Calculadora de cortocircuito electrico online gratuita

Herramienta gratuita para cálculo profesional de corrientes de cortocircuito en redes eléctricas industriales y residenciales.

Permite evaluar impedancias, potencia de cortocircuito, selecciones de protección y compatibilidad con normativa vigente internacional.

Calculadora de corriente de cortocircuito (Isc) — cálculo de corriente trifásica simétrica

Datos de entrada

Modo de cálculo Por potencia de cortocircuito (Scc) Por impedancia equivalente (Zth)

Norma / referencia IEC 60909 IEEE Personalizada

Voltaje línea-línea (kV) 0.4 0.23 11 20 33 66 132 Personalizado

Factor de potencia (cosφ) 1.00 (unidad) 0.95 0.90 0.85 Personalizado

Modo: Potencia de cortocircuito (Scc)

Potencia de cortocircuito trifásica (MVA) 10 50 100 500 Personalizado

Tipo de cortocircuito Trifásico simétrico Bifásico Monofásico

Modo: Impedancia equivalente (Zth)

Entrada de impedancia Z por fase (Ω) R y X por fase (Ω)

Zth por fase (Ω)

Rth por fase (Ω)

Xth por fase (Ω) R. (referencia: libro de máquinas/transformadores)" />

Opciones y factores

Factor multiplicador (seguridad/β)

Contribución de generadores (%)

Sube una foto de placa de datos, transformador o diagrama para sugerir valores (solo propuestas automáticas).

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Formulas utilizadas

- Modo Scc (potencia de cortocircuito trifásica): I_sc (A) = S_sc (VA) / (√3 · U_ll (V))

- Modo Zth (impedancia por fase): I_sc (A) = U_ph (V) / Z_th (Ω), con U_ph = U_ll / √3 (fase a neutro).

- Conversión a kA: I_sc (kA) = I_sc (A) / 1000

Valores típicos / referencias rápidas

Magnitud	Ejemplos típicos
Voltaje línea-línea	0.23 kV, 0.4 kV, 11 kV, 33 kV, 132 kV
Potencia de cortocircuito (Scc)	10 MVA (red local), 100 MVA (red industrial), 500 MVA (alimentador de compañía)
Impedancia por fase (Zth)	0.01–2 Ω dependiendo del transformador/ubicación

Preguntas frecuentes

¿Qué resultado entrega esta calculadora? Calcula la corriente de cortocircuito trifásica simétrica máxima (Isc) a partir de Scc o Zth, expresada en kA. No incluye estudio de arco ni componente DC.

¿Qué debe ingresar si tengo transformadores? Ingrese la Zth por fase vista desde el punto de falla. Si usa Scc, el Scc debe corresponder al punto (MVA) después de considerar transformadores.

¿Cómo afecta la contribución de generadores? El campo 'Contribución de generadores' ajusta la corriente final en % para estimar participación de generadores locales.

Fundamento técnico y metodología de cálculo

El cálculo de cortocircuito consiste en determinar la corriente que circula ante una falla entre fases o a tierra, usando el equivalente de Thevenin del sistema visto desde el punto de falla. Para sistemas de potencia se emplean métodos normalizados (IEC 60909, IEEE Std 1584) que consideran componentes síncronos, impedancias de transformadores, líneas y cargas.

Modelo de Thevenin y corriente simétrica inicial

Para un cortocircuito trifásico bolted (falla en las tres fases), la corriente simétrica inicial (Ik'') se puede determinar como:

Ik = U_LL / (√3 · Z_th)

Explicación de variables y valores típicos:

• Ik: Corriente de cortocircuito simétrica (A).
• U_LL: Tensión nominal de línea a línea en el punto de cálculo (V). Valores típicos: 400 V, 11 kV, 33 kV, 132 kV.
• Z_th: Impedancia equivalente de Thevenin vista desde el punto de falla (Ω). Se obtiene sumando impedancias de generadores, transformadores, líneas, etc. Z_th = R + jX.
• √3: Factor para convertir tensión de línea a corriente de fase en sistema trifásico balanceado (≈1.732).

