Tesis FINAL 7

UNIVERSIDAD DE TARAPACÁ
Departamento de Ingeniería
Eléctrica – Electrónica
ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO EN
IMPLEMENTACIÓN DE SUB ESTACIÓN DE
200KVA Y DISTRIBUCIÓN DE SUB ESTACIÓN DE
500KVA
Memoria para optar al título de:
Ingeniero Eléctrico
Alumnos:
Leandro Cortés Carvajal.
Roberto Espinoza Román.
Profesor Guía:
Lorenzo Vasquez Alfaro.
Arica – Chile
2019
DEDICATORIA
Este trabajo se lo dedico en especial
a mi padre Guillermo Espinoza
Gonzales que está en el cielo, a mi
madre, Ana Rosa Román y hermanos
que siempre estuvieron apoyándome,
en especial a mi hermano Guillermo
cesar por su apoyo para inicial los
estudios universitarios y todas las
personas que fueron participes de la
culminación de este trabajo.
A nuestros Docentes gracias por el
apoyo incondicional a la entrega de
sus conocimientos para nuestra
formación profesional.
Roberto Espinoza Román
i
DEDICATORIA
A mis hermanos Karen y Enzo, mis
padres Alicia y Ricardo por
inculcarme el valor del trabajo y el
esfuerzo como único camino para
lograr los objetivos y la plenitud
personal
Leandro Cortés Carvajal
ii
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a mis padres, Guillermo y Ana por dar su cariño y
comprensión, apoyo incondicional, y demostrarme todo su amor, de todas las
maneras posibles, por estar siempre en mi vida, por apoyarme en esta importante
etapa de formación profesional en la Universidad y durante la elaboración de este
trabajo de título.
Agradezco a mis hermanos por todo el apoyo y sus palabras de
aliento siendo a la distancia, me ayudo a seguir y continuar hasta la culminación
de este desarrollo profesional.
Agradezco a los profesores y a todas las personas que nos apoyaron
para la terminación de este proyecto.
En especial agradezco a mis hijas Javiera y Tamara por la compresión
de todos estos años de estudios y sacrificios, agradecidos por el apoyo de su
madre en la compresión de todo el proceso de formación profesional.
Roberto Espinoza Román
iii
AGRADECIMIENTOS
Quiero agradecer la Universidad de Tarapacá y a su “Programa
Académico Especial” que me permitió continuar mi desarrollo profesional y a
muchos otros trabajadores.
A nuestros profesores que dedicaron su tiempo y experiencia
profesional a formarnos más allá de su deber en especial al profesor Luis Herrera.
Leandro Cortés Carvajal
iv
ÍNDICE
Pág.
DEDICATORIA ........................................................................................................i
AGRADECIMIENTOS................................................................................................iii
ÍNDICE DE TABLA ............................................................................................ viii
ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................. x
RESUMEN.................................................................................................................xiii
I
INTRODUCCIÓN ....................................................................................... 14
1.1. Planteamiento del Problema ........................................................................... 15
1.2. Objetivos ........................................................................................................ 15
1.2.1 Objetivo General .................................................................................. 15
1.2.2 Objetivo Especifico .............................................................................. 16
II
ESTUDIO Y ANÁLISIS DE RED EN MEDIA TENSIÓN ........................ 17
2.1. Prestaciones en distribución en media y alta tensión ....................................... 17
2.1.1. Caracteristicas en diseño de distribución en alta tensión ...................... 17
2.1.2. Caracteristicas de aislación en media y alta tensión. ............................. 18
2.1.3. Caracteristicas mecanicas en red de media y alta tensión ..................... 20
2.1.4. Ecuacion de la catenaria ...................................................................... 21
2.2. Caracteristicas de tranformadores .................................................................. 22
2.2.1. Tipos de tranformadores ..................................................................... 23
2.3. Caracteristicas de los conductores y aisladores ............................................... 27
2.3.1. Material requerido para la construcción de líneas aéreas ...................... 27
2.3.2. Caracteristicas y tipos de mufas en media tensión ................................ 28
2.3.3. Conductores cobre vs aluminio ............................................................ 29
2.3.4. Tipo y caracteristicas de postaciones.................................................... 31
2.4. Diagrama general secuencia linea áerea ........................................................... 36
III ESTUDIO Y ANÁLISIS DE RED EN BAJA TENSIÓN ........................... 38
3.1. Caracteristicas de camaras eléctricas .............................................................. 38
3.1.1. Clasificación de tipos de cámaras ........................................................ 38
3.1.2. Dimensionamiento de canalización eléctrica........................................ 39
3.2. Aspectos técnico en red de baja tension.......................................................... 40
3.2.1. Dimensionamiento en coductores de BT.............................................. 41
3.2.2. Cálculo de la corriente admisible teorica ............................................. 42
3.2.3. Cálculo para caída de tensión en conductor ......................................... 43
3.3. Comprobación de las solicitacions termicas del conductor ............................. 46
3.4. Esquemas para conexiones a tierra .................................................................. 47
v
3.4.1. Esquemas TT (Neutro a tierrra) .......................................................... 48
3.4.2. Esquema TN (Massa a neutro) ............................................................ 48
3.4.3. Esquema IT (Neutro aislado o impedante) .......................................... 49
3.5. Elección del regimen neutro ............................................................................ 50
IV DISEÑO Y MODELO DE SUB ESTACIÓN 200KVA y 500KVA .............. 56
4.1. Proyecto eléctrico sub estacion 200 KVA ........................................................ 56
4.2. Principales equipos del proyecto sub estacion de 200KVA .............................. 57
4.2.1. Transformador MT/BT 200KVA ......................................................... 58
4.2.2. Pruebas de aislacion a Tranformador 200KVA .................................... 59
4.2.3. Conexiones para pruebas de aislamiento Tranformador MT/BT .......... 60
4.3. Diseño de sub estacion 200KVA obra civil ...................................................... 61
4.4. Calculo de Protecciónes en lineas de media tensión .......................................... 66
4.5. Selección de aislción para conductor de media tensión ..................................... 69
4.6. Estructura en postación media tension .............................................................. 70
4.6.1. Estructuras .......................................................................................... 70
4.7. Esquema de conexión para lineas de media tensión .......................................... 72
4.8. Elección del regimen del neutro para transformador de 200KVA ..................... 72
4.9. Seleccción de los conductores en media y baja tensión ..................................... 73
4.9.1.
4.9.2.
4.9.3.
4.9.4.
4.9.5.
