFS1 FDR37 61 36 26 23 OK
RTW1 FDR38 61 35 26 23 OK
RTW2 FDR39 60 35 26 23 OK
En las tablas presentadas de los alimentadores de baja tensión en el segundo escenario
los resultados se mantienen los mismos alimentadores fallados respecto al primer
escenario (total 12).
CAPÍTULO 3
53
3.3.3 Tercer escenario para cada una de las subestaciones auxiliares
Tabla 3.24 Chequeo de los alimentadores del ASB CE en baja tensión para el tercer escenario
mediante el software IPA.
C.E(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
Cald 1 FDR82 99 57 42 35 OK
Cald 2 FDR83 99 57 42 35 OK
Cald 3 FDR84 97 57 41 34 OK
K.H 1 FDR85 99 58 42 35 OK
K.H 2 FDR87 21 14 14 13 OK
K.H 3 FDR86 21 14 14 13 OK
Pt.Comb FDR88 101 59 43 35 ERROR
Pt.TraH2O FDR89 100 59 42 35 OK
CMA 1 FDR91 100 59 42 35 OK
CMA 2 FDR92 100 59 42 35 OK
CMA 3 FDR93 100 59 42 35 OK
B.Bet 1 FDR94 101 59 43 35 OK
B.Bet 2 FDR95 101 59 43 35 OK
B. H2O Hld FDR96 101 59 43 35 OK
B. H2O EvP FDR98 101 59 43 35 OK
B.H2OCnd FDR100 100 58 42 35 OK
Bba Lavado Superficial Filtr
Bba Lavado Superficial Filtr
12 8 8 7 ERROR
Bba Eyector Bba Eyector 12 8 8 7 ERROR
Tabla 3.25 Chequeo de los alimentadores del ASB H3-H2-H1 en baja tensión para el tercer
escenario mediante el software IPA.
H3-H2-H1 (Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
Equipo de Apertura FDR110 36 21 16 11 OK
7xCarda FDR120 20 12 11 8 OK
Manuares FDR121 36 21 16 11 OK
RFH 1-6 FDR123 36 21 16 11 OK
RFH 7-12 FDR124 36 21 16 11 OK
RFH 13-15 FDR125 36 21 16 11 OK
Torced. 1-5 FDR126 35 20 16 11 OK
Torced. 6-10 FDR127 35 20 16 11 OK
Enconad. FDR128 36 21 16 11 OK
Doblad. FDR129 37 21 16 11 OK
ACR 111 FDR130 34 20 15 11 OK
ACR 103 FDR12 7 5 5 5 OK
Tabla 3.26 Chequeo de los alimentadores del ASB T2-T3 en baja tensión para el tercer
escenario mediante el software IPA.
T2-T3 (Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
ACR127 FDR44 47 27 21 19 OK
ACR128 FDR45 47 27 21 19 OK
LM 42 105 FDR40 48 28 22 19 OK
Enconadoras old Enconadoras old 15 10 10 9 ERROR
Enconadoras old+new Enconadoras old+new
15 10 10 9 ERROR
Enconadoras new Enconadoras new 15 10 10 9 ERROR
Encanilladoras Encanilladoras 15 10 10 9 ERROR
CAPÍTULO 3
54
Tabla 3.27 Chequeo de los alimentadores del ASB T4 en baja tensión para el tercer escenario
mediante el software IPA.
T4(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
ACR 140 FDR63 67 39 29 28 OK
Comp. Aire FDR77 70 40 31 29 ERROR
4Ctos x8 Tel FDR79 17 10 9 8 OK
Ctos de 8 Telalres FDR69 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR74 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR75 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR76 4 3 3 3 OK
4Ctos x8 Tel FDR97 17 10 9 8 OK
Ctos de 8 Telalres FDR99 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR102 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR106 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR107 4 3 3 3 OK
Tabla 3.28 Chequeo de los alimentadores del ASB A1 en baja tensión para el tercer escenario
mediante el software IPA.
A1(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
ACR 146 FDR18 65 38 27 22 OK
Caja de reg1 FDR19 65 38 28 22 OK
Caja de reg2 FDR20 66 38 28 22 OK
Caja de reg3 FDR21 65 38 27 22 OK
DSI FDR22 62 36 26 22 OK
Caja deriv1 FDR23 65 38 27 22 OK
HSI FDR24 63 37 26 22 OK
HSW FDR25 64 37 27 22 OK
THW FDR26 62 36 26 21 OK
HFS FDR27 64 37 27 22 OK
Tabla 3.29 Chequeo de los alimentadores del ASB AR en baja tensión para el tercer escenario
mediante el software IPA. software IPA.
