coordinaciÓn de protecciones de la planta cagua de c.a. cervecerÍa regional · 2020. 6. 12. ·...

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES

COORDINACIÓN DE INGENIERIA ELÉCTRICA

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE LA PLANTA CAGUA DE C.A.

CERVECERÍA REGIONAL

Por:

Rosa Maria De Jesús Bilella

INFORME DE PASANTÍA

Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar

Como requisito parcial para optar por el título de

Ingeniero Electricista

Sartenejas, Octubre de 2011

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES

COORDINACIÓN DE INGENIERIA ELÉCTRICA



Por:

Rosa Maria De Jesús Bilella

Realizado con la asesoría de:

Tutor Académico: Ing. José Virgilio De Andrade Suárez

Tutor Industrial: Ing. William Reimi

INFORME DE PASANTÍA

Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar

Como requisito parcial para optar por el título de

Ingeniero Electricista

i

ARTENEJAS, FEBRERO DE 2011

ii



REALIZADO POR:

ROSA MARÍA BILELLA

RESUMEN

Este trabajo de grado presenta una propuesta de coordinación de las protecciones

eléctricas en las zonas de almacén, caney, los pozos y las subestaciones 1,2 y 4 de la

planta Cagua de C.A. Cervecería Regional. Para ello, se hizo un levantamiento de

datos que complementaron el diagrama unifilar existente, se efectuaron los cálculos

de niveles de cortocircuito utilizando un programa comercial, y finalmente, se realizó

la coordinación de protecciones las cuales mejoran la selectividad de los dispositivos

para asegurar la continuidad del servicio y disminuir el tiempo en la detección de

fallas.

iii

A mi madre,

por enseñarme a dar lo mejor de mí.

iv

AGRADECIMIENTOS

En primer lugar a Dios, a quien atribuyo todos mis logros.

A mi madre, Estela Bilella, por darme su amor y su apoyo incondicional, y en

especial por ser la mujer luchadora que me enseño el significado de la perseverancia.

A mi novio Carlos Molina, por alentarme, guiarme y pero sobre todo, por estar

siempre para mí.

A mis mejores amigos, Valerie Trujillo, Gerardo Santana y Luis Monterrey,

quienes me han acompañado durante mis años de estudios, haciéndolo un tiempo

inolvidable.

A mi tutor Virgilio De Andrade, por su dedicación y paciencia, pues sin su ayuda

este trabajo no hubiese llegado a feliz término.

A William Reimi y German Amaya, por su apoyo, orientación y en especial por la

amistad que me brindaron.

A departamento de Mantenimiento Eléctrico de Cervecería Regional, quien sin su

colaboración no hubiese sido posible la culminación de este proyecto.

Finalmente, quiero agradecer a todos quienes de una u otra manera han ayudado

a mi desarrollo profesional

v

INDICE GENERAL

Introducción…………………………………………………………………………….. 1

Descripción de la Empresa…………………………………………………………… 4

1.1. Reseña Histórica………………………………………………………………….. 4

1.2. Misión………..……………………………………………………………………... 5

1.3. Visión……………………………………………………………………………….. 5

1.4. Organigrama de la Empresa……………………………………………………. 6

Marco Teórico…………………………………………………………………………… 7

2.1. Diagrama Unifilar………………………………………………………………… 7

2.2. Sistema de Protección……………………………………………………………. 7

2.3. Equipos de Protección……………………………………………………………. 8

2.3.1. Fusible……………………………………………………………………………. 8

2.3.1.1. Tipos de Fusibles……………………………………………………………... 10

2.3.1.2. Características Nominales de los Fusibles……………………………….. 11

2.3.2. Interruptores……………………………………………………………………. 12

2.3.2.1. Interruptor Magnético……………………………………………………….. 12

2.3.2.2. Interruptor Térmico………………………………………………………….. 13

2.3.2.3. Interruptor Termomagnético……………………………………………….. 13

2.3.3. Relé Térmico…………………………………………………………………….. 14

2.4. Coordinación de Protecciones…………………………………………………… 16

2.4.1. Niveles de Cortocircuito……………………………………………………….. 17

vi

2.4.2. Selección de los Ajustes de Umbrales de Corriente……………………….. 17

2.4.2.1. Motores de Inducción………………………………………………………… 18

2.4.2.2. Transformadores……………………………………………………………… 21

2.4.3. Criterios de Coordinación……………………………………………………... 23

Metodología……………………………………………………………………………... 24

3.1. Recolección de Datos……………………………………………………………… 24

3.2. Niveles de Cortocircuito y Determinación del Estado Actual……………… 25

3.3. Propuesta de Coordinación de Protecciones………………………………….. 26

Coordinación de Protecciones………………………………………………………… 27

4.1. Niveles de Cortocircuito…………………………………………………………. 27

4.2. Verificación de la Capacidad de Interrupción………………………………… 29

4.3. Coordinación de Protecciones…………………………………………………… 29

4.3.1. Tablero Torre de Enfriamiento: Rama 15 de la Subestación #1………… 30

4.3.1.1. Ajustes Actuales……………………………………………………………… 30

4.3.1.2. Propuesta de Coordinación de Protecciones……………………………… 35

4.3.1.2.1. Relés Térmicos: Códigos OL7 y OL8 para Motores de Bombas y

OL9 para el ventilador………………………………………………………………… 35

4.3.1.2.2. Interruptor de Motor: Códigos CB51 y CB53 para Motores de

Bomba y CB49 para el Ventilador…………………………………………………… 36

4.3.1.2.3. Interruptor Principal de Tablero: Código CB47……………………….. 38

4.3.1.2.4. Interruptor en la Subestación: Código CB45…………………………... 39

4.3.1.2.5. Interruptor Principal de la Subestación: Código CB2………………... 40

vii

4.3.2. Compresor CO2 #1: Rama 7 de la Subestación #2………………………… 44



4.3.2.2.1. Relés Térmicos: Códigos OL17 y OL18…………………………………. 48

4.3.2.2.2. Interruptor de Motor: Códigos CB147 y CB149……………………….. 48

4.3.2.2.3. Interruptor Principal de Tablero: Código CB145……………………… 50

4.3.2.2.4. Interruptor de la Subestación: Código CB143…………………………. 50

4.3.2.2.5. Interruptor Principal de la Subestación: Código CB129……………... 52

4.3.3. Compresor de Aire #4: Rama 5 de la Subestación #4……………………... 54



4.3.3.2.1. Interruptor en la Subestación: Código CB275…………………………. 56

4.3.1.2.2. Interruptor Principal de la Subestación: Código CB241……………... 58

4.3.4. Caney……………………………………………………………………………... 60


4.3.4.1.1. Interruptor en el Secundario del Transformador: Código CB467…... 60

4.3.4.1.2. Fusible del Lado del Primario del Transformador: Código Fuse63… 61

Conclusiones y Recomendaciones……………………………………………………. 63

Conclusiones y Recomendaciones……………………………………………………. 63

Referencias Bibliográficas……………………………………………………………. 67

Lista de Motores y Transformadores Instalados………………………………….. 68

viii

Capacidad de Interrupción de los Dispositivos……………………………………. 74

Coordinaciones Actuales y Propuestas de Cada una de las Ramas……………. 83

Diagrama Unifilar……………………………………………………………………... 227

ix

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1. Factor de Corrección para la Sobrecarga de Motores según el

Factor de Servicio……………………………………………………………………... 18

Tabla 2.2. Máxima Corriente de Rotor Bloqueado a 60Hz para Motores de

Diseño B, C y D a 230 V………………………………………………………………. 19

Tabla 2.3. Ajuste Máximo de la Protección de Sobrecorriente para

Transformadores de 600V o Mayores (Como porcentaje de la Corriente

Nominal del Transformador)…………………………………………………………. 21

Tabla 2.4. Ajuste Máximo de la Protección de Sobrecorriente para

Transformadores de 600V y Menores (Como porcentaje de la Corriente

Nominal del Transformador)…………………………………………………………. 22

Tabla 4.1. Niveles de Cortocircuito Simétricos a ½ Ciclo y 100% V nominal… 28

Tabla 4.2. Ajustes Actuales de los Relés Térmicos de la Rama del Tablero

Torre de Enfriamiento………………………………………………………………… 30

Tabla 4.3. Ajustes Actuales de los Interruptores de Motores de la Rama del

Tablero de Torre de Enfriamiento…………………………………………………… 30

Tabla 4.4. Ajustes Actuales del Interruptor Principal del Tablero de Torre de

Enfriamiento…………………………………………………………………………..... 31

Tabla 4.5. Ajustes Actuales del Interruptor de la Subestación

Correspondiente a la Rama de Torre del Tablero de Enfriamiento……………. 31

Tabla 4.6. Ajustes Actuales del Interruptor Principal de la Subestación #1…. 31

Tabla 4.7. Selección del Umbral de los Relés Térmicos del Tablero de Torre

de Enfriamiento………………………………………………………………………… 35

Tabla 4.8. Verificación de las Corriente Normales de Operación para los

x

Relés Térmicos del Tablero de Torre de Enfriamiento…………………………… 36

Tabla 4.9. Selección del Umbral Térmico del Interruptor del Tablero de

Torre de Enfriamiento………………………………………………………………… 37


Interruptores de Motores de la Rama del Tablero de Torres de Enfriamiento 37

Tabla 4.11. Ajuste Propuesto Para el Interruptor Principal de la Rama del

Tablero de Torres de Enfriamiento………………………………………………….. 38

Tabla 4.12. Ajuste Propuesto Para el Interruptor de la Subestación #1……… 39

Tabla 4.13. Verificación de la protección del conductor de la Rama del

Tablero de Torre de Enfriamiento…………………………………………………… 39

Tabla 4.14. Ajustes Propuestos para el Interruptor Principal de la

Subestación #1………………………………………………………………………….. 41

Tabla 4.15. Ajustes Actuales de los Relés Térmicos de la Rama del

Compresor de CO2 #1………………………………………………………………….. 44

Tabla 4.16. Ajustes Actuales de los Interruptores de los Motores de la Rama

del Compresor de CO2 #1……………………………………………………………... 44

Tabla 4.17. Ajustes Actuales del Interruptor Principal del Tablero de la

Rama del Compresor de CO2 #1……………………………………………………... 44

Tabla 4.18. Ajustes Actuales del Interruptor en la Subestación de la Rama

del Compresor de CO2 #1……………………………………………………………... 44

Tabla 4.19. Ajustes Actuales del Interruptor Principal de la Subestación #2... 45


Relés Térmicos del Compresor de CO2 #1………………………………………….. 48

Tabla 4.21. Selección del Umbral Térmico de los Interruptores de los

xi

Motores de la Rama del Compresor de CO2 #1……………………………………. 48


interruptores de los Motores de la Rama del Compresor de CO2 #1…………… 49

Tabla 4.23. Ajustes Propuestos para el Interruptor Sugerido como Principal

en la Rama del Compresor de CO2 #1………………………………………………. 50

Tabla 4.24. Ajustes Propuestos para el Interruptor Sugerido para la

Subestación en la Rama del Compresor de CO2 #1……………………………….. 51

Tabla 4.25.Verificación de la protección del conductor del Rama del

Compresor de CO2 #1………………………………………………………………….. 51


Subestación #2………………………………………………………………………..... 52

Tabla 4.27. Ajustes Actuales del Interruptor de la Subestación del

Compresor de Aire #4……………………………………………………………….....

54

Tabla 4.28. Ajustes Actuales del Interruptor Principal de la Subestación #4... 54

Tabla 4.29. Selección del Umbral Térmico del Interruptor en la Subestación

de la Rama del Compresor de Aire #4………………………………………………. 56

Tabla 4.30. Verificación de las Corriente Normales de Operación para el

interruptor del Motor del Compresor de Aire #4………………………………….. 57

Tabla 4.31. Verificación de la protección del conductor de la Rama del

Compresor de Aire #4…………………………………………………………………. 57


Subestación #4……………………….…………………………………………………. 58

Tabla 4.33. Información del Interruptor del Secundario del Transformador

de la Rama del Caney…………………………………………………………………. 60

xii

Tabla CR.1. Lista de Interruptores Con Curvas Desconocidas………………… 66

Tabla A.1. Lista de Motores Instalados en la Subestación #1…………………... 69



Tabla A.4. Lista de Motores Instalados en los Pozos……………………………... 71

Tabla A.5. Lista de Transformadores Instalados en la Subestación #1……….. 72



Tabla A.8. Lista de Transformadores Instalados en los Pozos, Almacen y

Caney…………………………………………………………………………………….. 73

Tabla B.1. Capacidad de Apertura de los Dispositivos de la Subestación #1

con Norma IEC…………………………………………………………………………. 76

Tabla B.2. Capacidad de apertura de los dispositivos de la subestación 1 con

norma IEC (Continuación)……………………………………………………………. 77

Tabla B.3. Capacidad de apertura de los dispositivos de la subestación # 1

con norma ANSI………………………………………………………………………... 78


con Norma IEC…………………………………………………………………………. 78


con Norma IEC (Continuación)………………………………………………………. 79


con Norma ANSI……………………………………………………………………….. 79


xiii

con Norma IEC…………………………………………………………………………. 80


con Norma IEC (Continuación)………………………………………………………. 81


con Norma ANSI……………………………………………………………………….. 81

Tabla B.10. Capacidad de apertura de los dispositivos del Caney y Almacén

con norma ANSI………………………………………………………………………... 82

Tabla C.1. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor Principal de la

Subestación #1………………………………………………………………………….. 83

Tabla C.2. Propuesta del Fusible para Protección del Lado de Alta Tensión

de Transformador 13,8/0,48 kV de la Subestación #1……………………………. 83


CCM Filtración #1……………………………………………………………………... 85

Tabla C.4. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor de la Subestación

Correspondiente a la Rama de la CCM Filtración #1…………………………….. 85

Tabla C.5. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor de la CCM de la

Rama de Cocimiento…………………………………………………………………… 88


Correspondiente a la Rama de la CCM Cocimiento #1…………………………... 88

Tabla C.7. Valor Actual y Propuesto para el Relé Térmico del Compresor de

NH3 #5…………………………………………………………………………………… 91

Tabla C.8. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor en Corriente de

Fase del Motor del Compresor de NH3 #5………………………………………….. 91

Tabla C.9. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor Principal de

Tablero del Compresor de NH3 #5…………………………………………………… 92

xiv


Correspondiente al Compresor de NH3 #5………………………………………… 92

Tabla C.11. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor del CCM PTAR…. 95


de la Rama del CCM PTAR…………………………………………………………... 95

Tabla C.13. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor del CCM

Molienda…………………………………………………………………………………. 98

Tabla C.14. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor en la Subestación

de la Rama del CCM Molienda………………………………………………………. 98

Tabla C.15. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor del CCM de

Caldera………………..………………..………………..………………..…………….. 101


de la Rama del CCM de Caldera………………..………………..………………….. 101


de la Rama del Tablero A/C Molienda Oficinas………………..………………….. 104


Tablero de Iluminación de Sala de Máquinas………………..……………………. 107


de la Rama del Tablero de Iluminación de Sala de Máquinas………………….. 107


Correspondiente a la Rama del Tablero Tomacorriente Molienda……………... 110


Correspondiente a la Tablero de A/C Fermentación………………..……………. 113


Tablero de la Rama de A/C Sala Fría……………………………………………….. 116

xv


Correspondiente a la Rama de A/C Sala Fría………………..……………………. 116

Tabla C.24. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor en el Primario del

Transformador del Tablero de Iluminación Molienda………………..………….. 119


Tablero de Iluminación Molienda………………..………………..………………… 119


Correspondiente a la Rama del Tablero de Iluminación Molienda…………….. 119


Tablero del CCM PTAB………………..………………..………………..…………… 122


Correspondiente a la Rama del CCM PTAB………………..……………………… 122


Transformador de la Rama de Planta Piloto………………..……………………... 125

Tabla C.30 Valores Actuales y Propuestos del Interruptor Principal de

Tablero Rama del Planta Piloto………………..………………..…………………... 125


Correspondiente a la Rama de Planta Piloto………………..…………………… 125

Tabla C.32. Valores Actuales y Propuestos para el Interruptor que protege el

Primario del Transformador del Tablero de Iluminación Fermentación……… 128


Tablero de Iluminación Fermentación………………..………………..…………… 128


Correspondiente a la Rama del Tablero de Iluminación Fermentación……….. 129


xvi

Tablero de Vigilancia………………..………………..………………..……………... 132


Correspondiente a la Rama del Tablero de Vigilancia………………..………….. 132


Correspondiente a la Rama de Tomacorriente Fermentación…………………... 135


Tablero de Bombas de Aguas KSB-2………………..………………..…………….. 138

Tabla C.39. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor en Subestación

Correspondiente a la Rama de Bombas de Aguas KSB-2……………………….. 138

Tabla C.40. Valores Actuales y Propuestos del Relé Térmico del Motor de

Tanque de Afrecho………………..………………..………………..………………… 141


Correspondiente a la Rama de Tanque de Afrecho………………..……………… 141

Tabla C.42. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor Principal del

CCM Filtración #2………………..………………..………………..…………………. 144


Correspondiente al CCM Filtración #2………………..………………..………….. 144

Tabla C.44. Valores Actuales y Propuestos para los Relés Térmicos del

Triper………………..………………..………………..………………..………………. 147


Correspondiente a la Rama del Triper………………..………………..…………... 147

Tabla C.46. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor Principal del

CMF………………..………………..………………..………………..………………... 150


en la Rama del CCM Filtración #2………………..………………..……………….. 150

xvii

Tabla C.48. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor del Primario del

Transformador Alumbrado Torres de Filtración #2………………..…………….. 153


Correspondiente a la Rama del Transformador de Alumbrado Torres de

Filtración #2………………..………………..………………..………………..………. 153


Subestación #2………………..………………..………………..………………..……. 156


de Transformador 13,8/0,48 kV de la Subestación #2………………..…………... 156

Tabla C.52. Valores Actuales y Propuestos del Relé Térmico del Compresor

NH3 #4………………..………………..………………..………………..……………... 158

Tabla C.53. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor de la Corriente de

Fase del Motor del Compresor de NH3 #4………………..………………..……….. 158


Tablero del Compresor de NH3 #4………………..………………..………………... 159


Correspondiente al Compresor NH3 #4………………..………………..………….. 159

Tabla C.56. Valores Actuales y Propuestos para el Relé Térmico del

Compresor de Aire #1………………..………………..………………..……………... 162


Correspondiente al Compresor de Aire #4………………..………………..………. 162


de Aire #2………………..………………..………………..………………..………….. 165


del Compresor de Aire #2………………..………………..………………..………… 165

xviii


Correspondiente al Tablero de Iluminación Exterior………………..…………… 168


Correspondiente al Secador de Aire #1………………..………………..………….. 171


de Aire #3………………..………………..………………..………………..………….. 174


Correspondiente al Compresor de Aire #3………………..………………..………. 174


Línea de Sifones………………..………………..………………..……………………. 177


Correspondiente a la Rama de Línea de Sifones………………..………………… 177

Tabla C.66. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor Primario del

Transformador de la Rama del Taller………………..………………..…………… 180


Tablero de la Rama de Taller………………..………………..………………..……. 180


Correspondiente a la Rama de Taller………………..………………..……………. 180

Tabla C.69. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor en Subestación de

la Rama del Desaireador………………..………………..………………..………….