Seleccción de los conductores en Media tensión tramo I ...................... 75
Seleccción de los conductores en Media tensión tramo II .................... 76
Seleccción de los conductores en Baja tensión tramo III ...................... 77
Seleccción de los conductores en Baja tensión tramo IV ...................... 78
Seleccción de los conductores en Baja tensión tramo V ....................... 79
4.10. Diseño malla protección ................................................................................ 80
4.10.1. Interpretación de las medidas ............................................................ 83
4.10.2. Cálculos de resistividad equivalente .................................................. 84
4.10.3. Calculo resistencia malla tierra .......................................................... 86
4.10.4. Correccion de la corriente de falla ..................................................... 88
4.10.4.1. Condiciones de seguridad de la malla .................................... 89
4.10.4.2. Voltajes de la malla ............................................................... 89
4.10.4.3. Determinación del largo mínimo ........................................... 91
4.11. Análisis de sobre carga a sub estación de 500KVA ......................................... 91
4.12. Determinación de equilibrio en sub estación de 500KVA ............................... 92
4.13. Evaluación de proyecto con software LSPS .................................................... 95
4.14. Diagrama de conexión en media y baja tensión con LSPS .............................. 95
V. EVALUACIÓN ECONÓMICA....................................................................... 97
5.1. Estudio de proyectos ...................................................................................... 97
5.2. Preparación y Evaluación de Proyectos .......................................................... 97
5.3. Construcción de flujos de caja ........................................................................ 98
5.4. Flujos de caja de proyectos en marcha ........................................................... 98
vi
5.5. Flujo de caja de proyecto sub estacion 200KVA y 500KVA ........................ 100
VI. CONCLUSIÓN ............................................................................................ 101
Bibliografía ........................................................................................................... 102
Anexo I ................................................................................................................ 103
vii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1: Comparativa cobre versus aluminio ........................................................ 30
Tabla 2.2: Comparativa para postación de hormigón ............................................... 32
Tabla 2.3: Designación de postes ............................................................................ 33
Tabla 2.4: Tipo de postes por tension de red ............................................................ 34
Tabla 3.1: Porcentaje de sección transversal de la tuberia ocupada ...................... ....39
Tabla 3.2: Dimencionamiento de sección transversal para distintos ductos .............. 40
Tabla 3.3: Factores de demandas para alimentadores de alumbrado ........................ .42
Tabla 3.4: Factor de corrección de corriente por cantidad de conductores .............. .43
Tabla 3.5: Factor correción de corriente por variación de temperatura ambiente ..... 43
Tabla 3.6: Resistividad de conductores................................................................... .44
Tabla 3.7: Reactancia lineal de los conductores ....................................................... 45
Tabla 3.8: Valores de K ......................................................................................... .46
Tabla 3.9: Ventajas e inconveniente en regimen TT ................................................ 51
Tabla 3.10: Ventajas e inconveniente en regimen TN ............................................. .52
Tabla 3.11: Ventajas e inconveniente en regimen IT ............................................... 53
Tabla 3.12: Regla de elección ................................................................................ .54
Tabla 3.13: Regla de elección 2............................................................................... 54
Tabla 4.1: Resumen de potencias y consumos en BT.............................................. .57
Tabla 4.2: Información adicional del transformador 200KVA ................................. 59
Tabla 4.3: Resultados de mediciones en asilación a transformador 200KVA .......... .60
Tabla 4.4: Tiempo de respuesta hilo fusible tipo 10K .............................................. 67
Tabla 4.5: Datos del conductor e instalación tramo I .............................................. .75
viii
Tabla 4.6: Datos del conductor e instalación tramo II .............................................. 76
Tabla 4.7: Datos del conductor e instalación tramo III............................................ .77
Tabla 4.8: Datos del conductor e instalación tramo IV ............................................ 78
Tabla 4.9: Datos del conductor e instalación tramo V ............................................. .79
Tabla 4.10: Detalles lugar mediciones resistividad del terreno ................................. 81
Tabla 4.11: Resultados resistividad sector pabellones K & L .................................. .82
Tabla 4.12: Resultados resistividad equivalente....................................................... 84
Tabla 4.13: Detalles de consumos por instalaciones en transformado 500KVA ...... .91
Tabla 5.1: Flujo de caja período del proyecto ........................................................ 100
ix
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1: Vista satelital compañía minera cerro colorado...................................... 14
Figura 2.1: Diagrama catenaria ............................................................................... 20
Figura 2.2: Catenaria y flecha de conductor tendido entre dos puntos ...................... 21
Figura 2.3: Transformador de potencia .................................................................... 23
Figura 2.4: Transformado de distribución ................................................................ 24
Figura 2.5: Transformador seco resina epoxi ........................................................... 25
Figura 2.6: Transformador hermético llenado integral ............................................. 25
Figura 2.7: Autotransformador ................................................................................ 26
Figura 2.8: Transformador de corriente TT/CC ....................................................... 26
Figura 2.9: Transformador potencial TT/PP ............................................................ 27
Figura 2.10: Confección de mufa MT genérica ........................................................ 29
Figura 2.11: Postaciones de madera ........................................................................ 34
Figura 2.12: Tipo de postación de hormigón ........................................................... 35
Figura 2.13: Torre de alta tensión ............................................................................ 35
Figura 2.14: Diagrama de flujo ............................................................................... 36
Figura 3.1: Esquema TT .......................................................................................... 48
Figura 3.2: Esquema TN-S & TN-C ........................................................................ 49
Figura 3.3: Esquema IT ........................................................................................... 50
Figura 4.1: Pruebas de aislación en transformador lado BT ..................................... 60
Figura 4.2: Diagrama de conexión prueba aislación alta-baja .................................. 61
Figura 4.3: Diagrama de conexión prueba aislación alta-masa ................................. 61
Figura 4.4: Diagrama de conexión prueba aislación baja-masa ................................ 61
x
Figura 4.5: Diagrama de plano de banco duco campamento CMCC ........................ 64
Figura 4.6: Curva de respuesta hilo fusile 10K ........................................................ 68
Figura 4.7: Mufa 25KV raychem HVT-Z-S-GP (OXSU-F) ..................................... 69
Figura 4.8: Rango aplicación mufa raychem HVT-Z-S-GP modelo 252 .................. 69
Figura 4.9: Distribución de las estructuras en lineas en MT ..................................... 70
Figura 4.10: Vista lateral estructura tipo B remate en TMR ..................................... 71
Figura 4.11: Vista lateral estructura tipo B remate sub estacion 200KVA ................ 71
Figura 4.12: Vista lateral estructura tipo J anclaje ................................................... 71
Figura 4.13: Vista lateral estructura tipo G semi-anclaje más estructura N............... 72
Figura 4.14: Configuración electrodos metodo schulmberger .................................. 80
Figura 4.15: Ubicación satelital sub estacion 200KVA ............................................ 81
Figura 4.16: Disposición de los electrodo para medición de resistividad .................. 81
Figura 4.17: Resistencia promedio del terreno ......................................................... 83
Figura 4.18: Resistencia aparente promedio del terreno ........................................... 83
Figura 4.19: Resistividad aparente promedio del terreno ......................................... 83
Figura 4.20: Diseño de malla cinco metros por cinco metros ................................... 86
Figura 4.21: Moldura cadwell tipo X ...................................................................... 86
Figura 4.22: Moldura cadwell tipo T ...................................................................... 86
Figura 4.23: Mejoras del estratificado del terreno .................................................... 87
Figura 4.24: Plano unilineal bastido BT sub estacion 500KVA ............................... 93
Figura 4.25: Plano unilineal para pabellones F, G y H ............................................. 94
Figura 4.26: Diagrama unilineal en simulado LSPS................................................. 95
Figura 4.27: Curva de protección en baja tensión .................................................... 96
xi
RESUMEN
En este análisis se contempla la proyección de implementar una sub
estación nueva con fin de absorber la sobre carga a la sub estación existente, la
cual abastece gran parte de las operaciones de campamento en compañía minera
cerro colorado. Adicional se consideran temas de diseño para cierre perimetral,
malla a tierra tendido de líneas aérea y subterránea, y de aislación en MT, también
las condiciones ambientales que se deben considerar respecto a la ubicación, que
se deben evaluarse, previo estudio en terreno para el desarrollo de este proyecto.
El proyecto de construcción de la sub estación contempla un
transformador de 200kva tipo aéreo a piso con su respectiva fundación y
contenedor de derrame, cierre perimetral con estructura acma y bajada de línea
12Kv, y con distribución en banco ducto para líneas de baja tensión.
El análisis es para considerar todos los aspectos técnicos y
medioambientales que pudiesen desfavorecer el desempeño de los aires
acondicionado.
Este proyecto contempla tres etapas, desarrollo de cubicación de aires
acondicionado para proyección de carga a sub estación de 500KVA existente.
Analizar la factibilidad de implementar una sub estación para complementar la
sobre carga y por último rediseñar la distribución de carga en BT para sub
estación existente
Analizar económicamente la vialidad de la ubicación de las sub
estación nueva para reducir costos de implementación y tiempo de entrega del
proyecto sin menoscabar el tiempo que se requiere para la presentación de la
documentación ante SEC de la nueva sub estación y aprobación del TE1.
xiii
I. INTRODUCCIÓN.
La minería es una de las principales actividades de la económicas en
Chile. Actualmente aporta el 10,1 % del PIB nacional y es el área con mayor
inversión extranjera con un 33,3 % del total. El país es el principal productor a
nivel mundial de Cobre, Renio, Nitratos naturales, Litio y Yodo. Además destaca
su participación en la producción de Molibdeno, Plata y Oro.
La Compañía Minera Cerro Colorado (CMCC), ver vista satelital en
figura N°1, se encuentra a 120 km de Iquique y a una altura de 2.600 msnm.,
Produce cátodos de cobre fino (99,999% de pureza), el que es obtenido mediante
un proceso de lixiviación, de extracción por solvente y electro-obtención.
Rio Algom Limited, entonces propietaria de Cerro Colorado, fue la
encargada de la construcción de la operación, la que culmina en 1994, cosechando
la Compañía su primer cátodo de cobre en febrero de 1994. La operación fue
sujeta a dos proyectos de expansión culminados en 1996 y 1998, respectivamente.
En octubre de 2000, la propiedad de Cerro Colorado fue transferida a Billiton plc.
En marzo de 2001, Cerro Colorado pasa a formar parte del grupo BHP Billiton
producto de la fusión de Billiton y BHP. Desde el inicio de su operación, Cerro
Colorado experimentó diversas expansiones hasta lograr una producción anual de
cátodos de cobre de alrededor de más de 100.000 ton a partir de 1999, producción
que ha disminuido desde el año 2009 principalmente producto de menores leyes y
recuperaciones. En octubre de 2015, Cerro Colorado obtuvo la Resolución de
Calificación Ambiental que le permitió extender la operación hasta diciembre de
2023, manteniendo su nivel de producción.
Figura 1.1:Vista satelital Compañía Minera Cerro Colorado
14
Para la operación y mantención continua de las distintas áreas
productivas de la planta, CMCC cuenta con instalaciones en faena que proveen
alojamiento y alimentación a sus trabajadores y empresas contratistas. con el
objetivo de brindar una mayor comodidad a sus trabajadores, la empresa tuvo la
iniciativa de instalar equipos de aire acondicionado en cinco pabellones lo que
produjo un aumento considerable de la carga eléctrica.
