Capítulo 6 Instalaciones eléctricas generales Instalaciones eléctricas interiores.
DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS ...
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DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS
INDUSTRIALES Y COMERCIALES
OSCAR MAURICIO TARAPUES CASTAÑEDA
CORPORACIÓN UNIVERSITARIA AUTÓNOMA DE OCCIDENTE PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
SANTIAGO DE CALI 2000
1
DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS INDUSTRIALES Y COMERCIALES
OSCAR MAURICIO TARAPUES CASTAÑEDA
Proyecto de grado para optar al título de Ingeniero Electricista
Director
Diego Yugueros Izquierdo Ingeniero Electricista
CORPORACIÓN UNIVERSITARIA AUTÓNOMA DE OCCIDENTE PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
SANTIAGO DE CALI 2000
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Nota de Aceptacion:
Aprobado por el comité de
Trabajo de Grado en cumplimiento
de los requisitos exigidos por la
Universidad Autónoma de
Occidente para optar al titulo de
Ingeniero Electricista
SIGIFREDO SATIZABAL
Decano de la Division de Ingenierias
_______________________
_________________________
KENJI WATANABE Ing. DIEGO YUGUEROS
Director del Programa Director Proyecto de Grado
Ingenieria Eléctrica
____________________
_________________________
Ing. EDWIN RIVAS YURI LOPEZ
Jurado Jurado
3
AGRADECIMIENTOS
El autor expresa sus agradecimientos a: DIOS, por permitirme vivir para realizar el sueño de ser ingeniero y sobretodo enseñarme a enfrentar los retos con honradez y entusiasmo. LUZ DARY CASTAÑEDA, Mi madre, por el apoyo, la confianza recibida de su parte y por el esfuerzo que realizó para ayudarme a salir adelante en mis proyectos. JOSE VICENTE TARAPUES MI PADRE, Un gran amigo en quien puedo confiar siempre. DIEGO YUGUEROS IZQUIERDO, Ingeniero Electricista y a su firma PROING LTDA por permitirme ser parte de este proyecto, por lo mucho que aprendí de él y de su empresa.
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CONTENIDO Pag. INTRODUCCIÓN 6
1.Objetivos 8
2. Información recopilada 9
2. 1 Diagrama unifilar de la planta 9
2.2 Cálculo de impedancias de blindobarrajes 11
2.3 Impedancias de los cables 15
2.4Informaciòn de transformadores 16
2.5 Impedancias de secuencia para cada bus 18
3. Calculo de Niveles de cortocircuito 21
3.1 Criterios de Cálculo 22
3.2 Estudio de cortocircuito 22
3.3 Resultados de estudio de cortocircuito 26
3.3.1 Modos de Operación. 26
3.3.1.1 Operación normal 27
3.3.1.2 Operación bajo condiciones de falla 31
3.3.1.2.1 Contingencia 1 31
3.3.1.2.2 Contingencia 2 32
5
3.3.1.2.3 Contingencia 3 34
3.3.1.2.4 Contingencia 4. 35
3.3.1.2.5 Retorno a normal 36
4. Evaluación de interruptores 44
5. Conclusiones 50
6. Bibliografía. 51
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LISTA DE TABLAS Pág.
1. Tabla 1. Valores de impedancia blindobarrajes. 12
2. Tabla 2. Valores de Impedancias de cables. 16
3. Tabla 3. Impedancias de transformadores. 17
4. Tabla 4. Impedancias de secuencia para cada bus. 18
5. Tabla 5. Niveles de Cortocircuito Operación Normal. 39
6. Tabla 6. Niveles de Cortocircuito Contingencia 1. 40
7. Tabla 7. Niveles de Cortocircuito Contingencia 2. 41
8. Tabla 8. Niveles de Cortocircuito Contingencia 3. 42
9. Tabla 9. Niveles de Cortocircuito Contingencia 4. 43
10. Tabla 10. Evaluación de la capacidad de ruptura 45
de los interruptores de baja tensión.
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RESUMEN
El presente informe presenta el estudio de cortocircuito para el Edificio
Principal del Banco de la República, realizado para la firma contratista
PROING LTDA por el autor, como proyecto de pasantía en el área de
Diseño y Construcción de Instalaciones Eléctricas Industriales y
Comerciales.
El estudio consiste en calcular las corrientes de cortocircuito trifásico y
monofásico para el sistema eléctrico de El Edificio principal del banco de
la república y por consiguiente evaluar la capacidad de ruptura de todos los
interruptores de baja tensión seleccionados para este proyecto.
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INTRODUCCIÓN
La información que se presenta en este informe corresponde a las
memorias y resultados del Estudio de Cálculo de Niveles de Cortocircuito
que se realizó para el sistema eléctrico del EDIFICIO PRINCIPAL
DEL BANCO DE LA REPUBLICA.
El estudio se desarrolló con el objetivo de determinar los niveles de
falla trifásica y monofásico requeridos para la evaluación de la capacidad
interruptiva de los dispositivos de protección y la coordinación de las
protecciones de sobrecorriente.
Para lograr el objetivo básico del estudio se adelantó las siguientes
actividades:
Recopilación y procesamiento de información
Cálculo de los niveles de cortocircuito para fallas trifásicas y
monofásicas
Conclusiones
9
La información de características de equipos fue suministrada por
Schneider de Colombia y procesada por personal de la firma consultora
PROING LTDA.
La información que se recolectó corresponde a las características
principales de los transformadores de potencia, las cargas de los
centros de motores, la longitud, tipo y calibre de la línea de acometida y
de todos los cables alimentadores.
Para realizar el cálculo de los niveles de cortocircuito se utilizo el
programa ETAP POWER STATION que utiliza metodologías
recomendadas en Normas Internacionales de la IEEE, ANSI, IEC, NEC,
etc.
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1. OBJETIVOS
1.1 Calcular los niveles de cortocircuito en cada uno de los barajes del
sistema eléctrico del Edificio Principal del Banco de la República.
1.2 Evaluar la capacidad de ruptura de cada uno de los interruptores de
bajo voltaje a instalar en el sistema eléctrico del Edificio Principal
del Banco de la República con respecto a los niveles de
cortocircuito correspondiente al barraje asociado a cada
interruptor.
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2. INFORMACION RECOPILADA
Para el estudio de cortocircuito se han reunido las características de los
alimentadores, cables, transformadores y cargas que constituyen el
Sistema Eléctrico del EDIFICIO PRINCIPAL DEL BANCO DE LA
REPUBLICA.
La información se obtuvo de los planos de construcción y montaje del
sistema eléctrico preparadas por GENELEC LTDA. Con la información
adquirida se revisó el diagrama unifilar y se calcularon los niveles de
cortocircuito
2.1 DIAGRAMA UNIFILAR DE LA PLANTA
El diagrama unifilar utilizado como base para este estudio corresponde
al plano reproducido en el archivo GENELCO\99\BREP\NSE\PLANOS
FINALES.DWG con el fin de indicar la identificación de barrajes, Relés,
Interruptores y los valores de cortocircuito obtenidos del estudio.
12
13
2.2 CALCULO DE IMPEDANCIAS DE BLINDOBARRAJES
Por requerimientos del software que calcula niveles de cortocircuito es
necesario calcular la impedancia en PU de los blindobarrajes, para ello
debemos conocer en primera instancia el rango de corriente y de tensión al
cual trabajan además de su longitud. En la Tabla 1 encontramos las
impedancias de blindobarrajes línea a neutro en miliohmios por 100 pies
(Feet) con una temperatura base de 80 grados centígrados Cº.
Es de notar que todos los blindobarrajes utilizados para este proyecto son
de cobre y la frecuencia a la cual trabajan los equipos eléctricos en
Colombia es de 60 Hz.
Por lo tanto para un Blindobarraje a 2000 Amperios ubicado en la parte de
media tensión del sistema de potencia tenemos:
Potencia base = 5 MVA =5000 KVA
Voltaje base = 0.46 KV
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TABLA 1
VALORES DE IMPEDANCIA BLINDOBARRAJES
LINE A NEUTRO (MILIOHMIOS POR 100 PIES)
Ampere Rating
Aluminiun Busway Cooper Busway R X60 Hz X50 Hz R X60 Hz X50 Hz
225 7.30 3.42 2.85 4.06 3.75 3.12 400 3.71 2.60 2.17 2.13 2.30 1.92 600 2.04 1.59 1.32 2.13 2.30 1.92 800 2.67 0.91 0.76 1.86 1.10 0.92
1000 2.15 0.74 0.62 1.63 0.96 0.80
1200 1.62 0.60 0.50 1.17 0.76 0.63 1350 1.36 0.53 0.44 1.05 0.70 0.58 1600 1.05 0.45 0.37 0.88 0.61 0.51 2000 0.88 0.37 0.30 0.78 0.51 0.42 2500 0.71 0.30 0.25 0.54 0.38 0.32
3000 0.53 0.23 0.19 0.48 0.34 0.28 4000 0.41 0.14 0.12 0.35 0.21 0.17 5000 ... ... ... 0.25 0.17 0.14
R = 0.78 miliohm/100 ft = 0.78 e-3 ohm/100ft
1ft = 0.3048m
R = 0.78 e-3 ohm/100ft x 1ft/0.3048m = 2.559 e-5 ohm/m
X=0.51 miliohm/100ft=0.51 e-3 ohm/100ft x 1ft/0.3048m = 1.673 e-5
ohm/m
15
Si la longitud estimada para el blindobarraje es de 10 metros, entonces:
R = 2.559e-4 ohm
X = 1.673 e-4 ohm
Zohm= (2.559e-4 ohm) + j (1.673 e-4 ohm)
Para convertir estos valores reales a valores PU sabemos que:
Valor en PU = Valor Real / Valor Base
Impedancia base: Zb = Voltaje base ² /Potencia base
Zb= 0.46KV² / 5 MVA = 0.04232 ohm
Impedancia en pu:
Zpu = Zohm/Zbase = (2.559e-4 /0.04232 ) + j (1.673 e-4/ 0.04232)
Zpu = 6.046 e-3 + j 3.87e-3 pu
Por lo tanto :
BLINDOBARRAJE 2000 Amp. 0.46 KV
LONGITUD= 10 metros
Zpu = 6.046 e-3 + j 3.87e-3 pu
R = 6.046 e-3 pu
X= j 3.87e-3 pu
BLINDOBARRAJE 1000 A 0.46 KV
LONGITUD =10 metros
Zpu = 12.634 e-3 + j 7.44 e-3 pu
16
R = 12.634 e-3 pu
X= j 7.44 e-3 pu
BLINDOBARRAJE 2000 Amp. 0.208 KV
LONGITUD = 30 metros
Zpu = 0.0295 + j 0.0193 pu
R= 0.0885 pu
X= 0.0579 pu
BLINDOBARRAJE 1000 Amp. 0.208 KV
LONGITUD= 20 metros
Zpu = 0.1236 + j 0.0728 pu
R= 0.1236 pu
X= 0.0728 pu
BLINDOBARRAJE 500 Amp. 0.46 KV
LONGITUD= 10 metros
Zpu= 0.0165 + j 0.01488
R = 0.0165
17
X = 0.01488
2.3 IMPEDANCIAS DE LOS CABLES
En la Tabla 2 se presentan los valores de impedancia de los cables
utilizados en el sistema eléctrico del Edificio Principal del Banco de la
República.