AR(Cent de Carga) Nomenclatura en el IPA I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
Soplador C FDR112 27 16 13 12 OK
Bba.E.(A) FDR113 28 16 13 12 OK
Bba.E.(B) FDR114 28 16 13 12 OK
Areador A FDR115 27 16 13 12 OK
B. Retorno Lodo A FDR116 28 16 13 12 OK
B. Retorno Lodo B FDR117 28 16 13 12 OK
Tabla 3.30 Chequeo de los alimentadores del ASB T1 en baja tensión para el tercer escenario
mediante el software IPA.
T1(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
3x Mot FDR51 73 42 31 27 OK
3x Mot FDR52 73 42 31 27 OK
Secad. 1 FDR53 70 41 30 26 OK
Secad. 2 FDR54 70 41 30 26 OK
AutoClv 1 FDR55 73 42 31 27 ERROR
AutoClv 2 FDR56 73 42 31 27 ERROR
AutoClv 3 FDR57 73 42 31 27 ERROR
AutoClv 4 FDR58 73 42 31 27 ERROR
CAPÍTULO 3
55
Tabla 3.31 Chequeo de los alimentadores del ASB SP en baja tensión para el tercer escenario
mediante el software IPA.
SP(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
B. Tanq. Elev FDR105 21 12 11 10 OK
B. Tanq. Elev FDR68 21 12 11 10 OK
Tabla 3.32 Chequeo de los alimentadores del ASB A2 en baja tensión para el tercer escenario
mediante el software IPA.
A2(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA) I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
RSP1 FDR29 83 48 35 32 OK
HTW FDR31 82 48 35 32 OK
RFS1 FDR37 82 48 35 32 OK
RTW1 FDR38 82 48 35 32 OK
RTW2 FDR39 81 48 34 32 OK
En las tablas presentadas de los alimentadores de baja tensión en el tercer escenario,
los resultados son similares al segundo escenario, por lo que la implementación de la
cogeneración en 0.48 kV en la ASB A2, no incrementa el número de alimentadores en
riesgo por capacidad ante cortocircuitos máximos en ellos.
3.3.4 Cuarto escenario para cada una de las subestaciones auxiliares
Tabla 3.33 Chequeo de los alimentadores del ASB CE en baja tensión para el cuarto escenario
mediante el software IPA.
C.E(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
Cald 1 FDR82 99 58 42 35 OK
Cald 2 FDR83 99 58 42 35 OK
Cald 3 FDR84 98 57 41 34 OK
K.H 1 FDR85 99 58 42 35 OK
K.H 2 FDR87 21 14 14 13 OK
K.H 3 FDR86 21 14 14 13 OK
Pt.Comb FDR88 101 59 43 35 ERROR
Pt.TraH2O FDR89 101 59 43 35 OK
CMA 1 FDR91 101 59 43 35 OK
CMA 2 FDR92 101 59 43 35 OK
CMA 3 FDR93 101 59 43 35 OK
B.Bet 1 FDR94 101 59 43 35 OK
B.Bet 2 FDR95 101 59 43 35 OK
B. H2O Hld FDR96 101 59 43 35 OK
B. H2O EvP FDR98 101 59 43 35 OK
B.H2OCnd FDR100 100 58 42 35 OK
Bba Lavado Superficial Filtr
Bba Lavado Superficial Filtr
12 8 8 7 ERROR
Bba Eyector Bba Eyector 12 8 8 7 ERROR
Tabla 3.34 Chequeo de los alimentadores del ASB SP en baja tensión para el cuarto escenario
mediante el software IPA.
SP(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
B. Tanq. Elev FDR105 21 12 11 10 OK
B. Tanq. Elev FDR68 21 12 11 10 OK
CAPÍTULO 3
56
Tabla 3.35 Chequeo de los alimentadores del ASB H3-H2-H1 en baja tensión para el cuarto
escenario mediante el software IPA.
H3-H2-H1 (Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
Equipo de Apertura FDR110 36 21 16 11 OK
7xCarda FDR120 20 12 11 8 OK
Manuares FDR121 36 21 16 11 OK
RFH 1-6 FDR123 36 21 16 11 OK
RFH 7-12 FDR124 36 21 16 11 OK
RFH 13-15 FDR125 36 21 16 11 OK
Torced. 1-5 FDR126 35 20 16 11 OK
Torced. 6-10 FDR127 35 20 16 11 OK
Enconad. FDR128 36 21 16 11 OK
Doblad. FDR129 37 21 16 11 OK
ACR 111 FDR130 34 20 15 11 OK
ACR 103 FDR12 7 5 5 5 OK
Tabla 3.36 Chequeo de los alimentadores del ASB T2-T3 en baja tensión para el cuarto
escenario mediante el software IPA.