El siguiente trabajo expondrá un análisis de los elementos que
componen la red eléctrica y una evaluación, para escoger así los procedimientos e
instalaciones más adecuadas para satisfacer el aumento de carga eléctrica.
Cumpliendo la normativa NSEG. 5 E.n.71. entre otras.
1.1. Planteamiento del Problema.
Con el fin brindar mayor comodidad a los usuarios de los pabellones
según designación, se instalaron ciento cuarenta y cuatro equipos de aire
acondicionado lo que produjo un aumento considerable a la carga del sistema
eléctrico instalado.
El siguiente trabajo resolverá el problema de cómo satisfacer ese
aumento de carga eléctrica, donde se contempla el rediseño de la red de baja
tensión, el diseño de la línea distribución en baja y media tensión. Además de la
elección de los componentes más adecuados de acuerdo a criterios técnicos, de
seguridad y costos.
El diseño debe contemplar el tramo de la red de media tensión hasta el
transformador y la distribución de la red en baja tensión, con su respectivo tablero
de distribución y las protecciones debidamente secuenciadas según capacidad de
diseño.
1.2 Objetivos.
Entregar un suministro eléctrico continuo y estable a los usuarios del
campamento de Compañía Minera Cerro Colorado. Dar seguridad a los usuarios
para la conexión de artefactos además de brindar confort con los equipos de aire
acondicionado instalados.
1.2.1 Objetivo General.
Análisis técnico y económico para Implementación de una Sub
Estación Eléctrica de Distribución.
15
1.2.2 Objetivos Específicos.
Estudiar y analizar el diseño de una red de distribución en baja tensión
y media tensión.
Diseñar y modelar una red de distribución en media tensión bajo
normativa NSEG. 5 E.n.71.
Evaluar técnicamente la factibilidad de implementar sub estación de
200KVA, para brindar el consumo en los pabellones L & K del
campamento en minera cerro colorado.
Diseñar y modelar una red de distribución en baja tensión para una
sub estación de 500KVA, que satisfaga el aumento de potencia en
pabellones. Manteniendo el suministro eléctrico a los demás servicios.
16
II. ESTUDIO Y ANÁLISIS DE UNA RED EN MEDIA TENSIÓN.
En este capítulo se estudiara de forma global los equipos que
componen una red de media tensión, abarcando tipos de transformadores,
conductores, aisladores, estructuras, entre otros elementos.
2.1. Prestaciones en distribución en media tensión.
Las líneas de transmisión eléctrica es básicamente el medio físico
mediante el cual se realiza la transmisión y distribución de la energía eléctrica,
está constituida por: conductores, estructuras de soporte, aisladores, accesorios
de ajustes entre aisladores y estructuras de soporte, y cables de guarda (usados en
líneas de alta tensión, para protegerlas de descargas atmosféricas); es de suma
importancia el estudio de las características eléctricas en los conductores de las
líneas, estas abarcan los parámetros impedancia y admitancia, la primera está
conformada por la resistencia y la inductancia uniformemente distribuidas a lo
largo de la línea y se representa como un elemento en serie. La segunda está
integrada por la susceptancia y la conductancia y en este caso se representa como
un elemento en paralelo, la conductancia representa las corrientes de fuga entre
los conductores y los aisladores, esta es prácticamente despreciable por lo que no
es considerado un parámetro influyente.
Para el proyecto se consideran un tramo de 150 metros aproximado de
línea destinado para media tensión con sus respectivos estructuras y suportaciones
y aislaciones según diseño de ingeniería respetando normativa vigente NSEG 5
EN 71 corrientes fuertes.
2.1.1. Característica en diseño de distribución en alta tensión.
La distribución en alta tensión son aquellas que se utilizan para
transportar la energía eléctrica a grandes distancias, a niveles de voltajes
superiores a los 34.500v. Estas constituyen el eslabón de unión entre las centrales
generadoras y las redes de distribución. Para la construcción de estas líneas se
utilizan casi exclusivamente conductores metálicos desnudos, que se obtienen
mediante cableado de hilos metálicos (alambres) alrededor de un hilo central. En
la construcción de líneas aéreas de transmisión de energía eléctrica, se utilizan
casi exclusivamente conductores trenzados, los cuales son cables formados por
alambres, en capas alternadas, enrolladas en sentidos opuestos. Esta disposición
alternada de las capas evita el desenrollado y hace que el radio externo de una
capa coincida con el interior de la siguiente. El trenzado proporciona flexibilidad
con grandes secciones transversales, Los metales utilizados en la construcción de
líneas aéreas deben poseer tres características principales: baja resistencia
17
eléctrica, elevada resistencia mecánica, de manera de ofrecer resistencia a los
esfuerzos permanentes o accidentales y bajo costo.
2.1.2. Características de aislación en media y alta tensión.
Es el componente crítico del cable, ya que ha de soportar el elevado
campo eléctrico presente en el interior. La tensión máxima que puede soportar un
cable depende del material y del espesor del aislamiento, que aumenta con la
tensión asignada del cable. Algunos de los materiales utilizados en los
aislamientos de cables de media tensión son los siguientes:
Aislantes Sólidos (extruidos)
Policloruro de vinilo (PVC)
Polietileno reticulado (XLPE)
Goma etilén-propilénica
Gomas afumex
Los aislantes estratificados, básicamente el papel, requieren, en los
cables de potencia, la impregnación con un aceite fluido o masa aislante migrante
o no migrante para lograr una alta rigidez dieléctrica. Este aislante, que
cronológicamente fue el primero en aparecer, continúa en vigencia. Especialmente
usados en transmisión en altísima tensión (132/220/500 ó 750 kV) por su gran
confiabilidad, derivada precisamente de su estratificación.
Aislantes Sólidos (extruidos).
Los aislantes
sólidos son
normalmente
compuestos
del
tipo termoplástico o termoestable (reticulados) con distintas características,
que evolucionaron hasta nuestros días.
Policloruro de vinilo (PVC)
Material termoplástico utilizado masivamente para la mayoría de los
cables de uso domiciliario e industrial en baja tensión.
18
Con el agregado de aditivos especiales en su formulación se logran
variedades con resistencia a la propagación del incendio; reducida emisión
de gases tóxicos y corrosivos.
La temperatura de funcionamiento normal de este aislante es de 70°C.
Los cables en PVC responden a las Normas IRAM 2178, 2268 y 2183, a la norma
IEC 502, etc.
Polietileno reticulado (XLPE)
Material termoestable (una vez reticulado no se ablanda con el calor)
presenta mejores características eléctricas y térmicas que el PVC por lo que se lo
utiliza en la construcción de cables de baja, media y alta tensión.
La ausencia de halógenos en su composición hace que los gases,
producto de su eventual combustión no sean corrosivos.
Su termo estabilidad hace que puedan funcionar en forma permanente
con temperaturas de 90°C en los conductores y 250°C durante 5 segundos en caso
de cortocircuito.
Los cables aislados en XLPE responden a las Normas IRAM 2178 e
IEC 502 para baja y media tensión e IRAM 2381 para alta tensión.
Goma etilén-propilénica
Material termoestable con
características comparables
con
al
XLPE, pero más flexible. Su temperatura de funcionamiento es también de 90°C
y 250°C durante 5 segundos para el caso de cortocircuitos.
Los cables en ERP responden a las Normas IRAM 2178 e IEC 502
para baja y media tensión.
Gomas afumex
Materiales termoestables con excelentes características eléctricas y
de gran flexibilidad con temperatura de funcionamiento de 90°C para servicio
continuo y 250°C durante 5 segundo para el cortocircuito.
Además, debido a su composición emiten muy poco humo y cero
gases halogenados (tóxicos y corrosivos), en caso de combustión, es decir que un
material de tipo LOW SMOKE ZERO HALOGEN (LSOH).
En este proyecto se determina utilizar cable en media tensión
protegido clase 25 KV calibre 1 AWG cobre con el cual se realiza la baja de
19
líneas subterránea para llegada a transformador. Las líneas existentes son de
12KV, se determina la clase 25KV por la contaminación ambiental del área.