La primera columna presenta el nombre o identificación del cable tal como
aparece en el diagrama unifilar. En la segunda columna se encuentra el
nombre de la librería que contiene los datos del conductor respectivo, la
tercer columna tiene el calibre del conductor respectivo, la cuarta columna
presenta la longitud de los conductores, la quinta columna se refiere al
número de conductores por fase del conductor, la sexta columna presenta la
temperatura base de trabajo del conductor, la séptima y octava columna
presenta las impedancias de secuencia positiva de los cables en ohmios, las
columnas novena y décima presentan los las impedancias de secuencia
cero para cada conductor en ohmios y las dos últimas columnas tienen las
impedancias de secuencia
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TABLA 2
VALORES DE IMPEDANCIA DE CABLES
ID Library Size L(m ) #/ø T°C R1 X1 Ro Xo MVAb % R1 % X1 ----------------- -------- ---- ------ --- ---- ------- ------- ------- ------- ------- Cable1 OMCUN3 2/0 20 1 75 0.3346 0.1112 1.0539 0.2737 100.0 0.51 0.17 Cable2 0MCUN3 2/0 20. 1 75 0.3346 0.1112 1.0539 0.2737 100.0 0.51 0.17 Cable4 15MCUS3 2/0 20. 1 75 0.3222 0.1317 1.0150 0.3241 100.0 0.50 0.20 Cable5 0MCUN3 2/0 10. 1 75 10.2000 3.3917 32.1300 8.3433 100.0 7.85 2.61 Cable6 0MCUN3 2/0 10. 1 75 15.9547 5.5623 50.2575 13.6831 100.0 12.28 4.28 Cable11 15MCUS3 2/0 5. 1 75 0.3378 0.1317 1.0642 0.3241 100.0 0.13 0.05 Cable12 0MCUN3 2/0 5. 1 75 0.3346 0.1112 1.0539 0.2737 100.0 0.13 0.04 Cable13 0MCUN3 250 10. 2 75 0.1811 0.1036 0.5703 0.2548 100.0 46.76 26.75 Cable22 15MCUS3 2/0 10. 1 75 0.3378 0.1317 1.0642 0.3241 100.0 0.26 0.10 Cable23 0MCUN3 2/0 10. 1 75 16.7280 5.5623 52.6932 13.6831 100.0 12.87 4.28 Cable24 0MCUN3 250 10. 2 75 0.1811 0.1036 0.5703 0.2548 100.0 46.76 26.75 Cable25 0MCUN3 250 10. 2 75 0.1811 0.1036 0.5703 0.2548 100.0 46.76 26.75
2.4 INFORMACION DE TRANSFORMADORES
La información de los transformadores utilizados en este proyecto se lista
en la Tabla 3. En ella se encontramos, en la primera columna, la
identificación o nombre de cada transformador. En la segunda columna
podemos observar la capacidad en Megavoltiamperios (MVA) de cada
transformador, en las columnas tercera y cuarta aparece los valores de
tensión primaria y secundaria de cada transformador, la columna quinta
tiene el valor de impedancia de cortocircuito suministrada por el fabricante
en la placa del equipo. En la columna sexta podemos observar la relación
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X/R de los transformadores, la séptima columna la conexión primaria y
secundaria y la octava columna indica si el transformador es aterrizado y
que tipo de aterrizamiento tiene.
TABLA 3
IMPEDANCIA DE TRANSFORMADORES
Transformer XFRM Grounding
ID MVA Kv prim kV Sec % Z X/R Conn. Type
TR-1 1.250 11.400 0.460 5.750 7.1 D-Y Solid
TR-3 0.630 11.400 0.440 5.750 5.8 D-Y Solid
TR-4 0.630 0.440 0.208 5.750 5.8 D-Y Solid
TR-6 0.300 0.440 0.208 4.800 4.7 D-Y Solid
TR-2 1.250 11.400 0.440 5.750 7.1 D-Y Solid
TR-5 0.630 0.440 0.208 4.800 4.7 D-Y Solid
TR-7 0.300 0.440 0.208 4.800 4.7 D-Y Solid
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2.5 IMPEDANCIAS DE SECUENCIA PARA CADA BUS
Una vez ha sido insertada toda la información requerida por el programa
ETAP POWER STATION para cada elemento del sistema de potencia, él
calcula las impedancias de secuencia positiva y cero para cada bus.
A continuación están listados los valores de las impedancias arrojados por
el software para cada uno de los buses del sistema eléctrico del Edificio
Principal del Banco de La República, con los cuales son calculados las
corrientes de cortocircuito que luego mencionaremos.
TABLA 4
IMPEDANCIAS DE SECUENCIA PARA CADA BUS
Información Bus Impedancia de secuencia Positiva (Ohm) Impedancia de secuencia Cero (Ohm)
ID kV Resistance Reactance Impedance Resistance Reactance Impedance
BCA 0.44 0.00278 0.01467 0.01493 0.00410 0.01013 0.01092
BCB 0.44 0.00278 0.01467 0.01493 0.00410 0.01013 0.01092
BCC 0.44 0.00427 0.02320 0.02358 0.00587 0.01869 0.01959
Bus1 11.40 0.24037 3.51731 3.52551 0.25669 4.70534 4.71233
Bus2 11.40 0.15298 3.51863 3.52195 0.22861 4.11500 4.12135
Bus3 11.40 0.23368 3.51508 3.52284 0.23561 4.69987 4.70577
21
Bus4 11.40 0.24682 3.51995 3.52859 0.27699 4.71181 4.71995
Bus5 0.44 0.00188 0.01415 0.01428 0.00125 0.00885 0.00894
Bus6 11.40 0.40971 3.57668 3.60007 0.79011 4.85138 4.91530
Bus7 0.46 0.00202 0.01546 0.01559 0.00136 0.00964 0.00973
Bus8 0.44 0.00048 0.02323 0.02324 0.00039 0.01859 0.01859
Bus18 0.44 0.00336 0.02268 0.02292 0.00301 0.01741 0.01767
Bus19 11.40 0.25018 3.52116 3.53004 0.28758 4.71480 4.72357
Bus21 0.44 0.00188 0.01415 0.01428 0.00125 0.00885 0.00894
Bus23 0.44 0.00188 0.01415 0.01427 0.00125 0.00885 0.00894
Bus39 0.21 0.00186 0.00993 0.01011 0.00144 0.00677 0.00692
Bus42 0.44 0.00188 0.01415 0.01428 0.00125 0.00885 0.00894
Bus43 0.21 0.00109 0.00706 0.00714 0.00067 0.00389 0.00395
Bus45 0.44 0.00188 0.01415 0.01428 0.00125 0.00885 0.00894
Bus48 0.44 0.00188 0.01415 0.01428 0.00125 0.00885 0.00894
Bus49 0.44 0.00188 0.01415 0.01428 0.00125 0.00885 0.00894
Bus50 0.21 0.00186 0.00993 0.01011 0.00144 0.00677 0.00692
Bus51 0.21 0.00186 0.00994 0.01011 0.00144 0.00677 0.00692
Bus71 0.21 0.00111 0.00638 0.00648 0.00069 0.00322 0.00330
Bus72 0.21 0.00186 0.00993 0.01011 0.00144 0.00677 0.00692
Bus73 0.44 0.00188 0.01415 0.01428 0.00125 0.00885 0.00894
Bus78 0.21 0.00110 0.00638 0.00648 0.00069 0.00322 0.00329
Bus79 0.44 0.00188 0.01415 0.01428 0.00125 0.00885 0.00894
Bus80 0.21 0.00110 0.00638 0.00648 0.00069 0.00322 0.00330
Bus84 0.44 0.00188 0.01415 0.01427 0.00125 0.00885 0.00894
Bus86 0.44 0.00039 0.01859 0.01859 0.00039 0.01859 0.01859
Bus87 0.46 0.00188 0.01415 0.01427 0.00125 0.00885 0.00894
Bus89 0.44 0.00188 0.01415 0.01427 0.00125 0.00885 0.00894
Bus91 11.40 0.41758 3.57676 3.60105 0.81457 4.85189 4.91979
Bus92 11.40 0.25016 3.52106 3.52993 0.28753 4.71455 4.72331
Bus93 11.40 0.25020 3.52126 3.53014 0.28764 4.71505 4.72382
Bus94 11.40 0.24851 3.52061 3.52937 0.28231 4.71343 4.72188
Bus109 0.44 0.00336 0.02268 0.02292 0.00301 0.01741 0.01767
TDCA 0.21 0.00186 0.00994 0.01011 0.00144 0.00677 0.00693
TDCB 0.21 0.00111 0.00639 0.00648 0.00069 0.00323 0.00330
TDFA 0.44 0.00188 0.01415 0.01428 0.00125 0.00885 0.00894
TDFB 0.44 0.00188 0.01415 0.01428 0.00125 0.00885 0.00894
22
TDNA 0.21 0.00109 0.00706 0.00714 0.00067 0.00389 0.00395
TDNB 0.21 0.00110 0.00638 0.00648 0.00069 0.00322 0.00329
TGA 0.44 0.00188 0.01415 0.01427 0.00125 0.00885 0.00894
TGB 0.44 0.00188 0.01415 0.01427 0.00125 0.00885 0.00894
TGC 0.44 0.00336 0.02268 0.02293 0.00302 0.01741 0.01767
23
3. CALCULO DE NIVELES DE CORTOCIRCUITO
En este capítulo se presentan los criterios y las condiciones del sistema
del EDIFICIO PRINCIPAL DEL BANCO DE LA REPUBLICA,
utilizadas para la elaboración del estudio de cortocircuito.