T2-T3 (Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
ACR127 FDR44 47 27 21 19 OK
ACR128 FDR45 47 27 22 19 OK
LM 42 105 FDR40 48 28 22 19 OK
Enconadoras old Enconadoras old 15 10 10 9 ERROR
Enconadoras old+new Enconadoras old+new
15 10 10 9 ERROR
Enconadoras new Enconadoras new 15 10 10 9 ERROR
Encanilladoras Encanilladoras 15 10 10 9 ERROR
Tabla 3.37 Chequeo de los alimentadores del ASB T4 en baja tensión para el cuarto escenario
mediante el software IPA.
T4(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA
I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
ACR 140 FDR63 67 39 29 28 OK
Comp. Aire FDR77 70 41 31 29 ERROR
4Ctos x8 Tel FDR79 17 10 9 8 OK
Ctos de 8 Telalres FDR69 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR74 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR75 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR76 4 3 3 3 OK
4Ctos x8 Tel FDR97 17 10 9 8 OK
Ctos de 8 Telalres FDR99 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR102 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR106 4 3 3 3 OK
Ctos de 8 Telalres FDR107 4 3 3 3 OK
Tabla 3.38 Chequeo de los alimentadores del ASB A2 en baja tensión para el cuarto escenario
mediante el software IPA.
A2(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA) I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
RSP1 FDR29 86 50 37 33 OK
HTW FDR31 85 50 36 33 OK
RFS1 FDR37 86 50 37 33 OK
RTW1 FDR38 86 50 36 33 OK
RTW2 FDR39 85 49 36 33 OK
CAPÍTULO 3
57
Tabla 3.39 Chequeo de los alimentadores del ASB AR en baja tensión para el cuarto escenario
mediante el software IPA.
AR(Cent de Carga) Nomenclatura en el IPA I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
Soplador C FDR112 27 16 13 12 OK
Bba.E.(A) FDR113 28 16 13 12 OK
Bba.E.(B) FDR114 28 16 13 12 OK
Areador A FDR115 27 16 13 12 OK
B. Retorno Lodo A FDR116 28 16 13 12 OK
B. Retorno Lodo B FDR117 28 16 13 12 OK
Tabla 3.40 Chequeo de los alimentadores del ASB T1 en baja tensión para el cuarto escenario
mediante el software IPA.
T1(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
3x Mot FDR51 73 42 31 27 OK
3x Mot FDR52 73 42 31 27 OK
Secad. 1 FDR53 70 41 30 26 OK
Secad. 2 FDR54 70 41 30 26 OK
AutoClv 1 FDR55 73 43 31 27 ERROR
AutoClv 2 FDR56 73 43 31 27 ERROR
AutoClv 3 FDR57 73 43 31 27 ERROR
AutoClv 4 FDR58 73 43 31 27 ERROR
Tabla 3.41 Chequeo de los alimentadores del ASB A1 en baja tensión para el cuarto escenario
mediante el software IPA.
A1(Centro de Carga) Nomenclatura en el IPA I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
ACR 146 FDR18 65 38 27 22 OK
Caja de reg1 FDR19 65 38 28 22 OK
Caja de reg2 FDR20 66 38 28 22 OK
Caja de reg3 FDR21 65 38 28 22 OK
DSI FDR22 63 37 26 22 OK
Caja deriv1 FDR23 65 38 27 22 OK
HSI FDR24 63 37 27 22 OK
HSW FDR25 64 37 27 22 OK
THW FDR26 62 36 26 21 OK
HFS FDR27 64 37 27 22 OK
En las tablas presentadas de los alimentadores de baja tensión en el cuarto escenario,
los resultados son similares a los del tercer escenario, por lo que la conexión de la
cogeneración en 0.48 kV en la ASB A2 y en 6.3 kV en la barra 1, tampoco incrementa
el número de alimentadores en riesgo por capacidad ante cortocircuitos máximos en
ellos.
Como es de suponer la conexión de la cogeneración en el nivel de 6.3 kV a través de
un transformador (quinto escenario), tampoco incrementará los conductores en riesgo
en el nivel de baja tensión que se analizan, por lo que con lo calculado hasta aquí, se
pudiera afirmar que la implementación de la cogeneración, aunque aumenta el nivel de
cortocircuito, no ocasiona un impacto negativo en los conductores en riesgo ante las
altas corrientes de cortocircuito, según los tiempos de desconexión de sus protecciones.