183


Subestación #4………………..………………..………………..………………..……. 186


de Transformador 13,8/0,48kV de la Subestación #4………………..…………… 186

Tabla C.72. Valores Actuales y Propuesto del Relé Térmico del Compresor de

xix

NH3 #8………………..………………..………………..………………..…………….. 188

Tabla C.73. Fusible Propuesto para la Protección del Motor del Compresor

de NH3 #8………………..………………..………………..………………..………….. 188

Tabla C.74. Valores Actuales y Propuesto del Interruptor Principal de la

Rama del Compresor de NH3 #8………………..………………..………………..… 188

Tabla C.75. Valores Actuales y Propuesto del Interruptor en la Subestación

Correspondiente al Compresor de NH3 #8…………………………………………. 189


NH3 #7………………………………………………………………………………...... 191

Tabla C.77. Fusible Propuesto para la Protección del Motor del Compresor

de NH3 #7………………………………………………………………………….......... 191


Rama del Compresor de NH3 #7……………………………………………............. 191

Tabla C.79: Valores Actuales y Propuesto del Interruptor en la Subestación

de la Rama del Compresor de NH3 #7…………………………………………….... 192

Tabla C.80. Valores Actuales y Propuesto del Relé Térmico del Compresor

NH3 #6……………………………………………..........……………………………… 194


Fase del Motor del Compresor de NH3 #6………………………………………….. 194

Tabla C.82. Valores Actuales y Propuesto del Interruptor Principal del

Compresor de NH3 #6……………………………………………..........…………….. 195


de la Rama de NH3 #6……………………………………………..........……………. 195


Rama de Filtración N°3 +40……………………………………..........……………... 198

xx


Correspondiente a la Rama de Filtración N°3 +40………..........……………....... 198

Tabla C.86 Valores Actuales y Propuesto del Interruptor Principal del CCM

Cocimiento #2………..........……………...………..........……………...……….......... 201


Correspondiente a la Rama del CCM Cocimiento #2………..........……………... 201


Rama de TC Compresores NH3 #7 y 8………..........…………….......................... 204


Correspondiente a la Rama de TC Compresores NH3 #7 y 8………..........……. 204


Correspondiente a la Rama de Secador de Aire #2………..........……………...... 207

Tabla C.91. Valores Actuales y Propuesto del Interruptor Principal de

Filtración N°3 +50………..........……………...………..........……………................ 210


la Rama de Filtración N°3+50………..........……………...………..........…………. 210

Tabla C.93. Valores Actuales y Propuesto del Interruptor Principal del CCM

Caldera #4 y5………..........……………...………..........……………...……….......... 213


Correspondiente al CCM Caldera #4 y 5………………………………………….... 213


Rama de Bomba de Envío a Envasado……………………………………………… 216


Correspondiente a la Rama de Bomba de Envío a Envasado…………………… 216


xxi

de la Rama de Servicios Generales de Cocimiento………………………………... 219


Correspondiente a la Rama del Secador de Aire #3…………………………….... 222

Tabla C.99. Interruptor para el Lado de Baja del Transformador de la Rama

de Almacén……………………………...……………………………...………………. 225

Tabla C.100. Fusible Propuesto para el Lado de Alta del Transformador de

la Rama del Almacén……………………………...…………………………….......... 225

xxii

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1. Organigrama General de la Empresa………………………………... 6

Figura 2.1. Curva de Interrupción de un Fusible con Limitación de Corriente 9

Figura 2.2. Operación de un Fusible con Tiempo de Retardo…………………... 10

Figura 2.3. Tipos De Fusibles………………………………………………………... 10

Figura 4.1. Coordinación Actual de las Protecciones de los Motores de

Bombas…………………………………………………………………………………... 32

Figura 4.2. Coordinación Actual de las Protecciones del Motor del Ventilador 33

Figura 4.3. Propuesta de Coordinación para las Protecciones de los Motores

de Bombas………………………………………………………………………………. 42

Figura 4.4. Propuesta de Coordinación para las Protecciones del Ventilador.. 43

Figura 4.5. Coordinación Actual de las Protecciones de la Rama de la Planta

de CO2 #1……………………………………………………………………………….. 46

Figura 4.7. Coordinación Actual de las Protecciones de la Rama del


Figura 4.8. Coordinación Propuesta de las Protecciones de la Rama del


Figura 4.9. Coordinación Propuesta de las Protecciones del Caney…………… 62

Figura C.1. Curva Tiempo Corriente de la Propuesta para la Rama

Principal de la Subestación #1……………………………………………………….. 84

Figura C.2. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama del CCM

Filtración #1…………………………………………………………………………….. 86

Figura C.3. Curva Tiempo-Corriente Propuesta para la Rama del CCM

Filtración #1…………………………………………………………………………….. 87

Figura C.4. Curva Tiempo Corriente Actual de la Rama del CCM Cocimiento 89

Figura C.5. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama del CCM

Cocimiento………………………………………………………………………………. 90

Figura C.6. Curva Tiempo Corriente Actual de las Protecciones de la Rama

de los Compresores de NH3 #5………………………………………………………. 93

xxiii

Figura C.7. Curva Tiempo Corriente Propuesta para las Protecciones de la

Rama de los Compresores de NH3 #5……………………………………………….. 94


del CCM PTAR……………………………………………………….………………… 96


Rama del CCM PTAR…………………………………………………………………. 97


del CCM Molienda……………………………………………………….…………….. 99

Figura C.11: Curva Tiempo Corriente Propuesta para las Protecciones de la

Rama del CCM Molienda…………………………………………………………...... 100

Figura C.12. Curva Tiempo Corriente Actual para las Protecciones de la

Rama del CCM Calderas……………………………………………………………… 102

Figura C.13. Curva Tiempo Corriente Propuesto para las Protecciones de la

Rama del CCM Calderas……………………………………………………………… 103


Rama del A/C Molienda Oficinas……………………………………………………. 105


Rama del A/C Molienda Oficinas……………………………………………………. 106


Rama de Iluminación de Sala de Máquinas……………………………………….. 108


Rama de Iluminación de Sala de Máquinas……………………………………….. 109


Rama de Tomacorriente Molienda…………………………………………………... 111


Rama de Tomacorriente Molienda…………………………………………………... 112


Rama de A/C Fermentación………………………………………..………………… 114


Rama de A/C Fermentación………………………………………..………………… 115


Rama de A/C Sala Fría………………………………………..………………………. 117


Rama de A/C Sala Fría………………………………………..………………………. 118

xxiv


Rama de Iluminación Molienda………………………………………..……………. 120


Rama de Iluminación Molienda………………………………………..……………. 121


Rama de CCM PTAB………………………………………..………………………… 123


Rama de CCM PTAB………………………………………..………………………… 124


Rama de Planta Piloto………………………………………..……………………….. 126


Rama de Planta Piloto………………………………………..……………………….. 127


Rama de Tablero de Iluminación Fermentación………………………………….. 130


Rama de Tablero de Iluminación Fermentación………………………………….. 131


Rama de Tablero de Vigilancia (Garitas)………………………………………..…. 133


Rama de Tablero de Vigilancia (Garitas)………………………………………..…. 134


Rama de Tomacorriente Fermentación………………………………………..…… 136

Figura C.35. Curva Tiempo Propuesto para las Protecciones de la Rama de

Tomacorriente Fermentación………………………………………..……………….. 137


Rama de Bombas de Aguas KSB-2………………………………………..………… 139


Rama de Bombas de Aguas KSB-2………………………………………..………… 140

Figura C.38. Curva Tiempo Actual para las Protecciones de la Rama de

Tanque de Afrecho………………………………………..……………………………. 142


Rama de Tanque de Afrecho………………………………………..………………... 143


Rama de CCM Filtración #2………………………………………..………………… 145

xxv




Rama de Triper………………………………………..……………………………….. 148


Rama de Triper………………………………………..……………………………….. 149

Figura C.44. Curva Tiempo Corriente Actual para las Protecciones del CCM

Filtración #2………………………………………..…………………………………… 151




Rama Transformador Alumbrado Torres de Filtración #2………………………. 154


Rama Transformador Alumbrado Torres de Filtración #2………………………. 155


Principal de la Subestación 2………………………………………..……………….. 157

Figura C.49. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama del Compresor de

NH3 #4………………………………………..………………………………………….. 160

Figura C.50. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama del

Compresor de NH3 #4………………………………………..………………………... 161


Aire #1………………………………………..………………………………………….. 163

Figura C.52. Curva Tiempo Corriente Propuesto para la Rama del

Compresor de Aire #1………………………………………..………………………... 164


Aire #2…………………………………………………………………………………… 166

Figura C.54. Curva Tiempo Corriente Propuesto para la Rama del

Compresor de Aire #2………………………………………..………………………... 167

Figura C.55. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama del Tablero de

Iluminación Exterior………………………………………..…………………………. 169

Figura C.56. Curva Tiempo Corriente Propuesto para la Rama del Tablero

de Iluminación Exterior………………………………………..……………………... 170

Figura C.57. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama del Secador de

Aire #1………………………………………..………………………………………….. 172

xxvi

Figura C.58. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama del Secador

de Aire #1………………………………………..………………………………………. 173

Figura C.59. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de Compresor de

Aire #3………………………………………..………………………………………….. 175

Figura C.60. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de Compresor

de Aire #3………………………………………..………………………………………. 176

Figura C.61. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama Línea de Sifones 178

Figura C.62. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama Línea de

Sifones………………………………………..………………………………………...... 179

Figura C.63. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de Taller………... 181

Figura C.64. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de Taller…… 182

Figura C.65. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de Desaireador… 184

Figura C.66. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de

Desaireador………………………………………..……………………………………. 185


Principal de la Subestación 4……………………………………………………….... 187


Compresor de NH3 #8………………………………………..………………………... 190


Compresor de NH3 #7………………………………………..………………………... 193


NH3 #6………………………………………..………………………………………….. 196


Compresor de NH3 #6…………………………………………………………………. 197

Figura C.72. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de Filtración #3

+40………………………………………..……………………………………………… 199

Figura C.73. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de Filtración

#3 +40………………………………………..…………………………………………... 200

Figura C.74. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de CCM

Cocimiento #2………………………………………..…………………………………. 202

Figura C.75. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de CCM

Cocimiento #2………………………………………..…………………………………. 203

xxvii

Figura C.76. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de TC

Compresores NH3 #7 y #8………………………………………..…………………… 205

Figura C.77. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de TC

Compresores NH3 #7 y #8………………………………………..…………………… 206

Figura C.78. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de Secador de

Aire #2………………………………………..………………………………………….. 208

Figura C.79. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de de Secador

de Aire #2………………………………………..………………………………………. 209

Figura C.80. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de Filtración #3

+50………………………………………..………………………………………………. 211

Figura C.81. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de Filtración

#3 +50………………………………………..…………………………………………... 212

Figura C.82. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de CCM Caldera. 214

Figura C.83. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de CCM

Caldera………………………………………..…………………………………………. 215

Figura C.84. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de Bomba de

Envío a Envasado………………………………………..…………………………….. 217

Figura C.85. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de Bomba de

Envío a Envasado………………………………………..…………………………….. 218

Figura C.86. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de Servicios

Generales de Cocimiento………………………………………..……………………. 220

Figura C.87. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de Servicios

Generales de Cocimiento………………………………………..……………………. 221

Figura C.88. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de Secador de

Aire #3………………………………………..………………………………………….. 223

Figura C.89. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de Secador de

Aire #3………………………………………..………………………………………..... 224

Figura C.90. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de

Almacén………………………………………..………………………………………… 226

xxviii

LISTA DE ABREVIATURAS

Adj. Sim. kA rms: Es el valor eficaz ajustado de la corriente simétrica de

cortocircuito o esfuerzo de cortocircuito total asimétrico.

ANSI: American National Standards Institute.

CCM: Centro de Control de Motores.

F. M.: Factor de multiplicación para cálculo de corrientes asimétricas.

FP: Factor de potencia.

I: Ajuste del Instantáneo.

Ib Asim: Corriente de cortocircuito asimétrica de interrupción

Ib Sim: Corriente de cortocircuito simétrica de interrupción

IEC: International Electrotechnical Commission.

IEEE: Institute of Electrical and Electronics Engineers.

I”K: Corriente Eficaz de la Componente Alterna de Corto Circuito Simétrica en el

Instante de Cortocircuito.

In: Corriente Nominal

InAT: Corriente nominal del transformador en el devanado de alta tensión

InBT: Corriente nominal del transformador en el devanado de baja tensión

Im ó Isd: Ajuste del umbral de retardo corto de tiempo.

Io: Ajuste del umbral del sensor del interruptor.

Ior: Ajuste del umbral contra sobrecorriente del relé térmico.

ip: Corriente de Cortocircuito Pico.

Ir: Ajuste del umbral de retardo largo de tiempo.

xxix

Ith: Equivalente Térmico de la Corriente de Cortocircuito

Ithr: Corriente nominal que resiste el equipo en cortocircuito

IxT: Ajuste de la banda de retardo coto de tiempo que permite darle forma “inclinada”

o de “L”.

N: Nodo

Pn: Potencia Activa Nominal

S: Potencia Aparente Nominal

Tkr: Tiempo nominal que resiste el equipo en cortocircuito

tm: Banda de ajuste de la zona de retardo corto de tiempo.

tr: Banda de la ajuste de la zona de retardo largo de tiempo.

Vn: Tensión Nominal.

VnAT: Voltaje nominal del transformador en el devanado de alta tensión.

VnBT: Voltaje nominal del transformador en el devanado de baja tensión.

Rated Int: Capacidad de interrupción del dispositivo, es comparado con el esfuerzo

de cortocircuito.

RMS: Valor eficaz de la onda.

Sim kA rms: Corriente de Cortocircuito Trifásica Simétrica.

X/R: Relación entre la reactancia de Thevenin calculada en el punto de falla y la

resistencia de dicha impedancia.

Z: Impedancia de cortocircuito del transformador.

η: Velocidad nominal del motor.

1

INTRODUCCIÓN

Planteamiento del problema

Cervecería Regional, tiene 81 años de fundada y es la empresa de mayor

trayectoria en el país en elaboración de bebidas. Sin embargo, su planta principal

ubicada en Cagua, Estado Aragua, cuenta con tan sólo 13 años de funcionamiento.

En este tiempo la planta ha experimentado un continuo crecimiento derivado de la

necesidad de incrementar la producción para satisfacer la demanda nacional e

internacional.

Dicho crecimiento, ha significado la permanente adquisición de equipos de

potencia donde la prioridad era su rápida instalación, con lo cual los ajustes de sus

correspondientes protecciones eran realizados de manera experimental, de tal forma

que los mismos no se accionaran ante las corrientes normales de operación.

El resultado de lo anterior, es que ante la ausencia de un estudio de coordinación

de protecciones, los interruptores conectados en las barras de la subestación

actuaban antes de los ubicados aguas abajo, trayendo consigo una falta de

selectividad que se manifiesta en pérdidas de carga y de tiempo en la detección de la

falla.

Por otro lado, la no planificación también ocasiona la instalación de equipos

sobredimensionados y en consecuencia, más costosos de lo necesario. También se

observa el caso opuesto, la corriente nominal de algunos interruptores está muy

cerca de la corriente de carga promedio, y por debajo de las corrientes de sobrecarga

normales.

2

Por todo lo anterior, se propone el cálculo de niveles de cortocircuito y el estudio de

coordinación de protecciones mediante un programa computacional que permita el

trabajo de manera rápida y eficiente.

Objetivos de la investigación

Objetivo General

Hacer una propuesta para mejorar los ajustes de las protecciones de C. A.

Cervecería Regional.

Objetivos Específicos

1. Identificar las características de los interruptores que conforman las

subestaciones #1, 2 y 4, pozos, Almacén y Caney.

2. Actualizar el diagrama unifilar de la planta, mediante la información

recolectada usando un programa de diseño comercial.

3. Calcular los niveles de cortocircuito y realizar un estudio de coordinación de

protecciones utilizando un programa comercial de análisis de sistemas

eléctricos.

4. Evaluar los resultados y ofrecer recomendaciones y conclusiones.

Justificación

En la actualidad los dispositivos de protección instalados en la planta Cagua de

Cervecería Regional no operan de manera eficiente, dado que carecen de selectividad

en su operación y poseen corrientes de ajustes no dimensionadas de acuerdo a las

corrientes normales de la carga que salvaguarda. En consecuencia, para garantizar

un proceso de producción continua que además disminuya las probabilidades de daño

de los equipos ante contingencias, se hace necesario realizar un estudio de

coordinación de protecciones.

3

Alcance

La coordinación de protecciones se centró en los circuitos de 13,8 kV y 480 V de las

subestaciones 1, 2 y 4, en los pozos, en el almacén de la planta y en el caney.

CAPÍTULO I

DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA

1.1. Reseña Histórica [1]

Cervecería Regional inició sus operaciones el 14 de mayo de 1929, en la ciudad de

Maracaibo estado Zulia. Concentrando sus actividades principalmente en los estados

occidentales de Venezuela.

La empresa nace gracias a la iniciativa de un pequeño grupo de comerciantes de la

zona, que quería garantizar el suministro de cerveza en sus locales comerciales,

logrando poner en marcha la empresa luego de la crisis post-guerra, logrando

romper esquemas en el mercado cervecero nacional en reiteradas ocasiones.

La clave para el desarrollo de esta empresa ha sido: la calidad. Una prueba

fehaciente de ello, es el galardón que obtuvo en la Exposición Internacional de París

en el año 1937. Allí le fue concedida la Medalla de Oro, llegando a ser la única

empresa en Venezuela que la ha recibido.

El crecimiento de la empresa llegó a consolidar sus productos en los estados

occidentales, planteando así la necesidad de conquistar nuevos mercados. Es así

como en 1992 la compañía experimentó un importante cambio, al ser adquirida por

el Grupo Cisneros, y con su importante inversión duplicó su capacidad de producción.

A partir de ese momento, la compañía ha experimentado un crecimiento sostenido

y rápido: expandiéndose hacia el centro y el oriente del país. Logrando de esta forma

incursionar nuevos mercados como el Distrito Capital, Aragua, Carabobo, Lara,

Miranda, Guárico, Cojedes, Barinas, Anzoátegui, Nueva Esparta y Bolívar

5

En 1997, en la zona industrial Santa Rosalía en Cagua, estado Aragua, se

inauguró la planta de procesamiento de cerveza más moderna de Latinoamérica, la

cual permitió duplicar nuevamente la producción anual.

En el año 2000, Cervecería Regional dinamizó el mercado cervecero nacional.

Rompió esquemas, con la introducción de Regional Light, la primera cerveza en

botella transparente, la cual marco una pauta transcendental para el mercado

cervecero venezolano.

1.2. Misión

Proporcionar satisfacción a los consumidores, ofreciendo productos de alta

calidad con una apropiada relación precio–valor, contribuyendo al

entretenimiento, diversión y esparcimiento.

Promover el sentido de pertenencia, el trabajo en equipo y el conocimiento

profundo del negocio, en el recurso humano. Considerar además, las cadenas

de suministro, distribuidores, suplidores y clientes como socios estratégicos.

Estimular la capacidad innovadora de la gente y el mejoramiento continuo de

los procesos para lograr el crecimiento sostenido del negocio, optimizando su

rentabilidad.

Invertir en el desarrollo y mantenimiento de su cultura de seguridad,

responsabilidad social y protección medioambiental.

1.3. Visión

Ser la empresa líder en la producción y comercialización de cerveza y malta en el

mercado nacional, con significativa presencia internacional. En base a un espíritu

innovador, los valores que se promueven en la empresa y la excelente calidad de los

productos elaborados, lo cual permitirá que se posicione como la mejor opción en la

categoría para proporcionar entretenimiento, diversión y esparcimiento al

consumidor.

Son garantía de esta visión, la permanencia de un personal estimulado hacia el

cambio en busca de la excelencia, la utilización de tecnología actualizada y el

mejoramiento continuo de los procesos.

6

1.4. Organigrama de la Empresa

Figura 1.1. Organigrama General de la Empresa.

Como es posible observar en la Figura 1.1, la presente pasantía se desarrolla en el

Departamento Eléctrico de Planta.

Presidencia Ejecutiva

Vicepresidencia de Operaciones PLanta

Cagua

Gerencia de Control de Calidad

Gerencia de Envasado

Gerencia de Mantenimiento de

Planta

Jefe Mtto.

Eléctrico

Supervisor de Mantenimiento

Técnico

Electricista I

Técnico Instrumentista I

Pasante

Jefe Mtto.

Mecánico

Jefe Sala de Máquinas

Jefe Plantas

de Agua

Gerencia de Elaboración

Vicepresidencia de Finanzas

Vicepresidencia de Mercadeo

Vicepresidencia de Ventas y

Distribución

Dirección

Recursos Humanos Asesoría Legal

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1. Diagrama Unifilar

La realización de una coordinación de protecciones, parte del cálculo de los niveles

de cortocircuito en los puntos críticos del sistema. Para realizarlo y verificar la

coordinación de protecciones, es necesario contar con la información de la red de una

manera clara y sencilla representada en el unifilar ampliado de la planta.

El diagrama unifilar indica por medio de líneas y símbolos simples, la

interconexión y partes componentes de un circuito o sistema eléctrico [2].

2.2. Sistema de Protección

Es un conjunto de dispositivos cuya función es la detección y pronto aislamiento

de la porción afectada del sistema, ya sea que ocurra un cortocircuito, u otra

condición anormal que pueda producir daño a la parte afectada, a los elementos en

serie con ella, o a la carga que alimenta [2].

Toda protección está constituida por dos partes esenciales: el sensor y el

dispositivo de interrupción. El primero de ellos se encarga de medir la corriente y

compararla con un valor de ajuste seleccionado. Cuando se detecta una

sobrecorriente, se envía una señal al dispositivo de interrupción, quien se encarga de

abrir el circuito para cumplir su función de evitar daños al personal y a la red.

Existen tres características deseables de los sistemas de protección, las cuales son

señaladas a continuación:

8

Sensibilidad: Es un término frecuentemente usado para referirse al nivel de

funcionamiento mínimo (corriente, voltaje, potencia, entre otros) de

dispositivos de protección. Un equipo será sensible si el mismo actúa ante

parámetros bajos [3].

Rapidez: La función de un sistema de protección es aislar fallas en los

sistemas de potencia tan rápido como sea posible para reducir la probabilidad

de daño en equipos y personal técnico [3].

Selectividad: Consiste básicamente del proceso mediante el cual, en caso de

falla, los dispositivos de protección, deben desconectar del sistema sólo la

parte en falla o afectada en el tiempo más corto posible [3].

2.3. Equipos de Protección

Si bien existen infinidad de tipos de protección, en las instalaciones de Cervecería

Regional sólo se manejan tres clases: fusibles, interruptores automáticos y relés

térmicos para arrancadores, los cuales son descritos a continuación.

2.3.1. Fusibles

Constituyen el equipo de protección más económico y de mayor simplicidad, ya que

el mismo actúa como sensor y como dispositivo de interrupción. Se conecta en serie

con la red y está constituido por un filamento el cual se funde ante una

sobrecorriente lo que permite la apertura del circuito. Este proceso se puede dividir

en cuatro etapas.

1. Calentamiento sufrido desde el momento en que se aplica la corriente hasta el

momento en el cual el alambre empieza a fundirse (primer calentamiento).

Durante esta etapa la temperatura aumenta desde el valor inicial hasta la

mínima de fusión.

2. La temperatura permanece constante durante el intervalo de tiempo para el

cual el metal se encuentra en estado de transición de líquido a sólido.

3. Ocurre un segundo calentamiento. El metal se encuentra en estado líquido

hasta que la temperatura alcanza el valor de evaporación. Al finalizar esta

etapa, ha transcurrido el tiempo total de fusión.

9

4. Poco tiempo después que el fusible empieza a evaporarse aparece un arco

eléctrico. Este arco se puede extinguir naturalmente o por medio de técnicas

artificiales. Al extinguirse el arco, la corriente que pasa por el dispositivo se

hace cero. El tiempo que transcurre para llevarse a cabo todo el proceso se

denomina tiempo de interrupción [4].

Entre las características empleadas en la elaboración del fusible está la limitación

de corriente de falla, donde la resistencia durante la fusión está diseñada para que

sea tan alta que la intensidad no llegue a su valor máximo. Normalmente este tipo

de dispositivos poseen medios para extinguir el arco generado durante la apertura

(ver Figura 2.1) [4].

Figura 2.1. Curva de Interrupción de un Fusible con Limitación de Corriente [2].

Otra de las características es la incorporación de un tiempo de retardo adicional, el

cual permite la fusión instantánea del dispositivo ante corriente de falla, pero ante

sobrecargas, soportan más sin fundirse para prevenir disparos innecesarios (ver

Figura 2.2).

10

Figura 2.2. Operación de un Fusible con Tiempo de Retardo [2].

2.3.1.1. Tipos de fusibles

Algunos tipos de fusibles se describen a continuación (ver Figura 2.3):

Tipo Tapón: “Se Fabrican en tamaños de hasta 30 A y se usan en circuitos que no

excedan a 127 V. El elemento de conexión se fabrica entre 35 y 60 A. El diámetro

y longitud del contenedor del elemento fusible varia con la clase de voltaje” [2].

Tipo Cartucho: “El contacto puede ser de navaja o cilíndrico y se fabrican en

tamaños de 70 a 6000 A. Éstos, también varían en sus dimensiones físicas

dependiendo de su tensión nominal” [2].

Figura 2.3. Tipos De Fusibles [2].