2.1.3. Características mecánicas en red de media y alta tensión.
Un aspecto importante a considerar en el diseño de una red de media
y/o alta tensión, es la resistencia mecánica que esta debe soporta debido a las
diferentes condiciones medio ambientales al cual se expondrán las líneas
eléctricas. El cálculo de los esfuerzos a los que se encuentra sometido un
conductor metálico flexible suspendido de sus extremos soportando la acción
conjunta de sobrecargas mecánicas y variación de temperatura permite asegurar,
en su condición más desfavorable, que los esfuerzos de tracción se mantenga por
debajo de un valor especifico dependiendo del tipo de material y las
características constructivas del conductor, además de determinar la altura de los
soportes y de la estructura, de forma tal, que se mantengan las distancias mínimas
especificadas en la norma al suelo y determinar los esfuerzos ejercido por el
conductor sobre los puntos de sujeción. Un conductor flexible cualquiera
suspendido de sus extremos sin presencia de momentos flectores dibujará una
curva denominada como catenaria, esta curva es propia de las cadenas, cuerdas o
cables sometidos a los efectos de un campo gravitatorio uniforme, distribuyéndose
el peso uniformemente por unidad de longitud. Se denominará flecha a la
distancia vertical entre la recta que une ambos soportes de suspensión y el punto
más próximo al terreno, dicho punto a su vez se conoce como vértice. Como se
observa en Figura 2.1.
Figura 2.1: Diagrama Catenaria.
20
Si bien los esfuerzos sobre el conductor son variados, si lo
consideramos sujeto de sus extremos mediante soportes nivelados de igual altura
sin otra fuerza que la de su propio peso, la curva que este tomará es la de una
catenaria. La fuerza horizontal (H) y tangencial (T) son las acciones de las partes
del conductor suprimido equilibrando la acción exterior (W) conformadas por la
acción conjunta del peso sobre el conductor. Estas fuerzas se manifiestan de forma
concurrente.
2.1.4. Ecuación de la catenaria.
La catenaria es la ecuación general de un conductor libremente
suspendido entre dos soportes al mismo nivel, que describe una curva que es
fácilmente deducible y denominada catenaria, donde se asume que la masa del
conductor esta uniformemente distribuida a lo largo del arco descrito por el
conductor, la tensión mínima en el cable está en el punto más bajo y la tensión
máxima está en los puntos de apoyo. La tensión en cualquier punto del cable
consta de dos componentes una horizontal (que es uniforme a lo largo del cable) y
una vertical (que varía desde cero en el punto más bajo del cable hasta un valor
máximo en los soportes). Lo anterior significa que la tensión total en el cable es
variable, para el cálculo de la ecuación de la catenaria se considera el vano
centrado en uno de los ejes de coordenadas, como se aprecia más abajo en la
Figura 2.2.
Figura 2.2: Catenaria y flecha de conductor tendido entre dos puntos.
21
Donde :
tv: Tensión en kg/mm en el vértice V de la curva.
tb: Tensión en kg/mm en el punto B.
w: Peso del hilo en kg/m/mm .
a : Vano AB, en metros.
H: Distancia desde el punto A, o desde B, al eje X.
h : Distancia desde el vértice al eje 0, en metros.
A partir de la Figura 2.2, se plantean las siguientes ecuaciones:
i)
Ecuación de la catenaria:
y = ℎ cosh
ii)
𝑥
ℎ
Ecuación de la flecha:
f = ℎ [cosh
𝑎
− 1]
2ℎ
2.2. Características de transformadores.
El transformador es un dispositivo que aumenta o disminuye la
potencia de entrada con respecto a la salida según su fabricación. convierte la
energía eléctrica alterna de un cierto nivel de tensión, en energía alterna de otro
nivel de tensión, basándose en el fenómeno de la inducción electromagnética. Está
constituido por dos bobinas de material conductor, devanadas sobre un núcleo
cerrado de material ferromagnético, pero aisladas entre sí eléctricamente. La única
conexión entre las bobinas la constituye el flujo magnético común que se
establece en el núcleo. El núcleo, generalmente, es fabricado bien sea de hierro o
de láminas apiladas de acero eléctrico, aleación apropiada para optimizar el flujo
magnético. Las bobinas o devanados se denominan primario y secundario según
22
correspondan a la entrada o salida del sistema en cuestión, respectivamente. Estas
pueden estar en configuración monofásica, bifásica, pero generalmente en
conexión trifásica.
2.2.1. Tipos de transformadores.
Los transformadores se clasifican según su diseño de fabrica
determinando su función dentro de la red eléctrica o sistema eléctrico de potencia
“SEP”. Entre los cuales destacamos los siguiente:
Transformador de potencia
Transformador de distribución.
Transformadores secos encapsulados en resina EPOXI.
Transformadores herméticos de llenado integral.
Autotransformadores.
Transformador de corriente TT/CC.
Transformador de potencial TT/PP.
Transformadores de potencia:
Se utilizan para subtransmisión y transmisión de energía eléctrica en
alta y media tensión. Son de aplicación en subestaciones transformadoras,
centrales de generación y en grandes usuarios. Características Generales: Se
construyen en potencias normalizadas desde 1.25 hasta 20 MVA, en tensiones de
13.2, 33, 66 y 132 KV. y frecuencias de 50 y 60 Hz. Ver figura 2.3.
Figura 2.3: transformador de potencia
Transformador de distribución:
23
Se denomina transformadores de distribución, generalmente los
transformadores de potencias iguales o inferiores a 500 kVA y de tensiones
iguales o inferiores a 67 000 V, tanto monofásicos como trifásicos. Aunque la
mayoría de tales unidades están proyectadas para montaje sobre postes, algunos
de los tamaños de potencia superiores, por encima de las clases de 18KV, se
construyen para montaje en estaciones o en plataformas. Las aplicaciones típicas
son para alimentar a granjas, residencias, edificios o almacenes públicos, talleres y
centros comerciales. Principalmente se utilizan en intemperie o interior para
distribución de energía eléctrica en media tensión. Son de aplicación en zonas
urbanas, industrias, minería, explotaciones petroleras, grandes centros comerciales
y toda actividad que requiera la utilización intensiva de energía eléctrica. Y su
fabricación en potencias normalizadas desde 25 hasta 1000 KVA y tensiones
primarias de 13.2, 15, 25, 33 y 35KV. Se construyen en otras tensiones primarias
según especificaciones particulares que se requieran. Se proveen en frecuencias de
50-60 Hz. La variación de tensión, se realiza mediante un conmutador exterior de
accionamiento sin carga. Ver figura 2.4.
Figura 2.4: transformador de distribución.
Transformadores secos encapsulados en resina EPOXI.
24
Se utilizan en interior para distribución de energía eléctrica en media
tensión, en lugares donde los espacios reducidos y los requerimientos de
seguridad en caso de incendio imposibilitan la utilización de transformadores
refrigerados en aceite. Son de aplicación en grandes edificios, hospitales,
industrias, minería, grandes centros comerciales y toda actividad que requiera la
utilización intensiva de energía eléctrica. Su principal característica es que son
refrigerados en aire con aislación clase F, utilizándose resina epoxi como medio
de protección de los arrollamientos, siendo innecesario cualquier mantenimiento
posterior a la instalación. Se fabrican en potencias normalizadas desde 100 hasta
2500 KVA, tensiones primarias de 13.2, 15, 25, 33 y 35 KV y frecuencias de 50 y
60 Hz. Ver figura 2.5.
Figura 2.5: Transformador seco resina epoxi.
Transformadores herméticos de llenado integral.
Se utilizan en intemperie o interior para distribución de energía
eléctrica en media tensión, siendo muy útiles en lugares donde los espacios son
reducidos. Son de aplicación en zonas urbanas, industrias, minería, explotaciones
petroleras, grandes centros comerciales y toda actividad que requiera la utilización
intensiva de energía eléctrica. Su principal característica es que al no llevar tanque
de expansión de aceite no necesita mantenimiento, siendo esta construcción más
compacta que la tradicional. Se fabrican en potencias normalizadas desde 100
hasta 1000 KVA, tensiones primarias de 13.2, 15, 25, 33 y 35 KV y frecuencias
de 50 y 60 Hz. Ver figura 2.6.
Figura 2.6: Transformador hermético llenado integral.
25
Autotransformadores.
Los autotransformadores se usan normalmente para conectar dos
sistemas de transmisión de tensiones diferentes, frecuentemente con un devanado
terciario en triángulo. De manera parecida, los autotransformadores son
adecuados como transformadores elevadores de centrales cuando sé desea
alimentar dos sistemas de transporte diferentes. En este caso el devanado terciario
en triángulo es un devanado de plena capacidad conectado al generador y los dos
sistemas de transporte se conectan al devanado, autotransformador. El
autotransformador no sólo presenta menores pérdidas que el transformador
normal, sino que su menor tamaño y peso permiten el transporte de potencias
superiores. Ver figura 2.7.
Figura 2.7: autotransformador.
Transformador de corriente TT/CC.