CAPÍTULO 3
58
3.4 Verificación detallada de la capacidad de los alimentadores en los
distintos escenarios para los niveles de 6.3 kV y 0.48 kV
Para el nivel de tensión de 6.3 kV el cable alimentador de la subestación auxiliar Áreas
Residuales (AR) para el tercer escenario posee cortocircuito simétrico de 19 000 A. Se
tiene una capacidad de carga continua de 630 kVA (In = 58 A) y un cable 240mm2 RHZ1-
OL H-16 de aluminio está siendo utilizado. La protección es con relés de sobrecorriente
temporizados estándar con un tap de 4 A, ajustado a la palanca de tiempo 10 con
transformadores de corriente de 600/5 A.
Corriente simétrica de cortocircuito RMS → Iccsimétrica = 19000 A.
Tiempo de funcionamiento del relé = 0.5 ciclos=0.008 s
Tiempo de funcionamiento del interruptor = 8 ciclos=0.133s (se toma como seguridad
primero 8 ciclos ya que es de 5 ciclos en la generalidad de los casos)
Tiempo total = 8.5 ciclos = 0.142 s
Asuma la razón X/R = 10 o menos a partir del gráfico de la figura 2.5, K1= 1.1
Por lo tanto, la corriente rms total afectando el calentamiento del cable es:
IrmsTotal = K1 x Iccsimétrica = 1.1 X 19000 = 20900 A.
Calculo del tiempo que aguanta el cable mediante un corto circuito:
Métodos matemáticos:
TT
TTkt
cmils
Irms
1
2log2
T2 = 250 oC y T1 = 90 oC de la figura 1.7 para cables del tipo RH.
T = 228 oC y k = 0.0125 de la tabla 1.5 para conductor de aluminio.
𝑡 =
TT
TTk
1
2log
2
cmils
Irms
=0.0125 ∗ log (
250 + 22890 + 228
)
(20900
473520)
2 = 0.00221
0.00194= 1.392 𝑠
1.392 s es el tiempo que resiste el cable ante un cortocircuito como el calculado en el
software IPA para el tercer escenario de la fábrica.
Por la gráfica del cable:
Entramos en la gráfica 1.6 para cables Vulpren y Hersaten (conductores de aluminio),
se proyecta desde eje vertical de la corriente de cortocircuito hasta la línea inclinada del
calibre del conductor 240 mm2 y buscamos en el eje horizontal de la escala del tiempo
en segundos, obteniéndose aproximadamente un tiempo de 1.1 s que es el tiempo que
aguanta el cable ante esta falla.
CAPÍTULO 3
59
Como el tiempo de la protección es menor que el tiempo que aguanta el cable ante un
cortocircuito de esta magnitud el cable de 240 mm2 está bien seleccionado.
Para el nivel de tensión de 480 V el cable conductor do tipo TW (PVC) 3 Core de 60
mm2 de cobre que alimenta la carga Planta de Combustión (pt. comb.) opera desde la
subestación Centro Energético (CE) por un interruptor del tipo caja moldeado que opera
con el instantáneo, para el primer escenario el punto de cortocircuito es de 42000 A, el
disyuntor de clasificación de interrupción se desarma instantáneamente en 6 ciclos.
solución: Corriente rms simétrica → Iccsimétrica = 42000 A.
Tiempo de duración = 6 ciclos = 0.1 s (en el IPA el tiempo es inferior, pero se dejó un
margen de seguridad en la verificación)
RMS amperios → Irms = K1 x Iccsimétrica = 1,25 x 42000 = 52500
Calculamos el tiempo que aguanta el cable ante este tipo de falla:
Métodos matemáticos:
TT
TTkt
cmils
Irms
1
2log2
T2 = 140 oC y T1 = 85 oC de la figura 2.4 para cables del tipo TW
T = 234.5 oC y k = 0.0297 de la tabla 1.5 para conductor de cobre.
𝑡 =
TT
TTk
1
2log
2
cmils
Irms
=0.0297 ∗ log (
150 + 234.575 + 234.5
)
(52500
118380)
2 = 0.00279
0.19668= 0.0142 𝑠 = 0.85 𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜
Por la gráfica de los cables de ese tipo:
Entramos en la gráfica 2.4 para cables TW(conductores de cobre), se proyecta desde
eje vertical de la corriente de cortocircuito hasta la línea inclinada del calibre del
conductor 60 mm2 equivalente al # 2/0 AWG y buscamos en el eje horizontal de la escala
del tiempo en ciclos o segundos, obteniéndose aproximadamente un tiempo de 0.9
ciclos que es el tiempo que aguanta el cable ante esta falla.
Como el tiempo de la protección es mayor que el tiempo que aguanta el cable conductor
ante un cortocircuito de esta magnitud, el cable de 60 mm2 no resiste, por lo que se
debería cambiar por uno de mayor calibre.
CAPÍTULO 3
60
3.4.1 Cables fallados y calibre de los nuevos cables que se podían
sustituir
Se realiza una verificación de todos los cables fallados para los distintos escenarios y
se recomienda como sección mínima necesaria a sustituir para cada uno de dichos
cables, las mostradas en la siguiente tabla.