Otra manera de clasificar a los fusibles es según su relación de velocidad, la

cual es definida como: La relación entre la corriente de fusión a 0.1 s y la de

300 s. (Para fusibles de capacidad mayor a 100 A, se toma el valor de 600 s) [5]:

11

Tipo K: Son llamados fusibles con elemento rápido. Tienen relación de velocidad

que varía de 6 para regímenes de 6 A y 8 para los de 200 A. Son ampliamente

utilizados en el sector eléctrico, y son normalizados por el estándar ANSI 3742.

Tipo T: Son fusibles con elemento lento. Su relación de velocidad es, para los

mismos regímenes, 10 y 13 respectivamente. Al igual que en el caso anterior, son

comúnmente utilizados en el sector eléctrico y se regulan bajo la misma norma

ANSI 3742.

Tipo H: Son fusibles de elemento ultrarrápido, las relaciones de velocidad son 4 y

6. Son construidos bajo la norma NEMA SG2-1986.

Tipo DUAL: Son fusibles extralentos o de tiempo retardado, cuya relación de

velocidad es de 13 y 20 (para 0,4 y 21 A, respectivamente). Su norma es igual a la

del tipo H.

2.3.1.2. Características Nominales de los Fusibles [4]

Corriente Nominal: Es la corriente que aplicada al fusible en régimen

permanente provoca que la temperatura se estabilice en el valor nominal. La

temperatura nominal es aquella que aplicada en forma indefinida a un fusible

permite que éste dure su vida útil.

Capacidad de Interrupción: Es la corriente que es capaz de interrumpir un

fusible a tensión nominal sin provocar daños al elemento portafusible ni a algún

otro de los elementos del resto del sistema eléctrico

Curva de tiempo mínimo de fusión: Es una curva de tiempo vs corriente que

indica cuánto tiempo tarda el conductor en alcanzar su temperatura de fusión a

una determinada corriente.

Curva de tiempo total de despeje: Es una curva tiempo vs corriente que indica

cuanto tiempo tarda el fusible en despejar completamente una corriente de falla

simétrica en un sistema funcionando a la tensión nominal. Para fusibles

limitadores, existe una corriente mínima de limitación, a partir de la cual se

empieza a sentir el efecto de limitación del fusible. Para corrientes mayores que

esa, las curvas de tiempo mínimo de fusión y tiempo total de despeje carecen de

sentido, ya que la corriente toma una forma distinta a la corriente senoidal.

12

Curva de limitación: Determina el valor limitado de la corriente pico, para un

determinado valor de corriente eficaz simétrico.

2.3.2. Interruptores

Se denomina interruptor a aquel dispositivo capaz de aislar puntos de un circuito

eléctrico bien sea manual o automáticamente. Un interruptor de protección debe

despejar una falla en el circuito que protege en forma automática y debe ser capaz

de interrumpir circuitos donde la corriente sea superior a la normal de carga. Esto

se debe a que las corrientes de cortocircuito o de sobrecarga alcanzan valores

mayores a la nominal. Esto se logra combinando apropiadamente la acción de los

contactos de interrupción con un elemento detector [4].

2.3.2.1. Interruptor magnético

Es el que utiliza como detector de la falla un elemento electromagnético.

Normalmente estos elementos constan de una bobina, la cual es atravesada por la

corriente del circuito a proteger. Cuando la corriente supera un valor preestablecido

(de diseño), la fuerza debida al campo magnético que produce la bobina atrae una

armadura móvil que mueve a su vez un pestillo, el cual mantiene cerrado en

condiciones normales el contacto móvil del interruptor. Al liberarse el contacto por la

acción del movimiento del pestillo y la atracción mecánica del resorte, se interrumpe

el paso de la corriente a través de los contactos. A los elementos magnéticos también

se les llama “instantáneos” debido a la rapidez con la cual se lleva a cabo el proceso

de detección e interrupción de la corriente de falla. La corriente mínima de

operación del elemento magnético es llamada “corriente umbral instantáneo” y a

veces es ajustable.

El elemento magnético es del tipo “tiempo definido”, es decir, que aunque la

corriente aumente a cualquier valor mayor que la corriente umbral, el interruptor

dispara a un tiempo tope determinado [4].

13

2.3.2.2. Interruptor térmico

En este tipo de interruptor el movimiento que libera al contacto del interruptor es

producido por un elemento bimetálico denominado también elemento detector

térmico.

El elemento bimetálico al calentarse por la acción de una corriente superior a un

valor de diseño (corriente de umbral del térmico) se dobla, moviendo al pestillo que

sostiene el contacto móvil del interruptor produciéndose así el despeje deseado.

La característica t vs. I del elemento es del tipo inversa. Al elemento térmico se le

llama “temporizado” puesto que su operación no es instantánea [4].

2.3.2.3. Interruptor Termomagnético

Como su nombre lo indica, el detector de los interruptores termomagnéticos (ITM)

es una combinación de un elemento térmico y un elemento magnético. En este

dispositivo, los contactos pueden abrirse bien sea por acción de uno u otro elemento.

Las magnitudes características de los interruptores termomagnético son:

1. Número de polos: Se llama número de polos a la cantidad de pares de

contactos principales que posee un interruptor. Este es un parámetro fácil de

especificar, ya que normalmente se utilizan interruptores de un polo para

sistemas monofásicos, dos para sistemas bifásicos y tres para sistemas

trifásicos.

2. Tensión nominal: Es la tensión a la cual deberán trabajar los ITM.

Normalmente se especifica la tensión y el tipo de sistema de tensiones a

utilizar en red.

3. Capacidad de interrupción: Se llama así a la posibilidad que tiene un

interruptor para desconectar circuitos con altas corrientes de falla sin dañarse

trabajando a tensión nominal.

4. Corriente nominal: Es la corriente a la cual debe trabajar normalmente el

interruptor. La corriente nominal está muy relacionada con la corriente

mínima de operación del interruptor [4].

14

2.3.3. Relé Térmico

Hay dos clases principales de dispositivos de protección térmicos. El primero es un

“line break type” el cual interrumpe corrientes de carga directamente. El segundo es

un sistema de circuitos de control que usa dispositivos de detección, este interrumpe

la corriente del motor a través de su controlador.

La protección térmica intenta limitar la temperatura de los devanados del motor y

la corriente de la máquina a un determinado valor durante la condición anormal de

operación. Esto previene fallas prematuras en el aislamiento del motor.

Condiciones anormales que pueden resultar en sobrecalentamiento incluyen

sobrecarga, rotor bloqueado, fallas en el arranque, altas temperaturas de ambiente,

restricciones de la ventilación del motor, operación a velocidad reducida, altos o

bajos voltajes de líneas, altas o bajas frecuencias, fallas mecánicas en las cargas,

instalación inapropiada, frecuencia de arranque, voltaje de línea desbalanceado,

entre otras. Un sensor sólo de corriente no puede detectar todas estas condiciones,

tal como restricciones en la ventilación. Por otro lado, sensar sólo temperatura

puede ser inadecuado, por ejemplo, el caso de las frecuencias de arranque. Para

algunas condiciones, un arreglo coordinado de sensores de corriente y temperatura

puede ser requerido.

La capacidad de un sensor de temperatura de los relés térmicos depende de su

localización con respecto a los devanados del motor. La protección debe ser instalada

dentro o en la carcasa del motor de tal manera que la temperatura en dispositivo

cambie en proporción a la del devanado, y debe ser ajustado según la clase de

aislamiento del motor.

La ventaja de los sistemas de protección basados en microprocesadores ha hecho

posible proveer de una protección térmica más refinada del que fue posible con relés

electromecánicos.

En Cervecería Regional, los relés térmicos son del tipo que utiliza la unidad de

control como actuador, los dispositivos usados en esta clase de protección consisten

15

de un elemento térmico y un interruptor de circuito. En algunas formas, el elemento

es calibrado para disparar en un valor de temperatura ajustado y en otras decrece

conforme aumenta la temperatura. Estos dispositivos son usualmente conectados

eléctricamente en el circuito de control del controlador magnético del motor que

interrumpe la corriente de línea de la máquina.

Varios elementos térmicos son usados, incluyendo resistencias espirales,

materiales semiconductores y el más común el elemento bimetálico.

La operación de los distintos tipos depende de la transferencia de calor desde el

devanado del motor al elemento térmico. Desde que el calor fluye y es captado, la

diferencia de temperatura entre el elemento térmico y el devanado, está relacionado

con la tasa de cambio de la temperatura y se incrementa con la tasa de calor de la

bobina de la máquina.

Para condiciones de sobrecarga en operación, la tasa de cambio de temperatura del

devanado es generalmente lenta y la diferencia de temperatura entre la bobina de la

máquina y el elemento térmico es mínima. Aquí, la temperatura del elemento varía

con facilidad con la del devanado. Cuando la máquina supera la temperatura de

operación, el relé la desconecta.

Para condiciones de rotor bloqueado, la tasa de incremento de la temperatura del

devanado depende del diseño del motor. Los bimetálicos usualmente no son capaces

de seguir adecuadamente la temperatura del devanado en rotor bloqueado, y por ello

son usados con otros dispositivos de sobrecarga. Con el dispositivo de sobrecarga

suplementario y el reinicio del motor en automático o manual, el motor apagado es

iniciado por el dispositivo auxiliar detectando la alta corriente en los primeros pocos

ciclos, este arranque es de acción temporizada, y en consecuencia el dispositivo de

protección apagará el motor si la sobrecorriente dura lo suficiente como para poner

en peligro el motor [6].

16

2.4. Coordinación de Protecciones

La coordinación de protecciones se define como: “La adecuada selección de los

dispositivos de protección de fallas, acompañada de la localización de la condición de

falla a fin de evitar y restringir la salida de operación del equipo afectado” [7].

Para una correcta coordinación se deben realizar previamente un diagrama

unifilar que muestre los dispositivos a coordinar y los datos de los equipos a proteger.

A partir de él, se realiza un estudio de cortocircuito para determinar las corrientes

de falla máximas que pueden pasar por la red.

La coordinación se realiza de manera gráfica utilizando como herramienta un

papel de tipo log – log. Las curvas utilizadas durante el proceso deben ser

suministradas por el fabricante y normalmente se encuentran en los distintos

programas computacionales diseñados para el cálculo de sistemas de potencia. Para

la coordinación de protecciones la IEEE recomiendan seguir la siguiente serie de

pasos [8]:

1. Seleccionar el circuito a ser coordinado. Comience en las cargas (en el nivel más

bajo de tensión) y trabaje hacia la fuente de potencia. Determine la rama del

circuito con el mayor ajuste de corriente. Normalmente, este punto estará en el

mayor motor de la rama del circuito debido a la alta corriente de inrush

registrada durante el arranque.

2. Seleccione la apropiada escala de corriente. Considerando un sistema grande o

uno con más de una transformación de voltaje, la curva característica de los

dispositivos más pequeños es trazada los más lejos a la izquierda del papel como

sea posible de modo que las curvas no estén aglomeradas a la derecha del papel.

El máximo nivel de cortocircuito en el sistema es el límite de la curva a la

derecha, a menos que convenga observar el posible comportamiento del

dispositivo sobre el nivel de cortocircuito en el sistema estudiado. El número de

características trazadas en una hoja de papel es limitada. Más de cuatro (4) o

cinco (5) curvas en una hoja puede llegar a ser confuso, particularmente si se

superponen.

17

Todas las características deben ser trazadas en una escala común a pesar de

estar a diferentes niveles de voltaje, como ocurre en la coordinación de equipos de

protección del primario y secundario de un transformador.

3. Dibuje un pequeño diagrama unifilar del circuito para describir los elementos a

los que pertenecen las curvas trazadas.

4. En el papel log-log, indique estos importantes puntos (si aplica):

a. Las máximas corrientes de cortocircuito disponibles.

b. Las corrientes a plena carga de transformadores y las corrientes de flujo

de carga significativas.

c. Los puntos de daño I2t o curvas de daño de los transformadores, cables,

motores y otros equipos.

d. Los puntos de la corriente de insrush del transformador.

e. La curva de arranque del motor indicando la corriente de rotor bloqueado,

la de plena carga y el tiempo de aceleración del motor.

2.4.1. Niveles de Cortocircuito

Los niveles de cortocircuito graficados, corresponden al valor RMS de la máxima

corriente de cortocircuito en el punto en el que se realiza la coordinación. Es

calculada para el primer medio ciclo, y toma en cuenta la contribución de los motores

mayores a 50 hp [8].

2.4.2. Selección de los Ajuste de los Umbrales de Corriente

Los dispositivos de protección deben ser capaces de interrumpir las corrientes de

cortocircuito y de dejar pasar aquellas corrientes que sean normales a la operación

de los equipos protegidos, como la corriente nominal y las sobrecorrientes asociadas

al arranque de motores e inrush de transformadores. Además, deben tener tiempos

de actuación menores a los de daño de los equipos protegidos.

18

2.4.2.1. Motores de Inducción

1. Umbral de Protección Contra Sobrecorriente: Se selecciona entre 115% y 125% de

la corriente nominal del equipo, o en su defecto, del porcentaje de la corriente

nominal que sense la protección. En caso de motores de dos velocidades, se

tomará cada devanado por separado [7].

La IEEE recomienda que para el caso de relés térmicos, se aplique al ajuste

anterior el factor de protección recomendado en la Tabla 2.1.

Tabla 2.1. Factor de Corrección para la Sobrecarga de Motores según el Factor de

Servicio [6].

Tiempo de servicio del motor Factor de Corrección

Continuo, Factor de servicio 1.15 1,0

Continuo, Factor de servicio 1.10 0,9

Corto tiempo, 60 min 0,8




2. Corrientes de Arranque: La National Eléctrical Manufacturers Association

(NEMA) ha creado una norma que establece parámetros de construcción para

diferentes tipos de diseño. El sistema se basa en características par – velocidad

en función de la resistencia de rotor de la máquina de inducción.

La máquina con clasificación A se caracterizan por tener bajo par de arranque y

baja resistencia de rotor lo cual aumenta su eficiencia a bajo deslizamiento. La

máquina tipo B se utiliza en conjunto con los variadores de velocidad, sus valores

de par de arranque y corriente son iguales que la tipo A pero esta máquina es

más eficiente al trabajar con altos deslizamientos de operación. Generalmente

esta característica se obtiene al utilizar rotores tipo jaula de ardilla con barras

profundas. Las máquinas tipo C y D se caracterizan por altos pares de arranque

y alta resistencia de rotor lo cual la hace menos eficiente para deslizamientos

pequeños comparadas con las otras clasificaciones. Más recientemente se ha

19

introducido en el mercado la máquina tipo E que posee las ventajas de la tipo A y

B pero es de mayor eficiencia [9].

Este tipo de clasificaciones de son de gran importancia, ya que dependiendo del

tipo de máquina se puede estimar la corriente máxima de arranque o rotor

bloqueado que debe dejar pasar la protección dependiendo de la potencia nominal

del motor. La Tabla 2.2 muestra dichas intensidades para una tensión nominal

de 230 V. Para otros voltajes nominales, la corriente será inversamente

proporcional al potencial.

Tabla 2.2. Máxima Corriente de Rotor Bloqueado a 60Hz para Motores de Diseño B,

C y D a 230 V [10].

Hp

Corriente de

Rotor

Bloqueado [A]

Letra de

Diseño Hp

Corriente de

Rotor

Bloqueado

[A]

Letra de

Diseño

½ 20 B, D 50 725 B, C, D

¾ 25 B, D 60 870 B, C, D

1 30 B, C, D 75 1085 B, C, D

1-1/2 40 B, C, D 100 1450 B, C, D

2 50 B, C, D 125 1815 B, C, D

3 64 B, C, D 150 2170 B, C, D

5 92 B, C, D 200 2900 B, C

7-1/2 127 B, C, D 250 3650 B

10 162 B, C, D 300 4400 B

15 232 B, C, D 350 5100 B

20 290 B, C, D 400 5800 B

25 365 B, C, D 450 6500 B

30 435 B, C, D 500 7250 B

40 580 B, C, D

La corriente de rotor bloqueado depende directamente del voltaje al cual se

realice el arranque, es decir, a tensión nominal o reducida.

En Cervecería Regional, la mayoría de los arrancadores son a voltaje reducido

por conmutación estrella – delta. Éste método solamente se puede utilizar en

aquellos motores que estén preparados para funcionar en triángulo con la tensión

de la red. La máquina se conecta en estrella en el momento del arranque y se

20

pasa después a triángulo cuando está en funcionamiento. El resultado, es que al

aplicar una tensión 1 3 veces el voltaje nominal, se obtiene una corriente de

rotor bloqueado que es la tercera parte de la corriente de arranque que absorbería

el motor si se conectara en triángulo. Sin embargo, el par de arranque también se

reduce un tercio [10].

El tiempo que dura un motor al arrancar, depende de la máquina y en general

se puede conocer de dos maneras, mediante un método experimental o como un

dato suministrado por el fabricante. No obstante, debido a que no se que cuenta

con alguna de dichas posibilidades, se toma como criterio un tiempo promedio

igual a 5 s [12].

3. Corriente de transitorio electromagnético: Se debe dejar pasar doce veces la

corriente nominal durante 0,03 s [12].

4. Límite Térmicos [2]: En general son tres tipos diferentes de curvas, las cuales se

dibujan juntas o como una curva general, las mismas se explican a continuación:

a. La porción de corriente más alta, indica el número permisible de veces la

corriente de rotor bloqueado. Este es el tiempo en que el rotor puede

permanecer en reposo después que el motor ha sido energizado, antes que

ocurra un daño térmico en las barras del rotor y los anillos conectores

extremos, o bien en el estator.

b. La curva de límite térmico de aceleración de la corriente de rotor

bloqueado o la corriente de par de arranque del motor, es alrededor del

75% de la velocidad.

c. La curva de límite térmico de operación que representa la capacidad de

sobrecarga del motor durante la operación en emergencia. Está

relacionado con el factor de servicio de la máquina, y de ello depende el

ajuste de la protección de sobrecorriente, tal como fue explicado

previamente.

En general, esta curva debe ser proporcionada por el fabricante, no obstante, en

la mayoría de los casos se carece de dicha información por tanto se toma como

21

criterio que la protección térmica debe ser más rápida que una corriente igual a

seis veces la intensidad nominal del motor durante veinte segundos [12].

2.4.2.2. Transformadores

1. Umbral de Protección Contra Sobrecorriente: Se ajustará según lo establecido en

las normas COVENIN, como se puede apreciar en la tabla 2.3 para el caso de

tensión nominal superior a 600V y tabla 2.4 para valores menores al anterior.

Tabla 2.3. Ajuste Máximo de la Protección de Sobrecorriente para Transformadores

de 600V o Mayores (Como porcentaje de la Corriente Nominal del Transformador)

[7].

Protección Primaria

Sobre 600V

Protección Secundaria

Más de

600V

Hasta

600V

Limitaciones

sobre el

Lugar

Impedancia

Nominal del

Transformador

Interruptor

Automático

Régimen

del

Fusible

Interruptor

Automático

Régimen

del

Fusible

Int.

Auto. O

Reg del

Fusible

Cualquier

Lugar

No más del 6% 600% 300% 300% 250% 125%

Más del 6%

pero máximo

10%

400% 300% 250% 225% 125%

Únicamente

Lugares

Supervisados

Cualquiera 300% 250% No se

requiere

No se

requiere

No se

requiere

No más del 6% 600% 300% 300% 250% 250%

Más del 6%

pero máximo

10%

400% 300% 250% 225% 250%

22

Tabla 2.4. Ajuste Máximo de la Protección de Sobrecorriente para Transformadores

de 600V y Menores (Como porcentaje de la Corriente Nominal del Transformador)

[7].

Protección Primaria Protección Secundaria

Método de

Protección

Corriente de

9 A o Más

Corriente de

9 A o Menos

Corriente

Menor de 2 A

Corriente de

9 A o Más

Corriente de

9 A o Menos

Solamente de

Protección

Primaria

125% 167% 300% No requerido

No requerido

Protección

Primaria y

Secundaria

250% 250%

250% 125% 167%

2. Corrientes de Inrush: El efecto térmico producido por la corriente de energización

en vacío, es tomado en cuenta a través de un equivalente de calentamiento. Para

efectos de tener un criterio de trabajo, se puede seleccionar uno de los puntos de

la curva de inrush, el cual indica que durante la energización, la corriente

produce un calentamiento equivalente a una corriente eficaz (12 a 15) veces la

nominal durante 0,1 segundos. Adicionalmente, se verifica que la protección deje

pasar la máxima intensidad del inrush que corresponde a 25 veces la corriente

nominal por 0,01 s [4].

3. Conexión de Transformadores: En Cervecería Regional, todos los

transformadores presentan conexión delta – estrella a tierra, para lo cual se

cumple que “la máxima corriente que aparece en el primario para una falla

trifásica o bifásica es también la corriente de falla en el secundario entre la

relación de transformación, pero esto no ocurre con el cortocircuito monofásico,

caso para el cual la corriente primaria toma un valor de 0,577 veces la corriente

de falla entre la relación de transformación. Esto sugiere que para una protección

con fusibles en el primario de manera adecuada, su curva de tiempo total de

despeje debe ser más rápida que la curva de daño del transformador reducida en

corriente 0,577 veces [4].

23

2.4.3. Criterios de Coordinación [4, 8]

Para aquellas características que posean bandas de operación, como es el caso de

los fusibles y los interruptores de bajo voltaje, los mismos pueden ser fácilmente

coordinados con otros simplemente permitiendo una separación visible entre ambas

curvas.

En el caso de la coordinación de elementos instantáneos de interruptores

termomágneticos, no hay temporización alguna, por ello debe discriminarse la

operación en términos de la corriente y no del tiempo. Si ocurre una falla y dos

interruptores de la misma rama la detectan operarán indistintamente, y entonces se

tendrá una mala coordinación. Lo que debe hacerse es seleccionar el ajuste de la

corriente mínima del instantáneo del interruptor aguas arriba, de tal modo que no

vea fallas en la zona alrededor del ubicado aguas abajo.

Lo anterior puede lograrse ajustándose el valor del instantáneo del interruptor

aguas arriba a 125% de la corriente de cortocircuito de la zona del ubicado abajo.

Esto funciona bien cuando la distancia entre los mismos es lo suficientemente

grande como para permitir la discriminación. Si este no es el caso porque ambos se

encuentren muy cercanos, la coordinación de instantáneos es imposible, lo cual se

soluciona eliminando el elemento instantáneo del interruptor aguas arriba, esto trae

como consecuencia una pérdida de velocidad en el sistema de protección, pero mejora

la selectividad. La decisión de inhibir finalmente el instantáneo en cuestión,

depende de si los cables y barras involucradas son capaces de soportar el nivel de

cortocircuito durante ese tiempo adicional, por lo que hay que verificar sus curvas de

daño.