Los cálculos se han elaborado partiendo del diagrama unifilar general del
sistema eléctrico y de toda la información entregada al programa tanto en
media como en baja tensión.
Los niveles de cortocircuito en las subestaciones San Fasón y Concordia
fueron tomados de estudios que anteriormente fueron realizados y que los
involucraron. Estos valores son predominantes en nuestro estudio puesto
que este es el valor con que se configuran las utilities que alimentarán el
sistema.
El valor de Los MVA de cortocircuito con que se alimentaron las utilities
de San Fasón y Concordia corresponden a 36.9 MVA.
24
3.1 CRITERIOS DE CÁLCULO
Teniendo en cuenta que el presente estudio se realiza con miras a la
verificación de capacidades de interruptores y a la coordinación de
protecciones, se procedió con base en los criterios recomendados por la
norma ANSI C37.5-1979. C37.010-1979 y la norma Std 141-1986, para
determinar los niveles de cortocircuito después de ocurrida la falla
(Momentary Duties)
Las normas proponen que para este cálculo de cortocircuito, se debe
considerar el aporte a la corriente de falla de todas las máquinas
rotativas.
3.2 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO
En este capítulo se presentan los niveles de cortocircuito entregados por
el software de cortocircuito para el Sistema Eléctrico del EDIFICIO
PRINCIPAL DEL BANCO DE LA REPUBLICA, utilizadas para la
evaluar la capacidad de los interruptores.
25
La corriente es el parámetro más utilizado en la detección de fallas de los
elementos que constituyen un sistema de potencia, dado el elevado
incremento que ella registra cuando se presentan cortocircuitos.
En la gráfica Nº 1, observamos como se comporta la corriente momentos
después de presentada una falla o cortocircuito en un sistema de potencia.
En el primer medio ciclo (1/2 ciclo= 0.0083 segundos) después de ocurrida
la falla, la corriente toma un valor más alto. Por esta razón en este estudio
se realizan los cálculos de cortocircuitos durante el primer ½ ciclo
después de que se presente una falla.
Los valores de corriente calculados son para los siguientes tipos de falla:
26
Falla Línea a Tierra (line to ground), que son las más comunes y
también llamadas Fallas Monofásicas. Se presentan cuando se
cortocircuita una línea del sistema eléctrico con respecto a tierra como
vemos en la siguiente gráfica.
Falla Línea a Tierra (line to ground), que son las más comunes y
también llamadas Fallas Monofásicas. Se presentan cuando se
cortocircuita una línea del sistema eléctrico con respecto a tierra como
vemos en la siguiente gráfica.
Falla Trifásica (3-phase Fault), ocurridas al corto circuitarse las tres
líneas del sistema de potencia.
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Falla Línea a Línea (line-to-line fault), cuando hay un cortocircuito
entre una línea y otra del sistema de potencia.
Falla Línea a Línea a Tierra, si se cortocircuitan a tierra.
Los cálculos se han elaborado partiendo del diagrama unifilar general y de
los niveles de cortocircuito trifásico y monofásico de los barrajes a 11.4
28
KV de las subestaciones Concordia y San Facón los cuales fueron
calculados anteriormente.
3.3 RESULTADOS DEL ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO
A continuación se presentan los resultados de los niveles de cortocircuito
calculados para el Sistema Eléctrico del EDIFICIO PRINCIPAL DEL
BANCO DE LA REPUBLICA, los cuales se evaluaron para el modo de
operación normal, y algunas contingencias, como vemos a continuación:
3.3.1 MODO DE OPERACION
Para el desarrollo de la filosofía de operación, se toma la siguiente
identificación, para los elementos de transferencia:
IDENTIFICACION TRANSFERENCIA
TM Transferencia en Media Tensión
T1 Transferencia G1 y TR-1
T2 Transferencia G2 y TR-2
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T3 Transferencia G3 y alimentación tablero TDFA Cargas críticas 440 V
T4 Transferencia TR-6 y alimentación a tablero TDCA de cargas críticas de 208 V
T5 Transferencia entre TR-7 y alimentación a tablero TDCB de cargas críticas a 208 V.
3.3.1.1 OPERACIÓN NORMAL
SISTEMA DE 11.4 KV
La operación normal del suministro de energía por parte de
CODENSA, se hará a través de la subestación San Fasón. El interruptor
perteneciente a la acometida de la subestación permanecerá abierto. Se
podrá cerrar en caso de pérdida de tensión de la subestación San Fasón.
SISTEMA DE 440 V
Cargas Normales
El sistema de baja tensión (tablero TGA y TGB) será alimentado a través
de los transformadores TR-1 y TR-2, con los interruptores asociados a las
plantas de emergencia G1 y G2 en su posición normalmente abiertos. Esta
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operación será vigilada por las transferencias automáticas asociadas T1 y
T2 respectivamente.
Entre los tableros TGA y TGB permanecerá el interruptor ACO1
normalmente abierto. No se permitirá por ningún motivo el paralelismo de
estos dos transformadores.
El tablero TGC, con cargas dedicadas exclusivas, se alimentará a través
del transformador TR-3 El interruptor de ACO 4 entre TGB y TGC
permanecerá normalmente abierto y no se permitirá e paralelo de este
transformador con ningún otro.
Posición normal de acoples:
ACOPLE POSICIÓN ACO 1 ABIERTOACO 2 ABIERTO ACO 3 ABIERTO ACO 4 ABIERTO
Una vez energizados los transformadores principales y con las posiciones
indicadas de los acoples, se procede de la siguiente forma:
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Cargas Críticas
La cargas criticas del tablero TDFA se alimentan directamente de desde
una salida del tablero de cargas normales TGA, el cual permanecerá
cerrado, mientras el interruptor asociado a la planta de emergencia G1, está
abierto. Esta operación será vigilada por la transferencia T3.
Las cargas del tablero TDFB se alimentarán a través de una salida del
tablero TGB de cargas normales. En este barraje NO tenemos una planta de
emergencia asociada.
El interruptor ACO 2 entre los tablero TDFA y TDFB estará en su posición
normalmente abierto y los interruptores de alimentación a los barrajes
estarán cerrados.
SISTEMA 208/120 V.
Cargas Normales
Los tableros TDNA y TDNB serán alimentados a través de los
transformadores TR-4 y TR-5 respectivamente. No tenemos interruptor de
32
Acople asociado.
Cargas Críticas
Bajo condiciones normales el tablero TDCA se alimentará por medio del
transformador TR-6 el cual está conectado al tablero TDFA, con el
interruptor a su salida normalmente cerrado y el interruptor de la
alimentación directa desde el tablero TDNA de cargas normales a 208 V,
normalmente abierto, esta operación será supervisada por la transferencia
T4.
A su vez el tablero TDCB se alimentará con el transformador TR-7 el cual
está conectado al tablero TDFB, y la transferencia que supervisará los
interruptores de este con la alimentación directa del tablero TDNB, para
que estén en funcionamiento normal igual que el anterior tablero será T5.
ACO 3 controlará la posición de los dos interruptores de estrada a los
tableros TDCA y TDCB, los cuales estarán en su posición normalmente
cerrados y el interruptor entre los tableros permanecerá normalmente
abierto.
33
3.3.1.2 OPERACIÓN BAJO CONDICIONES DE FALLA
Se considera falla, la pérdida de la configuración descrita en el capítulo 3
como operación normal. Se presenta en este capitulo las diferentes
contingencias que pueden presentarse en el sistema. Debemos recordar
que el objetivo principal es mantener al mínimo la desenergización de las
cargas consideradas críticas.
Para la descripción de la operación bajo condiciones de falla se
contemplan cuatro contingencias.
3.3.1.2.1 CONTINGENCIA 1.
SALIDA DE LINEA SAN FASÓN.
De acuerdo con lo descrito en el capítulo anterior, la operación normal es la
desenergización desde la subestación San Fasón, quedando la línea de
concordia en Standby. Ante el evento de la pérdida de tensión en San
Fasón, la transferencia automática cerrará la línea Concordia,
restableciendo el servicio. Esta operación es rápida, por lo que no se prevé
la operación de los grupos generadores.
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En el evento de tener el sistema normalmente operando a través de
Concordia y ante la salida de esta línea, la transferencia operará, pasando la
carga a San Fasón.