Tabla 3.42 Propuesta para los cables fallados en los distintos centros de carga
Cables fallados Nomenclatura en el IPA
Centro de carga
Calibre actual (mm2)
Calibre recomendado
(mm2)
Pt.Comb FDR88 CE 60 100
Bba Lavado Superficial Filtr
Bba Lavado Superficial Filtr
CE 6 14
Bba Eyector Bba Eyector CE 4 14
Enconadoras old Enconadoras old T2-T3 14 22
Enconadoras old+new
Enconadoras old+new
T2-T3 14 22
Enconadoras new Enconadoras new T2-T3 14 22
Encanilladoras Encanilladoras T2-T3 14 22
Comp. Aire FDR77 T4 14 60
AutoClv 1 FDR55 T1 22 60
AutoClv 2 FDR56 T1 22 60
AutoClv 3 FDR57 T1 22 60
AutoClv 4 FDR58 T1 22 60
3.5 Chequeo de las barras o embarrados
Las barras o embarrados deben ser chequeadas ante un cortocircuito debido a los
esfuerzos que estas pueden sufrir en el momento de cortocircuito.
Para los niveles de tensión de 6.3 kV las barras son rígidas de cobre con un ancho de
100 mm y espesor de 20 mm, lo que proporciona un área transversal de 2000 mm2, con
una corriente nominal de 1500 A y capacidad interruptiva de 31.5 kA.
Para los niveles de tensión de 0.48 kV las barras son rígidas de cobre con un ancho y
espesor que varía según el modelo del transformador, como ya se mostró anteriormente
en el capítulo 2 y posen una capacidad interruptiva de 42 kA.
3.5.1 Esfuerzos electrodinámicos. Comprobacion por cortocircuito en las
barras de 6.3 kV
Primer escenario:
Icc = 27 kA Dimensiones 100 x 20 mm In = 1500 A, L = 150 cm a = 2.5 cm
En la tabla 1.6 entramos con la corriente nominal de 1740 A para una barra que está por
encima de la In de barra y obtenemos el módulo de la sección de la barra Wy = 2 cm3.
Calculamos las fuerzas de interacción dinámica partiendo de la ecuación para FH, se
calcula FY por la posición horizontal a que está montada la barra.
CAPÍTULO 3
61
𝐹𝑌 =0.2 ∗ 𝐼𝑐𝑐2 ∗ 𝐿
𝑎=
0.2 ∗ 272 ∗ 150
2.5 + 2= 4860 𝑁
Con la fuerza se halla el valor del esfuerzo sobre el conductor principal (SigmaH) según
la siguiente fórmula:
Sigma𝐻𝑌 = ß ∗(𝐹𝐻 ∗ 𝐿)
(8 𝑊𝑦)= 1 ∗
(4860 ∗ 150)
(8 ∗ 2)= 45563
𝑁
𝑐𝑚2
Finalmente se verifica si la barra cumple con el requisito de resistencia al cortocircuito
para el material dado.
Seleccionando el valor para el límite mínimo de tensión Sigma0.2 para el E-Cu F30
(Tomado de la tabla 1.10) se tiene que:
Sigma0.2 = 250 N/mm2
Sigmares ≤ 1.5 x Sigma0.2
Sigmares ≤ 1.5 x 250 = 375 N/mm2 = 37500 N/cm2
Se verifica si el esfuerzo obtenido es inferior a Sigmares:
SigmaHY= 45563 > 37500 N/cm2
Lo que indica que esta disposición de barra no puede soportar un el cortocircuito de esta
magnitud.
Para los demás escenarios va ocurrir la misma situación visto que el nivel de
cortocircuito va aumentando en cada escenario.
3.5.2 Esfuerzo térmico. Comprobacion por cortocircuito en las barras de
6.3 kV
Primer escenario
Material de la barra: cobre
Capacidad interruptiva: Ici = 31.5 KA
Corriente de cortocircuito simétrica inicial: I´´k = 27 kA
Temperatura de la barra antes del cortocircuito: θb = 70°C
Temperatura de la barra después del cortocircuito: θe = 200°C
Tiempo de duración del cortocircuito: TK = 0,232 s
Es necesario para ello conocer los coeficientes “m” y “n”, determinándolos ingresando a
los diagramas de las figuras 1.14 y 1.15 respectivamente.
Para determinar “m”, debemos conocer k.