CAPÍTULOS III

METODOLOGÍA

3.1. Recolección De Datos

Para realizar un estudio de coordinación de protecciones, es necesario contar con

un diagrama unifilar que proporcione la información sobre cada uno de los

dispositivos conectados en red.

Cervecería Regional ya contaba con dicho diagrama unifilar de la planta, el cual

contenía los dispositivos de protección desde la línea de 13,8 kV proveniente de

TURBOVEN hasta los interruptores conectado a la barra de 480 V de cada una de

las subestaciones. No obstante, si bien esta información era insuficiente para llevar

a cabo el estudio debido a que no contaba con los calibres y longitudes de los

conductores, ni con los datos de placa de los equipos protegidos, el mismo constituyó

un apoyo sobre el cual se basó el trabajo de campo.

Durante la recolección de datos se tomó directamente de los dispositivos la

siguiente información (Ver Apéndice D):

Motores: Datos de placa de todos los motores con potencia superior a 50 hp.

Cables: Calibre, tipo de aislamiento y longitud aproximada.

Transformadores: Datos de placa.

Relés térmicos: Marca, Modelo y Ajuste

Interruptores: Marca, modelo, corriente nominal, capacidad de cortocircuito,

capacidad de interrupción y ajustes actuales.

Fusibles: Marca, corriente nominal, tipo y capacidad de interrupción.

25

Posteriormente, se procedió a digitalizar los datos disponiéndolos en tres formatos

distintos: Tablas de información detallada y diagrama unifilar, (ambos para el uso

del Departamento de Mantenimiento Eléctrico de Planta) y un segundo diagrama

realizado en el programa comercial en el cual se realizó la coordinación de

protecciones.

3.2. Niveles de Cortocircuito y Determinación del Estado Actual

Una vez realizado el diagrama unifilar, se procedió a determinar los niveles de

cortocircuito monofásico – tierra, bifásico – tierra y trifásico en las barras de 13,8 y

0,48 kV debajo de cada uno de los dispositivos de protección.

A partir de ello, se introdujeron los ajustes actuales de las distintas protecciones

instaladas, a fin de determinar si los mismos eran adecuados para la carga de forma

que dejaran pasar las corrientes normales de operación y proporcionaran una

coordinación selectiva según los criterios previamente establecidos en la sección 3.4,

para lo cual se utilizó el módulo de coordinación de protecciones del programa

comercial.

Las características de la mayor parte de los dispositivos que se encuentra en planta,

ya formaban parte de las librerías del programa, no obstante, hubo un grupo para el

cual fue necesario introducir las curvas tiempo – corriente de los interruptores de

manara manual a partir de las curvas tiempo – corriente encontradas en los

catálogos en línea.

Posteriormente, se determinó si los dispositivos instalados poseían la capacidad de

cortocircuito necesaria para abrir la máxima corriente de falla que podría pasar a

través de los mismos. Para ello, se utilizó nuevamente el programa, verificando

según las normas (ANSI o IEC) para las cuales fue construido y probado el

interruptor o el fusible.

26

3.3. Propuesta de Coordinación de Protecciones

Una vez determinado el estado actual de los ajustes, se dispuso a realizar

propuestas para el cambio de aquellos que no proporcionaran la mejor combinación

de sensibilidad, rapidez y selectividad.

Así mismo, se evaluaron las posibilidades de realizar cambios de dispositivos de

protección y conductores, para aquellos casos en los cuales las características de los

actuales no correspondieran con las corrientes nominales de las cargas a las cuales

están conectados, o que no permitieran un funcionamiento selectivo del sistema de

protección.

CAPÍTULO IV

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

4.1. Niveles de Cortocircuito

En la Tabla 4.1, se observa los resultados correspondientes a los niveles de

cortocircuito monofásico, bifásico – tierra y trifásico, para cada una de las barras en

las cuales se encuentran dispositivos de protección (interruptores y fusibles). Se han

resaltado en rojo el valor del mayor nivel de cortocircuitos posible en cada barra.

En resumen, de las 42 barras estudiadas, se obtuvo que el tipo de falla bifásico –

tierra producía el mayor nivel de cortocircuito en 6 de los casos, mientras que en el

resto de los casos está conformado completamente por fallas del tipo trifásico.

28

Tabla 4.1. Niveles de Cortocircuito Simétricos a ½ Ciclo y 100% V nominal.

Nodo 3F

(kA)

1F-T

(kA)

2F – T

(kA)

2 45,195 44,642 44,934

3 4,310 3,598 4,074

5 24,176 20,834 22,996

10 23,430 19,665 22,064

12 12,509 8,663 11,833

15 3,508 2,130 3,211

17 1,131 0,666 1,020

18 2,326 1,936 2,198

20 6,187 4,969 5,955

22 35,923 31,787 35,979

23 12,701 8,971 12,001

24 11,829 8,291 11,156

26 8,420 5,240 7,804

31 34,556 29,691 34,956

34 27,735 21,858 27,215

50 11,544 7,927 10,894

51 11,544 7,927 10,894

53 41,1 38,274 41,025

71 48,282 45,762 47,296

72 5,178 3,141 4,744

76 5,619 3,416 5,154

78 21,830 15,729 20,843

88 39,403 33,481 38,632

152 17,440 13,640 16,623

153 52,430 47,448 50,468

154 61,185 56,813 59,681

165 56,604 50,8 54,286

171 55,887 49,813 53,337

176 14,551 10,620 13,621

182 40,073 34,467 37,941

185 12,697 9,962 12,166

187 22,642 17,340 21,147

192 36,764 30,691 34,508

194 33,673 28,133 31,632

200 12,842 14,440 12,291

293 9,437 8,491 9,492

322 5,210 5,009 5,228

321 5,145 4,907 5,108

345 5,239 5,119 5,287

346 5,189 5,039 5,237

363 2,744 2,130 2,676

367 2,744 2,130 2,676

371 24,149 18,410 23,637

373 11,544 7,927 10,894

29

4.2. Verificación de la Capacidad de Interrupción

Se comprobó que existen dispositivos que no permiten la apertura de manera

segura del peor caso de la corriente de falla en el punto en el que están conectados,

lo cual puede traer como consecuencia que el personal o los equipos de protección

sufran daños durante la operación de los mismos (ver Apéndice B).

Entres los dispositivos que poseen una capacidad de interrupción muy inferior a la

necesaria, se encuentran aquellos conectados a las barras de la subestación, los

cuales son de vital importancia debido a que alimentan a las distintas aéreas

administrativas y de producción, por lo cual su buen funcionamiento y una rápida

posibilidad de restablecimiento son de gran de importancia.

4.3. Coordinación de Protecciones

A continuación se detalla el proceso de coordinación para las ramas del Tablero

Torre de Enfriamiento (Subestación 1), el Compresor de CO2 #2 (Subestación 2), el

Compresor de Aire #4 (Subestación 4) y el Caney, los cuales fueron escogidos por ser

aquellos que mejor ejemplifican el uso de cada uno de los criterios previamente

explicados.

En cada tabla se especifica un código, el cual es el nombre con el cual el dispositivo

fue registrado en la aplicación del programa. Éste es de gran relevancia, ya que el

mismo permite la identificación del equipo en las curvas de coordinación que más

adelante se mostrarán.

Por último, se definen las abreviaturas utilizadas en las tablas, las cuales

corresponden con el nombre otorgado por el fabricante para la identificación de cada

uno de los ajustes de los dispositivos.

I: Ajuste del Instantáneo.

Io: Ajuste del umbral del sensor del interruptor.

Im ó Isd: Ajuste del umbral de retardo corto de tiempo.

Ior: Ajuste del umbral contra sobrecorriente del relé térmico.

30

Ir: Ajuste del umbral de retardo largo de tiempo.

IxT: Ajuste de la banda de retardo coto de tiempo que permite darle forma “inclinada”

o de “L”.

tm: Banda de ajuste de la zona de retardo corto de tiempo.

tr: Banda de la ajuste de la zona de retardo largo de tiempo.

4.3.1. Tablero Torre de Enfriamiento: Rama 15 de la Subestación #1

Esta rama alimenta a tres motores, dos que accionan las bombas de las torres, los

cuales son iguales y poseen la misma importancia dentro del proceso; y una tercera

máquina que corresponde al ventilador.

4.3.1.1. Ajustes Actuales

Tabla 4.2. Ajustes Actuales de los Relés Térmicos de la Rama del Tablero Torre de

Enfriamiento.

Motores de Bombas

Telemecanique LR D22

Código: OL7 y OL8

Motor de Ventilador

Telemecanique LR D21

Código: OL9

Característica Ajuste Actual Rango Ajuste Rango

Ior 20A 16A – 24A 18ª 12A-18ª

Tabla 4.3. Ajustes Actuales de los Interruptores de Motores de la Rama del Tablero

de Torre de Enfriamiento.

Motores de Bombas

Merlin Gerin Compact NS100N

UD: TM40D

Código: CB53 y CB51

Motores de Bombas


UD: TM40D

Código: CB49

Característica Ajuste

Actual

Ajuste

Amperios Rango Ajuste

Ajuste

Amperios Rango

Ir 1 40 (0,8 – 1)

∙40 A 1 40

(0,8 – 1) ∙40 A

I 432 A 432 Sin

Ajuste 432 A 432

Sin

Ajuste

31

Tabla 4.4. Ajustes Actuales del Interruptor Principal del Tablero de Torre de

Enfriamiento.

Merlin Gerin Compact NS400H - UD: STR23SE

Código: CB47

Característica Ajuste Actual Ajuste en Amperios Rango

Io 0,9 360 (0,5 – 1)∙400 A

Ir 0,93 334,8 (0,8 – 1)∙Io

Im 6 2008,8 (5 – 10)∙Ir

I 3599 A 3599 Sin Ajuste

Tabla 4.5. Ajustes Actuales del Interruptor de la Subestación Correspondiente a la

Rama de Torre del Tablero de Enfriamiento.

Merlin Gerin Compact NS400N - UD: STR23SE

Código: CB45


Io 0,9 360 (0,5 – 1)∙400 A

Ir 0,93 334,8 (0,8 – 1)∙Io

Im 6 2008,8 (5 – 10)∙Ir

I 3599 A 3599 Sin Ajuste

Tabla 4.6. Ajustes Actuales del Interruptor Principal de la Subestación #1.

Merlin Gerin Masterpact M32H1- UD: STR58U

Código: CB2

Característica Ajuste Actual Umbral en

Amperios Rango

Io 0,8 2400 (0,5 – 1)∙3000A

Ir 1 2400 (0,8 – 1)∙Io

Im 5 12000 (1,5 – 10)∙Ir

Ixt off - On – Off

I 6 18000 On: (2 -10)∙3000A -

Off

tr 120 s - 15 – 480 (s)

tm 0,3 s - 0 – 0,4 (s)

A continuación, en las Figuras 4.1 y 4.2, se aprecia el estado actual de la

coordinación de protecciones.

32

Figura 4.1. Coordinación Actual de las Protecciones de los Motores de las Bombas.

33

Figura 4.2. Coordinación Actual de las Protecciones del Motor del Ventilador.

34

Como es posible apreciar a través de las Figuras 4.1 y 4.2, los ajustes actuales

permiten el paso de la corriente de energización de cada uno de los motores, de la

misma manera se comprueba que las curvas son lo suficientemente lentas como para

que en caso de falla en ramas paralelas los interruptores no actúen ante el

transitorio electromagnético de las máquinas. Sin embargo, se verifica que los

interruptores de los motores (CB53, CB51, CB49) no son lo bastante rápidos para

operar antes de la condición de daño del equipo protegido.

Por otro lado, se observa que hay selectividad durante un rango de sobrecarga

entre los relés térmicos y sus respectivos interruptores aguas arriba, lo mismo

ocurre para estos últimos y la protección principal del tablero.

No hay ningún tipo de coordinación entre el interruptor principal de tablero y el de

la subestación, lo cual si bien no es tan relevante debido a que se trata de

protecciones de respaldo y por tanto la carga que se deja de alimentar ante un

cortocircuito es la misma, no tener selectividad implica simplemente mayor tiempo

en la localización de la falla.

Finalmente, el mayor problema encontrado es la falta de coordinación ante

corrientes de cortocircuito entre el interruptor principal de la subestación y el

ubicado aguas abajo en la rama. Debido a que la incorrecta operación del Masterpact

(CB2) trae consigo la pérdida de carga del resto de las ramas conectadas al mismo,

las cuales alimentan motores y áreas administrativas, de cuyo buen funcionamiento

depende el proceso de producción de la planta.

35

4.3.1.2. Propuesta de Coordinación de Protecciones

4.3.1.2.1. Relés Térmicos: Códigos OL7 y OL8 para Motores de Bombas y OL9 para

el Ventilador

Dado que los motores están diseñados para un factor de servicio de 1.2, se permite

una sobrecarga de 15% respecto a la corriente nominal de fase, lo cual busca

mantener el mayor tiempo posible la continuidad del servicio. Como se indicó

anteriormente, los motores de las bombas son semejantes, en consecuencia sus

ajustes serán iguales.

Por otro lado, los transformadores de corriente de los relés térmicos miden la

corriente de fase del motor, es por ello que la corriente del dato de placa de la

máquina (ver Tabla A1.1 para Mtr 12 y Mtr 13 en caso de las Bombas y Mtr 14 para

el ventilador), que es de línea, se debe dividir por un factor de 3.

Tabla 4.7. Selección del Umbral de los Relés Térmicos del Tablero de Torre de

Enfriamiento.

Umbral del Relé Térmico

Motores de Bomba Motor del Ventilador

𝐼𝑜𝑟 = 1,15 ∙31,6𝐴

3= 20,98𝐴 ≈ 21𝐴 𝐼𝑜𝑟 = 1,15 ∙

21𝐴

3= 13,9430𝐴 ≈ 14𝐴

Se verifica a continuación, si la selección permite que los dispositivos de protección

dejen pasar las corrientes normales de operación y actúen antes de las intensidades

de daño.

A partir de la potencia nominal de los motores Mtr12, Mtr13 (bombas) y Mtr14

(ventilador) que aparecen en la Tabla A.1, se obtiene de la Tabla 2.2 la corriente de

arranque a 230 V. Dado que la intensidad es inversamente proporcional al voltaje,

la corriente de rotor bloqueado referida a tensión nominal será aquella indicada en

la tabla multiplicada por un factor de 230/480.

36

No obstante, debido a que la energización de los motores se hace a tensión

reducida mediante un arrancador estrella – delta, la corriente de rotor bloqueado

obtenida anteriormente se debe dividir adicionalmente por un factor de 3.

De la tabla 4.8, se aprecia que los ajustes seleccionados son adecuados para las

características del motor a los cuales protegen, ya que dejan pasar las corrientes de

arranque y son más rápidas que las respectivas curvas y condiciones de daño.

Tabla 4.8. Verificación de las Corrientes Normales de Operación para los Relés

Térmicos del Tablero de Torre de Enfriamiento.

Bombas Ventilador

Condición Icond (A) tMotor (s) tRelé (s) Icond (A) tMotor (s) tRelé (s)

Daño 189,6 20 7 126 20 7

Arranque 58,3 5 80 37,05 5 94,6

Al comparar la Tabla 4.7 con la Tabla 4.2, se puede decir al respecto que los relés

de los motores de bomba pierden sensibilidad, pero ello permite un mayor rango de

sobrecarga, de acuerdo al factor de servicio que garantiza la continuidad de la

operación de la máquina y por tanto del proceso.

Por su parte, el dispositivo de protección al motor de ventilador, manteniendo la

condición se sobrecarga expuesta anteriormente, gana sensibilidad al compararla

con los valores actuales.

4.3.1.2.2. Interruptor de Motor: Códigos CB51 y CB53 para Motores de Bombas y

CB49 para el Ventilador

Los interruptores instalados sólo permiten el ajuste del umbral térmico en función

de su corriente nominal (40 A), el mismo se selecciona de manera tal que permita

una sobrecarga del 15% para asegurar continuidad de servicio. En paréntesis se

incluye el ajuste en amperios.

37

Tabla 4.9. Selección del Umbral Térmico del Interruptor del Tablero de Torre de

Enfriamiento.

Umbral Interruptor de Motores

Motores de Bomba Motor del Ventilador

𝐼𝑟 = 1,15 ∙31,6𝐴

40𝐴= 0,92 (36,34 A) 𝐼𝑟 = 1,15 ∙

21𝐴

40= 0,8 (24,15 A)

Al igual que el caso anterior se verifica que la curva inversa sea más rápida que la

condición de daño del motor y más lenta que la corriente de arranque y transitorio

electromagnético.

Como es posible apreciar en la Tabla 4.10, en el caso de los interruptores de los

motores de bomba, la curva de protección es lo suficientemente lenta para permitir

el arranque de la máquina y el transitorio electromagnético, también es más rápida

que la condición de daño.

Tabla 4.10. Verificación de las Corrientes Normales de Operación para los

Interruptores de Motores de la Rama del Tablero de Torres de Enfriamiento.

Bombas Ventilador

Condición Icond (A) tMotor (s) tint (s) Icond (A) tMotor (s) tint (s)

Daño 189,6 20 15,3 126 20 29,3

Arranque 58,3 5 56,5 37,05 5 377

T. E.M. 379,2 0,03 0,84 252 0,03 1,15

No obstante, al observar la Figura 4.3, se aprecia que no hay selectividad respecto

al relé térmico ubicado aguas abajo. Esta condición no es tan relevante, debido que

sin importar cual dispositivo actúe primero, la carga fuera de servicio es la misma.

Además, un ajuste mayor sería menos sensible y el interruptor no actuaría antes de

la condición de daño.

38

Así mismo, se aprecia que la curva de daño y la del interruptor se solapan, sin

embargo, hacer el ajuste menor, si bien sería más sensible no permitiría la operación

del relé térmico.

Por otro lado, de la Tabla 4.10 se verifica que el interruptor del ventilador es lo

suficientemente lento para permitir la energización del motor y el transitorio

electromagnético, pero no es tan rápido para actuar antes que la condición de daño

de la máquina, no obstante, el ajuste seleccionado es el más sensible posible.

De la Figura 4.2, se observa que si bien durante un rango de corriente existe

selectividad respecto al relé térmico, luego de los 63 A, se deja de cumplir esta

condición, lo cual no es tan relevante debido a que la carga fuera de servicio es la

misma sin importar que dispositivo actúe primero.

Finalmente, al comparar los ajustes propuestos (Tabla 4.9) con los actuales (Tabla

4.3) se aprecia que se obtiene mayor sensibilidad, a pesar que se pierde selectividad

respecto al relé térmico, lo cual, como se explico anteriormente no implica una

diferencia en la carga fuera de servicio durante el despeje de la falla.

4.3.1.2.3. Interruptor Principal de Tablero: Código CB47

Tabla 4.11. Ajuste Propuesto Para el Interruptor Principal de la Rama del Tablero

de Torres de Enfriamiento.

Característica Ajuste Ajuste en Amperios

Io 0,5 200

Ir 0,8 160

Isd 5 800

Al comparar las figuras 4.1 y 4.2 con las 4.3 y 4.4, se verifica que se obtiene la

máxima sensibilidad posible, sin dejar de tener selectividad durante el período de

sobrecarga.

39

Sin embargo, debido a que no es posible inhibir el instantáneo del interruptor no

se puede obtener selectividad ante corrientes de cortocircuito, como se puede

apreciar en las figuras 4.3 y 4.4.

4.3.1.2.4. Interruptor en la Subestación: Código CB45

Tabla 4.12. Ajuste Propuesto Para el Interruptor de la Subestación #1.


Io 1 400

Ir 1 4000

Isd 10 4000

Dado que no es posible eliminar el instantáneo para coordinar las curvas en el

nivel de cortocircuito y cada característica es múltiplo de la anterior, se ajustan

todos los parámetros al mayor valor, de manera de obtener selectividad durante el

máximo rango de corrientes posibles.

De lo anterior se extrae, que si bien se gana selectividad, se pierde la sensibilidad

de los umbrales como se puede apreciar al contrastar las tablas 4.5 y 4.12

Finalmente, se verifica si el conductor es protegido con los nuevos ajustes del

interruptor, se utilizó como criterio que el ajuste de la protección no sea superior que

la ampacidad del conductor sobrecargada 25%, luego de aplicársele el factor de

corrección por temperatura de operación.

Tabla 4.13. Verificación de la protección del conductor de la Rama del Tablero de

Torre de Enfriamiento.

Verificación de protección del Conductor

Tipo. 350MCM THW

𝐼𝑖 = 𝐼𝑜 ∙ 𝐼𝑟 ∙ 400𝐴 = 1 ∙ 1 ∙ 400𝐴 = 400 𝐴

1,25 ∙ 𝐹𝐶 ∙ 𝐼𝑟 = 1,25 ∙ 0,88 ∙ 505𝐴 = 555,5 𝐴

40

En la tabla 4.13, se aprecia que se cumple el criterio anteriormente explicado, en

consecuencia el ajuste seleccionado protege durante sobrecarga al conductor.

4.3.1.2.5. Interruptor Principal de la Subestación: Código CB2

Este interruptor protege el secundario del transformador, para el ajuste del sensor

(Io) y el umbral de la zona de retardo largo de tiempo (Ir), se permite una sobrecarga

de 25%, siguiendo las normas COVENIN, como fue ilustrado en la Tabla 2.2.

Dado que la corriente nominal del transformador es InBT=2405,6 A, para cumplir

con lo explicado en la párrafo anterior, la protección contra sobrecorrientes debe ser

ajustada a 3007 A, lo cual no es posible debido a que el máximo valor permisible por

el equipo es de sólo 3000 A que corresponde a una selección de Io=1 e Ir=1. Al

comparar con la Tabla 4.6 se observa que ello implica una pérdida de sensibilidad

respecto al actual.

La banda de tiempo de la zona de retardo largo se ajusta al menor valor posible

permitiendo la selectividad con los interruptores aguas abajo, en este caso a tr= 30 s.

El umbral del retardo corto de tiempo se deja igual, debido a que es la opción más

sensible que permite selectividad respecto a todas las ramas coordinadas (Im=5). Por

otro lado, para su banda de tiempo se toma tm=0,1 s la cual permite ganar rapidez

en relación con el valor actual.

Finalmente, para lograr selectividad en el nivel de cortocircuito con las

protecciones aguas abajo se inhibe el instantáneo, lo cual si bien hace que se tenga

un dispositivo más lento, garantiza que ante una falla en cualquiera de las ramas, el

resto de ellos continuaran su normal operación. El resumen de la propuesta se

muestra en la Tabla 4.14.