Durante la transición, los diferentes interruptores de los acoples
permanecerán abiertos entre los tableros. De igual manera, los interruptores
de entrada a los tableros y los de las transferencias permanecerán cerrados
durante la transferencia.
Posición de los acoples.
ACOPLE POSICIÓN ACO 1 ABIERTO ACO 2 ABIERTO ACO 3 ABIERTO ACO 4 ABIERTO
3.3.1.2.2 CONTINGENCIA 2.
PERDIDA TOTAL DE LA RED.
Al salir de servicio ambas líneas, o ante falla de la transferencia
en media tensión, deberán operar los grupos electrógenos
35
denominados G1 y G2. La operación automática de las
transferencias T1 y T2 será de la siguiente manera:
- Arranque de la unidad electrógena.
- Apertura del interruptor de la red.
- Cierre del interruptor del generador.
En este momento la posición de los acoples y de las
transferencias será la siguiente:
ACOPLE POSICIÓN ACO 1 ABIERTO ACO 2 ABIERTO ACO 3 ABIERTO ACO 4 CERRADO
IDENTIFICACIÓN POSICIÓN
T1 CERRADO INTERRUPTOR DEL LADO DE G1T2 CERRADO INTERRUPTOR DEL LADO DE G2
El tablero TGC, del secundario del transformador de 630 KVA
TR-3 al no tener alimentación de red, solo podrá ser energizado
vía generadores, SI, sólo si, las dos plantas, G1 y G2 están
operando, de lo contrario el barraje de 440 V no tendrá servicio,
es decir no tendrán alimentación las cargas de Aire
Acondicionado y el Destructor de billetes.
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El comportamiento del sistema, aguas abajo, a partir de este punto
será de la misma forma que en operación normal.
3.3.1.2.3 CONTINGENCIA 3.
PERDIDA RED Y FALLA UN GENERADOR (G1 ó G2)
Cuando se presenta el caso de ausencia de red y falla un
generador, el sistema operará de la siguiente forma:
ACOPLE POSICIÓN
ACO 1 CERRADO ACO 2 ABIERTO ACO 3 ABIERTO ACO 4 ABIERTO
Una vez la planta que esté operando tome la carga de los dos tablero TGA
y TGB de cargas normales de 440V, el sistema continuará operando bajo
las condiciones normales. Ante esta contingencia, y en caso de haberse
cerrado el acople para alimentar el tablero TGC, se deberá abrir este
interruptor para cumplir con lo enunciado anteriormente, es decir que con
un solo generador en operación solamente es posible energizarlos tablero
TGA y TGB.
37
3.3.1.2.4 CONTINGENCIA 4.
PERDIDA DE RED Y FALLAN LOS DOS GENERADORES G1 Y
G2.
El caso más crítico del sistema se presenta cuando no se tiene
disponibilidad de la red ni de los generadores uno y dos, en este caso se
presentaría una operación parcial del sistema:
ACOPLE POSICIÓN ACO 1 ABIERTO ACO 2 CERRADO ACO 3 ABIERTO ACO 4 ABIERTO
Bajo estas condiciones entra en operación G3, la cual está calculada para
soportar las cargas críticas tanto a 440 V como las de 208 V.
Al estar energizadas los tableros TDFA y TDFB críticas de 440 V, darán
servicio a los transformadores TR-6 y TR-7, y así se pueden alimentar los
tableros TDCA y TDCB de cargas críticas de 208 V.
38
Si dentro de esta circunstancia, se presentara un problema en el
transformador TR-7, o en TR-8 (pero no en ambos simultáneamente), ACO
3 cerrará el interruptor entre los tableros TDCA y TDCB.
La filosofía de los llamados ACO's es muy sencilla: solamente deben
permanecer cerrados simultáneamente dos de los tres interruptores de
cada configuración.
Todas las transferencias inhibirán el cierre del interruptor respectivo, sobre
un barraje bajo falla.
RETORNO A NORMAL
Cada transferencia volverá a su posición normal, a medida que vaya
desapareciendo la emergencia respectiva, de tal suerte que ante la
presencia de tensión aguas arriba, los interruptores de los ACO's que están
cerrados deben abrirse, hasta lograr la normalidad.
39
Los valores obtenidos y registrados en las Tablas 5, 6, 7, 8, 9
corresponden a los valores de cortocircuito en KA rms simétricos
(Momentary Duties) que se tienen para cada barraje del sistema.
La tabla 5 presenta los valores de corriente de cortocircuito trifásica y
monofásica para cada barraje del sistema eléctrico del Edificio Principal
del Banco de la República, en condiciones de operación normal.
En la tabla 6 se registran los valores de corriente de cortocircuito trifásica
y monofásica para cada barraje del sistema eléctrico del Edificio Principal
del Banco de la República, en la condición de falla descrita en la
contingencia 1, o sea, en caso de salida de la línea San Fasón.
La tabla 7 contiene los valores de corriente de cortocircuito trifásica y
monofásica para cada barraje del sistema eléctrico del Edificio Principal
del Banco de la República, en la condición de falla o contingencia 2, o sea,
cuando halla pérdida total de la red.
La tabla 8 presenta los valores de corriente de cortocircuito trifásica y
monofásica para cada barraje del sistema eléctrico del Edificio Principal
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del Banco de la República, en condiciones de falla o contingencia 3, que es
en el caso de pérdida de la red con falla en uno de los generadores G1 O
G2.
Por último tenemos la Tabla 9 con los valores de corriente de cortocircuito
cuando hay pérdida de la red y fallan los dos generadores G1 y G2.
41
TABLA Nº 5
SHORT CIRCUIT STUDY PARAMETERS
Network: Banco de la República Función: OPERACIÓN NORMAL Frequency: 60 Hz Study Protocol: ANSI Duty Type: Time delayed Prefault Voltaje: Base Voltajes
S. C. SUMMARY REPORT 1/2 Cycle - Three-Phase, LG, LL, & LLG Faults: ( Prefault Voltage = 100 % of the Bus Nominal Voltage) Bus Information 3-Phase Fault Line-to-Ground Fault Line-to-Line Fault Line-to-Line-to-Ground* ============================================================================================================================ ID - kV Real Imag. Mag. Real Imag. Mag. Real Imag. Mag. Real Imag. Mag. ============================================================================================================================ BCA 0.44 -1.601 -17.471 17.544 0.820 -19.287 19.304 15.130 -1.386 15.194 -17.238 11.648 20.804 BCB 0.44 -1.601 -17.471 17.544 0.820 -19.287 19.304 15.130 -1.386 15.194 -17.238 11.648 20.804 BCC 0.44 1.841 -10.930 11.084 2.432 -11.438 11.693 9.466 1.594 9.599 -11.034 4.376 11.870 Bus1 11.40 -0.067 -1.914 1.915 0.003 -1.706 1.706 1.658 -0.058 1.659 -1.681 0.825 1.873 Bus2 11.40 0.081 -1.867 1.869 0.085 -1.766 1.768 1.617 0.070 1.618 -1.660 0.768 1.829 Bus3 11.40 -0.070 -1.916 1.917 -0.002 -1.708 1.708 1.659 -0.061 1.660 -1.680 0.829 1.873 Bus4 11.40 -0.063 -1.912 1.913 0.007 -1.704 1.704 1.656 -0.055 1.657 -1.682 0.822 1.872 Bus5 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.392 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.685 14.168 21.136 Bus6 11.40 0.078 -1.862 1.864 0.189 -1.625 1.636 1.613 0.068 1.614 -1.738 0.648 1.855 Bus7 0.46 1.775 -17.081 17.173 2.195 -19.472 19.596 14.792 1.537 14.872 -16.201 9.781 18.925 Bus8 0.44 0.228 -10.930 10.932 0.244 -11.711 11.713 9.466 0.197 9.468 -9.597 6.109 11.376 Bus18 0.44 1.486 -11.308 11.406 1.758 -12.150 12.276 9.793 1.287 9.878 -10.845 5.273 12.059 Bus19 11.40 -0.061 -1.912 1.913 0.010 -1.703 1.703 1.655 -0.053 1.656 -1.683 0.819 1.872 Bus21 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.391 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.684 14.167 21.136 Bus23 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.392 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.685 14.168 21.136 Bus39 0.21 1.086 -12.000 12.049 1.637 -13.332 13.432 10.393 0.940 10.435 -11.617 6.536 13.329 Bus42 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.392 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.685 14.168 21.136 Bus43 0.21 0.403 -17.027 17.032 1.130 -19.977 20.009 14.746 0.349 14.750 -15.993 11.688 19.809 Bus45 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.391 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.684 14.167 21.136 Bus48 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.391 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.684 14.167 21.136 Bus49 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.391 20.457 15.430 -2.471 15.626 -15.685 14.167 21.136 Bus50 0.21 1.086 -12.000 12.049 1.637 -13.332 13.432 10.393 0.940 10.435 -11.617 6.536 13.329 Bus51 0.21 1.086 -12.000 12.049 1.637 -13.332 13.432 10.393 0.940 10.435 -11.617 6.536 13.329 Bus71 0.21 0.667 -19.063 19.074 1.589 -22.715 22.770 16.509 0.578 16.519 -18.214 13.409 22.617 Bus72 0.21 1.150 -12.048 12.103 1.677 -13.372 13.476 10.434 0.996 10.482 -11.658 6.496 13.345 Bus73 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.391 20.457 15.430 -2.471 15.626 -15.685 14.167 21.136 Bus78 0.21 0.667 -19.063 19.074 1.588 -22.715 22.771 16.509 0.578 16.519 -18.213 13.409 22.617 Bus79 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.392 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.685 14.168 21.136 Bus80 0.21 0.667 -19.063 19.074 1.589 -22.715 22.770 16.509 0.578 16.519 -18.214 13.409 22.617 Bus84 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.392 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.684 14.168 21.136 Bus86 0.44 0.285 -13.662 13.665 0.285 -13.662 13.665 11.832 0.246 11.835 -11.974 6.585 13.665 Bus87 0.46 -2.983 -18.627 18.864 -1.714 -21.319 21.387 16.131 -2.583 16.337 -16.397 14.812 22.097 Bus89 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.392 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.684 14.168 21.136 Bus91 11.40 0.020 -1.865 1.865 0.123 -1.649 1.654 1.615 0.017 1.615 -1.708 0.718 1.852 Bus92 11.40 -0.006 -1.895 1.896 0.082 -1.678 1.680 1.642 -0.006 1.642 -1.709 0.755 1.869 Bus93 11.40 -0.062 -1.911 1.912 0.010 -1.703 1.703 1.655 -0.053 1.656 -1.683 0.819 1.872 Bus94 11.40 -0.062 -1.912 1.913 0.008 -1.703 1.703 1.656 -0.054 1.657 -1.683 0.820 1.872 Bus109 0.44 1.486 -11.308 11.406 1.758 -12.150 12.276 9.793 1.287 9.878 -10.845 5.273 12.059 TDCA 0.21 1.086 -12.000 12.049 1.637 -13.332 13.432 10.392 0.940 10.435 -11.617 6.536 13.329 TDCB 0.21 0.667 -19.063 19.074 1.589 -22.715 22.770 16.509 0.578 16.519 -18.214 13.408 22.617 TDFA 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.391 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.685 14.167 21.136 TDFB 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.391 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.684 14.167 21.136 TDNA 0.21 0.403 -17.027 17.032 1.130 -19.977 20.009 14.746 0.349 14.750 -15.993 11.688 19.809 TDNB 0.21 0.667 -19.063 19.074 1.588 -22.715 22.770 16.509 0.578 16.519 -18.213 13.409 22.617 TGA 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.392 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.684 14.168 21.136 TGB 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.392 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.684 14.168 21.136 TGC 0.44 1.486 -11.308 11.406 1.758 -12.150 12.276 9.793 1.287 9.878 -10.845 5.273 12.059
All fault currents are symmetrical momentary ( 1/2 cycle ) values in rms kA. * LLG fault current is the larger of the two faulted line currents.