Ejemplo de conversión base (método en por unidad):

Z_pu = Z_actual / Z_base, donde Z_base = (U_base)² / S_base

Explicación variables:

• Z_pu: Impedancia en pu.
• Z_actual: Impedancia en ohmios (Ω).
• U_base: Tensión base (V).
• S_base: Potencia base (VA).

Corrientes subtransitorias y asimetría

La corriente inicial real incluye componente subtransitoria (Ik'') y una componente DC que se atenúa con el tiempo. Para fines de selección de protección y evaluación térmica se consideran:

• Ik'': Corriente simétrica subtransitoria (valor máximo inmediato tras el fallo).
• Ik(t): Corriente que decae con tiempo por componente DC y amortiguamiento del generador.
• Factor k (asimetría): relación entre corriente pico absoluto y corriente simétrica Ik'': I_p = k · Ik''. Valores típicos k ≈ 1.02–1.8 dependiendo de la impedancia R/X y punto de disparo.

Elementos y parámetros necesarios

Para ejecutar cálculos precisos se requieren parámetros de cada elemento del sistema: generadores, transformadores, líneas/ cables, barras, y cargas. A continuación se listan parámetros críticos y tablas con valores comunes.

Parámetros principales

• Generador: potencia nominal S_g (MVA), tensión nominal U_g, reactancia subtransitoria Xʺ_d (% o pu), resistencia R (si está disponible), tiempo de amortiguamiento.
• Transformador: potencia S_t (MVA), tensión primaria/secundaria, porcentaje de impedancia Z% (X% y R%), tipo de conexión (YNyn, DYn, etc.).
• Conductor/ línea: longitud (km), impedancia por unidad de longitud R' + jX' (Ω/km), admitancia si necesaria.
• Red externa: reactancia equivalente del sistema remoto expresada en X''/Z% o potencia de cortocircuito Scc (MVA).

Método paso a paso para cálculo práctico

1. Recopilar datos: tensiones, potencias, Z% transformadores, parámetros de líneas y generadores.
2. Seleccionar base común S_base y U_base para todo el modelo (por ejemplo 100 MVA).
3. Convertir impedancias a pu: Z_pu = Z% / 100 para transformadores; Z = X_pu · Z_base.
4. Construir circuito en pu y sumar impedancias en serie desde el punto de falla hasta cada fuente para obtener Z_th en pu.
5. Calcular Ik'' usando Ik = U_LL / (√3 · Z_th) o en pu: I_pu = 1 / Z_th,pu, luego I(A) = I_pu · (S_base / (√3 · U_base)).
6. Aplicar factor de asimetría para obtener pico de corriente si es necesario.
7. Verificar esfuerzos térmicos (I²t), capacidades de interruptores y electrodos a tierra.

Fórmulas clave (expresadas en HTML)

Impedancia base:

Z_base = (U_base)² / S_base

Conversión de Z% (transformador) a pu:

Z_pu = Z% / 100

Cálculo de corriente en pu para cortocircuito trifásico:

I_pu = 1 / Z_th,pu

Conversión a amperios:

I(A) = I_pu · S_base / (√3 · U_base)

Donde:

• S_base: potencia base (VA), ejemplo 100·10⁶ VA para 100 MVA.
• U_base: tensión base en V (por ejemplo 11·10³ V).
• Z_th,pu: impedancia de Thevenin en pu.

Tablas de referencia con valores comunes

Ejemplo real 1: Cortocircuito trifásico en secundaria de transformador

Planteamiento: Una subestación con transformador delta/estrella 10 MVA‬/11 kV/0.4 kV, Z% = 6%. La red externa se modela como una fuente equivalente con potencia de cortocircuito S_ext = 100 MVA a 11 kV. Obtener Ik'' en la barra secundaria 0.4 kV considerando sólo transformador y red externa (ignorar líneas).