Los transformadores de corriente se utilizan para tomar muestras de
corriente de la línea y reducirla a un nivel seguro y medible, para las gamas
normalizadas de instrumentos, aparatos de medida, u otros dispositivos de medida
y control. Ciertos tipos de transformadores de corriente protegen a los
instrumentos al ocurrir cortocircuitos. Los valores de los transformadores de
corriente son carga nominal: 2.5 a 200 VA, dependiendo su función. Corriente
nominal: 5 y 1A en su lado secundario. se definen como relaciones de corriente
primaria a corriente secundaria. Unas relaciones típicas de un transformador de
corriente podrían ser: 600/5, 800/5, 1000/5. Usualmente estos dispositivos vienen
con un amperímetro adecuado con la razón de transformación de los
transformadores de corriente, por ejemplo: un transformador de 600/5 está
disponible con un amperímetro graduado de 0 - 600ª amperes. Ver figura 2.8.
Figura 2.8: Transformador de Corriente. TT/CC.
26
Transformador de potencial TT/PP
Es un transformador devanado especialmente, con un primario de alto
voltaje y un secundario de baja tensión. Tiene una potencia nominal muy baja y su
único objetivo es suministrar una muestra de voltaje del sistema de potencia, para
que se mida con instrumentos incorporados. Además, puesto que el objetivo
principal es el muestreo de voltaje deberá ser particularmente preciso como para
no distorsionar los valores verdaderos. Se pueden conseguir transformadores de
potencial de varios niveles de precisión, dependiendo de qué tan precisas deban
ser sus lecturas, para cada aplicación especial. Ver figura 2.9.
Figura 2.9: Transformador potencial TT/PP.
2.3. Características de los conductores y aisladores.
Los materiales aislantes tienen la función de evitar el contacto entre
las diferentes partes conductoras y proteger a las personas frente a las tensiones
eléctricas. La mayoría de los no metales son apropiados para esto pues tienen
resistividades muy grandes. Esto se debe a la ausencia de electrones libres. Los
materiales aislantes deben tener una resistencia muy elevada, requisito del que
pueden deducirse las demás características necesarias. Propiedades eléctricas
resistividad de paso. Resistencia superficial y resistencia a las corrientes de fuga.
Rigidez dieléctrica en KV/mm. Permitividad relativa. Comportamiento
electroestático, los electrones de ultima orbita los materiales aislantes tienen desde
cinco hasta ocho electrones en su última órbita. Ellos no ceden sus electrones y
por lo tanto no permiten paso de corriente. El caucho, la porcelana, el plástico, el
vidrio, son materiales aislantes.
2.3.1. Material requerido para la construcción de una línea área.
Para la construcción de una línea en media tensión se requiere
materiales básicos como por ejemplo postación de hormigón armado, crucetas de
fierro galvanizado de 2.4 metros o 1.8 metros según corresponda. Juegos
desconectadores y aisladores clase 15 o 25 Kv según corresponda. Las estructuras,
27
constituyen el soporte mecánico de las líneas aéreas eléctricas, se construyen
principalmente de acero galvanizado y de hormigón armado.
2.3.2. Características y tipos de mufas en media tensión.
Se llama Mufa al Punto de entrada del Servicio de la Línea eléctrica.
Generalmente la mufa consiste en un tubo de diámetro especifico cuya boca
apunta hacia abajo para impedir que el agua de lluvia entre (diferente diámetro
dependiendo del tipo de servicio a prestar). La mufa se conecta a el cable eléctrico
sosteniéndolo con un cable metálico entrelazado con plástico para permitir cierta
flexibilidad, pero al mismo tiempo mantener una tensión que impida que el cable
eléctrico se desprenda. Una vez asegurado el cable eléctrico, este se introduce a
través del interior de la mufa hacia el tubo que esta enroscado con la mufa y este
mismo conducto conduce el resto del cable eléctrico hacia la parte inferior del
tubo metálico, mismo que termina en el alojamiento donde se termina la mufas de
unión.
Técnicamente en cualquiera de las soluciones disponibles, el paso más
importante para su aplicación es la preparación de los conductores, tomando en
cuenta todas las medidas de seguridad, lo que conlleva a realizar las mediciones y
cortes con precisión según las especificaciones del fabricante. Es en este punto
donde -por lo general- las fallas de estas soluciones no radican en la calidad del
producto, sino más bien en quién las instala, pues lo que más se repite es la mala
aplicación de las medidas de corte en las capas del conductor, tanto en la aislación
primaria como en la capa semiconductora. Muchas veces estas fallas se deben a
que no se utilizan las herramientas apropiadas para estas labores y,
adicionalmente, se genera un foco de accidentes laborales no menor. Otro punto a
tener en consideración para la correcta instalación de estas soluciones es la altitud
geográfica del sitio en donde se instalarán, ya que todo sistema de aislación está
afecto a una degradación cuando permanece sobre cierta altitud (>1.000 metros
sobre el nivel del mar), dado que, al aumentar la altura, la presión atmosférica va
disminuyendo por el menor peso de la columna de aire y, por ende, se produce
una baja en la rigidez dieléctrica. Por lo anterior, se deben realizar los cálculos
indicados por los fabricantes de estas soluciones para obtener la correcta
especificación técnica. Una vez realizados los trabajos de preparación de los
conductores e instalación de las correspondientes mufas, y antes de ser conectados
a las líneas que energizarán áreas o equipos dentro de los procesos, es importante
ejecutar pruebas de aislamiento en alta tensión (HiPot), para comprobar el estado
de la aislación eléctrica en estos puntos. De esta manera nos ahorraremos la
posibilidad de dañar equipos. Las tecnologías más frecuentes para realizar
terminaciones y uniones en media tensión son dos: termo contraíbles y contraíbles
28
en frío. La primera es la más utilizada, pese a que la segunda es tan eficiente y por
desconocimiento no es considerada a la hora de decidir por una u otra solución.
La importancia de contener (aislar) los fenómenos producidos en un conductor
eléctrico generados por el flujo de electrones, ya sea en uniones o terminaciones
en MT (5 a 35KV según soluciones disponibles), como la recuperación de las
características técnicas de este (el ambiente en donde se instalarán), son datos
clave para especificar una solución, la cual debe cumplir a cabalidad con la
contención de los efectos eléctricos generados por estas clases de tensiones. Como
se muestra en la Figura 2.10, Confección de mufa MT genérica.
Figura 2.10: Confección de mufa MT genérica.
2.3.3. Conductores de cobre vs aluminio.
Los conductores del tipo cableado consisten en materiales que
conducen la corriente eléctrica, o el flujo de electrones. Los metales no
magnéticos se consideran típicamente conductores ideales de la electricidad. La
industria del alambre y del cable utiliza una variedad de conductores de metal,
pero los dos más comunes son cobre y aluminio. Los conductores tienen
diferentes propiedades como la conductividad, la resistencia a la tracción, el peso
y la exposición ambiental. El cobre es uno de los materiales más antiguos
conocidos, su ductilidad y conductividad eléctrica fueron explotadas por los
primeros experimentadores de la electricidad, como Benjamín Franklin y Michael
Faraday. El cobre fue el conductor utilizado en invenciones como el telégrafo, el
teléfono y el motor eléctrico. Con la excepción de la plata, el cobre es el metal
conductor más común y se ha convertido en el estándar internacional. El
International Annealed Copper Standard (IACS) fue adoptado en 1913 para
comparar la conductividad de otros metales con el cobre. De acuerdo con esta
norma, el cobre recocido comercialmente puro tiene una conductividad del 100%
de IACS. El cobre comercialmente puro producido hoy puede tener mayores
valores de conductividad IACS a medida que la tecnología de procesamiento ha
29
mejorado con el tiempo. Además de la conductividad superior del cobre, el metal
contiene grandes propiedades de resistencia a la tracción, conductividad térmica y
expansión térmica. El Alambre de cobre recocido para fines eléctricos cumple con
los requisitos de ASTM B3, especificación para alambre de cobre blando o
recocido.
El aluminio tiene el 61 por ciento de la conductividad del cobre, pero
tiene solamente el 30 por ciento del peso del cobre. Eso significa que un alambre
desnudo de aluminio pesa la mitad que un alambre desnudo de cobre que tiene la
misma resistencia eléctrica. El aluminio es generalmente más barato en
comparación con los conductores de cobre. Los conductores de aluminio
consisten en diferentes aleaciones conocidas como serie AA-1350 y serie AA8000. AA-1350 tiene un contenido mínimo de aluminio de 99.5 por ciento. En los
años 60 y 70, debido al alto precio del cobre con respecto al aluminio, este grado
del aluminio comenzó a ser popularmente utilizado para el cableado del hogar.
Debido a la mano de obra de baja calidad en las conexiones y las diferencias
físicas entre el aluminio y el cobre, las conexiones de alta resistencia se formaron
y se convirtió en un peligro de incendio. Como respuesta, las aleaciones de
aluminio se desarrollaron para tener propiedades de fluencia y elongación más
similares al cobre. Estas aleaciones de la serie AA-8000 son los únicos
conductores de aluminio sólidos o trenzados permitidos para ser usados de
acuerdo con el Artículo 310 del Código Eléctrico Nacional 2014 8 (NEC). Las
aleaciones de la serie AA-8000 cumplen con los requisitos de la norma ASTM
B800, especificación estándar para alambre de aleación de aluminio de la serie
8000 para propósitos eléctricos, recocido e intermedio.