42
TABLA 6
SHORT CIRCUIT STUDY PARAMETERS
Network: Banco de la República Función: CONTINGENCIA 1 Frequency: 60 Hz Study Protocol: ANSI Duty Type: Time delayed Prefault Voltaje: Base Voltajes 1/2 Cycle - Three-Phase, LG, LL, & LLG Faults: ( Prefault Voltage = 100 % of the Bus Nominal Voltage) Bus Information 3-Phase Fault Line-to-Ground Fault Line-to-Line Fault Line-to-Line-to-Ground* ============================================================================================================================== ID kV Real Imag. Mag. Real Imag. Mag. Real Imag. Mag. Real Imag. Mag. ============================================================================================================================== BCA 0.44 -1.601 -17.471 17.544 0.820 -19.287 19.304 15.130 -1.386 15.194 -17.238 11.648 20.804 BCB 0.44 -1.601 -17.471 17.544 0.820 -19.287 19.304 15.130 -1.386 15.194 -17.238 11.648 20.804 BCC 0.44 1.797 -10.948 11.095 2.400 -11.454 11.703 9.482 1.556 9.608 -11.042 4.420 11.894 Bus1 11.40 -0.105 -1.913 1.916 -0.021 -1.798 1.798 1.657 -0.091 1.660 -1.680 0.936 1.923 Bus2 11.40 -0.108 -1.915 1.918 -0.026 -1.800 1.800 1.658 -0.094 1.661 -1.678 0.940 1.923 Bus3 11.40 0.124 -1.865 1.869 0.101 -1.678 1.681 1.615 0.108 1.618 1.573 0.870 1.798 Bus4 11.40 -0.101 -1.912 1.914 -0.015 -1.796 1.796 1.656 -0.088 1.658 -1.681 0.932 1.922 Bus5 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.392 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.685 14.168 21.136 Bus6 11.40 0.042 -1.867 1.868 0.188 -1.712 1.723 1.617 0.036 1.618 -1.762 0.745 1.913 Bus7 0.46 1.656 -17.114 17.194 2.092 -19.503 19.615 14.821 1.434 14.891 -16.196 9.896 18.980 Bus8 0.44 0.228 -10.930 10.932 0.244 -11.711 11.713 9.466 0.197 9.468 -9.597 6.109 11.376 Bus18 0.44 1.438 -11.325 11.415 1.721 -12.163 12.284 9.807 1.245 9.886 -10.848 5.319 12.082 Bus19 11.40 -0.099 -1.911 1.914 -0.013 -1.795 1.795 1.655 -0.086 1.657 -1.683 0.929 1.922 Bus21 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.391 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.684 14.167 21.136 Bus23 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.392 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.685 14.168 21.136 Bus39 0.21 1.086 -12.000 12.049 1.637 -13.332 13.432 10.393 0.940 10.435 -11.617 6.536 13.329 Bus42 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.392 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.685 14.168 21.136 Bus43 0.21 0.403 -17.027 17.032 1.130 -19.977 20.009 14.746 0.349 14.750 -15.993 11.688 19.809 Bus45 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.391 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.684 14.167 21.136 Bus48 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.391 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.684 14.167 21.136 Bus49 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.391 20.457 15.430 -2.471 15.626 -15.685 14.167 21.136 Bus50 0.21 1.086 -12.000 12.049 1.637 -13.332 13.432 10.393 0.940 10.435 -11.617 6.536 13.329 Bus51 0.21 1.086 -12.000 12.049 1.637 -13.332 13.432 10.393 0.940 10.435 -11.617 6.536 13.329 Bus71 0.21 0.667 -19.063 19.074 1.589 -22.715 22.770 16.509 0.578 16.519 -18.214 13.409 22.617 Bus72 0.21 1.150 -12.048 12.103 1.677 -13.372 13.476 10.434 0.996 10.482 -11.658 6.496 13.345 Bus73 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.391 20.457 15.430 -2.471 15.626 -15.685 14.167 21.136 Bus78 0.21 0.667 -19.063 19.074 1.588 -22.715 22.771 16.509 0.578 16.519 -18.213 13.409 22.617 Bus79 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.392 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.685 14.168 21.136 Bus80 0.21 0.667 -19.063 19.074 1.589 -22.715 22.770 16.509 0.578 16.519 -18.214 13.409 22.617 Bus84 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.392 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.684 14.168 21.136 Bus86 0.44 0.285 -13.662 13.665 0.285 -13.662 13.665 11.832 0.246 11.835 -11.974 6.585 13.665 Bus87 0.46 -2.983 -18.627 18.864 -1.714 -21.319 21.387 16.131 -2.583 16.337 -16.397 14.812 22.097 Bus89 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.392 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.684 14.168 21.136 Bus91 11.40 -0.016 -1.869 1.869 0.115 -1.738 1.742 1.618 -0.014 1.618 -1.724 0.819 1.909 Bus92 11.40 -0.044 -1.897 1.898 0.068 -1.769 1.770 1.643 -0.038 1.644 -1.719 0.861 1.923 Bus93 11.40 -0.100 -1.911 1.913 -0.013 -1.795 1.795 1.655 -0.086 1.657 -1.682 0.930 1.922 Bus94 11.40 -0.100 -1.911 1.914 -0.014 -1.796 1.796 1.655 -0.087 1.658 -1.682 0.931 1.922 Bus109 0.44 1.438 -11.325 11.415 1.721 -12.163 12.284 9.807 1.245 9.886 -10.848 5.319 12.082 TDCA 0.21 1.086 -12.000 12.049 1.637 -13.332 13.432 10.392 0.940 10.435 -11.617 6.536 13.329 TDCB 0.21 0.667 -19.063 19.074 1.589 -22.715 22.770 16.509 0.578 16.519 -18.214 13.408 22.617 TDFA 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.391 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.685 14.167 21.136 TDFB 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.391 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.684 14.167 21.136 TDNA 0.21 0.403 -17.027 17.032 1.130 -19.977 20.009 14.746 0.349 14.750 -15.993 11.688 19.809 TDNB 0.21 0.667 -19.063 19.074 1.588 -22.715 22.770 16.509 0.578 16.519 -18.213 13.409 22.617 TGA 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.392 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.684 14.168 21.136 TGB 0.44 -2.853 -17.817 18.044 -1.639 -20.392 20.457 15.430 -2.471 15.627 -15.684 14.168 21.136 TGC 0.44 1.438 -11.325 11.415 1.721 -12.163 12.284 9.807 1.245 9.886 -10.848 5.319 12.082 All fault currents are symmetrical momentary ( 1/2 cycle ) values in rms kA. * LLG fault current is the larger of the two faulted line currents.