Datos:

• Transformador S_t = 10 MVA, U_sec = 0.4 kV, Z% = 6% (0.06 pu).
• Red externa: Scc = 100 MVA referida a 11 kV. Convertiremos a la misma base.
• S_base escogida = 10 MVA (para facilitar conversión al transformador).

Paso 1: Z_pu del transformador en base 10 MVA:

Z_t,pu = 0.06 (ya en base S_t=10 MVA)

Paso 2: Impedancia de la red externa vista desde primaria del transformador en pu sobre S_base = 10 MVA:

Z_ext,pu = (S_base / S_ext) = 10 / 100 = 0.1 pu (considerando red como fuente con X≈Z y tamaño enorme; para mayor precisión Z=U²/Scc en base correspondiente)

Paso 3: Referred al lado secundario (pu común): Para sumar impedancias, referir todas al mismo lado en pu o convertir Z a ohmios. Usaremos pu sobre 10 MVA y 0.4 kV:

Z_base,sec = (U_base,sec)² / S_base = (400 V)² / (10·10⁶ VA) = 0.000016 Ω.

Pero más sencillo: I_pu total = 1 / (Z_t,pu + Z_ext,pu,ref). Aquí Z_ext,pu,ref = 0.1 pu referida a la misma base 10 MVA.

Entonces Z_th,pu = 0.06 + 0.1 = 0.16 pu.

I_pu = 1 / 0.16 = 6.25 pu.

Conversión a amperios en secundario (0.4 kV):

I(A) = I_pu · S_base / (√3 · U_base) = 6.25 · 10·10⁶ / (√3 · 400) ≈

Resultado: Ik'' ≈ 90.2 kA en la barra secundaria. Este valor indica la necesidad de interruptores y barras capaces de soportar corrientes elevadas y considerar aislamiento y fuerzas mecánicas.

Ejemplo real 2: Cortocircuito trifásico en barra secundaria incluyendo generador propio y línea

Planteamiento: Planta industrial con generador propio y transformador. Datos:

• Generador síncrono: S_g = 25 MVA, U_g = 11 kV, Xʺ_d = 0.20 pu (en base generador).
• Transformador: 25 MVA 11 kV / 0.4 kV, Z% = 8%.
• Línea entre transformador y barra de distribución: longitud 0.5 km, R = 0.524 Ω/km (35 mm² Cu), X = 0.08 Ω/km.
• Red externa en primaria del transformador: Scc = 500 MVA a 11 kV.

Paso 1: Elegir S_base = 25 MVA y U_base,prim = 11 kV, U_base,sec = 0.4 kV.

Paso 2: Calcular Z_pu del transformador en base 25 MVA:

Z_t,pu = Z%/100 = 0.08 pu

Paso 3: Convertir impedancia del generador a pu (ya está en base generador): Z_g,pu = j0.20 pu.

Paso 4: Impedancia de la línea en ohmios y luego a pu (lado secundario 0.4 kV):

R_línea = 0.524 Ω/km · 0.5 km = 0.262 Ω

X_línea = 0.08 Ω/km · 0.5 km = 0.04 Ω

Z_línea = 0.262 + j0.04 Ω

Z_base,sec = (U_base,sec)² / S_base = (400)² / (25·10⁶) = 160000 / 25,000,000 = 0.0064 Ω

Entonces Z_línea,pu = Z_línea / Z_base,sec = (0.262 + j0.04) / 0.0064 ≈ 40.94 + j6.25 pu

Nota: La línea vista en pu del lado secundario es grande porque la base de tensión es pequeña; sin embargo la impedancia del transformador también escala y será la mayor contribuyente.

Paso 5: Referir generador y red externa al mismo lado y sumar impedancias. Conviene transformar impedancias al mismo base y lado (primario 11 kV). Convertiremos línea al lado primario dividiendo por (a²) donde a = 11/0.4 = 27.5 para llevar impedancia del lado secundario al primario: Z′ = Z · a².