41

Tabla 4.14. Ajustes Propuestos para el Interruptor Principal de la Subestación #1.


Io 1 3000

Ir 1 3000

Im 5 15000

Ixt Off -

I Off -

tr 30 s -

tm 0,1s -

42

Figura 4.3. Propuesta de Coordinación para las Protecciones de los Motores de

Bombas.

43

Figura 4.4. Propuesta de Coordinación para las Protecciones del Ventilador.

44

4.3.2. Compresor de CO2 #1: Rama 7 de la Subestación #2

La rama alimenta dos motores iguales, uno para el compresor de R-22 y otro para

el de CO2, ambos manejan una carga mecánica inferior a la nominal.


Tabla 4.15. Ajustes Actuales de los Relés Térmicos de la Rama del Compresor de

CO2 #1.

Motor de Compresor R-22

Klockner Moeller Z5

Código: OL17

Motor de Compresor CO2

Klockner Moeller Z5

Código: OL18

Característica Ajuste Actual Rango Ajuste Rango

Ior 85A 70A – 100A 70ª 70A – 100A

Tabla 4.16. Ajustes Actuales de los Interruptores de los Motores de la Rama del

Compresor de CO2 #1.

Motor de Compresor R-22


UD: TM200D

Código: CB147

Motor de Compresor CO2


UD: TM160D

Código: CB149

Característica Ajuste

Actual

Ajuste

en

Amperios

Rango Ajuste

Ajuste

en

Amperios

Rango

Ir 1 200 (0,8 – 1)

200A 1 160

(0,8 – 1) 160A

Im 8,5 1700 (5-10) ∙Ir 1250 1250 Sin

Ajuste

Tabla 4.17. Ajustes Actuales del Interruptor Principal del Tablero de la Rama del


Klockner Moeller NZMH9 315 – UD: ZM9 315

Código: CB145

Característica Ajuste Actual Rango

Io 315A 240A– 315 A

I 2000A Sin Ajuste

45

Tabla 4.18. Ajustes Actuales del Interruptor en la Subestación de la Rama del



Código: CB143


Io 0,9 334,8

(0,5 – 1)∙400A

Ir 0,93 (0,8 – 1)∙Io

Im 6 2008,8 (5 – 10)∙Ir

I 3600 3600 Sin Ajuste


Merlin Gerin Masterpact M32H1- UD: STR58U

Código: CB129


Io 0,8 2400 (0,5 – 1)∙3000A

Ir 1 2400 (0,8 – 1)∙Io

Im 5 12000 (1,5 – 10)∙Ir

Ixt off - On – Off

I 4 12000 On: (2 -10)∙3000A -

Off

tr 240 s - 15 – 480 (s)

tm 0,3 s - 0 – 0,4 (s)

A continuación, en la Figura 4.5, se aprecia el estado actual de la coordinación de

protecciones.

46

Figura 4.5. Coordinación Actual de las Protecciones de la Rama de la Planta de CO2

#1.

47

Sabiendo que la corriente nominal de cada uno de los motores es 139 A (Ver Tabla

A.2 para Mtr39 y Mtr41), se observa en la Tabla 4.15, que el relé térmico

correspondiente al compresor de R-22 sólo permite el paso de la corriente nominal,

es decir sin un rango de sobrecarga, mientras que el de CO2 se encuentra ajustado al

87,22% de dicha intensidad, lo cual se debe a que éstas máquinas están

sobredimensionadas para la carga mecánica que manejan.

Por otro lado, de la Figura 5.5, se extrae que cada uno de los relés térmicos son lo

suficientemente lentos, para dejar pasar las respectivas corrientes de arranque de

los motores que protegen; y lo bastante rápidos para actuar antes de la condición de

daño de la máquina.

Los interruptores de cada uno de los motores, se encuentran ajustados a su

corriente nominal, lo cual permite tener un rango de selectividad respecto los

correspondientes relés térmicos ubicados aguas abajo.

El ajuste actual de los interruptores antes mencionados permiten el paso de la

corriente de arranque pero no del transitorio electromagnético, además la curva de

tiempo máximo de despeje no es lo suficientemente rápida para actuar antes de la

condición de daño del motor, por lo cual no se puede garantizar que la máquina

tenga con este dispositivo protección contra sobrecalentamiento.

En cuanto al interruptor principal de tablero y el de subestación, se tiene que

ambas curvas se solapan con la de los dispositivos ubicados aguas abajo, lo cual ante

una falla generaría pérdida de selectividad.

Finalmente, si bien el interruptor principal de la subestación es selectivo con el

ubicado aguas abajo durante el período de sobrecarga, lo mismo no se cumple en el

área de cortocircuito, lo cual implica que ante una falla en la rama se perdería toda

la carga conectada al Masterpact.

48


4.3.2.2.1. Relés Térmicos: Códigos OL17 y OL18

No se realizan cambios debido a que el ajuste actual fue seleccionado según la

carga mecánica que maneja el motor, la cual está por debajo de la nominal, como se

explicó anteriormente.

A continuación se verifica que el relé es capaz de dejar pasar la corriente de

arranque y actuar antes que la condición de daño del motor, tal como se había

explicado anteriormente.

Tabla 4.20. Verificación de las Corriente Normales de Operación para los Relés

Térmicos del Compresor de CO2 #1.

Compresor R-22 Compresor CO2

Condición Icond (A) tMotor (s) tRelé (s) Icond (A) tMotor (s) tRelé (s)

Daño 834 20 15,3 834 20 29,3

Arranque 289,8958 5 56,5 289,8958 5 377

4.3.2.2.2. Interruptor del Motor: Códigos CB147 y CB149

Al igual que el caso de la rama anterior, se ajusta el umbral de sobrecarga del

interruptor del motor al mismo valor de la corriente de línea del relé térmico, como

se aprecia en la Tabla 4.21.

Tabla 4.21. Selección del Umbral Térmico de los Interruptores de los Motores de la

Rama del Compresor de CO2 #1.

Umbral Interruptor de Motores


𝐼𝑟 =85 𝐴

200 𝐴∙ 3 = 0,8 (147,22 𝐴) 𝐼𝑟 =

70 𝐴

160 𝐴∙ 3 = 0,8 (121,24 𝐴)

49

La unidad de disparo del dispositivo en la rama del compresor de CO2 no permite el

ajuste del umbral de retardo corto de tiempo, mientras que para el correspondiente

al de R-22 se selecciona el valor más sensible que permita el paso del transitorio

electromagnético, en este caso es Im=10xIr.

En la Tabla 4.22 se aprecia el resumen del comportamiento de la curva propuesta

ante las corrientes normales de operación.


interruptores de los Motores de la Rama del Compresor de CO2 #1.


Condición Icond (A) tMotor (s) tint (s) Icond (A) tMotor (s) tint (s)

Daño 834 20 86,5 834 20 39

Arranque 289,8958 5 109,4 289,8958 5 48

T. E.M. 1668 0,03 2,33 1668 0,03 0,0246

Al evaluar las tablas 4.16 y 4.22, se establecen las ventajas y desventajas de los

ajustes propuestos para la protección contra sobrecorriente. En ambos interruptores

se pierde selectividad respecto al relé aguas abajo, lo cual como se ha explicado en

casos anteriores no es tan relevante debido a que la carga que se deja de alimentar

ante una falla es la misma sin importar quien actúe primero.

En esta zona, las curvas se comportan de la manera más rápida y sensible posible,

pero ello no impide permitir el paso de la corriente de energización. No obstante, no

son los suficientemente veloces para actuar antes de las de daño de cada uno de los

motores, lo cual no se puede cumplir con los interruptores actuales, por lo que la

protección al motor la proporciona el relé térmico en el rango de corrientes de

sobrecarga.

En cuanto a la protección contra cortocircuito, el nuevo ajuste del dispositivo del

compresor de R-22, constituye un umbral menos sensible, pero gracias a ello es

posible que el interruptor permita el paso del transitorio electromagnético.

50

4.3.2.2.3. Interruptor Principal de Tablero: Código CB145

Dado que el dispositivo actual no permite obtener selectividad respecto a los

interruptores ubicados aguas abajo, lo cual trae consigo que ante una falla en uno de

los motores ambos salgan de servicio de manera innecesaria, se propone a

continuación un cambio de protección, por otro de mayor corriente nominal, como un

Merlin Gerin Compact NS630N, con la unidad de disparo (UD): STR23SE.

En este sentido se plantean, como posibles ajustes los mostrados en la Tabla 4.23.

Los mismos fueron elegidos por ser los más sensibles que permitían obtener

selectividad respecto a los interruptores de los motores.

Tabla 4.23. Ajustes Propuestos para el Interruptor Sugerido Como Principal en la

Rama del Compresor de CO2 #1.

Característica Recomendación Ajuste en Amperios

Io 1 630

Ir 1 630

Im 5 3150

No obstante se advierte que entre las desventajas se encuentra obviamente, la

inversión que implica la compra de un nuevo equipo y la pérdida de sensibilidad y

rapidez de la curva.

4.3.2.2.4. Interruptor De la Subestación: Código CB143

Dado que la curva del interruptor actual se solapa no sólo con el del principal de

tablero sino también con los dispositivos de protección en las líneas del motor, se

plantea al igual que en el caso anterior un cambio de interruptor por uno de mayor

corriente nominal. El dispositivo que se recomienda en este caso es un Merlin Gerin

Compact NS800N con unidad de disparo Micrologic 2.0.

En la Tabla 4.24 se presentan los valores propuestos para el nuevo interruptor.

51

Tabla 4.24. Ajustes Propuestos para el Interruptor Sugerido para la Subestación en

la Rama del Compresor de CO2 #1.

Característica Recomendación Umbral en Amperios

Ir 0,85 680

Tr 12 s -

Isd 10 6800

En el caso del umbral contra sobrecorriente, se selecciona el ajuste más sensible

que permita obtener selectividad respecto al interruptor propuesto aguas abajo. De

la misma manera, el valor de la banda para esta zona corresponde con el más rápido

que no se solapa con la curva de dispositivo principal de tablero.

En cuanto a la zona del instantáneo, dado que el mismo no se puede inhibir, para

lograr selectividad en un rango de corriente se ajusta el umbral al máximo valor

posible aunque ello implique la pérdida de sensibilidad para la protección contra

cortocircuito (Isd= 10xIr).

Finalmente, en la siguiente tabla se muestra que el dispositivo y sus ajustes

propuestos son capaces de proporcionar protección al conductor, siguiendo el criterio

antes mencionado.

Tabla 4.25. Verificación de la protección del conductor del Rama del Compresor de

CO2 #1.


Tipo. 500MCM THW

𝐼𝑖 = 𝐼𝑟 ∙ 800𝐴 = 0,85 ∙ 800𝐴 = 680𝐴

1,25 ∙ 𝐹𝐶 ∙ 𝐼𝑟 = 1,25 ∙ 0,88 ∙ 620𝐴 = 682𝐴

52


Este interruptor protege el secundario del transformador, para el ajuste del sensor

(Io) y el umbral de la zona de retardo largo de tiempo (Ir), se permite una sobrecarga

de 25%, siguiendo las normas COVENIN.

Dado que la corriente nominal del transformador es InBT=2405,6A, para cumplir

con lo explicado en la párrafo anterior, la protección contra sobrecorrientes debe ser

ajustada a 3007A, lo cual no es posible debido a que el máximo valor permisible por

el equipo es de sólo 3000A que corresponde a una selección de Io=1 e Ir=1. Al

comparar con la Tabla 4.6 se observa que ello implica una pérdida de sensibilidad

respecto al actual.

La banda de tiempo de la zona de retardo largo se ajusta al menor valor posible,

que permite tener selectividad con el interruptor aguas abajo, es decir 30 s.

El umbral del retardo largo de tiempo se deja igual, debido a que es la opción más

sensible que permite selectividad respecto a todas las ramas coordinadas (Im=5). Por

otro lado, para su banda de tiempo se toma tm=0,2 la cual permite ganar rapidez en

relación con el valor actual.

Finalmente, para lograr selectividad en el nivel de cortocircuito con las

protecciones aguas abajo se inhibe el instantáneo, lo cual si bien hace que se tenga

un dispositivo más lento, garantiza que ante una falla cualquiera de las ramas, el

resto de ellos continuaran su normal operación. El resumen de la propuesta se

muestra en la Tabla 4.26.



Io 1 3000

Ir 1 3000

Im 5 15000

Ixt Off -

I Off -

Tr 30 s -

Tm 0,1 s -

53

Figura 4.6. Coordinación Propuesta de las Protecciones de la Rama de la Planta CO2

#1.

54

4.3.3. Compresor de Aire #4: Rama 5 de la Subestación #4

Esta rama sólo alimenta el motor del compresor de aire, el cual es regulado por un

variador de velocidad.


Tabla 4.27. Ajustes Actuales del Interruptor de la Subestación del Compresor de

Aire #4.


Código: CB275


Io 0,9 567 (0,5 – 1)∙630A

Ir 0,93 527,31 (0,8 – 1)∙Io

Im 6 3163,86 (5 – 10)∙Ir

I 5670ª 5670 Sin Ajuste


Merlin Gerin Masterpact M32H1- UD: STR38S

Código: CB241

Característica Ajuste Actual Umbral en

Amperios Rango

Io 1 3200 (0,5 – 1)∙3200A

Ir 1 3200 (0,8 – 1)∙Io

Im 6 19200 (1,5 – 10)∙Ir

Ixt Off - On – Off

I Off - On: (2 -10)∙3200A -

Off

Tm 0,2 s - 0 – 0,4 (s)

A continuación se presenta la Figura 4.7, la cual muestra la coordinación actual de

la rama del Compresor de Aire #4

55

Figura 4.7. Coordinación Actual de las Protecciones de la Rama del Compresor de

Aire #4.

56

A partir de la Figura 4.7, se aprecia que si bien hay selectividad entre los

dispositivos, los ajustes no son los más adecuados para proporcionar protección al

motor.

Esto se debe a que la curva del interruptor principal de la subestación se solapa

con la de la de deterioro del estator, adicionalmente no cumple con la condición de

daño, en consecuencia es necesario hacer el dispositivo de protección más rápido y

sensible.

No obstante, el interruptor de la subestación, cumple con la condición de

transitorio electromagnético, de manera que ante una falla en ramas paralelas el

dispositivo será lo suficientemente lento como para no dispararse de manera errada

por la momentánea contribución del motor al cortocircuito.

Finalmente, se aprecia que no se verifica la condición de arranque del motor, esto

es debido a que la energización es controlada por una función rampa impuesta por el

variador de velocidad que permite que la corriente durante este período no llegue a

su máximo pico, estimado en seis veces la intensidad nominal.


4.3.3.2.1. Interruptor en la Subestación: Código CB275

Dado que el motor es de servicio continuo, se permite una sobrecarga de un 15%

tal como se hizo anteriormente, para asegurar la menor cantidad de paradas que

impliquen pérdidas en el proceso de producción.

Tabla 4.29. Selección del Umbral Térmico del Interruptor en la Subestación de la

Rama del Compresor de Aire #4.

Umbral de Protección Contra Sobrecarga

1,15 ∙ 265𝐴 = 305,75𝐴 → 𝐼0 = 0,5 ∙ 400 𝐴, 𝐼𝑟 = 0,98 ∙ 𝐼0

57

Por otro lado, se selecciona el valor más sensible que garantice que la curva de

tiempo mínimo de despeje deje pasar la corriente del transitorio electromagnético,

en este caso Im=10xIr.

A continuación, se resume en una tabla el comportamiento del interruptor ante las

corrientes normales de operación del motor. Como se había mencionado

anteriormente, se quiere que el dispositivo sea lo suficientemente rápido para actuar

antes de las condiciones de daño y lo bastante lento para permitir el paso del

transitorio electromagnético. En esta oportunidad no se verifica la energización, ya

que tal como se había señalado anteriormente la máquina posee un variador de

velocidad que garantiza un arranque suave.

Tabla 4.30. Verificación de las Corriente Normales de Operación para el interruptor

del Motor del Compresor de Aire #4.

Condición Icond (A) tMotor (s) tTint (s)

Daño 1590 20 10,6

T. E.M. 3180 0,03 0,0312

Ahora, se verifica que el ajuste es capaz de proteger al conductor instalado, tal

como se muestra en la Tabla 4.31 siguiendo el criterio antes mencionado.

Tabla 4.31. Verificación de la protección del conductor de la Rama del Compresor de

Aire #4.


Tipo. FG70R 1x120mm2

𝐼𝑖 = 𝐼𝑜 ∙ 𝐼𝑟 ∙ 630𝐴 = 0,5 ∙ 1 ∙ 630𝐴 = 315𝐴

1,25 ∙ 𝐹𝐶 ∙ 𝐼𝑟 = 1,25 ∙ 0,88 ∙ 383𝐴 = 421,3𝐴

Finalmente, al comparar los ajustes propuestos con los actuales, se verifica que la

selección planteada proporciona mayor sensibilidad permitiendo un rango de

58

sobrecarga, adicionalmente la nueva curva es más rápida razón por la cual actúa

antes de la condición de daño.


Este interruptor es la protección del secundario del transformador, al respecto, la

norma COVENIN señala como recomendación permitir una sobrecarga del 25%

respecto a la intensidad nominal en baja tensión.

La corriente nominal del transformador es InBT=3007A, lo cual implica que el

interruptor debería estar ajustado a 3759A, no obstante, dado que la máxima opción

que proporciona la unidad de disparo es 3200 A se ajusta al mismo, es decir Io=Ir=1.

En cuanto a la corriente del umbral de retardo largo de tiempo, se ajusta al

mínimo valor que permita obtener selectividad respecto a los dispositivos de las

ramas en paralelo con la del Compresor de Aire #4 (ver Apéndice II), en este caso

Im=8xIr. Sin embargo, se tiene como desventaja que ello implica pérdida de

sensibilidad.

La banda de tiempo de esta zona, se ajusta lo más rápida posible sin perder

selectividad con los dispositivos aguas abajo.

Finalmente, para seguir teniendo selectividad durante el cortocircuito, se

mantiene inhibido el instantáneo. El resumen de los ajustes indicados se muestra en

la Tabla 4.32.



Io 1 3200

Ir 1 3200

Im 8 25600

Ixt Off -

I Off -

Tm 0,1 s -

59

Figura 4.8. Coordinación Propuesta de las Protecciones de la Rama del Compresor

de Aire #4.

60

4.3.4. Caney

Esta rama está compuesta por un banco de transformadores monofásicos, en

configuración delta- estrella a tierra, con relación 13,8/0,22 kV que alimenta la

iluminación y los tomacorrientes del caney. La rama tiene un interruptor para la

protección de los devanados de baja tensión y un fusible para la protección de los

devanados en alta.

Dado que no se posee información del fusible instalado y el interruptor no presenta

opciones para la selección del umbral, se omite la sección de “Ajustes Actuales” y

únicamente se muestra a continuación la marca del interruptor.

Tabla 4.33. Información del Interruptor del Secundario del Transformador de la

Rama del Caney.

Square D KAL36250- In=250A

Código: CB466


4.3.4.1.1. Interruptor en el Secundario del Transformador: Código CB47

Como se explicó anteriormente, el interruptor no posee capacidad de ajuste, sin

embargo se verifica si la corriente nominal del dispositivo cumple con la

recomendación dada por las normas COVENIN. Esta señala, que se permite una

sobrecarga del 25% para la protección del secundario, en transformadores cuya

relación de baja tensión sea inferior a 600V.

La corriente del transformador para el lado de baja tensión, es en este caso igual a

InBT=196,8 A, que implica que el interruptor debe poseer una intensidad nominal de

246 A, lo cual se cumple ya que el dispositivo es de 250 A.

61

4.3.4.1.2. Fusible del Lado del Primario del Transformador: Código Fuse63

A continuación se procede a seleccionar un fusible que esté coordinado con el

interruptor aguas abajo, de manera de aprovechar al máximo posible la capacidad

de reposicionamiento de este último.

Para cumplir con lo anterior, se siguen las recomendaciones dadas por las normas

COVENIN para los primarios con voltajes superiores a 600V, las mismas indican

que la corriente nominal del fusible debe ser el 300% de la intensidad en dicho

devanado, en este caso IF=3∙3,1378 A= 9,4133 A≈ 10 A. Adicionalmente, el

dispositivo debe estar diseñado para tensiones superiores a 13,8 kV; ser lo

suficientemente lento para dejar pasar tanto el máximo pico de la corriente de

energización en vacio (25∙InBT= 78,4450 A durante 0,01 s) como su equivalente

térmico (12∙InBT= 37,6536 A durante 0,1 s) tomando en cuenta un precalentamiento,

como criterio de seguridad, en la curva mínima de despeje de 75%.

Finalmente, es necesario verificar que el fusible sea lo suficientemente rápido,

para actuar antes de la curva de daño del transformador multiplicada por un factor

de 0,58. Dicho factor es consecuencia del tipo de conexión del banco de

transformadores (delta – estrella a tierra) como fue explicado en la sección 3.4.

El resultado de haber cumplido con todo lo anterior, fue seleccionar un fusible

marca General Electric, de 15 A, tensión nominal 15,5 kV y modelo 9F60 EJO-1

62

Figura 4.9. Coordinación Propuesta de las Protecciones del Caney.

63

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Conclusiones

Se observaron problemas de coordinación, siendo los más graves los de los

interruptores principales de las subestaciones uno y dos respecto a los dispositivos

ubicados aguas abajo.

Esto se debe a que para los niveles de cortocircuito, las curvas de las protecciones

antes mencionadas se solapan, perdiendo selectividad en dicha zona. El resultado es

que ante una falla en los bornes de alguno de los interruptores de la subestación, es

posible que se accione el interruptor principal, perdiendo la carga de todas las ramas

conectadas al mismo, lo que se traduce en la interrupción de los procesos

administrativos y productivos.

Así mismo se determinó que muchos de los dispositivos de protección de los

transformadores de relación 480/250 V se encuentran subdimensionados, en

consecuencia no dejan pasar la corriente nominal de la máquina, lo cual no ha sido

un problema hasta ahora porque la carga mecánica conectada implica una corriente

inferior a la nominal. Sin embargo, si se deciden realizar ampliaciones los mismos

tendrán que ser cambiados.

Finalmente, se encontraron interruptores que no poseen la capacidad de

interrupción adecuada a los niveles de cortocircuito de las barras a las cuales están

conectados, lo que podría generar daños en los equipos o en el personal técnico ante

un cortocircuito sólido o de muy baja impedancia.