𝑘 =𝐼𝑐𝑖
√2 ∗ 𝐼𝑘 ´´=
31.5
√2 ∗ 27= 0.82
Aproximamos k a la primera curva que es k=1.1
Ingresamos al gráfico de la figura 1.14, con TK = 0,232 s
Intersectando la curva para k = 1.1, se obtiene m = 0.10
CAPÍTULO 3
62
Por otro lado, consideramos n = 1, debido a que se considera que estamos alejados del
generador, por lo cual I´´k/Ik = 1.
La corriente térmica equivalente de cortocircuito es:
𝐼𝑡ℎ = 𝐼´´𝑘 ∗ √𝑚 + 𝑛 = 27 ∗ √0.10 + 1.0 = 28.32 𝑘𝐴
Ingresando a la figura 1.16 con θb y θe, obtenemos una densidad de corriente de
Sthr=120 A/mm²
Se rectificar el valor de la densidad de corriente en la barra de la siguiente manera:
𝑆𝑡ℎ = 135 ∗ √1
0.232= 280 A/mm²
Tkr es 1 segundo, el tiempo de duración de cortocircuito a que están proyectadas las
curvas.
Por lo tanto, la sección transversal de la barra debe ser por lo menos de:
𝑆 =𝐼𝑡ℎ
𝑆𝑡ℎ=
28.32
0.280= 100 mm²
Para una corriente térmica de 28.32 kA la sección mínima de la barra para que aguante
el calentamiento debe ser de 100 mm2 lo que implica decir que la barra de 6.3 kV está
preparada para suportar tales efectos térmicos para este caso.
Tabla 3.43 Chequeo de los esfuerzos en las barras de 6.3 kV.
Barra 1 I''pico (kA)
I''total (kA)
I''sim (kA)
I'sim (kA)
Chequeo
Ef. term
Ef. elect
Primer escenario 46 27 18 17 OK ERROR
Segundo escenario 47 28 19 17 OK ERROR Tercer escenario 48 28 19 17 OK ERROR Cuarto escenario 49 29 20 18 OK ERROR Quinto escenario 49 29 20 18 OK ERROR
3.5.3 Esfuerzos electrodinámicos. Comprobacion por cortocircuito en las
barras de 0.48 kV
Primer escenario:
Icc = 59 kA
Transformador de 2500kVA
160x20 = 3200 mm In = 3000 A
L = 180 cm
a = 9.5 cm
En la tabla 1.6 entramos con la corriente nominal de 3290 A para una barra pintada la
que está por encima de la In de barra y obtenemos el módulo de la sección de la barra
Wy = 3.33 cm3.
CAPÍTULO 3
63
Calculamos las fuerzas de interacción dinámica partiendo de la ecuación para FH, se
calcula FY por la posición horizontal a que está montada la barra.
𝐹𝑌 =0.2 ∗ 𝐼𝑐𝑐2 ∗ 𝐿
𝑎=
0.2 ∗ 592 ∗ 180
9.5 + 2= 10897 𝑁
Con la fuerza se halla el valor del esfuerzo sobre el conductor principal (SigmaH) según
la siguiente fórmula:
Sigma𝐻𝑌 = ß ∗(𝐹𝐻 ∗ 𝐿)
(8 𝑊𝑦)= 1 ∗
(10897 ∗ 180)
(8 ∗ 3.33)= 73628
𝑁
𝑐𝑚2
Finalmente se verifica si la barra cumple con el requisito de resistencia al corto circuito
para el material dado.
Seleccionando el valor para el límite mínimo de tensión Sigma0.2 para el E-Cu F30
(Tomado de la tabla 1.10) se tiene que:
Sigma0.2 = 250 N/mm2
Sigmares ≤ 1.5 x Sigma0.2
Sigmares ≤ 1.5 x 250 = 375 N/mm2 = 37500 N/cm2
Se verifica si el esfuerzo obtenido es inferior a Sigmares:
SigmaHY= 73628 > 37500 N/cm2
Lo que indica que esta disposición de barra no puede soportar un el cortocircuito de esta
magnitud.
Para los demás escenarios va ocurrir la misma situación visto que el nivel de
cortocircuito va aumentando en cada escenario.
3.5.4 Esfuerzo térmico. Comprobacion por cortocircuito en las barras de
0.48 kV
Primer escenario
Material de la barra: cobre
Capacidad interruptiva: Ici = 42 kA
Corriente de cortocircuito simétrica inicial: I´´k = 59 kA
Temperatura de la barra antes del cortocircuito: θb = 70°C
Temperatura de la barra después del cortocircuito: θe = 200°C
Tiempo de duración del cortocircuito: TK = 0,1 s
Es necesario para ello conocer los coeficientes “m” y “n”, determinándolos ingresando a
los diagramas de las figuras 1.14 y 1.15 respectivamente.
Para determinar “m”, debemos conocer k.