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TABLA 7
SHORT CIRCUIT STUDY PARAMETERS
Network: Banco de la República Función: CONTINGENCIA 2 Frequency: 60 Hz Study Protocol: ANSI Duty Type: Time delayed Prefault Voltaje: Base Voltajes
1/2 Cycle - Three-Phase, LG, LL, & LLG Faults: ( Prefault Voltage = 100 % of the Bus Nominal Voltage)
Bus Information 3-Phase Fault Line-to-Ground Fault Line-to-Line Fault Line-to-Line-to-Ground* ============================================================================================================================= ID kV Real Imag. Mag. Real Imag. Mag. Real Imag. Mag. Real Imag. Mag. ============================================================================================================================== BCA 0.44 2.935 -20.730 20.937 4.674 -20.964 21.478 17.953 2.542 18.132 -21.207 7.915 22.635 BCB 0.44 2.935 -20.730 20.937 4.674 -20.964 21.478 17.953 2.542 18.132 -21.207 7.915 22.635 BCC 0.44 2.441 -12.104 12.348 2.926 -12.243 12.588 10.483 2.114 10.694 -12.202 4.062 12.860 Bus1 11.40 0.156 -3.756 3.759 0.165 -3.459 3.463 3.252 0.135 3.255 -3.338 1.467 3.646 Bus2 11.40 0.156 -3.756 3.759 0.165 -3.459 3.463 3.252 0.135 3.255 -3.337 1.468 3.645 Bus3 11.40 0.156 -3.756 3.759 0.166 -3.459 3.463 3.253 0.135 3.255 -3.339 1.467 3.647 Bus4 11.40 0.169 -3.748 3.752 0.184 -3.449 3.454 3.246 0.146 3.250 -3.343 1.451 3.644 Bus5 0.44 1.522 -21.993 22.045 2.211 -23.369 23.473 19.046 1.318 19.092 -20.586 11.127 23.400 Bus6 11.40 0.639 -3.455 3.514 0.815 -3.013 3.121 2.992 0.553 3.043 -3.444 0.769 3.528 Bus7 0.46 3.109 -20.545 20.779 3.315 -22.329 22.573 17.793 2.693 17.995 16.020 14.918 21.890 Bus8 0.44 0.228 -10.930 10.932 0.244 -11.711 11.713 9.466 0.197 9.468 -9.597 6.109 11.376 Bus18 0.44 2.028 -12.602 12.764 2.180 -13.109 13.289 10.914 1.756 11.054 -12.090 5.072 13.111 Bus19 11.40 0.176 -3.745 3.749 0.194 -3.445 3.451 3.243 0.152 3.247 -3.346 1.442 3.644 Bus21 0.44 1.522 -21.992 22.045 2.211 -23.369 23.473 19.046 1.318 19.092 -20.585 11.127 23.400 Bus23 0.44 1.522 -21.993 22.045 2.211 -23.369 23.473 19.046 1.318 19.092 -20.586 11.127 23.400 Bus39 0.21 2.096 -12.437 12.612 2.477 -13.652 13.875 10.771 1.815 10.922 -12.263 5.747 13.543 Bus42 0.44 1.522 -21.993 22.045 2.211 -23.369 23.473 19.046 1.318 19.092 -20.586 11.127 23.400 Bus43 0.21 2.369 -18.147 18.301 2.950 -20.911 21.118 15.716 2.052 15.849 -17.632 10.278 20.409 Bus45 0.44 1.522 -21.992 22.045 2.211 -23.369 23.473 19.046 1.318 19.092 -20.585 11.127 23.400 Bus48 0.44 1.522 -21.992 22.045 2.212 -23.369 23.473 19.046 1.318 19.092 -20.585 11.127 23.400 Bus49 0.44 1.522 -21.992 22.045 2.212 -23.368 23.473 19.046 1.318 19.091 -20.585 11.126 23.400 Bus50 0.21 2.096 -12.437 12.612 2.477 -13.652 13.875 10.771 1.815 10.922 -12.263 5.747 13.543 Bus51 0.21 2.096 -12.437 12.612 2.477 -13.652 13.875 10.771 1.815 10.922 -12.263 5.746 13.543 Bus71 0.21 3.140 -20.385 20.625 3.949 -23.840 24.165 17.654 2.719 17.862 -20.266 11.627 23.365 Bus72 0.21 2.163 -12.483 12.669 2.517 -13.693 13.923 10.811 1.873 10.972 -12.301 5.706 13.560 Bus73 0.44 1.522 -21.992 22.045 2.212 -23.369 23.473 19.046 1.318 19.092 -20.585 11.126 23.400 Bus78 0.21 3.140 -20.385 20.625 3.948 -23.840 24.165 17.654 2.719 17.862 -20.266 11.627 23.365 Bus79 0.44 1.522 -21.993 22.045 2.211 -23.369 23.473 19.046 1.318 19.092 -20.586 11.127 23.400 Bus80 0.21 3.140 -20.385 20.625 3.949 -23.840 24.165 17.654 2.719 17.862 -20.266 11.627 23.365 Bus84 0.44 1.522 -21.993 22.045 2.211 -23.369 23.473 19.046 1.318 19.092 -20.586 11.127 23.400 Bus86 0.44 0.285 -13.662 13.665 0.285 -13.662 13.665 11.832 0.246 11.835 -11.974 6.585 13.665 Bus87 0.46 1.591 -22.992 23.047 2.312 -24.431 24.541 19.912 1.378 19.960 -21.521 11.633 24.464 Bus89 0.44 1.522 -21.993 22.045 2.211 -23.369 23.474 19.046 1.318 19.092 -20.586 11.127 23.400 Bus91 11.40 0.484 -3.561 3.594 0.628 -3.182 3.244 3.084 0.419 3.113 -3.440 1.011 3.585 Bus92 11.40 0.370 -3.647 3.666 0.468 -3.304 3.337 3.159 0.320 3.175 -3.423 1.186 3.623 Bus93 11.40 0.176 -3.745 3.749 0.194 -3.445 3.450 3.243 0.152 3.247 -3.346 1.442 3.643 Bus94 11.40 0.172 -3.747 3.751 0.189 -3.447 3.452 3.245 0.149 3.248 -3.345 1.446 3.644 Bus109 0.44 2.028 -12.602 12.764 2.180 -13.109 13.289 10.914 1.756 11.054 -12.090 5.072 13.111 TDCA 0.21 2.096 -12.437 12.612 2.478 -13.651 13.874 10.771 1.815 10.922 -12.263 5.746 13.543 TDCB 0.21 3.140 -20.385 20.625 3.949 -23.840 24.164 17.654 2.719 17.862 -20.266 11.627 23.365 TDFA 0.44 1.522 -21.992 22.045 2.212 -23.369 23.473 19.046 1.318 19.092 -20.585 11.126 23.400 TDFB 0.44 1.522 -21.992 22.045 2.212 -23.369 23.473 19.046 1.318 19.092 -20.585 11.127 23.400 TDNA 0.21 2.369 -18.147 18.301 2.950 -20.911 21.118 15.716 2.052 15.849 -17.632 10.278 20.409 TDNB 0.21 3.140 -20.385 20.625 3.948 -23.840 24.165 17.654 2.719 17.862 -20.266 11.627 23.365 TGA 0.44 1.522 -21.993 22.045 2.211 -23.369 23.473 19.046 1.318 19.092 -20.586 11.127 23.400 TGB 0.44 1.522 -21.993 22.045 2.211 -23.369 23.473 19.046 1.318 19.092 -20.586 11.127 23.400 TGC 0.44 2.028 -12.602 12.764 2.180 -13.109 13.289 10.914 1.756 11.054 -12.090 5.072 13.111
All fault currents are symmetrical momentary ( 1/2 cycle ) values in rms kA. * LLG fault current is the larger of the two faulted line currents.
44
TABLA 8.