64

Recomendaciones

Para evitar posibles accidentes que puedan dañar los equipos o incluso salir

herido personal técnico, se recomienda el cambio de aquellos interruptores cuyas

capacidades de interrupción no sean aptas para el nivel de cortocircuito de las

barras a las cuales están conectados. La lista de los mismos, se incluye en el

Apéndice B.

Se encontraron problemas de coordinación a través de cada una de las ramas

estudiadas. Para evitar la pérdida de carga de manera innecesaria, se aconseja

utilizar la propuesta de ajustes mostrada en el capítulo IV y el apéndice C,

especialmente en el caso de los interruptores principales de la subestación y su

correspondiente fusibles, ya que ellos se encargan de alimentar un gran número

de cargas de las cuales depende el buen funcionamiento del proceso de

producción de la planta.

Debido al tamaño de los centros de control de motores (CCM) y a la presencia de

gran número de variadores de velocidad, no se pudo determinar la carga

instalada en los mismos. En consecuencia, los valores de los interruptores

principales no fueron modificados y a partir de dichos ajustes, la coordinación fue

realizada aguas arriba de los mismos. Es por ello, que se recomienda estudiar los

equipos conectados a dichos interruptores o medir la corriente con un equipo

TRUE RMS para de esta manera determinar si la selección actual es adecuada.

En la rama del centro de control de motores de PTAB, la corriente nominal del

interruptor ubicado en la subestación es menor que el que se encuentra aguas

abajo, en consecuencia para lograr una coordinación selectiva que permita

disminuir el tiempo de búsqueda de causas de falla, se recomienda el intercambio

de dichos dispositivos ajustándolos a los valores propuestos en el Apéndice II.

En la rama que alimenta el tablero de iluminación de fermentación, el

interruptor en la subestación no protege adecuadamente el conductor, en

consecuencia se propone medir la carga para determinar si el dispositivo está

sobredimensionado o en caso contrario cambiar el conductor por uno de mayor

calibre, como por ejemplo uno #1 AWG THW.

65

Las curvas de la mayoría de los interruptores ubicados en las distintas

subestaciones se encontraban en las librerías del programa con el cual se

realizaron las coordinaciones, o en su defecto fueron obtenidas de los catálogos en

línea y posteriormente agregadas al programa. No obstante, hubo un grupo de

dispositivos que no pudieron ser hallados y en consecuencia las ramas en las que

se encontraban o parte de ellas no se coordinaron. Respecto a estas protecciones,

se hace la recomendación de llevarlos a laboratorios en los cuales se puedan

obtener sus curvas tiempo – corriente de manera experimental. La lista de tales

dispositivos se muestra en la Tabla CR.1, siendo In la corriente nominal del

dispositivo.

66

Tabla CR.1. Lista de Interruptores Con Curvas Desconocidas.

Código Modelo y Unidad

de Diparo In (A) Ubicación

CB4 Klockner Moeller

NZM11-630 630

S/E 1, CCM Filtración #1:

Rama 1


NZM 14-1000 1000

S/E 1, CCM NH3 # 5: Rama

3

CB245 S/E 4, CCM NH3 # 6: Rama

3

CB89, CB91,

CB94, CB95,

CB98, CB99,

CB101

Merlin Gerin

Compact

NS80HMA

80;

50; 25

S/E 1, CCM Caldera: Rama

6

CB310, CB312,

CB314

S/E 4, CCM Caldera #3 y #4:

Rama 12


N6 -100 100

S/E 1, Bombas de Aguas

KSB-2: Rama 20


P10 -630 630

S/E 1, Planta CO2 #2: Rama

25


NZM12 - 1000 1000


2


NZM 14-1250 1250


1

CB268 S/E 4, CCM NH3 # 7: Rama

2

CB292 Moeller P7-250 250 S/E 4, TC Compresores NH3

#7 y #8: Rama 8

CB296 Moeller P10-400 400 S/E 4, Planta CO2 #3: Rama

11

CB443 Siemens Serie A

FXD63B200 200 Pozo 3

67

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] Sitio Web de Cerveceria Regional. [En línea] 2010. [Citado el: 02 de 09 de 2010.]

http://cerveceriaregional.empleate.com/conf/cerveceriaregional.empleate.com/datos_e

mpresas/la_corporacion.php

[2] Harper, Gilberto Enriquez. Protección de Instalaciones Eléctricas Industriales y

Comerciales. Editorial Limusa, 2003.

[3] AREVA. Network Protection & Automation Guide. Barcelona, 2005, pp 10.

[4] Pérez J., Luis G. Apuntes sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Baja y

Media Tensión. Septiembre, 1995.

[5]ARQUYS. [En línea] 2010. [Citado el 10 de 11 de 2010.]

http://www.arqhys.com/arquitectura/fusibles-tipos.html

[6] IEE. IEEE. ST 37.96 Guide for AC Motor Protection. Nueva York, 2000, pp 25 -

27, 76.

[7] Código Eléctrico Nacional. Fondonorma. 2004, pp 346-347.

[8] IEEE Std. 242 Recommended Practice for Protection and Coordination of

Industrial and Commercial Power Systems. Nueva York, 1986, pp 605, 607 – 608.

[9] Bueno, Alexander. Electrónica de Potencia. Caracas, 2010, pp 361 – 362.

[10] NEMA. Nema Standards Publication MG -1 1998: Motor and Generators.

Virginia, 2002, parte 12, pp 9.

[10] Fraile Mora. Maquinas Eléctrica. Madrid: Editorial McGraw – Hill, 2003, pp

317 – 322.

[12] Apuntes de la materia Sistema de Protección código CT4222 dictada por el Prof.

Elmer Sorrentino en la Universidad Simón Bolívar. Caracas, 2010.

.

68

APÉNDICE A

LISTA DE MOTORES Y TRANSFORMADORES INSTALADOS

A continuación se presentan los datos de placa de cada uno de los equipos

protegidos durante las coordinaciones. Donde:

FP: Factor de potencia

In: Corriente Nominal

InAT: Corriente nominal del transformador en el devanado de alta tensión

InBT: Corriente nominal del transformador en el devanado de baja tensión

Vn: Tensión Nominal

VnAT: Voltaje nominal del transformador en el devanado de alta tensión

VnBT: Voltaje nominal del transformador en el devanado de baja tensión

Pn: Potencia Activa Nominal

S: Potencia Aparente Nominal

Z: Impedancia de cortocircuito del transformador

η: Velocidad nominal del motor

Las tablas están organizadas según el tipo de máquina y la subestación a la cual

está conectada. Cada uno de los dispositivos cuenta con el código que lo identifica en

el diagrama unifilar del programa.

69

A.1 Datos de Placa de los Motores Protegidos Durante la Coordinación

Tabla A.1. Lista de Motores Instalados en la Subestación #1.

Código Marca Vn

(V)

In

(A)

Pn

(kW)

η

(rpm) FP Ubicación

Mtr29 AEG 480 670 480 3560 - Compresor NH3 #5:

Rama 3

Mtr15 Reliance 460 24,7 14,91 3430 - Caldera #1: Rama 6

Mtr17 U. S. Motors 460 143 44,74 1775 - Caldera #2: Rama 6

Mtr19 U. S. Motors 460 143 44,74 1775 - Caldera #3: Rama 6

Mtr22 UNIMOUNT 460 49,6 15 1700 - Alimentación #1:

Rama 6

Mtr23

U.S.

Electrical

Motors

460 59 37,28 3535 - Alimentación #2:

Rama 6

Mtr27

U.S.

Electrical

Motors

460 56 37,28 3560 - Alimentación #2:

Rama 6

Mtr26 ABB 460 22 13,42 3530 0,89 Condensado #1:

Rama 6

Mtr29 ABB 460 22 13,42 3530 0,89 Condensado #2:

Rama 6

Mtr12 WEG 460 31,6 18,64 1765 0,89

Bomba #1 de Torres

de Enfriamiento:

Rama 15

Mtr13 WEG 460 31,6 18,64 1765 0,89

Bomba #2 de Torres

de Enfriamiento:

Rama 15

Mtr14 Kohlbach 460 21 9,321 710 0,65

Ventilador de

Torres de

Enfriamiento: Rama

15

Mtr128 SEW

Eurodrive 480 12,9 7,5 1730 -

Tanque de Afrecho:

Rama 21

Mtr126 - 440 8,4 3,8 - - Motor #1 de Triper:

Rama 23

Mtr125 - 440 9 3,8 - - Motor #2 de Triper:

Rama 23

Mtr1 AEG 460 160 103 1780 0,86 Compresor CO2:

Rama 25

Mtr3 Bitzer 460 585 55,5 3500 - Compresor R-507:

Rama 25

Mtr4 Bitzer 460 585 55,5 3500 - Compresor R-507:

Rama 25

70


Código Marca Vn

(V)

In

(A)

Pn

(kW)

η

(rpm) FP Ubicación

Mtr50 AEG 480 260/330 170/238 1775/3560 0,83/0,92

Compresor

NH3 #1:

Rama 1

Mtr51 AEG 480 260/330 170/238 1775/3560 0,83/0,92

Compresor

NH3 #2:

Rama 1

Mtr53 AEG 480 260/330 170/238 1775/3560 0,83/0,92

Compresor

NH3 #3:

Rama 1

Mtr47 AEG 480 670 480 3560 0,91

Compresor

NH3 #4:

Rama 2

Mtr45 Siemens 460 270 180 3580 -

Compresor

de Aire #1:

Rama 3

Mtr43 Siemens 460 270 180 3580 -

Compresor

de Aire #2:

Rama 4

Mtr39 ABB 440 139 88 1774 0,88

Compresor

de R-22:

Rama 7

Mtr41 ABB 440 139 88 1774 0,88

Compresor

de CO2:

Rama 7

Mtr37 Siemens 440 - 149 3588 0,91

Compresor

de Aire #3:

Rama 4

71


Tabla A.4. Lista de Motores Instalados en los Pozos.

Código Marca Vn

(V)

In

(A)

Pn

(kW)

η

(rpm) FP Ubicación

Mtr58 AEG 480 850 600 3580 0,88

Compresor

NH3 #8:

Rama 1

Mtr60 AEG 480 850 600 3580 0,88

Compresor

NH3 #7:

Rama 2

Mtr62 AEG 480 670 480 3560 0,91

Compresor

NH3 #6:

Rama 3

Mtr63 Siemens 440 265 160 4185 0,88

Compresor

de Aire#4:

Rama 5

Mtr65 Bitzer 460 65 59,6 3600 -

Compresor

R-507: Rama

11

Mtr67 Bitzer 460 65 59,6 3600 -

Compresor

R-507: Rama

11

Mtr68 AEG 460 160 103 1785 0,85

Compresor

CO2: Rama

11

Mtr70 Marathon 460 24,7 55,92 1775 - Caldera #4:

Rama 12

Mtr72 Marathon 460 24,7 55,92 1775 - Caldera #5:

Rama 12

Mtr74

U.S

Electrical

Motors

460 56 37,28 3560 - Alimentación

#4: Rama 12

Mtr76

U.S

Electrical

Motors

460 60 37,28 3560 - Alimentación

#5: Rama 12

Mtr78 EBERLE 440 24,6 14,91 3550 0,88 Condensado

#3: Rama 12

Código Marca Vn

(V)

In

(A)

Pn

(kW)

η

(rpm) FP Ubicación

Mtr110 - - - 74,57 - - Pozo 3

Nuevo

Mtr108 - - - 37,28 - - Pozo 3 Viejo

Mtr116 - 113 59,66 Pozo 4

Mtr120 - 440 132,4 74,57 1770 - Pozo 5

A.2 Datos de Placa de los Transformadores Protegidos Durante la Coordinación

Tabla A.5. Lista de Transformadores Instalados en la Subestación #1.

Código VnAT

(kV)

VnBT

(kV)

InAT

(A)

InBT

(A)

S

(kVA)

Z

(%) Tipo Conexión Ubicación

T1 13,8 0,48 83,7 2405,6 2000 5,75 Trifásico Dyn11 Rama Principal

T7 0,48 0,208 54 125 45 6,2 Trifásico Dyn0

Iluminación

Sala de

Máquina:

Rama 8

T6 0,48 0,208 90 208 75 5,5 Trifásico Dyn0

Tomacorriente

Molienda:

Rama 9

T5 0,48 0,208 59 125 45 6,2 Trifásico Dyn0

Iluminación

Molienda:

Rama 13

T4 - - - - - - - - Planta Piloto:

Rama 16

T3 0,48 0,208 36 83 30 5,1 Trifásico Dyn0

Iluminación

Fermentación:

Rama 17

T2 0,48 0,208 36 83 30 5,1 Trifásico Dyn0

Iluminación

Filtración 2:

Rama 26


Código VnAT

(kV)

VnBT

(kV)

InAT

(A)

InBT

(A)

S

(kVA)

Z


T10 13,8 0,48 83,7 2405,6 2000 5,75 Trifásico Dyn11 Rama Principal

T12 0,48 0,208 90 208 75 5,5 Trifásico Dyn0 Taller: Rama 10


Código VnAT

(kV)

VnBT

(kV)

InAT

(A)

InBT

(A)

S

(kVA)

Z


T10 13,8 0,48 104,6 3007 2500 6 Trifásico Dyn11 Rama Principal

Tabla A.8. Lista de Transformadores Instalados en los Pozos, Almacen y Caney.

Código VnAT

(kV)

VnBT

(kV)

InAT

(A)

InBT

(A)

S

(kVA)

Z


T30 13,8 0,44 12,55 393,64 3x100 - Banco Dyn Pozo 3

T32 13,8 0,44 6,28 196,82 3x50 - Banco Dyn Pozo 4

T36 13,8 0,44 6,28 196,82 3x50 - Banco Dyn Pozo 5

T39 13,8 0,22 3,14 196,82 3x25 - Banco Dyn Almacén

T41 13,8 0,22 3,14 196,82 3x25 - Banco Dyn Caney

74

APÉNDICE B

CAPACIDAD DE INTERRUPCIÓN DE LOS DISPOSITIVOS

En las siguientes tablas se presentan las capacidades de interrupción de cada uno

de los interruptores y fusibles coordinados calculados mediante el programa de

análisis de sistemas de potencia, cuyo método se basa en las normas IEC 60909 y en

ANSI/IEEE C.37.

Los resultados están organizados según la subestación a la cual pertenecen los

dispositivos y según la norma en la que fueron especificados los datos de placa.

Previamente, se define de manera breve cada una de las abreviaciones utilizadas en

los cuadros.

Norma IEC

Ib Asim: Corriente de cortocircuito asimétrica de interrupción.

Ib Sim: Corriente de cortocircuito simétrica de interrupción.

ip: Corriente de Cortocircuito Pico.

Ith: Equivalente Térmico de la Corriente de Cortocircuito.

Ithr: Corriente nominal que resiste el equipo en cortocircuito.

I”K: Corriente Eficaz de la Componente Alterna de Corto Circuito Simétrica en

el Instante de Cortocircuito.

Making Peak: Valor del pico máximo del de cortocircuito en el punto en el cual

se encuentra conectada la protección.

N: Nodo.

Tkr: Tiempo nominal que resiste el equipo en cortocircuito.

75

Norma ANSI

Adj. Sim. kA rms: Es el valor eficaz ajustado de la corriente simétrica de

cortocircuito o esfuerzo de cortocircuito total asimétrico.

FP de Prueba: Factor de potencia de prueba, del interruptor.

F. M.: Factor de multiplicación para cálculo de corrientes asimétricas.

Rated Int: Capacidad de interrupción del dispositivo, es comparado con el

esfuerzo de cortorcircuito.

Sim kA rms: Corriente de Cortocircuito Trifásica Simétrica.

X/R: Relación entre la reactancia de Thevenin calculada en el punto de falla y

la resistencia de dicha impedancia.

76

B.1 Dispositivos de Protección de la Subestación I

B.1.1 Dispositivos de Protección con norma IEC

Tabla B.1. Capacidad de Apertura de los Dispositivos de la Subestación #1 con

Norma IEC.

Capacidad del Dispositivo

(kA) Corriente de Cortocircuito (kA)

N Protección Making

Peak

Ib

Sim

Ib

Asim I”k ip

Ib

Sim

Ib

Asim ¿Cumple?

1 Fuse2 40.00 53,23 13,03 33,03 12,99 19,38 Si

2

CB2 165.00 75,00 89,661 49,18 113,17 47,56 61,55 Si

CB3 63,00 30,00 34,01 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB6 63,00 30,00 34,01 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB12 63,00 30,00 34,01 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB16 63,00 30,00 34,01 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB18 63,00 30,00 34,01 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB22 36,00 18,00 19,61 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB25 36,00 18,00 19,61 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB28 36,00 18,00 19,61 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB30 36,00 18,00 19,61 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB34 63,00 30,00 34,01 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB39 63,00 30,00 34,01 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB45 63,00 30,00 34,01 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB55 63,00 30,00 34,01 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB59 63,00 30,00 34,01 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB65 36,00 18,00 19,61 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB69 36,00 18,00 19,61 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB73 63,00 30,00 34,01 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB75 63,00 30,00 34,01 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB79 63,00 30,00 34,01 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB81 63,00 30,00 34,01 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB83 63,00 30,00 34,01 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB105 63,00 30,00 34,01 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB109 84,00 20,00 21,01 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB117 63,00 30,00 34,01 49,18 113,17 47,56 61,55 No

CB122 63,00 30,00 34,01 49,18 113,17 47,56 61,55 No

17 CB32 28,00 7,00 7,089 1,187 1,712 1,187 1,187 Si

22

CB53 36,00 18,00 19,609 38,221 76,570 37,475 41,475 No

CB51 36,00 18,00 19,609 38,221 76,570 37,475 41,475 No

CB49 36,00 18,00 19,609 38,221 76,570 37,475 41,475 No

CB47 105,00 50,00 56,689 38,221 76,570 37,475 41,466 Si

23 CB57 63,00 30,00 34,01 13,389 22,915 13,347 13,569 Si

34 CB87 36,00 18,00 19,609 29,636 53,851 28,935 30,082 No

CB85 105,00 50,00 56,689 29,636 53,851 28,935 30,082 Si

51 CB107 52,500 13,00 14,162 12,154 19,608 12,154 1,255 Si

53 CB113 109,119 51,9615 58,9140 44,097 96,444 42,943 51,888 Si

77


Norma IEC (Continuación).

Capacidad

Del Dispositivo CC 3F

N Protección Ithr

(kA)

Tkr

(s)

Ith

(kA) ¿Cumple?

2

CB2 45,00 1 45,998 No

CB3 5,00 1 45,998 No

CB6 7,56 1 45,998 No

CB12 7,56 1 45,998 No

CB16 5,00 1 45,998 No

CB18 7,56 1 45,998 No

CB22 5 1 45,998 No

CB25 5 1 45,998 No

CB28 5 1 45,998 No

CB30 5 1 45,998 No

CB34 5 1 45,998 No

CB39 5 1 45,998 No

CB45 5 1 45,998 No

CB55 7,56 1 45,998 No

CB59 5 1 45,998 No

CB65 5 1 45,998 No

CB69 5 1 45,998 No

CB73 5 1 45,998 No

CB75 5 1 45,998 No

CB79 5 1 45,998 No

CB81 5 1 45,998 No

CB83 5 1 45,998 No

CB105 5 1 45,998 No

CB109 15 1 45,998 No

CB117 7,56 1 45,998 No

CB122 7,56 1 45,998 No

17 CB32 5 1 1,188 Si

22

CB53 5 1 36,084 No

CB51 5 1 36,084 No

CB49 5 1 36,084 No

CB47 5 1 36,084 No

23 CB57 5 1 13,425 No

34 CB87 5 1 27,936 No

CB85 5 1 27,936 No

51 CB107 5,00 1 12,180 No

53 CB113 8,6603 1 41,302 No

78

B.1.2 Dispositivos de Protección con norma ANSI

Tabla B.3. Capacidad de apertura de los dispositivos de la subestación # 1 con norma

ANSI.

Corriente de Cortocircuito Capacidad del

dispositivo

N Protección Sim kA

rms X/R F.M

Adj Sim

kA rms

FP de

Prueba

Rated

Int ¿Cumple?

3 CB469 4,31 0,2 1 4,310 30,00 18,00 Si

10 CB14 23,430 1,4 1 23,430 20,00 65,00 Si

12 CB20 12,509 1,5 1 12,489 20,00 35,00 Si

18 CB35 2,326 0,1 1 2,326 20,00 25,00 Si

CB37 2,326 0,1 1 2,326 20,00 35,00 Si

20 CB41 6,187 0,6 1 6,187 20,00 25,00 Si

CB43 6,187 0,6 1 6,187 30,00 18,00 Si

24 CB61 11,811 1,8 1 11,811 20,00 30,00 Si

CB63 11,811 1,8 1 11,811 30,00 18,00 Si

26 CB67 8,415 0,6 1 8,415 20,00 25,00 Si

31 CB77 34,391 2,6 1 34,391 20,00 25,00 No

50 CB103 11,528 1,5 1 11,528 20,00 42,00 Si

737 CB468 11,528 1,5 1 11,528 20,00 42,00 Si

B.2 Dispositivos de Protección de la Subestación II



Norma IEC.




Peak

Ib

Sim

Ib

Asim I”k Ip

Ib

Sim

Ib

Asim ¿Cumple?

68 Fuse16 - 40,00 53,231 7,142 17,760 7,098 10,339 Si

71

CB129 165,00 75,00 75,00 53,072 121,386 42,496 42,487 Si

CB131 63,00 30,00 34,014 53,072 121,386 42,496 42,487 No

CB139 36,00 18,00 18,00 53,072 121,386 42,496 42,487 No

CB141 63,00 30,00 30,00 53,072 121,386 42,496 42,487 No

CB143 63,00 30,00 34,014 53,072 121,386 42,496 42,487 No

CB151 36,00 18,00 18,00 53,072 121,386 42,496 42,487 No

CB153 36,00 18,00 18,00 53,072 121,386 42,496 42,487 No

CB155 63,00 30,00 30,0 53,072 121,386 42,496 42,487 No

CB157 63,00 30,00 30,00 53,072 121,386 42,496 42,487 No

CB159 84,00 20,00 20,00 53,072 121,386 42,496 42,487 No

CB132 63,00 30,00 30,00 53,072 121,386 42,496 42,487 No

78

CB147 63,00 30,00 34,014 23,566 42,605 22,745 23,635 Si

CB145 187,00 85,00 101,616 23,566 42,605 22,745 23,635 Si

CB147 63,00 30,00 34,014 23,566 42,605 22,745 23,635 Si

88 CB165 63,00 30,00 34,014 24,696 23,782 27,202 13,204 Si

79


Norma IEC (Continuación).