𝑘 =𝐼𝑐𝑖
√2 ∗ 𝐼𝑘 ´´=
42
√2 ∗ 59= 0.50
Aproximamos k a la primera curva que es k=1.1
Ingresamos al gráfico de la figura 1.14, con TK = 0,1 s
CAPÍTULO 3
64
Intersectando la curva para k = 1.1, se obtiene m = 0.10.
Por otro lado, consideramos n = 1, debido a que se considera que estamos alejados del
generador, por lo cual I´´k/Ik = 1.
La corriente térmica equivalente de cortocircuito es:
𝐼𝑡ℎ = 𝐼´´𝑘 ∗ √𝑚 + 𝑛 = 59 ∗ √0.10 + 1.0 = 62 𝑘𝐴
Ingresando a la figura 1.16 con θb y θe, obtenemos una densidad de corriente de
Sthr=120 A/mm².
Se rectificar el valor de la densidad de corriente en la barra de la siguiente manera:
𝑆𝑡ℎ = 135 ∗ √1
0.1= 427 A/mm²
Tkr es 1 segundo, el tiempo de duración de cortocircuito a que están proyectadas las
curvas.
Por lo tanto, la sección transversal de la barra debe ser por lo menos de:
𝑆 =𝐼𝑡ℎ
𝑆𝑡ℎ=
62
0.427= 145 mm²
Para una corriente térmica de 62 kA la sección mínima de la barra para que aguante el
calentamiento debe ser de 145 mm2 lo que implica decir que la barra de 0.48 kV está
preparada para suportar tales efectos térmicos.
Para los demás escenarios va ocurrir la misma situación visto que el nivel de
cortocircuito va ligeramente en cada escenario.
Tabla 3.44 Chequeo de los esfuerzos en las barras de 0.48 kV.
ASB CE I''pico (kA) I''total (kA) I''sim (kA) I'sim (kA) Chequeo Ef. term Ef. elect
Primer escenario 101 59 43 35 OK ERROR Segundo escenario 101 59 43 35 OK ERROR
Tercer escenario 102 60 43 35 OK ERROR
Cuarto escenario 102 60 43 35 OK ERROR
Quinto escenario 102 60 43 35 OK ERROR
3.8 Conclusiones Parciales
Luego de desarrollar este capítulo, se puede concluir que en la Textilera “Desembarco
del Granma”, existen conductores en baja tensión que no resisten los esfuerzos de los
cortocircuitos máximos, acorde al tiempo de operación de la protección asociada,
además las barras, según cálculos realizados no resisten los esfuerzos dinámicos, por
lo que aunque puede profundizarse aún más en el método utilizado al respecto, ya que
se usó la corriente asimétrica máxima (I¨total) y con la simétrica inicial si satisfacen, la
diferencia que se observa en baja tensión fundamentalmente es alarmante respecto a
lo que resiste la barra.
65
CONCLUSIONES
La inclusión de cogeneración, nuevas cargas motoras y variaciones en la red de
suministro eléctrico en la industria ocasionan un incremento en las corrientes de
cortocircuito, que pueden afectar la selección de cables y barras, según
metodologías y normas al respecto.
En la textilera hay cables que están mal seleccionados por un nivel máximo de
cortocircuito que pueda ocurrir, es decir, que no aguantan un tiempo de
cortocircuito según las protecciones asociadas a estos alimentadores, ya que no
responden a tiempo para eliminar la falla antes que se dañen, principalmente en
el nivel de 480 V y desde el estado actual de la empresa, aunque con la
implementación de la cogeneración aumentan las corrientes de cortocircuito en
los dispositivos, pero no al punto de aumentar el número de conductores
fallados.
En 6.3 kV los cables están bien seleccionados sea para aguantar los niveles
máximos de cortocircuito en el estado actual de la empresa y con la
implementación de la planta de cogeneración.
La verificación de las barras en los dos niveles de tensión 6.3 y 0.48 kV por
método de cálculo manual, arroja que no están preparadas para soportar los
altos esfuerzos dinámicos que puedan ocurrir para un cortocircuito máximo en el
estado actual de la empresa y al implementar la cogeneración, desde el punto
de vista térmico sí satisfacen.
66
RECOMENDACIONES
Se deben cambiar los cables que fallan en el chequeo de corriente de
cortocircuito o colocar en ellos protecciones más rápidas asociadas, ejemplo los
limitadores de corriente de fallas.
Hacer un estudio detallado de esfuerzos dinámicos en barras, considerando
otros autores y normas al respecto, además el efecto de las uniones flexibles
que poseen.
Realizar un estudio de coordinación de protecciones en ambos niveles de
tensión, al introducir la cogeneración.