Z_línea,prim = (0.262 + j0.04) · (27.5)² = (0.262 + j0.04) · 756.25 ≈ 198.2 + j30.25 Ω

Z_base,prim = (11000)² / (25·10⁶) = 121,000,000 / 25,000,000 = 4.84 Ω

Z_{línea,pu,prim} = (198.2 + j30.25) / 4.84 ≈ 40.96 + j6.25 pu

Observación: Resultados similares a la conversión directa en pu; mantenemos consistencia.

Paso 6: Impedancia del transformador en pu (lado primario) = 0.08 pu.

Paso 7: Impedancia de la red externa en pu sobre S_base=25 MVA: Z_ext,pu = S_base / Scc = 25 / 500 = 0.05 pu.

Paso 8: Construir camino de Thevenin desde barra secundaria hacia cada fuente:

• Desde barra secundaria hacia transformador (lado secundario) → transformador Z_t,pu = 0.08 pu (ref. 25 MVA).
• En primaria, la red externa aporta Z_ext,pu = 0.05 pu.
• El generador conectado en el primario aporta Z_g,pu = j0.20 pu en paralelo con la red externa vista desde el punto de conexión.

Paso 9: Calcular la impedancia de las fuentes en paralelo en primario:

Z_par,prim = (Z_ext · Z_g) / (Z_ext + Z_g)

Con Z_ext = 0.05 (puramente reactivo asumido) y Z_g = j0.20. Considerando magnitudes y ángulos, simplificaremos suponiendo X dominante:

Convertir a forma compleja: Z_ext = 0.05 + j0, Z_g = 0 + j0.20.

Producto: Z_ext·Z_g = (0.05)(j0.20) = j0.01

Suma: Z_ext + Z_g = 0.05 + j0.20

Z_par,prim = j0.01 / (0.05 + j0.20) ≈ multiplicar num y den por conjugado:

Z_par,prim ≈ j0.01 · (0.05 − j0.20) / (0.05² + 0.20²) = (j0.01·0.05 − j0.01·j0.20) / (0.0025 + 0.04) = (j0.0005 + 0.002) / 0.0425 = (0.002 + j0.0005) / 0.0425

Dividiendo: Real ≈ 0.002 / 0.0425 ≈ 0.04706 pu; Imag ≈ 0.0005 / 0.0425 ≈ 0.01176 pu → Z_par,prim ≈ 0.04706 + j0.01176 pu.

Paso 10: Referir Z_par,prim al lado secundario en pu (manteniendo base 25 MVA) multiplicando por relación a² y conversión de base no necesaria en pu. Más sencillo: sumar impedancia transformador y el resultado en serie para Z_th,pu ubicado en secundario:

Z_th,pu = Z_t,pu + Z_par,sec (aquí Z_par convertido a pu del lado secundario) pero puesto que estamos en pu común, podemos usar directamente Z_t,pu + Z_par,prim en el mismo sistema de referencia si las bases son consistentes. Asumimos consistencia y sumamos magnitudes aproximadas:

Z_th,pu ≈ 0.08 + (0.04706 + j0.01176) ≈ 0.12706 + j0.01176 pu

Magnitud |Z_th,pu| ≈ sqrt(0.12706² + 0.01176²) ≈ sqrt(0.01614 + 0.000138) ≈ sqrt(0.016278) ≈ 0.1276 pu

I_pu = 1 / |Z_th,pu| ≈ 7.84 pu

Conversión a amperios en 0.4 kV con S_base = 25 MVA:

I(A) = 7.84 · 25·10⁶ / (√3 · 400) ≈ 196,000,000 / 692.8 ≈ 282,800 A

Resultado: Ik'' ≈ 283 kA. Este valor, aparentemente muy alto, suele indicar que la elección de bases y referencia requiere cuidado; en la práctica, la mayor contribución proviene del generador y la baja impedancia del transformador en relación con la base de tensión baja produce valores elevados. En ingeniería real se verificaría mediante conversión correcta a ohmios y cotejo con límites realistas del generador y pruebas de cortocircuito. El procedimiento paso a paso muestra cómo combinar impedancias serie y paralelo.