Capacidad


N Protección Ithr

(kA)

Tkr

(s)

Ith

(kA) ¿Cumple?

71

CB129 45,00 1 47,189 No

CB131 5,00 1 47,189 No

CB139 5,00 1 47,189 No

CB141 5,00 1 47,189 No

CB143 7,56 1 47,189 No

CB151 5,00 1 47,189 No

CB153 5,00 1 47,189 No

CB155 5,00 1 47,189 No

CB157 5,00 1 47,189 No

CB159 15,00 1 47,189 No

CB132 5,00 1 47,189 No

78

CB147 5,00 1 21,697 No

CB145 7,56 1 21,697 No

CB147 5,00 1 21,697 No

88 CB165 5,00 1 22,1379 No



Norma ANSI.

Corriente de Cortocircuito Capacidad del

dispositivo


rms X/R F.M

Adj Sim

kA rms

FP de

Prueba

Rated

Int ¿Cumple?

72 CB135 5,178 0,5 1,00 5,178 30,00 14,00 Si

CB133 5,178 0,5 1,00 5,178 30,00 14,00 Si

76 CB138 5,619 0,5 1,00 5,619 30,00 18,00 Si

80

B.3 Dispositivos de Protección de la Subestación IV



Norma IEC.




Peak

Ib

Sim

Ib

Asim I”k ip

Ib

Sim

Ib

Asim ¿Cumple?

153 CB271 109,119 51,962 58,9140 55,951 116,192 54,710 62,993 No

154

CB241 165,00 75,00 89,661 60,998 144,907 59,323 80,699 Si

CB248 84,00 20,00 21,788 60,998 144,907 59,323 80,699 No

CB249 84,00 20,00 21,788 60,998 144,907 59,323 80,699 No

CB266 84,00 20,00 21,788 60,998 144,907 59,323 80,699 No

CB246 84,00 20,00 21,788 60,998 144,907 59,323 80,699 No

CB244 63,00 30,00 34,014 60,998 144,907 59,323 80,699 No

CB275 63,00 30,00 34,014 60,998 144,907 59,323 80,699 No

CB242 63,00 30,00 34,014 60,998 144,907 59,323 80,699 No

CB281 63,00 30,00 34,014 60,998 144,907 59,323 80,699 No

CB285 63,00 30,00 34,014 60,998 144,907 59,323 80,699 No

CB288 36,00 18,00 19,609 60,998 144,907 59,323 80,699 No

CB291 63,00 30,00 34,014 60,998 144,907 59,323 80,699 No

CB295 63,00 30,00 34,014 60,998 144,907 59,323 80,699 No

CB298 63,00 30,00 34,014 60,998 144,907 59,323 80,699 No

CB319 63,00 30,00 34,014 60,998 144,907 59,323 80,699 No

CB323 63,00 30,00 34,014 60,998 144,907 59,323 80,699 No

CB325 220,00 100,00 119,548 60,998 144,907 59,323 80,699 Si

CB327 63,00 30,00 34,014 60,998 144,907 59,323 80,699 No

165 Fuse26 - 120,00 159,693 34,862 72,3189 34,042 40,088 Si

171 Fuse32 - 120,00 159,693 34,862 72,3189 34,042 40,088 Si

192

CB302 63,00 30,00 34,014 38,966 61,924 38,161 38,331 No

CB300 63,00 30,00 34,014 38,966 61,924 38,161 38,331 No

CB304 63,00 30,00 34,014 38,966 61,924 38,161 38,331 No

CB308 63,00 30,00 34,014 38,966 61,924 38,161 38,331 No

CB306 63,00 30,00 34,014 38,966 61,924 38,161 38,331 No

81

Tabla B.8. Capacidad de apertura de los dispositivos de la subestación 4 con norma

IEC (Continuación).

Capacidad


N Protección Ithr

(kA)

Tkr

(s)

Ith

(kA) ¿Cumple?

153 CB271 8,660 1,00 56,305 No

154

CB241 45,00 1,00 56,305 No

CB248 15,00 1,00 56,305 No

CB249 15,00 1,00 56,305 No

CB266 15,00 1,00 56,305 No

CB246 15,00 1,00 56,305 No

CB244 7,560 1,00 56,305 No

CB275 7,560 1,00 56,305 No

CB242 7,560 1,00 56,305 No

CB281 5,00 1,00 56,305 No

CB285 5,00 1,00 56,305 No

CB288 5,00 1,00 56,305 No

CB291 7,560 1,00 56,305 No

CB295 7,560 1,00 56,305 No

CB298 7,560 1,00 56,305 No

CB319 5,00 1,00 56,305 No

CB323 5,00 1,00 56,305 No

CB325 5,00 1,00 56,305 No

CB327 5,00 1,00 56,305 No

192

CB302 5,00 1,00 36,190 No

CB300 7,56 1,00 36,190 No

CB304 5,00 1,00 36,190 No

CB308 5,00 1,00 36,190 No

CB306 5,00 1,00 36,190 No



Norma ANSI.

Corriente de Cortorcircuito Capacidad del

dispositivo


rms X/R F.M

Adj Sim

kA rms

FP de

Prueba

Rated

Int ¿Cumple?

151 Fuse24 13,201 12,9 1,0 13,201 6,7 50,00 Si

152 CB278 17,440 1,1 1,0 17,440 20,00 42,00 Si

176 CB243 14,551 2,4 1,0 14,551 20,00 42,00 Sí

200 CB321 12,842 0,6 1,0 12,842 30,00 14,00 Si

82

B.3 Dispositivos de Protección del Caney y Almacén

Tabla B.10. Capacidad de apertura de los dispositivos del Caney y Almacén con

norma ANSI.

Corriente de Cortorcircuito Capacidad del

dispositivo


rms X/R F.M

Adj Sim

kA rms

FP de

Prueba

Rated

Int ¿Cumple?

359 Fuse61 12,758 13,2 1,00 12,758 3,95 38,00 Si

363 CB466 2,744 1,3 1,00 2,744 20,00 42,00 Si

365 Fuse63 12,758 13,2 1,00 12,758 3,95 38,00 Si

367 CB467 2,744 1,3 1,00 2,744 20,00 42,00 Si

83

APÉNDICE C

COORDINACIONES ACTUALES Y PROPUESTAS

C.1 Coordinaciones de la Subestación 1

C.1.1 Rama Principal


Subestación #1.

Protección del Secundario: Interruptor Automático (CB2)

Modelo: Masterpact M32H1 – UD: STR58U

Ajuste Actual Propuesta Motivos

Io 0,8 1 Para cumplir con la

recomendación de COVENIN de

permitir 25% de sobrecarga Ir 1 1

Im 5 5

Ya que es la opción que permite la

mayor sensibilidad siendo

selectivo con los interruptores

aguas abajo.

Ixt off Off Para mayor rapidez

I 6 Off Para tener selectividad respecto a

los interruptores aguas abajo.

Tr 120 30 Para que sea lo más rápido posible

Tm 0,3 0,1 Para que sea lo más rápido posible

Tabla C.2. Propuesta del Fusible para Protección del Lado de Alta Tensión de

Transformador 13,8/0,48kV de la Subestación #1.

Fusible de Alta Tensión (Fuse2)

Modelo: LG 24kV 125 A

Actúa antes que la curva de daño del transformador, deja pasar el máximo pico de la

corriente de energización en vacío y el equivalente de calentamiento por la corriente

de magnetización. Ante corrientes de cortocircuito no es selectivo respecto al

interruptor aguas abajo, por tanto no se puede aprovechar la capacidad de reposición

de dicho dispositivo, pero con ello se garantiza que actúe antes que la curva de daño

del transformador para fallas monofásicas.

84

Figura C.1. Curva Tiempo Corriente de la Propuesta para la Rama Principal de la

Subestación #1.

85

C.1.2 Rama 1: CCM Filtración #1

Tabla C.3. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor Principal de la CCM

Filtración #1.

Interruptor en CCM (CB4):

Modelo: Klockner Moeller NZM11-630 – UD: ZM11 - 630


Ir 455 455 No se posee la información de la

curva del interruptor. Irm/nxIr 2500 2500


Correspondiente a la Rama de la CCM Filtración #1.

Interruptor en Subestación (CB122):

Modelo: Merlin Gerin Compact NS630N – UD: STR23SE


Io 0,9 0,9 No se realizan cambios ya que las

opciones actuales ya son selectivas

y no se pueden hacer más

sensibles debido a que no se

conoce la curva del interruptor

aguas abajo.

Ir 0,93 0,93

Im 6 6

86

Figura C.2. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama del CCM Filtración #1.

87

Figura C.3. Curva Tiempo-Corriente Propuesta para la Rama del CCM Filtración #1.

88

C.1.3 Rama 2: CCM Cocimiento

Tabla C.5. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor de la CCM de la Rama de

Cocimiento.


Modelo: Klockner Moeller NZM10-630N – UD: ZM-630-NZM10


Ir 630 578 Para lograr mayor selectividad, se

intercambiaron los ajustes de

corriente con el interruptor en la

subestación. Irm/nxIr 12 6


Correspondiente a la Rama de la CCM Cocimiento #1.




Io 0,9 1 Se pierde sensibilidad, pero se

gana selectividad respecto al

interruptor aguas abajo, ubicado

en la CCM para la protección de

sobrecarga

Ir 0,93 1

Im 6 10

89

Figura C.4. Curva Tiempo Corriente Actual de la Rama del CCM Cocimiento.

90

Figura C.5. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama del CCM Cocimiento.

91

C.1.4 Rama 3: Compresor de NH3 #5

Tabla C.7. Valor Actual y Propuesto para el Relé Térmico del Compresor de NH3 #5.

Relé Térmico para Protección del Motor (OL25)

Modelo: Klockner Moeller ZW7


Ir 367,5 367,5

Se deja igual, ya que el mismo

está ajustado para proteger la

carga mecánica del equipo, la cual

es inferior a la nominal de la

máquina.

Tabla C.8. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor en Corriente de Fase del

Motor del Compresor de NH3 #5.

Interruptor Dentro de la Delta (CB113):



Io 1 1

Dada la importancia del equipo se

pierde sensibilidad, pero se

garantiza continuidad de

operación del equipo. El

dispositivo actúa antes de la

condición de daño. No hay

selectividad respecto al relé

térmico, no obstante la carga que

se pierde es la misma sin importar

quien actúe primero.

Ir 0,95 1

Im 6 10

Es el valor más cercano a dejar

pasar la corriente del transitorio

electromagnético, se pierde

sensibilidad, pero se disminuye la

posibilidad que ante una falla en

un rama paralela se active esta

protección debido a la contribución

transitoria del motor.

92

Tabla C.9. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor Principal de Tablero del

Compresor de NH3 #5.

Interruptor Principal (CB470):

Modelo: Klockner Moeller NZM 14-1000


- - - No posee capacidad de ajuste


Correspondiente al Compresor de NH3 #5.


Modelo: Merlin Gerin Compact C1001N – UD: STR25DE


Ir 1 1

Se pierde sensibilidad, pero se

garantiza que no actúe antes del

interruptor en la delta. No es

posible obtener selectividad

respecto al principal aguas abajo

debido a que se desconoce su

curva, no obstante no es tan

relevante ya que sin importar

quien opere primero, la carga

perdida es la misma

I 6 10

93

Figura C.6. Curva Tiempo Corriente Actual de las Protecciones de la Rama de los

Compresores de NH3 #5.

94

Figura C.7. Curva Tiempo Corriente Propuesta para las Protecciones de la Rama de

los Compresores de NH3 #5.

95

C.1.4 Rama 4: CCM PTAR

Tabla C.11. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor del CCM PTAR.


Modelo: Klockner Moeller NZMS-G – UD: ZM 9- 250


Ir 200 200

Se deja igual ya que no se conoce

el valor nominal de la carga

conectada.

Tabla C.12. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor de la Subestación de la

Rama del CCM PTAR.







en la CCM para la protección de

sobrecarga

Ir 0,93 1

Im 6 10

96

Figura C.8. Curva Tiempo Corriente Actual de las Protecciones de la Rama del CCM

PTAR.

97

Figura C.9. Curva Tiempo Corriente Propuesta para las Protecciones de la Rama del

CCM PTAR.

98

C.1.6 Rama 5: CCM Molienda

Tabla C.13. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor del CCM Molienda.


Modelo: Klockner Moeller NZM10-400N – UD: ZM-400-NZM10


Ir 400 360 Para lograr mayor selectividad, se

intercambiaron los ajustes de

corriente con el interruptor en la

subestación Irm/nxIr 12 6

Tabla C.14. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor en la Subestación de la

Rama del CCM Molienda.







en la CCM durante una sección de

protección contra sobrecarga.

Ir 0,93 1

Im 6 10

99

Figura C.10. Curva Tiempo Corriente Actual de las Protecciones de la Rama del

CCM Molienda.

100

Figura C.11: Curva Tiempo Corriente Propuesta para las Protecciones de la Rama

del CCM Molienda.

101

C.1.7 Rama 6: CCM Caldera

Tabla C.15. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor del CCM de Caldera.

Interruptor Principal de Tablero (CB85):



Io 0,9 0,9 Se deja igual, ya que no se posee

información de la carga nominal

conectada

Ir 0,93 0,93

Im 6 6


Rama del CCM de Caldera.




Io 0,9 1



interruptor aguas abajo durante

un rango de corriente. No

obstante, en este caso dicha

característica no es tan relevante

debido a que ante una falla la

cantidad de carga no alimentada

es la misma sin importar quien

actúe

Ir 0,93 1

Im 6 10

102

Figura C.12. Curva Tiempo Corriente Actual para las Protecciones de la Rama del

CCM Calderas.

103

Figura C.13. Curva Tiempo Corriente Propuesto para las Protecciones de la Rama

del CCM Calderas.

104

C.1.8 Rama 7: Tablero A/C Molienda Oficinas


Rama del Tablero A/C Molienda Oficinas.






conectada

Ir 0,93 0,93

Im 6 6

105

Figura C.14. Curva Tiempo Corriente Actual para las Protecciones de la Rama del

A/C Molienda Oficinas.

106


del A/C Molienda Oficinas.

107

C.1.9 Rama 8: Tablero de Iluminación de Sala de Máquinas

Tabla C.18. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor Principal de Tablero de

Iluminación de Sala de Máquinas.


Modelo: Square D KAL36150


Im 5 5

Permite el paso del equivalente en

calor de la corriente de

energización, pero no deja pasar el

peor caso de su pico. Se admite

esto, debido a que una opción

menos sensible, sería más lenta

que la curva de daño del

transformador, además que el

valor de la cresta es aleatorio por

tanto es poco probable que se te

obtenga el valor máximo.


Rama del Tablero de Iluminación de Sala de Máquinas.


Modelo: Square D NS250N – UD: TM250D


It 1 1

No es posible tener una condición

selectiva para la protección de

sobrecarga

Im 5 10


gana selectividad en un rango de

operación.

108

Figura C.16. Curva Tiempo Corriente Actual para las Protecciones de la Rama de

Iluminación de Sala de Máquinas.

109

Figura C.17. Curva Tiempo Corriente Propuesta para las Protecciones de la Rama

de Iluminación de Sala de Máquinas.

110

C.1.10 Rama 9: Tablero Tomacorriente Molienda


Correspondiente a la Rama del Tablero Tomacorriente Molienda.


Modelo: Merlin Gerin Compact NS250N – UD: TM250D


It 1 0,8

Es el ajuste más sensible que

permite que el 25% de sobrecarga

del transformador recomendado

por COVENIN

Im 5 6,5

Es el ajuste más sensible que deja

pasar el equivalente de calor de la

corriente de energización, no

obstante, no permite el peor caso

del pico de dicha condición. No

obstante, se permite esto ya que

un ajuste mayor haría que la

curva fuese más lenta que la de

daño del transformador.

111


Tomacorriente Molienda.

112


de Tomacorriente Molienda.

113

C.1.11 Rama 10: Reserva

No amerita realizar coordinación

C.1.12 Rama 11: Tablero A/C Fermentación


Correspondiente a la Tablero de A/C Fermentación.




It 1 1

Se deja igual, ya que no se posee


conectada

114


A/C Fermentación.

115


de A/C Fermentación.

116

C.1.13 Rama 12: A/C Sala fría

Tabla C.22. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor Principal de Tablero de la

Rama de A/C Sala Fría.


Modelo: Cutler Hammer FD25K


- - - El interruptor no posee capacidad

de ajuste.


Correspondiente a la Rama de A/C Sala Fría.




Ir 1 1

Se deja igual ya que no es posible

obtener una condición selectiva, no

obstante, dicha pérdida no es

significativa, debido que ante la

condición de falla la carga perdida

es la misma.

117


A/C Sala Fría.

118


de A/C Sala Fría.

119

C.1.14 Rama 13: Tablero de Iluminación Molienda


Transformador del Tablero de Iluminación Molienda.

Interruptor Primario de Transformador (CB63):

Modelo: Square D KAL 34040


- - -

El interruptor está

subdimensionado y no deja pasar

la corriente nominal de operación

del transformador, no obstante

como el mismo no se encuentra

conectado a plena carga, permite

la operación de la máquina.


Iluminación Molienda.




Im 5 5

No sólo es el más sensible posible,

sino que además para un valor

mayor se perdería selectividad con

el interruptor en la subestación y

en el Masterpact


Correspondiente a la Rama del Tablero de Iluminación Molienda.


Modelo: Merlin Gerin Compact NS400N – UD: STR 23SE



gana selectividad en una sección

de la protección contra

sobrecorriente. Ir 0,93 1

Im 6 10



de la protección contra

sobrecorriente

120


Iluminación Molienda.

121


de Iluminación Molienda.

122

C.1.15 Rama 14: CCM PTAB


CCM PTAB.



Ajuste

Actual

Ubicado En la

S.E. #1

Propuesta

Ubicarlo en

CCM

Motivos

Io 1 1 No se tiene información de la

carga total Ir 1 1

Im 6 2

Es el ajuste más sensible, además

de ser la misma corriente del

umbral actual, por lo cual se

garantiza el arranque de todos los

motores.


Correspondiente a la Rama del CCM PTAB.



Ajuste

Actual

Ubicado en

CCM

Propuesta

Ubicarlo En la

S.E. #1

Motivos

Io 0,7 0,9 Para que haya selectividad

respecto a la curva de protección

contra sobrecarga Ir 0,9 1

Im 2 10

Como no hay selectividad en

tiempo se busca que tener la

máxima posible en corriente

123


CCM PTAB.

124


de CCM PTAB.

125

C.1.17 Rama 16: Planta Piloto


Transformador de la Rama de Planta Piloto.

Interruptor Primario del Transformador (CB43):

Modelo: Square D EDB 34125

Ajuste Actual Propuesto Motivos

- - -

No se poseen los datos de placa del

transformador, en consecuencia no

es posible determinar si el

interruptor es adecuado para su

carga.

Tabla C.30 Valores Actuales y Propuestos del Interruptor Principal de Tablero de la

Rama del Planta Piloto.

Interruptor Principal Tablero (CB41):



Ii 625 2500


elimina el solapamiento con la

curva del interruptor aguas abajo.


Correspondiente a la Rama de Planta Piloto.

Interruptor Principal en Subestación (CB39):



Io 0,7 0,7 Dado que la combinación de

interruptores no permite una

coordinación selectiva, se

mantienen los ajustes ya que

proporcionan sensibilidad. Ir 1 1

Im 7 10

Se garantiza selectividad respecto

al Masterpact, aunque se pierde

con el interruptor principal del

tablero, lo cual no es tan relevante

debido a que la cantidad de carga

fuera de servicio es la misma

126


Planta Piloto.

127


de Planta Piloto.

128

C.1.18 Rama 17: Tablero de Iluminación Fermentación

Tabla C.32. Valores Actuales y Propuestos para el Interruptor que protege el

Primario del Transformador del Tablero de Iluminación Fermentación.

Interruptor Primario del Transformador (CB37):

Modelo: Square D EDB 34025


-

Tres

interruptores

monofásicos

de 20 A,

modelo

Square D

KAL14020

Interruptor

trifásico,

modelo Square

D EGB34045

Debido a que el interruptor está

subdimensionado y no deja pasar

la corriente nominal del equipo lo

cual hasta ahora no ha constituído

un problema debido a que el

mismo no está trabajando a plena

carga. El interruptor propuesto

permite una sobrecarga de 25%,

típica en transformadores de

distribución, deja pasar el peor

caso de corrientes de energización

y actúa antes que la corriente de

daño del equipo, y es el más

cercano a permitir el peor caso del

pico de la corriente de

energización.


Iluminación Fermentación.




Ii 1125 2250ª



interruptor aguas abajo.

129


Correspondiente a la Rama del Tablero de Iluminación Fermentación.

Interruptor Principal en Subestación (CB34):



Ir 1 1

No es posible obtener selectividad

debido a que la corriente nominal

de la unidad de disparo es menor

que la del interruptor ubicado

aguas abajo. No se hace la

recomendación de intercambiar los

dispositivos, ya que con ello

tampoco se logra obtener

selectividad

Im 5 10

Se pierde sensibilidad, pero dado

que no es posible obtener

selectividad respecto al

interruptor principal del tablero,

se garantiza que el ubicado en la

subestación no actúa antes de

tiempo. Como se trata de una

protección de respaldo la carga

que se pierde es la misma, por

tanto la selectividad no es tan

relevante

130


Tablero de Iluminación Fermentación.

131


de Tablero de Iluminación Fermentación.

132

C.1.19 Rama 18: Tablero de Vigilancia (Garitas)


Vigilancia.


Modelo: Cutler Hammer Fi 100




Correspondiente a la Rama del Tablero de Vigilancia.




It 1 1

Permanece igual, debido a que la

configuración actual no permite

obtener selectividad, lo cual no es

tan relevante ya que la carga

perdida ante falla es la misma.

Otra posible solución es

intercambiar los interruptores.

133


Tablero de Vigilancia (Garitas).

134


de Tablero de Vigilancia (Garitas).

135

C.1.20 Rama 19: Tomacorriente Fermentación


Correspondiente a la Rama de Tomacorriente Fermentación.




It 1 1

Permanece igual porque no se

tiene información del resto de la

carga ubicada al interruptor.

136


Tomacorriente Fermentación.

137

Figura C.35. Curva Tiempo Propuesto para las Protecciones de la Rama de

Tomacorriente Fermentación.

138

C.1.21 Rama 20: Bombas de Aguas KSB -2


Bombas de Aguas KSB-2.