SHORT CIRCUIT STUDY PARAMETERS
Network: Banco de la República Función: CONTINGENCIA 3 Frequency: 60 Hz Study Protocol: ANSI Duty Type: Time delayed Prefault Voltaje: Base Voltajes Bus Information 3-Phase Fault Line-to-Ground Fault Line-to-Line Fault Line-to-Line-to-Ground* =========================================================================================================================== ID kV Real Imag. Mag. Real Imag. Mag. Real Imag. Mag. Real Imag. Mag. =========================================================================================================================== BCA 0.44 2.424 -9.953 10.244 2.283 -10.506 10.751 8.619 2.099 8.871 7.572 7.653 10.766 BCB 0.44 1.444 -13.462 13.539 2.557 -15.510 15.720 11.659 1.250 11.726 -13.885 7.799 15.925 BCC 0.44 1.444 -13.462 13.539 2.557 -15.510 15.720 11.659 1.250 11.726 -13.885 7.799 15.925 Bus1 11.40 0.032 -0.272 0.274 0.000 0.000 0.000 0.236 0.027 0.237 0.236 0.027 0.237 Bus2 11.40 0.081 -1.867 1.869 0.085 -1.766 1.768 1.617 0.070 1.618 -1.660 0.768 1.829 Bus3 11.40 0.124 -1.865 1.869 0.101 -1.678 1.681 1.615 0.108 1.618 1.573 0.870 1.798 Bus4 11.40 0.032 -0.272 0.274 0.000 0.000 0.000 0.236 0.027 0.237 0.236 0.027 0.237 Bus5 0.44 2.172 -10.318 10.544 1.724 -11.114 11.247 8.935 1.881 9.131 8.378 7.859 11.488 Bus6 11.40 0.034 -0.271 0.273 0.000 0.000 0.000 0.234 0.030 0.236 0.234 0.030 0.236 Bus7 0.46 0.694 -5.372 5.416 0.955 -7.329 7.391 4.652 0.601 4.691 -5.416 5.164 7.483 Bus8 0.44 2.172 -10.318 10.544 1.724 -11.114 11.247 8.935 1.881 9.131 8.379 7.860 11.488 Bus18 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.657 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.976 9.594 16.137 Bus19 11.40 0.032 -0.272 0.274 0.000 0.000 0.000 0.236 0.027 0.237 0.236 0.027 0.237 Bus21 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.657 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.975 9.594 16.137 Bus23 0.44 2.172 -10.318 10.544 1.724 -11.114 11.247 8.935 1.881 9.131 8.378 7.859 11.488 Bus39 0.21 1.962 -9.507 9.707 2.325 -11.136 11.376 8.233 1.699 8.407 -9.659 5.019 10.886 Bus42 0.44 2.172 -10.318 10.544 1.724 -11.114 11.247 8.935 1.881 9.131 8.378 7.859 11.488 Bus43 0.21 2.425 -12.534 12.767 2.964 -15.556 15.835 10.855 2.101 11.056 8.953 12.348 15.252 Bus45 0.44 2.172 -10.318 10.544 1.724 -11.114 11.247 8.935 1.881 9.131 8.378 7.859 11.488 Bus48 0.44 2.172 -10.317 10.544 1.724 -11.114 11.247 8.935 1.881 9.131 8.378 7.859 11.488 Bus49 0.44 2.172 -10.317 10.544 1.724 -11.114 11.247 8.935 1.881 9.131 8.378 7.859 11.488 Bus50 0.21 1.962 -9.507 9.707 2.325 -11.136 11.376 8.233 1.699 8.407 -9.659 5.019 10.886 Bus51 0.21 1.962 -9.507 9.707 2.325 -11.136 11.376 8.233 1.699 8.407 -9.659 5.019 10.886 Bus71 0.21 2.189 -16.784 16.926 2.982 -20.443 20.659 14.535 1.895 14.658 -16.758 11.163 20.136 Bus72 0.21 1.687 -10.832 10.963 2.086 -12.324 12.499 9.381 1.461 9.494 -10.719 5.681 12.132 Bus73 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.656 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.976 9.593 16.137 Bus78 0.21 2.188 -16.784 16.926 2.982 -20.443 20.659 14.535 1.895 14.658 -16.758 11.163 20.136 Bus79 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.657 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.976 9.594 16.137 Bus80 0.21 2.188 -16.784 16.926 2.982 -20.443 20.659 14.535 1.895 14.658 -16.758 11.163 20.136 Bus84 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.657 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.976 9.594 16.137 Bus86 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.657 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.976 9.594 16.137 Bus87 0.46 0.743 -5.882 5.928 1.024 -8.024 8.089 5.094 0.643 5.134 -5.917 5.666 8.192 Bus89 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.657 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.976 9.594 16.137 Bus91 11.40 0.033 -0.271 0.273 0.000 0.000 0.000 0.235 0.029 0.237 0.235 0.029 0.237 Bus92 11.40 0.033 -0.272 0.274 0.000 0.000 0.000 0.235 0.028 0.237 0.235 0.028 0.237 Bus93 11.40 0.032 -0.272 0.274 0.000 0.000 0.000 0.236 0.027 0.237 0.236 0.027 0.237 Bus94 11.40 0.032 -0.272 0.274 0.000 0.000 0.000 0.236 0.027 0.237 0.236 0.027 0.237 Bus109 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.657 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.976 9.594 16.137 TDCA 0.21 1.962 -9.507 9.707 2.325 -11.136 11.376 8.233 1.699 8.407 -9.659 5.019 10.886 TDCB 0.21 2.189 -16.784 16.926 2.982 -20.442 20.659 14.535 1.895 14.658 -16.758 11.163 20.135 TDFA 0.44 2.172 -10.317 10.544 1.724 -11.114 11.247 8.935 1.881 9.131 8.378 7.859 11.488 TDFB 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.656 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.975 9.594 16.137 TDNA 0.21 2.425 -12.534 12.767 2.964 -15.556 15.835 10.855 2.101 11.056 8.953 12.348 15.252 TDNB 0.21 2.188 -16.784 16.926 2.982 -20.443 20.659 14.535 1.895 14.658 -16.758 11.163 20.136 TGA 0.44 2.172 -10.318 10.544 1.724 -11.114 11.247 8.935 1.881 9.131 8.378 7.859 11.488 TGB 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.657 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.976 9.594 16.137 TGC 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.657 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.976 9.594 16.137 All fault currents are symmetrical momentary ( 1/2 cycle ) values in rms kA. * LLG fault current is the larger of the two faulted line currents.
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TABLA 9
SHORT CIRCUIT STUDY PARAMETERS
Network: Banco de la República Función: CONTINGENCIA 4 Frequency: 60 Hz Study Protocol: ANSI Duty Type: Time delayed Prefault Voltaje: Base Voltajes Bus Information 3-Phase Fault Line-to-Ground Fault Line-to-Line Fault Line-to-Line-to-Ground* =========================================================================================================================== ID kV Real Imag. Mag. Real Imag. Mag. Real Imag. Mag. Real Imag. Mag. =========================================================================================================================== BCA 0.44 2.424 -9.953 10.244 2.283 -10.506 10.751 8.619 2.099 8.871 7.572 7.653 10.766 BCB 0.44 1.444 -13.462 13.539 2.557 -15.510 15.720 11.659 1.250 11.726 -13.885 7.799 15.925 BCC 0.44 1.444 -13.462 13.539 2.557 -15.510 15.720 11.659 1.250 11.726 -13.885 7.799 15.925 Bus1 11.40 0.032 -0.272 0.274 0.000 0.000 0.000 0.236 0.027 0.237 0.236 0.027 0.237 Bus2 11.40 0.081 -1.867 1.869 0.085 -1.766 1.768 1.617 0.070 1.618 -1.660 0.768 1.829 Bus3 11.40 0.124 -1.865 1.869 0.101 -1.678 1.681 1.615 0.108 1.618 1.573 0.870 1.798 Bus4 11.40 0.032 -0.272 0.274 0.000 0.000 0.000 0.236 0.027 0.237 0.236 0.027 0.237 Bus5 0.44 2.172 -10.318 10.544 1.724 -11.114 11.247 8.935 1.881 9.131 8.378 7.859 11.488 Bus6 11.40 0.034 -0.271 0.273 0.000 0.000 0.000 0.234 0.030 0.236 0.234 0.030 0.236 Bus7 0.46 0.694 -5.372 5.416 0.955 -7.329 7.391 4.652 0.601 4.691 -5.416 5.164 7.483 Bus8 0.44 2.172 -10.318 10.544 1.724 -11.114 11.247 8.935 1.881 9.131 8.379 7.860 11.488 Bus18 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.657 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.976 9.594 16.137 Bus19 11.40 0.032 -0.272 0.274 0.000 0.000 0.000 0.236 0.027 0.237 0.236 0.027 0.237 Bus21 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.657 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.975 9.594 16.137 Bus23 0.44 2.172 -10.318 10.544 1.724 -11.114 11.247 8.935 1.881 9.131 8.378 7.859 11.488 Bus39 0.21 1.962 -9.507 9.707 2.325 -11.136 11.376 8.233 1.699 8.407 -9.659 5.019 10.886 Bus42 0.44 2.172 -10.318 10.544 1.724 -11.114 11.247 8.935 1.881 9.131 8.378 7.859 11.488 Bus43 0.21 2.425 -12.534 12.767 2.964 -15.556 15.835 10.855 2.101 11.056 8.953 12.348 15.252 Bus45 0.44 2.172 -10.318 10.544 1.724 -11.114 11.247 8.935 1.881 9.131 8.378 7.859 11.488 Bus48 0.44 2.172 -10.317 10.544 1.724 -11.114 11.247 8.935 1.881 9.131 8.378 7.859 11.488 Bus49 0.44 2.172 -10.317 10.544 1.724 -11.114 11.247 8.935 1.881 9.131 8.378 7.859 11.488 Bus50 0.21 1.962 -9.507 9.707 2.325 -11.136 11.376 8.233 1.699 8.407 -9.659 5.019 10.886 Bus51 0.21 1.962 -9.507 9.707 2.325 -11.136 11.376 8.233 1.699 8.407 -9.659 5.019 10.886 Bus71 0.21 2.189 -16.784 16.926 2.982 -20.443 20.659 14.535 1.895 14.658 -16.758 11.163 20.136 Bus72 0.21 1.687 -10.832 10.963 2.086 -12.324 12.499 9.381 1.461 9.494 -10.719 5.681 12.132 Bus73 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.656 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.976 9.593 16.137 Bus78 0.21 2.188 -16.784 16.926 2.982 -20.443 20.659 14.535 1.895 14.658 -16.758 11.163 20.136 Bus79 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.657 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.976 9.594 16.137 Bus80 0.21 2.188 -16.784 16.926 2.982 -20.443 20.659 14.535 1.895 14.658 -16.758 11.163 20.136 Bus84 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.657 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.976 9.594 16.137 Bus86 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.657 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.976 9.594 16.137 Bus87 0.46 0.743 -5.882 5.928 1.024 -8.024 8.089 5.094 0.643 5.134 -5.917 5.666 8.192 Bus89 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.657 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.976 9.594 16.137 Bus91 11.40 0.033 -0.271 0.273 0.000 0.000 0.000 0.235 0.029 0.237 0.235 0.029 0.237 Bus92 11.40 0.033 -0.272 0.274 0.000 0.000 0.000 0.235 0.028 0.237 0.235 0.028 0.237 Bus93 11.40 0.032 -0.272 0.274 0.000 0.000 0.000 0.236 0.027 0.237 0.236 0.027 0.237 Bus94 11.40 0.032 -0.272 0.274 0.000 0.000 0.000 0.236 0.027 0.237 0.236 0.027 0.237 Bus109 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.657 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.976 9.594 16.137 TDCA 0.21 1.962 -9.507 9.707 2.325 -11.136 11.376 8.233 1.699 8.407 -9.659 5.019 10.886 TDCB 0.21 2.189 -16.784 16.926 2.982 -20.442 20.659 14.535 1.895 14.658 -16.758 11.163 20.135 TDFA 0.44 2.172 -10.317 10.544 1.724 -11.114 11.247 8.935 1.881 9.131 8.378 7.859 11.488 TDFB 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.656 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.975 9.594 16.137 TDNA 0.21 2.425 -12.534 12.767 2.964 -15.556 15.835 10.855 2.101 11.056 8.953 12.348 15.252 TDNB 0.21 2.188 -16.784 16.926 2.982 -20.443 20.659 14.535 1.895 14.658 -16.758 11.163 20.136 TGA 0.44 2.172 -10.318 10.544 1.724 -11.114 11.247 8.935 1.881 9.131 8.378 7.859 11.488 TGB 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.657 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.976 9.594 16.137 TGC 0.44 0.843 -13.955 13.980 1.179 -16.657 16.698 12.085 0.730 12.107 -12.976 9.594 16.137 All fault currents are symmetrical momentary ( 1/2 cycle ) values in rms kA. * LLG fault current is the larger of the two faulted line currents.