67
REFERENCIAS BIBLIGRAFICAS
[1] J. L. S. Serrano, Instalaciones eléctricas: soluciones a problemas en baja y alta tensión: Editorial Paraninfo, 2008.
[2] A. N. S. Institute, IEEE Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants: IEEE, 1986.
[3] J. D. Saldarriaga-Loaiza, F. Villada, and J. F. Pérez, "Análisis de Costos Nivelados de Electricidad de Plantas de Cogeneración usando Biomasa Forestal en el Departamento de Antioquia, Colombia," Información tecnológica, vol. 30, pp. 63-74, 2019.
[4] L. B. Quintero, M. d. P. R. Salazar, and S. Giraldo, "Características del Modelo de Dirección Estratégica desarrollado por la empresa Centelsa como aporte a otras empresas vallecaucanas," Ploutos, vol. 3, pp. 42-71, 2013.
[5] S. R. Castaño, "Redes de distribución de energía," Universidad Nacional de Colombia,.[Online], 2004.
[6] Á. L. Marqués, Instalaciones eléctricas de baja tensión comerciales e industriales: cálculos eléctricos y esquemas unifilares: Editorial Paraninfo, 2005.
[7] D. Beeman and D. Beeman, Industrial power systems handbook vol. 2: McGraw-Hill New York, 1955.
[8] C. d. E. CENTELSA and S. Telecomunicaciones, "Cables Para Media Tensión," Cables & Tecnología, 2008.
[9] V. C. Monterrey, "Manual Eléctrico," Segunda).(S. d. Conductores Monterrey, Ed.) México, México, 2011.
[10] D. M. AG, "Technologien von morgen," JOT Journal für Oberflächentechnik, vol. 56, pp. 4-6, 2016.
[11] J. M. Azabache Gonzales, "Cálculo de esfuerzos electrodinámicos en barras del tablero general de transferencia automática de 5000 a de las minera La Arena SA," 2013.
[12] G. Patterson and M. Sobral, "Efecto Peltier," Departamento de Física FCEyN, Universidad de Buenos Aires. Dic, 2007.
[13] A. Rela, "Esfuerzos de cortocircuito: tratamiento simplificado para calcular las fuerzas que actúan en las barras y cables de un tablero eléctrico," Electromagazine: la revista técnica del sector eléctrico del Uruguay, vol. 9, pp. 70-73, 2011.
[14] F. H. TRUJILLO ALVAREZ, "SUPERVISIÓN AL DISEÑO MECÁNICO DE TABLEROS ELÉCTRICOS DE BAJA Y MEDIA TENSIÓN EN LA EMPRESA INDUSTRIAS ECTRICOL SAS," 2015.
[15] M. A. Medina Arnaudo, "Cálculo de los esfuerzos electrodinámicos y térmicos en barras de tableros de baja tensión, dispuestas en forma escalonada," 2016.
[16] V. J. V. Bojórquez, "Estudio comparativo de las normas IEC y ANSI para cálculo de corto circuto," Escuela superior de ingeniería mecánica y eléctrica, México, 2007.
[17] W. Moylan, W. Huening, and C.St.Pierre, "Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants," IEEE 2 de diciembre del 1993.
[19] J. J. A. Heyduk, "Comparative Analysis of European and American Standards for Maximum Fault Current Calculations on Medium Voltage Mine Power Networks," vol. 22, 2016.
[20] Y.Moon, Short circuit abc - learn it in an hour, use it anywhere, memorize no formula: IEEE Transactions on Industry Applications, 1974.
68
ANEXOS
Anexo 1
Tabla A: Capacidad de conducción de corriente permisible (en A) en conductores de cobre aislado.
69
Tabla B: Factores de corrección por temperatura para la tabla B
70
Anexo 2
Conductores utilizados en media y baja tensión en la Textilera “Desembarco del Granma”
Figura A: Conductores de 6.3 kV se utilizan tres cables de este tipo formando un trifasico
Figura B: Conductores de 0.48kV se utilizan cables trifasicos de este tipo
71
Anexo 3
Características de protecciones e interruptores usadas en media y baja tensión en la Textilera
“Desembarco del Granma”
Figura A: Relé de Sobrecorriente para el nivel de 6.3 kV
Datos de chapa de los interruptores de media tensión utilizados en la industria.
Figura B: Interruptor de aceite de 2000 A de corriente nominal (Inom).
72
Figura C: Interruptor de aceite de 600 A de corriente nominal (Inom).
73
Figura D: Característica de operación protección en 0,48 kV por interruptor de caja moldeada TG
225
74
Figura E: Característica de operación protección en 0,48 kV por interruptor de caja moldeada TG
100
75
Figura F: Característica de operación protección en 0,48 kV por interruptor de caja moldeada TG
400