Si se utiliza aluminio en una aplicación en la que se usó previamente
cobre, típicamente es suficiente usar un conductor de aluminio de dos tamaños
AWG mayores que el del cobre. A continuación en la Tabla N° 2.1, se muestra
una comparación entre aluminio y cobre para la misma aplicación.
Tabla N° 2.1. Comparativa Cobre versus Aluminio.
Comparación de XHHW-2 Propiedades Serie AA-8000 Aluminio
Cobre
Tamaño AWG para 60 A75°C
Peso por 1000 pies
Diámetro nominal
6
39lb.
0.26 pulg.
8
65lb.
0.23 pulg.
Máxima tensión de tracción
157 lb.
132 libras
2.3.4. Tipos y características de postaciones.
Uno de los métodos para transportar y distribuir la electricidad es
mediante cables aéreos desnudos que son soportados por torres o postes, este
30
capítulo tratará sobre los tipos de torres y postes más utilizados en líneas de baja
y alta tensión. Generalizando los tipos de postes que existen son:
Poste de madera
Poste de hormigón
Postes metálicos
Postes de madera:
El campo de aplicación de este tipo de apoyos es casi exclusivamente
en baja tensión y están en claro desuso, aunque es posible encontrar algún tipo de
poste de madera en alguna línea de media tensión. Como ventajas podemos decir
que son fáciles de transportar gracias a su ligereza y bajo precio en comparación
con los postes de hormigón y los metálicos. Como desventajas se puede apuntar
su vida media relativamente corta, suele ser de unos 10 años, la putrefacción es la
mayor causa de deterioro, sobre todo en la parte inferior del poste, no se permiten
grandes vanos y los esfuerzos en la cabeza y altura son limitados.
Postes de hormigón:
En la fabricación de postes de hormigón se desglosan los siguiente
tipos de acuerdo a su uso y prestación:
Poste de hormigón armado
Poste de hormigón armado vibrado
Poste de hormigón armado centrifugado
Poste de hormigón armado pretensado
Postes de hormigón armado:
Este tipo de poste es el que más se utiliza en redes de baja tensión. La
ventaja principal de este tipo de postes es su duración ilimitada además de no
necesitar mantenimiento. El mayor inconveniente es el precio con respecto a los
postes de madera y que al ser más pesados se incrementan los gastos en el
transporte.
31
Postes de hormigón armado vibrado:
Con la finalidad de mejorar las cualidades del hormigón armado se
fabrican este tipo de postes. Suelen tener una altura entre los 7 y 18 m y su
sección es rectangular o en forma de doble T. La principal ventaja (que hace que
sean los más utilizados) de este tipo de postes es que se puede fabricar en el lugar
de su implantación y así ahorrarse los gastos en transportes.
Postes de hormigón armado centrifugado:
Este tipo de postes se emplea desde electrificaciones en ferrocarriles,
en líneas rurales en baja tensión y alta tensión incluido líneas de 220 KV, mástiles
para alumbrado exterior (en el reglamento antiguo llamado alumbrado público),
además en combinación con varios postes se pueden realizar configuraciones de
apoyos en ángulo, derivación, anclaje, etc. No son empleados en lugares de difícil
acceso precisamente porque su fabricación no puede realizarse en talleres
provisionales.
Postes de hormigón armado pretensado:
Este tipo de postes cada vez es más utilizado ya que su precio resulta
mucho más económico que los del hormigón corriente, resumiendo podemos
evaluar sobre los postes de hormigón ventajas e inconvenientes como muestra la
Tabla 2.2
Tabla 2.2: Comparativa para postación de hormigón.
VENTAJAS
INCONVENIENTES
Gran gama de medidas y resistencia
Permite grandes vanos
Mucho más caros que los de madera
Mayor fragilidad que los de madera
32
Postes metálicos:
El metal más utilizado en este tipo de postes es el acero de perfiles
laminados en L, U, T, I, etc. Para unir los diferentes perfiles se utilizan remaches,
tornillos, pernos e incluso en según qué casos la soldadura. Se clasifican en:
Poste metálicos de presilla
Poste metálico de celosía
Postes metálicos de presilla:
Básicamente está constituido por dos tramos ensamblados por
tornillos. Cada tramo está formado por 4 montantes angulares de ala iguales
unidos entre sí por presillas soldadas de ahí el nombre. La cabeza o tramo superior
tienen una longitud de 6m y la parte inferior se puede configurar con diferentes
tramos para obtener alturas de 10, 12, 14, 18 y 20 m.
Postes metálicos de celosía:
Este tipo de poste se emplea prácticamente en las altas tensiones,
desde medias tensiones hasta muy altas tensiones, es decir, en líneas de 3ª, 2ª y 1ª
categoría. Su forma y dimensiones dependerá de los esfuerzos a los
que esté sometido, de la distancia entre postes y la tensión de la línea.
Designación de los postes:
Una letra y dos números ( N°1, N°2) designarán los postes según la
siguiente Tabla 2.3:
Tabla 2.3: Designación de postes.
Nomesclatura
HV N°1, N°2
HVH N°1, N°2
HP N°1, N°2
P N°1, N°2
C N°1, N°2
Tipos de postes
Hormigo armado vibrado
Hormigón armado centrifugado u hormigón armado hueco
Hormigón armado pretensado
Metálico de presilla
Metálico de celosía
El primer número hace referencia al esfuerzo nominal admisible en
DaN con un coeficiente de seguridad de 1,5 y el segundo número indica la altura
del poste. Por ejemplo: P 1250 18; quiere decir P = Metálico de presilla; 1250
DaN de esfuerzo nominal admisible y 18 metros de altura. La aplicación del tipo
de poste en función de la tensión se observa en Tabla 2.4.
33
Tabla 2.4: Tipo de poste por tensión de red.
Tensión en KV
0.40
10.-30
45-132
220-400
Poste
Longitud del vano en Metros
Madera, Hormigón
40-30
Celosía de acero y Hormigón
100-220
Celosía de acero y Hormigón
200-300
Celosía de acero
300-500
Los diferentes tipos de postes de madera, utilizados en baja tensión
poco a poco sustituidos por líneas subterráneas o por apoyos de hormigón. Ver
Figura 2.11.
Figura 2.11: Postaciones de madera.
En la Figura 2.12 se muestran los diferentes tipos de apoyos de
hormigón utilizados tanto en alumbrado exterior, baja tensión y media tensión.
34
Figura 2.12: Tipos de postación de hormigón.
Torres metálicas utilizadas en Alta tensión. Ver Figura 2.13. Estas
estructuras son comúnmente utilizadas para interconexiones a gran escala como
“El sistema interconectado centra SIC”.
Figura 2.13: Torres de Alta Tensión
35
2.4. Diagrama general secuencial de diseño de líneas aéreas
Para un mejor entendimiento se muestra en la figura 2.14 un esquema
general para diseño en proyectos de líneas aéreas en media tensión.
Datos geográficos,
ambientales, longitud
Km, altitud m.
Sobretensión de
línea KV.
Zonas
(I, II, III, IV)
Cálculo de
sobrecargas
en
Nivel de
aislamiento
Datos eléctricos
potencia MVA.
tensión KV.
Norma
NSEG 5
en.71
Cálculo de
corriente A.
Cálculo de sección
del conductor
Hipótesis
ECE
Selección y tipo de
conductor
Calculo Nº de
aisladores
Levantamiento
topográfico,
disposición de
apoyos, vanos
Conjunto de
aisladores
Conductor
óptimo para
proyecto
Calculo
mecánico del
conductor
Aisladores
comerciales
Norma IEC 815
Tablas de templado de
tensiones y flechas
Conductores
comerciales
Criterios eléc. Cap. De
corriente, limite ruptura
mecánica.
Figura 2.14: Diagrama de flujo de diseño de líneas aéreas.
36
Con la ayuda de este diagrama de flujo, podemos guiarnos en los
aspecto mas relevantes al momento de diseñar una red de media tensión, evitando
cometer errores básico, tanto en los aspectos técnicos como medios ambientales, o
que se encuentren fuera de normativa vigente.
En este capítulo se estudió los diferentes tipos de aislación utilizados
tanto en media tensión como en baja tensión , además de las aislaciones tipo
mufas para baja de líneas en media tensión como por ejemplo. Por banco ducto.
Se analizo los diferente tipos de estructuras para el tendido de líneas
áreas tanto en media tensión como en alta tensión y los distintos tipo de
transformadores según diseño de fabricación los cuales forman parte fundamental
de la red de distribución para el consumo eléctrico.