46
4. EVALUACIÓN DE INTERRUPTORES
La evaluación de un interruptor es la comparación de su capacidad
nominal de interrupción con la corriente de cortocircuito que se tiene en
su punto de ubicación. Los valores RMS simétricos calculados en este
estudio pueden compararse directamente con los valores nominales de
los interruptores de bajo voltaje y fusibles.
La tabla No 10 presenta, el tipo de interruptor, el nombre de la celda a la
que pertenece, capacidad interruptiva y corriente de cortocircuito
calculado.
47
TABLA 10
EVALUACION DE LA CAPACIDAD DE RUPTURA DE LOS INTERRUPTORES EN BAJA TENSION
CARGA Alimentada
TIPO DE INTERRUPTOR
MARCA CAPACIDAD (KA Simétricos)
Icc MAX (KA Simétricos)
1. CELDA TDCA
UPS 50 KVA
Usuarios
NS250N TM200D
M.G. 85 13.5
UPS 45 KVA Central Satelital
NS160N TM160D
M.G 85 13.5
Pico protector Clase B
NS100N TM50D
M.G 85 13.5
Reserva NS100N TM50D
M.G 85 13.5
Central de Alarmas
NS100N TM32D
M.G 85 13.5
Ascensor tesorería
NS100N TM80D
M.G 85 13.5
UPS 15 KVA Mesa Dinero
NS100N TM50D
M.G 85 13.5
Rejas Cra 7/CRA 6
NS100N TM32D
M.G 85 13.5
Planta telefónica NS100N TM32D
M.G. 85 13.5
2. CELDA TDCB
Centros de distribución
sótanos
NS400N STR23SE
M.G. 85 22.6
UPS 50 KVA Usuarios
NS250N TM160D
M.G. 85 22.6
UPS 45 KVA Central Satelital
NS160N TM160D
M.G. 85 22.6
Central de Alarmas
NS100N TM32D
M.G. 85 22.6
48
Rejas Cra7/Cra 6 NS100N TM32D
M.G. 85 22.6
Planta telefónica NS100N TM32D
M.G. 85 23.3
Centro de Cómputo
NS100N TM80D
M.G. 85 23.3
UPS 15 KVA Mesa dinero
NS100N TM50D
M.G. 85 23.3
Reserva NS100N TM50D
M.G. 85 23.3
Pico Protector Clase A
NS100N TM50D
M.G. 85 23.3
3. CELDA ACO3
TDCA M10N1 M.G. 40 13.5
Acople TDCA -TDCB M10N1 M.G. 40 13.5 TDCB M10N1 M.G. 40 23.3
CELDA T4 A celda ACO3 M10N1 M.G. 40 13.5 A celda ACO3 M10N1 M.G. 40 13.5
4. CELDA T5
A Celda ACO3 M10N1 M.G. 40 23.3 A Celda ACO3 M10N1 M.G. 40 23.3
5. CELDA TDFA
A Celda TR-6 M08H1 M.G. 65 21.1
UPS1 Centro de Cómputo
NS160H M.G. 65 21.1
Aire Acondicionado
Centro de Cómputo
NS100H TM80D
M.G. 65 21.1
Ascensor Hidraúlico
NS160H TM160D
M.G. 65 21.1
Reserva NS100H TM50D
M.G. 65 21.1
Sistema Contra Incendio
NS100H TM100D
M.G. 65 21.1
Pico Protector Clase C
NS100H TM50D
M.G. 65 21.1
6. CELDA TDFB
A celda TR-7 M08H1 M.G. 65 23.4
UPS2 NS160H M.G. 65 23.4
49
Centro de Cómputo
TM160D
Ascensor Mixto NS160H TM160D
M.G. 65 23.4
Aire Acondicionado
Centro de Cómputo
NS100H TM63D
M.G. 65 23.4
Ascensor Hidráulico
NS160H TM160D
M.G. 65 23.4
Sistema Contra Incendio
NS100H TM50D
M.G. 65 23.4
Reserva NS100H TM50D
M.G. 65 23.4
Pico Protector Clase C
NS100H TM50D
M.G. 65 23.4
7. CELDA TDNA
A Celda T-4 M10H1
M.G. 65 20.4
Reserva NS100N TM50D
M.G. 85 20.4
Reserva NS100N TM50D
M.G. 85 20.4
Reserva NS100N TM50D
M.G. 85 20.4
8. CELDA TDNB
A Celda T5 M10H1 M.G. 65 23.4 Extractor NS100N
TM50D M.G. 85 23.4
Calderas NS100N TM50D
M.G. 85 23.4
Reserva NS100N TM50D
M.G. 85 23.4
9. CELDA BCB
C0 NS160H
TM125D M.G. 65 22.6
C1 NS100H TM100D
M.G. 65 22.6
C2 NS100H TM100D
M.G. 65 22.6
C3 NS100H TM100D
M.G. 65 22.6
C4 NS100H TM100D
M.G. 65 22.6
10. CELDA BCA
CF NS100H
TM100D M.G. 65 18.8
C1 NS100H TM50D
M.G. 65 18.8
C2 NS100H M.G. 65 18.8
50
TM100D
C3 NS100H TM100D
M.G. 65 22.6
C4 NS100H TM100D
M.G. 65 22.6
C5 NS100H TM100D
M.G. 65 22.6
11. CELDA ACO2
TDFA M10H1 M.G. 65 23.5 TDFB M10H1 M.G. 65 23.5
Acople TDFA-TDFB
M10H1 M.G. 65 23.5
12. CELDA TGA
A Celda T3 M10H1 M.G. 65 23.4
A Celda TR-4 M10H1 M.G. 65 23.4 A Celda BCA M08H1 M.G. 65 23.4
Centros de Distribución
M08H1 M.G. 65 23.4
Ascensores Cra 7 M08H1 M.G. 65 23.4 Bombas Agua NS160H
TM160D M.G. 65 23.4
Reserva NS100H TM50D
M.G. 65 23.4
Bombas ACPM NS100H TM50D
M.G. 65 23.4
Bombas Eyectoras
NS100H TM100D
M.G. 65 23.4
Pico Protector Clase C Portable
NS100H TM50D
M.G. 65 23.4
13. CELDA TGB
A Celda TR-5 M10H1 M.G. 65 23.4
Ascensores Cra 6 M08H1 M.G. 65 23.4 Bombas Agua NS160H
TM160D M.G. 65 23.4
Bombas ACPM NS100H TM50D
M.G. 65 23.4
Bombas Eyectoras
NS100H TM100D
M.G. 65 23.4
Pico Protector Clase C
NS100H TM50D
M.G. 65 23.4
A Celda ACO2 M10H1 M.G. 65 23.4 PMC Tesorería
5421
M08H1 M.G. 65 23.4
A Celda BCB M08H1 M.G. 65 23.4 Centros de
Distribución
M08H1 M.G. 65 23.4
51
14. CELDA TGC
Destructor M08H1 M.G. 65 16.1
Aire Acondicionado
M08H1 M.G. 65 16.1
A Celda BCC NS250H TN250D
M.G. 65 16.1
Reserva NS100H TM50D
M.G. 65 16.1
Pico Protector NS100H TM50D
M.G. 65 16.1
15. CELDA ACO1
TGA M20H1 M.G. 75 23.4 TGA M20H1 M.G. 75 23.4
Acople TGA-TGB
M20H1 M.G. 75 23.4
16. CELDA ACO4 TGC M10H1 M.G 65 16.1
Acople TGC-TGB
M10H1 M.G 65 23.4
17. CELDA T1
ACO1 M20H1 M.G. 75 23.4 ACO1 M20H1 M.G. 75 23.4
18. CELDA T2
ACO1 PB2000 Westinghouse 50 23.4 ACO1 PB2000 Westinghouse 50 23.4
19. CELDA T2
ACO2 NB1000 Westinghouse 50 23.4 ACO2 NB1000 Westinghouse 50 23.4
52
5. CONCLUSIONES
4.1 Fueron calculados los niveles de cortocircuito para cada uno de los
barajes del Sistema Eléctrico del Edificio Principal del Banco de La
República, en condiciones de operación normal y bajo fallas.
4.2 Se evaluaron detalladamente todos los interruptores de bajo voltaje
seleccionados para el Sistema Eléctrico del Edificio Principal del Banco
de La República, para los máximos niveles de cortocircuito calculados
en cada barraje.
4.3 Todos los interruptores de bajo voltaje están aptos para trabajar en
el sistema de potencia del Edificio Principal del Banco de la República,
dado que su capacidad de ruptura es mayor a un 20 % del nivel de
cortocircuito del barraje al cual está asociado.
53
BIBLIOGRAFIA
1. ANDERSON, Paul M.Analysis of Faulted Power Systems. Two Iowa State Univeristy Press/Ames
2. WESTINGHOUSE ELECTRIC CORPORATION. Electrical
Transmission and Distribution Reference Book East Pittsburg, Pennsylvania, 1984.
3. BEEMAN, Donald L.. Industrial Power Systems Handbook. Mc. Graw
Hill – New york, 1955. 4. IEEE. Recommended Practice For Electric Power Distribution
For Industrial Plants. IEEE Std-141, 1986 5. Catálogos de Fabricantes.