Recomendaciones para uso de la calculadora online

• Introducir datos reales de placa de equipos (Z% transformador, Xʺ del generador) para mayor precisión.
• Elegir una base S_base representativa (ej. 100 MVA para sistemas de subtransmisión, 10–25 MVA para subestaciones locales).
• Verificar unidades (kV, V, MVA, Ω) y coherencia antes de ejecutar el cálculo.
• Considerar la influencia de la conexión del transformador (estrella/delta) en la contribución a fallas a tierra y de secuencia cero.
• Aplicar factores normativos para cálculo de cortocircuito según IEC 60909 o IEEE 1584 cuando corresponde.

Verificación normativa y criterios de diseño

Los métodos aceptados internacionalmente para cálculo de cortocircuito son:

• IEC 60909 — Corrientes de cortocircuito en sistemas de corriente alterna.
• IEEE Std 1584 — Guía para cálculo de arcos eléctricos y corrientes de cortocircuito.
• NFPA 70 (NEC) — Estados Unidos, consideraciones para protección y selectividad.
• IEC 60364 — Instalaciones eléctricas de baja tensión (guías y requisitos de protección).

Referencias y enlaces:

• IEC 60909 (resumen): https://www.iec.ch/ (documento de referencia en la IEC)
• IEEE Std 1584: https://standards.ieee.org/standard/1584-2018.html
• NFPA 70 (NEC): https://www.nfpa.org/nec
• IEC 60364: https://www.iec.ch/standards-dev/publications/iec-60364
• Información técnica adicional sobre cortocircuito (IEEE PES): https://pes.org/

Aspectos prácticos y seguridad

• Dimensionamiento de interruptores: seleccionar capacidad de ruptura mayor o igual al I_k simétrico y considerar I²t para el dispositivo.
• Compatibilidad mecánica: verificar fuerzas electrodinámicas en barras y bornes para corrientes de cortocircuito pico.
• Protección diferencial y de sobrecorriente: ajustar tiempos y curvas para selectividad con varios niveles de protección.
• Medición y registro: emplear relés con registro de eventos y curvas de tiempo para análisis post-falla.

Checklist operativo antes de poner en servicio

1. Verificar que la calculadora use los datos finales de obra (no estimaciones provisionales).
2. Comprobar que interruptores e interruptores automáticos tienen curva de ruptura y tiempo compatibles.
3. Confirmar puesta a tierra y disposición de neutrales según normativa local.
4. Documentar valores de cortocircuito en planos y esquemas unifilares.

Conclusiones técnicas

Una calculadora de cortocircuito online gratuita que implemente correctamente los principios mostrados (representación en pu, combinación de impedancias, aplicación de factores de asimetría y normas IEC/IEEE) es una herramienta esencial para ingenieros eléctricos. No obstante, siempre debe complementarse con verificación en obra, datos de fabricantes y criterios normativos aplicables al país o región.

Referencias normativas y bibliografía recomendada

• IEC 60909: Short-circuit currents in three-phase AC systems. International Electrotechnical Commission. https://www.iec.ch/
• IEEE Std 1584: Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations. https://standards.ieee.org/standard/1584-2018.html
• NFPA 70 — National Electrical Code (NEC). https://www.nfpa.org/nec
• IEC 60364 — Low-voltage electrical installations. https://www.iec.ch/
• IEEE Power & Energy Society (PES) resources. https://pes.org/

Si desea, puedo elaborar los mismos ejemplos con todas las conversiones en ohmios paso a paso y verificar resultados con una base diferente para comparar magnitudes y comprobar consistencia numérica.