37
III. ESTUDIO Y ANÁLISIS DE RED EN BAJA TENSIÓN.
En este capítulo analizaremos los aspectos técnicos para baja tensión,
con fin de realizar la instalación eléctrica. Aplicando diseño y seguridad al
tendido de líneas por banco ducto y protecciones correspondiente según norma
eléctrica NCh 4/2003.
Se estudiara la característica y tipos de las cámaras eléctrica,
conductores y protecciones en baja tensión y un análisis de esto.
3.1. Características de cámaras eléctricas.
Las cámaras se usarán para facilitar la colocación, mantenimiento,
reparaciones, uniones y derivaciones de los conductores y permitir los empalmes
de distintos tipos de ductos. Deberán tener un drenaje que facilite la evacuación
rápida de las aguas que eventualmente lleguen a ellas por filtración o
condensación. En zonas muy lluviosas o en que existan napas freáticas que
puedan inundar las cámaras y los ductos, el sistema deberá construirse
impermeabilizado. Si esta medida es insuficiente deberá instalarse un sistema
mecanizado de evacuación de las aguas o utilizar conductores apropiados para
trabajar sumergidos.
3.1.1. Clasificación de tipos de cámaras:
a) Cámara tipo "A". Serán de dimensiones suficientes
como para permitir el fácil acceso a su interior a una
persona para efectuar trabajos. Este tipo de cámara se
usará preferentemente en sistemas industriales y cuando
el tamaño y el número de conductores así lo aconsejen.
b) Cámaras tipo “B". Serán de dimensiones tales que
permitan la fácil manipulación de los conductores, la
inspección desde el exterior y, eventualmente penetrar a
su interior para trabajos de guía del alambrado,
ejecución de mufas de protección de derivaciones o
similares. Este tipo de cámara se usará en instalaciones
de menor envergadura que las especificadas en las del
tipo A.
c) Cámaras tipo “C”. Sus dimensiones deberán permitir la
manipulación de los conductores y la inspección desde
el exterior. Se utilizarán como cámaras de paso, cámaras
de unión o derivación, en instalaciones residenciales y
en instalaciones de semáforos.
38
Las dimensiones mínimas y detalles constructivos recomendados de
cada tipo de cámara se indican en el anexo I.
3.1.2. Dimensionamiento de canalización eléctrica.
Bajo norma eléctrica NCh 4/2003 sección:- 8.2.6.1.- 8.2.11.2.- hasta
Podrán usarse como sistemas de canalización eléctrica tuberías metálicas
ferrosas o no ferrosas. Las tuberías metálicas de materiales ferrosos podrán
ser de pared gruesa (cañerías), de pared media o de pared delgada (tubos
eléctricos). Las tuberías metálicas no ferrosas podrán ser de cobre o
bronce. En una misma canalización no podrán mezclarse tuberías
metálicas de distintos materiales.
8.2.6.2.- En alimentaciones de corriente alterna canalizadas en tuberías
metálicas deberá evitarse el calentamiento de éstas debido a la inducción
electromagnética, colocando todos los conductores, incluido el neutro
cuando corresponda, en una misma tubería.
8.2.11.1.- La cantidad máxima de los diferentes tipos de conductores en
los distintos tipos de tuberías se fijará de acuerdo a lo prescrito en las
tablas 3.1. y 3.2.
8.2.11.2.- Para fijar la cantidad máxima de conductores en una tubería se
aceptará que el conductor o haz de conductores, incluyendo la aislación de
cada uno de ellos, ocupe un porcentaje de la sección transversal de la
tubería que esté de acuerdo a lo prescrito por la Tabla 3.1.
Tabla 3.1: Porcentaje de sección transversal de la tubería ocupada por los
conductores.
Número de
conductores
Porcentaje de sección
transversal de la
tubería ocupada por
los conductores
1
50%
2
3 o más
31%
35%
39
Tabla 3.2: Dimensiones de sección transversal para los distintos Ductos.
3.2. Aspectos técnicos en red de baja tensión
Uno de los factores a considerar es el transporte de la energía desde
las protecciones generales hasta el consumo del usuario, par ello es necesario
seleccionar adecuadamente la sección de los conductores a utilizar. Además de la
aislación según el nivel de tensión al cual se utilizará.
40
3.2.1. Dimensionamiento en conductores de BT.
Por norma NCh 4/2003 secciones 7.1.1.2.- La sección en conductores
de los alimentadores y sub alimentadores será, por lo menos, la suficiente para
servir las cargas determinadas de acuerdo a 7.2. En todo caso la sección mínima
permisible será de 2,5 mm2.
7.1.1.3.- La sección de los conductores de los alimentadores o sub
alimentadores será tal que la caída de tensión provocada por la corriente máxima
que circula por ellos determinada de acuerdo a 7.2.1.1, no exceda del 3% de la
tensión nominal de la alimentación, siempre que la caída de tensión total en el
punto más desfavorable de la instalación no exceda del 5% de dicha tensión.
Estos valores son válidos para alimentadores de alumbrado, fuerza,
calefacción o combinación de estos consumos. Los alimentadores se protegerán a
la sobrecarga de acuerdo a la potencia utilizada, estando limitada la protección
máxima por la capacidad de transporte de corriente de los conductores.
Corresponde seleccionar primero el interruptor caja moldeada, y luego
determinar un conductor cuya capacidad exceda a lo menos un 10 % la capacidad
de la protección. De acuerdo a (sección 7.2.1.1. de la NCh Elec. 4/2003).
7.2.1.1.- La carga nominal de un alimentador, según la cual se
dimensionará, no será menor que la suma de las cargas de todos los circuitos que
sirve el alimentador, determinadas de acuerdo a las secciones 11 y siguientes, y
sujetas a las siguientes disposiciones:
Para alimentadores que sirven cargas permanentes o una
combinación de cargas permanentes y cargas intermitentes, el
alimentador y sus protecciones se dimensionarán de acuerdo a
la suma de las cargas intermitentes, afectadas por el factor de
diversidad correspondiente más la carga permanente afectada
por el factor de demanda correspondiente.
Para alimentadores que sirven consumos de alumbrado
exclusivamente a la carga total de los circuitos determinada
de acuerdo a la sección 11 se le aplicarán los factores de
demanda señalados en la Tabla 3.3
41
Tabla 3.3: Factores de demanda para alimentadores de alumbrado.
3.2.2. Cálculo de la corriente admisible teórica.
Para obtener los valores de la corriente teórica es necesario aplicar los
factores de corrección tanto al número de conductores que utilizara el ducto ver tabla
N° 3,4 como el factor de corrección por temperatura ver tabla N°3.5, ya que en el
mercado existes una gran variedad de conductores diseñados para variadas
aplicaciones.
𝐼𝑍𝑡ℎ =
In
Fn°∗Ft°
𝐼𝑍𝑡ℎ = Corriente admisible teórica
In
= Corriente Nominal de Breaker
Fn° = Factores de corrección por número de conductores
Ft°
= Factores de corrección por temperatura
Al obtener la corriente admisible teórica, se verifica en conductores la
capacidad de corriente en ducto, la cual debe ser igual o superior a la Izth. Es una
aislación que mezcla las propiedades de la goma con las características eléctricas
y mecánicas del polietileno. Posee una temperatura de servicio de 90ºC y necesita
menor cantidad de material comparativamente con otros aislantes, además posee
alta resistencia al ozono, humedad, calor, agentes químicos y rayos solares.
42
Tabla 3.4: Factor de corrección de corriente por cantidad de conductores.
Cantidad de conductores
Factor de corrección Fn
4a6
0,8
7 a 24
0,7
25 a 42
0,6
sobre 42
0,5
Tabla 3.5: Factor corrección de corriente por variación de temperatura ambiente.
Factor de corrección Ft
Temperatura
ambiente [°C]
21-25
26-30
31-35
36-40
41-45
46-50
51-55
56-60
61-70
71-80
Temperatura de servicio del conductor [°C]
60
75
90
1,08
1,00
0,91
0,82
0,71
0,58
0,41
-
1,05
1,00
0,94
0,88
0.82
0,75
0,67
0,58
0,33
-
1,04
1,00
0,96
0.91
0,87
0,82
0,76
0,71
0,58
0,41
3.2.3. Cálculo para caída de tensión en conductor
Para calcular la caída de tensión en el conductor se aplica la siguiente
fórmula
U= b·(
ρ0 L
) · Is [V]
cos ϕ+λLsenϕ
Para el valor de ρ0 se observa en la Tabla 3.6. según la característica
del conductor.
43
Tabla 3.6: Resistividad de conductores.