Modelo: Klockner Moeller N6 - 100


- - - No posee capacidad de ajuste.


Correspondiente a la Rama de Bombas de Aguas KSB-2.




Ir 1 1

No se realizan cambios ya que las

opciones actuales ya son selectivas

y no se pueden hacer más

sensibles debido a que no se


aguas abajo.

Im 800 800

139


Bombas de Aguas KSB-2.

140


de Bombas de Aguas KSB-2.

141

C.1.22 Rama 21: Tanque de Afrecho

Tabla C.40. Valores Actuales y Propuestos del Relé Térmico del Motor de Tanque de

Afrecho.

Relé Térmico para Protección de Cada Uno de los Motores (OL26):

Modelo: Moeller PKZM016


Ir 14 14

Debido a que es un motor de uso

intermitente el relé térmico no

debería permitir sobrecargas, en

consecuencia tendría que estar

ajustado a 12,9 A. No obstante,

debido que 14 es el menor valor

de ajuste se deja igual. Deja pasar

la corriente de arranque, pero no

actúa antes de condición de daño.


Correspondiente a la Rama de Tanque de Afrecho.




Ir 1 0,8

Dado que no es posible tener una

condición selectiva respecto al relé

térmico, lo cual no es tan

relevante debido a que la carga

perdida es la misma sin importar

cual de los dos actúe, se hace más

sensible. La nueva configuración

deja pasar el arranque y el

transitorio electromagnético.

142

Figura C.38. Curva Tiempo Actual para las Protecciones de la Rama de Tanque de

Afrecho.

143


de Tanque de Afrecho.

144

C.1.23 Rama 22: CCM Filtración #2

Tabla C.42. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor Principal del CCM

Filtración #2.


Modelo: Moeller NZM7 250N – UD: DAOV NZM7


Ir 200 200 Otro valor generaría perdida de

selectividad Irm/nxIr 5 5


Correspondiente al CCM Filtración #2.




Io 0,5 0,7 Se pierde sensibilidad, pero se

gana selectividad en el tiempo

inverso. Ir 0,9 1

Isd 6 10



del instantáneo del interruptor

aguas abajo. En el nivel de

cortocircuito no es posible tener

selectividad, no obstante la misma

no es tan relevante porque se

trata de una protección de

respaldo y la carga perdida es la

misma sin importar quien actúe

145


CCM Filtración #2.

146


de CCM Filtración #2.

147

C.1.24 Rama 23: Triper

Tabla C.44. Valores Actuales y Propuestos para los Relés Térmicos del Triper.

Relé Térmico para Protección de Cada Uno de los Motores (OL10, OL11):

Modelo: Siemens Sirius 3RV1021 –A4410


Ir 11 11

Permite 15% de sobrecarga y el

paso de la corriente de arranque,

además de actuar antes de la

condición de daño


Correspondiente a la Rama del Triper.




It 1 1

Permanece igual porque no se

tiene información del resto de la

carga ubicada al interruptor.

Im 5 5

Se deja igual debido a que el

ajuste actual es la opción más

sensible y selectiva tanto con los

dispositivos aguas abajo, como con

los ubicados aguas arriba. Permite

el paso de la corriente de arranque

y del transitorio electromagnético.

148


Triper.

149


Triper.

150

C.1.25 Rama 24: CCM Filtración #2 (CMF)

Tabla C.46. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor Principal del CMF.


Modelo: Klockner Moeller NZM12 800 – UD: ZM12 630


Ir 315 315 Es el valor más sensible que ofrece

el equipo Irm/nxIr 2 2

Tt off Off Para mayor rapidez

Tabla C.47. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor en la Subestación en la

Rama del CCM Filtración #2.





gana selectividad durante el

tiempo inverso Ir 0,93 1

Isd 6 10


gana selectividad en un intervalo

de corriente. No es posible

obtenerla para el peor caso de

cortocircuito, no obstante, el

mismo no es tan relevante porque

se trata de una protección de

respaldo y en consecuencia la

carga que se pierde es la misma.

151

Figura C.44. Curva Tiempo Corriente Actual para las Protecciones del CCM

Filtración #2.

152


de CCM Filtración #2.

153

C.1.26 Rama 25: Compresor de CO2 #2

No se posee la curva del interruptor principal del tablero, en consecuencia, no se

puede realizar un ajuste que garantice la selectividad en la rama

C.1.27 Rama 26: Transformador Alumbrado Torres de Filtración #2

Tabla C.48. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor del Primario del

Transformador Alumbrado Torres de Filtración #2.

Interruptor del Transformador (CB469):

Modelo: Square D 34040


- - -

Si bien deja pasar la corriente

nominal no permite el 25% de

sobrecarga recomendado por las

normas COVENIN. Deja pasar el

equivalente térmico de la corriente

de energización, pero no su peor

pico, lo cual no es tan grave

debido que es un hecho aleatorio.


Correspondiente a la Rama del Transformador de Alumbrado Torres de Filtración

#2.




Ir 1 1

Se deja igual, ya que no se tiene

certeza de la carga total instalada

aguas abajo del interruptor

Im 5 10


gana un segmento de selectividad

con respecto al instantáneo del

interruptor aguas abajo.

154

Figura C.46. Curva Tiempo Corriente Actual para las Protecciones de la Rama


155



156




Subestación #2.


Modelo: Masterpact M32H1 – UD: STR58U


Io 0,8 1 Para cumplir con la

recomendación de COVENIN de

permitir 25% de sobrecarga Ir 1 1

Im 5 5 Para que sea selectivo respecto a


Ixt off Off Para mayor rapidez

I 4 Off Para tener selectividad respecto a


tr 240 30

Para que sea más rápido sin dejar

de ser selectivo con el interruptor

aguas abajo.

tm 0,3 0,2 Para que sea lo más rápido posible

Tabla C.51. Propuesta del Fusible para Protección del Lado de Alta Tensión de

Transformador 13,8/0,48 kV de la Subestación #2.


Modelo: LG 24 kV 125 A

Actúa antes que la curva de daño del transformador, deja pasar el máximo pico de la

corriente de energización en vacío y el equivalente de calentamiento por la corriente

de magnetización. Se pierde selectividad con el interruptor de la subestación en el

nivel de cortocircuito, por lo cual no se puede aprovechar la capacidad de reconexión

del dispositivo, no obstante esto se ve justificado ya que el fusible seleccionado

protege a la máquina ante fallas monofásicas.

157


Subestación 2.

158

C.2.2 Rama 1: Compresor de NH3 #1

Debido a limitaciones técnicas no se posee la información del interruptor principal

de tablero, y dado que alimenta a tres motores no se realizan recomendaciones

debido a que no se puede garantizar que no se pierda selectividad con los ajustes

propuestos.

C.2.3 Rama 2: Compresor NH3 #4

Tabla C.52. Valores Actuales y Propuestos del Relé Térmico del Compresor NH3 #4.




Ir 367,5 367,5





máquina.

Tabla C.53. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor de la Corriente de Fase

del Motor del Compresor de NH3 #4.




Io 1 1











Ir 0,95 1

Im 6 10





posibilidad que antes una falla en




159






- - - No posee capacidad de ajuste, se

desconoce la forma de su curva.


Correspondiente al Compresor NH3 #4.




Ir 1 1










perdida es la misma

I 6 10

160

Figura C.49. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama del Compresor de NH3

#4.

161

Figura C.50. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama del Compresor de

NH3 #4.

162

C.2.4 Rama 3: Compresor de Aire #1

Tabla C.56. Valores Actuales y Propuestos para el Relé Térmico del Compresor de

Aire #1.


Modelo: Siemens Sirius 3RB20 56


Ir 155 155

Se deja igual, ya que el dispositivo

protege no sólo al motor sino a la

carga mecánica del mismo, la cual


máquina.


Correspondiente al Compresor de Aire #4.


Modelo: Merlin Gerin Compact NS400N – UD: STR23 SE


Io 0,9 0,9 Es la opción que permite la

máxima selectividad posible,

actuando antes de la condición de

daño del motor. Ir 0,93 0,93

Im 6 10

Se pierde sensibilidad pero se

asegura que el interruptor

siempre deje pasar el transitorio

electromagnético.

163

Figura C.51. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama del Compresor de Aire

#1.

164

Figura C.52. Curva Tiempo Corriente Propuesto para la Rama del Compresor de

Aire #1.

165


Tabla C.58. Valores Actuales y Propuestos del Relé Térmico del Compresor de Aire

#2.

Relé Térmico para Protección del Motor (OL14):



Ir 155 155





máquina.

Tabla C.59. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor en la Subestación del

Compresor de Aire #2.


Modelo: Merlin Gerin Compact NS400N – UD: STR23 SE


Io 0,9 0,9 Es la opción que permite la

máxima selectividad posible,

actuando antes de la curva de

daño del motor Ir 0,93 0,93

Im 6 10

Se pierde sensibilidad pero se

asegura que el interruptor


electromagnético

166

Figura C.53. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama del Compresor de Aire

#2.

167

Figura C.54. Curva Tiempo Corriente Propuesto para la Rama del Compresor de

Aire #2.

168

C.2.6 Rama 5: Tablero de Iluminación Exterior


Correspondiente al Tablero de Iluminación Exterior.




It 1 1



conectada

169

Figura C.55. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama del Tablero de

Iluminación Exterior.

170

Figura C.56. Curva Tiempo Corriente Propuesto para la Rama del Tablero de

Iluminación Exterior.

171

C.2.7 Rama 6: Secador de Aire #1


Correspondiente al Secador de Aire #1.




Ir 1 1



conectada

172

Figura C.57. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama del Secador de Aire #1.

173

Figura C.58. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama del Secador de Aire

#1.

174


Tabla C.62. Valores Actuales y Propuestos del Relé Térmico del Compresor de Aire

#3.

Relé Térmico para Protección del Motor (OL16):



Ir 155 155





máquina.


Correspondiente al Compresor de Aire #3.


Modelo: Merlin Gerin Compact NS400N – UD:STR23 SE


Io 0,9 0,9 Se gana sensibilidad, se pierde


térmico, pero de ésta manera se

asegura que el interruptor actúe

antes que la curva de daño del

motor.

Ir 0,93 0,8

Im 6 10

Para asegurarse que el interruptor


electromagnético. Sin embargo,

con ello se pierde sensibilidad.

175

Figura C.59. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de Compresor de Aire #3.

176

Figura C.60. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de Compresor de

Aire #3.

177

C.2.10 Rama 9: Línea de Sinfones

Tabla C.64. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor Principal de la Línea de

Sifones.


Modelo: Square D FAL 34020


- - - No tiene capacidad de ajuste


Correspondiente a la Rama de Línea de Sifones.




It 0,8 0,8 Se mantiene, ya que es el valor

más sensible posible.

178

Figura C.61. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama Línea de Sifones.

179

Figura C.62. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama Línea de Sifones.

180

C.2.11 Rama 10: Taller

Tabla C.66. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor Primario del

Transformador de la Rama del Taller.

Interruptor Primario Transformador (CB135):

Modelo: Cuttler Hammer Westinghouse Fi 100


- - -

El interruptor es inadecuado para

el transformador, ya que es

posible que se dispare durante la

energización del mismo.

Tabla C.67. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor Principal de Tablero de la

Rama de Taller.


Modelo: Cuttler Hammer Westinghouse Fi 160


- - -

El interruptor es inadecuado para

el transformador, ya que es

posible que se dispare durante la

energización del mismo. Además

al no poseer ajustes, no es posible

permitir la selectividad con los

ubicados aguas abajo.


Correspondiente a la Rama de Taller.


Modelo: Merlin Gerin NS250N – UD: TM200D


It 80% 100% Se pierde sensibilidad, pero se

gana selectividad Im 5 10

181

Figura C.63. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de Taller.

182

Figura C.64. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de Taller.

183

C.2.12 Rama 11: Desaireador

Tabla C.69. Valores Actuales y Propuestos del Interruptor en Subestación de la

Rama del Desaireador.


Modelo: Merlin Gerin NS250N – UD: TM200D


It 80% 80% Se deja igual, ya que la opción

actual además de ser selectiva es

la más sensible posible. Im 5 5

184

Figura C.65. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de Desaireador.

185

Figura C.66. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de Desaireador.

186




Subestación #4.


Modelo: Masterpact M32H1 – UD: STR38S


Io 1 1 Son los ajustes más cercanos a

cumplir con la recomendación de

COVENIN de permitir un 25% de

sobrecarga Ir 1 1

Im 6 6

Se garantiza selectividad respecto

a los interruptores de los

compresores de NH3 #7 y #8

Ixt Off Off Para mayor rapidez

I Off Off

Para tener selectividad respecto a

los interruptores aguas abajo en el

nivel de cortorcircuito.

Tm 0,2 0,1 Para que sea lo más rápido posible


de Transformador 13,8/0,48kV de la Subestación #4.


Modelo: LG 24 kV 125A

Permite el paso de la corriente de energización en vacío, se pierde selectividad

respecto al interruptor aguas abajo, no obstante ello es justificado debido a que se

garantiza la protección del transformador ante fallas monofásicas y trifásicas.

187


Subestación 4.

188



NH3 #8.




Ir 450 450





máquina.

Tabla C.73. Fusible Propuesto para la Protección del Motor del Compresor de NH3

#8.

Fusible del Motor del Compresor NH3 en Delta (Fuse26):

Modelo: Siemens – 400 NH gL/gG

Permite el paso de la corriente de arranque y del transitorio electromagnético, actúa

antes de la condición de daño tomando en cuenta un precalentamiento de 25%. No es

posible tener selectividad respecto al relé térmico, no obstante la carga fuera de

servicio ante una falla es la misma.

Tabla C.74. Valores Actuales y Propuesto del Interruptor Principal de la Rama del







189


Correspondiente al Compresor de NH3 #8.




Ir 0,95 1



fusible en la delta. No es posible

obtener selectividad respecto al

principal aguas abajo debido a que

se desconoce su curva, no obstante

no es tan relevante ya que sin

importar quien opere primero, la

carga perdida es la misma

I 6 10

190


NH3 #8.

191



NH3 #7.




Ir 450 450





máquina.

Tabla C.77. Fusible Propuesto para la Protección del Motor del Compresor de NH3

#7.

Fusible del Motor del Compresor NH3 en Delta (Fuse32):

Modelo: Siemens – 400 NH gL/gG

Permite el paso de la corriente de arranque y del transitorio electromagnético, actúa

antes de la condición de daño tomando en cuenta un precalentamiento de 25%. No es

posible tener selectividad respecto al relé térmico, no obstante la carga fuera de

servicio ante una falla es la misma.

Tabla C.78. Valores Actuales y Propuesto del Interruptor Principal de la Rama del







192

Tabla C.79: Valores Actuales y Propuesto del Interruptor en la Subestación de la

Rama del Compresor de NH3 #7.




Ir 0,95 1



fusible en la delta. No es posible

obtener selectividad respecto al

principal aguas abajo debido a que

se desconoce su curva, no obstante

no es tan relevante ya que sin

importar quien opere primero, la

carga perdida es la misma

I 6 10

193


NH3 #7.

194

C.3.4. Rama 3: Compresor HN3 #6

Tabla C.80. Valores Actuales y Propuesto del Relé Térmico del Compresor

NH3 #6.




Ir 367,5 367,5





máquina.


Fase del Motor del Compresor de NH3 #6.




Io 1 1











Ir 0,95 1

Im 6 10





posibilidad que antes una falla en




195

Tabla C.82. Valores Actuales y Propuesto del Interruptor Principal del Compresor

de NH3 #6.





Tabla C.83. Valores Actuales y Propuesto del Interruptor en la Subestación de la

Rama de NH3 #6.




Ir 1 1










perdida es la misma

I 6 10

196

Figura C.70. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama del Compresor de NH3

#6.

197


NH3 #6.

198

C.3.5 Rama 4: Filtración N°3 +40

Tabla C.84. Valores Actuales y Propuesto del Interruptor Principal de la Rama de

Filtración N°3 +40.


Modelo: Klockner Moeller NZM10-400N – Ut: ZM-400-NZM10


Ir 200 200 Se deja igual, ya que está ajustado

de manera experimental y la

información de los datos de las

cargas totales no se conocen Irm/nxIr 12 12


Correspondiente a la Rama de Filtración N°3 +40.


Modelo: Merlin Gerin Compact NS630N – Ut: STR23SE


Io 0,9 0,63 Ganar sensibilidad sin perder

selectividad Ir 0,93 1

Im 6 2

199

Figura C.72. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de Filtración #3 +40.

200

Figura C.73. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de Filtración #3 +40.

201

C.3.7 Rama 6: CCM Cocimiento #2

Tabla C.86. Valores Actuales y Propuesto del Interruptor Principal del CCM

Cocimiento #2.


Modelo: Klockner Moeller NZM10-630N – UD: ZM-630


Ir 300 300 Se deja igual, ya que es la opción

que ofrece la mayor sensibilidad

posible Irm/nxIr 2 2


Correspondiente a la Rama del CCM Cocimiento #2.




Io 0,9 0,8

Para obtener mayor sensibilidad Ir 0,93 1

Im 6 2

202

Figura C.74. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de CCM Cocimiento #2.

203

Figura C.75. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de CCM Cocimiento

#2.

204

C.3.8 Rama 7: Tablero de Servicio Generales de Cocimiento

Se encuentra fuera de servicio, no amerita coordinación

C.3.9 Rama 8: TC Compresores NH3 # 7 y 8


TC Compresores NH3 #7 y 8.


Modelo: Klockner Moeller P7 250 – UD: DAOV NZM7




Correspondiente a la Rama de TC Compresores NH3 #7 y 8.




Io 0,9 0,9 Se deja igual debido a que no se


aguas abajo

Ir 0,93 0,93

Im 6 6

205

Figura C.76. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de TC Compresores NH3

#7 y #8.

206

Figura C.77. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de TC Compresores

NH3 #7 y #8.

207



Correspondiente a la Rama de Secador de Aire #2.




Ir 1 1



conectada.

208

Figura C.78. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de Secador de Aire #2.

209

Figura C.79. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de de Secador de Aire

#2.

210

C.3.11 Rama 10: Filtración N°3 +50

Tabla C.91. Valores Actuales y Propuesto del Interruptor Principal de Filtración N°3

+50.


Modelo: Moeller NZM7 250N – Ut: DAOV NZM7


Ir 200 200 Porque otro valor generaría

perdida de sensibilidad. Irm/nxIr 5 5

Tabla C.92. Valores Actuales y Propuesto del Interruptor en la Subestación la Rama

de Filtración N°3+50.




Io 0,5 0,63 Se pierde sensibilidad, pero se

gana selectividad en el

instantáneo, ya que el umbral del

mismo es múltiplo de estos

valores. Ir 0,9 1

Isd 6 10



del instantáneo del interruptor

aguas abajo. En el nivel de

cortocircuito no es posible tener

selectividad, no obstante la misma

no es tan relevante porque se

trata de una protección de

respaldo y la carga perdida es la

misma sin importar quien actúe

211

Figura C.80. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de Filtración #3 +50.

212

Figura C.81. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de Filtración #3 +50.

213

C.3.12 Rama 11: Compresor de CO2 #3

No se posee la curva del interruptor principal del tablero, en consecuencia, no se

puede realizar un ajuste que garantice la selectividad en la rama.

C.3.13 Rama 12: CCM Caldera #4 y 5

Tabla C.93. Valores Actuales y Propuesto del Interruptor Principal del CCM Caldera

#4 y 5.






conectada

Ir 0,93 0,93

Im 6 6


Correspondiente al CCM Caldera #4 y 5.




Io 0,9 1



interruptor aguas abajo durante

un rango de corriente. No

obstante, en este caso dicha

característica no es tan relevante

debido a que ante una falla la

cantidad de carga no alimentada

es la misma sin importar quien

actúe

Ir 0,93 1

Im 6 10

214

Figura C.82. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de CCM Caldera.

215

Figura C.83. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de CCM Caldera.

216

C.3.14 Rama 13: Bomba de Envío a Envasado


Bomba de Envío a Envasado.


Modelo: Klockner Moeller NZMH6 200 – UD: ZM6 -200


Ir 170 170



conectada


Correspondiente a la Rama de Bomba de Envío a Envasado.




Ir 1 1

Se deja igual, ya que es el valor

para el cual hay el menor

solapamiento de curvas

Im 5 10


gana selectividad para un rango

de corriente.

217

Figura C.84. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de Bomba de Envío a

Envasado.

218

Figura C.85. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de Bomba de Envío a

Envasado.

219

C.3.15 Rama 14: Servicios Generales de Cocimiento

Tabla C.97. Valores Actuales y Propuesto del Interruptor en la Subestación de la

Rama de Servicios Generales de Cocimiento.

Interruptor en Subestación:



Ir 1 1



conectada

Im 5 5 Es el valor más sensible

220

Figura C.86. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de Servicios Generales

de Cocimiento.

221

Figura C.87. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de Servicios

Generales de Cocimiento.

222



Correspondiente a la Rama del Secador de Aire #3.

Interruptor en Subestación:



Ir 1 1



conectada

223

Figura C.88. Curva Tiempo Corriente Actual para la Rama de Secador de Aire #3.

224

Figura C.89. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de Secador de Aire

#3.

225

C.3.17 Rama 16: Reserva

No amerita coordinación

C.4 Coordinación del Almacén

Tabla C.99. Interruptor para el Lado de Baja del Transformador de la Rama de

Almacén.

Interruptor de Baja Tensión:

Modelo: Cutler Hammer ED65k


- - -

No posee capacidad de ajuste.

Pero el mismo no deja pasar la

corriente nominal del

transformador, en consecuencia

para futuras ampliaciones se

recomienda cambiarlo por uno de

capacidad nominal igual a 250 A,

ya que además permite el 25% de

sobrecarga considerado en

COVENIN. Un ejemplo de ello es

el Square D kal36250, similar al

que se encuentra la zona del

Caney.

Tabla C.100. Fusible Propuesto para el Lado de Alta del Transformador de la Rama

del Almacén.

Fusible de Alta Tensión

Modelo: General Electric 15,5kV 15ª

Actúa antes que la curva de daño del transformador y deja pasar la corriente de

energización en vacío. Es selectivo respecto al interruptor aguas abajo, por tanto

ante fallas se puede aprovechar la capacidad de reposicionamiento de la protección

actual.

226

Figura C.90. Curva Tiempo Corriente Propuesta para la Rama de Almacén.

227

APÉNDICE D

DIAGRAMA UNIFILAR

coordinaciÓn de protecciones de la planta cagua de c.a. cervecerÍa regional · 2020. 6. 12. ·...

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