Resistividad de los conductores a utilizar en función del tipo de cortocircuito
calculado ρ0 : resistividad de los conductores a 20°C
Conductor Cu
(Ωmm2/m)
Conductor Al
(Ωmm2/m)
Falla
Resistividad
Icc Máxima
ρ0
Interruptor ρ1=1,25 ρ0
Fusible ρ1=1,5 ρ0
ρ1=1,25 ρ0
0,01851
0,02314
0,02777
0,02314
0,0294
0,0368
0,0441
0,0368
ρ1=1,25 ρ0
0,02314
0,0368
Icc Mínima
Id
Requisitos
Térmicos
U = Es la caída de tensión en V
b = Coeficiente de valor 1 para circuitos trifásicos y 2 para monofásicos
ρ0 = Resistividad de los conductores en Ω𝑚𝑚2 /m (0,01851 para el cobre)
L = Longitud del conductor en metros
S = Sección del conductor en 𝑚𝑚2
𝑐𝑜𝑠𝜑 = Factor de potencia (0,8 en ausencia de información)
𝜆 = Reactancia lineal de los conductores en mΩ/m (0,08 para los cables
multiconductor o monoconductores trenzados, 0,09 para los cables
monoconductores contiguos en capa y 0,13 para los monoconductores separados)
Is = Corriente de servicio
La caída de tensión relativa en (%) se calcula como sigue:
Δu = 100 ·
U
Uo
[%]
U = Es la caída de tensión en V
Uo =Tensión entre fase y neutro en V
Las impedancias de los cables se calculan mediante las siguientes formulas:
44
𝑋=𝜆
𝐿
𝑛𝑐
[𝑚Ω]
λ = Reactancia lineal del conductor, en 𝑚Ω ver Tabla 3.7.
𝑛𝑐 = Numero de conductores en paralelo
L = Longitud del conductor en metros
Tabla 3.7: Reactancia lineal de los conductores.
Reactancia lineal de los conductores a utilizar en función del tipo de
cable y de su modo de montaje
Cables y Montajes
Reactancia lineal λ (mΩ/m)
Cables multicondcutores o
monoconductores trenzados
Cables monoconducotres contiguos
en capa.
Cables monocondcutores separados
por más de un diámetro.
0,08
0,09
0,13
Se cuentan con los siguientes parámetros como ejemplo:
𝐼𝑠
197,71A
𝜌
𝐿
0,01851
Ω𝑚𝑚2 /m
𝑋=𝜆
𝑆
80m
𝐿
[𝑚Ω]
𝑛𝑐
𝑐𝑜𝑠𝜑
0,89
253𝑚𝑚2
𝑋 = 0,08
80
1
𝜆
0,08
mΩ/m
𝑠𝑖𝑛𝜑
0,45
𝑋 = 6,4[𝑚Ω]
𝐿
𝑈 = 𝑏 (𝜌 𝑆 𝑐𝑜𝑠𝜑 + 𝜆𝐿𝑠𝑖𝑛𝜑) 𝐼𝑠
𝑈 = 1 (0,01851 ∗
80
∗ 0,89 + 6,4 ∗ 10−3 ∗ 0,45) 197,71
253
𝑈
𝑈 = 1,6𝑉
Δ𝑢 = 100
Δ𝑢 = 100 𝑈𝑜
1,6
230
Δ𝑢 = 0,72%
El conductor seleccionado cumple con lo especificado en 7.1.1.3.
45
3.3. Comprobación de las solicitaciones térmicas del conductor.
El tiempo de corte de un automático como consecuencia de un
cortocircuito que tenga lugar en cualquier punto de un circuito, no debe ser
superior al tiempo que tarda la temperatura de los conductores en alcanzar el
límite admisible. En la práctica, conviene garantizar que la energía que deja pasar
el automático no es superior a la que el cable puede efectivamente soportar.
La limitación térmica máxima (para tiempos inferiores a 5 s)
soportada por una canalización se calcula por medio de la siguiente fórmula, para
el valor de K ver Tabla 3.8.
I · √𝑡 = 𝐾 · 𝑆 [𝐴]
I = Corriente de cortocircuito en A
t = Tiempo de despeje del cortocircuito en segundos
K = Constante cuyo valor normal es de 143 para el cobre
S = Sección del conductor en 𝑚𝑚2
Tabla 3.8: Valores de K.
46
Sin riesgo particular de incendio
Seccion superior a 300mm o conductores agrupados.
Por lo tanto para verificar que el conductor seleccionado es el
apropiado se calculará la sección mínima para un cortocircuito. Simulando que se
tiene un transformado con una corriente de corto circuito.
Icc transformador = 3,68KA
S=
I·√t
=[KVA]
K
3,68 · 103 · √0,05
𝑆=
= [𝐾𝑉𝐴]
143
S=5,75𝑚𝑚2 sección mínima para el conductor con los parámetros de ejemplo.
3.4. Esquema para conexión a tierra.
Las condiciones de conexión a tierra se han definido de manera
reglamentaria con el objetivo primordial de proteger a las personas de las
consecuencias de las fallas de aislación en las instalaciones.
Las normas extranjeras IEC 60364 y NFC 15-100 definen tres
esquemas de conexiones a tierra, que reciben los nombres de TT, IT y TN.
La 1ª letra designa la situación de la alimentación (generalmente, el neutro
del secundario del transformador) con relación a la tierra.
La 2ª letra designa la situación de las masas metálicas de los aparatos en la
instalación.
47
3.4.1. Esquema TT (Neutro a Tierra).
En el esquema TT (el sistema más utilizado en nuestro país), el punto
neutro del secundario del transformador de alimentación de la instalación está
directamente conectado a tierra y las masas de dicha instalación lo están a una
toma de tierra eléctricamente diferente.
La corriente de falla está fuertemente limitada por la impedancia de
las tomas de tierra, pero puede generar una tensión de contacto peligrosa. La
corriente de falla es generalmente demasiado débil como para hacer reaccionar las
protecciones contra sobre intensidades, por lo que se eliminará preferentemente
mediante un dispositivo de corriente diferencial residual. ver Figura 3.1.
Figura 3.1: Esquema TT
3.4.2 Esquema TN (Masa a Neutro)
En esquema TN, un punto de la alimentación, generalmente el neutro
del transformador, se conecta a tierra. Las masas de la instalación se conectan a
este mismo punto mediante un conductor de protección. El esquema recibe el
nombre de TN-C cuando la función del neutro es la misma que la del conductor
de protección, que recibe entonces el nombre de PEN (Condición prohibida en
Chile).
Si dichos conductores están separados, el esquema se denomina TN-S
(condición aceptada en Chile).La impedancia del bucle de falla es baja (no pasa
por tierra). Si se produce una falla de aislación, ésta se transforma en cortocircuito
48
y
deberá
ser
eliminada
por
los
dispositivos
de
protección
contra
sobreintensidades. ver Figura N° 3.2.
Figura 3.2: Esquema TN-S & TN-C
3.4.3. Esquema IT (Neutro Aislado o Impedante).
En el esquema IT, la alimentación de la instalación está aislada de
tierra, o conectada a ella con una impedancia Z elevada. Esta conexión se lleva a
cabo generalmente en el punto neutro o en un punto neutro artificial. Las masas de
la instalación están interconectadas y conectadas a tierra.
En caso de alguna falla del aislamiento, la impedancia del bucle de
falla es elevada (viene determinada por la capacidad de la instalación con respecto
a tierra o por la impedancia Z).
En la primera falla, el incremento de potencial de las masas
permanece limitado y sin peligro. La interrupción no es necesaria y la continuidad
está asegurada, pero debe buscarse y eliminarse la falla para lograr un servicio
competente.
49
Con ese objeto, un controlador permanente de aislación (CPA) vigila
el estado de aislamiento de la instalación. Si la primera falla no es eliminada se
añade una segunda, se transforma en cortocircuito, el cual deberá ser eliminado
por los dispositivos de protección contra sobre intensidades. ver Figura 3.3.
Figura N°3.3: Esquema IT.
3.5
Elección de régimen del neutro.
La elección de un régimen de neutro implica obligaciones y objetivos
a menudo contradictorios. Cualquiera sea el caso, el esquema elegido deberá
cumplir con el total de condiciones dadas en la seguridad de las personas y los
bienes. En las tablas 3.9, 3.10 y 3.11 describe estas condiciones.
50
Tabla 3.9: Ventajas e inconvenientes régimen TT.
RÉGIMEN TT
Principio
General
Detección de
una corriente de
falla con paso
por tierra y
corte de la
alimentación
mediante
dispositivo de
corriente
diferencial.
Ventajas
Sencillez (pocos
cálculos para la
instalación).
Ampliación sin
cálculo de
Longitudes.
Inconvenientes
No existe
selectividad en caso
de automático único
en cabeza de la
instalación
Necesidad de
diferenciales en cada
Corrientes de falla salida para poder
débiles (seguridad obtener la
contra incendio).
selectividad
Horizontal (costo).
Escaso
mantenimiento
Riesgo de
(Salvo pruebas
activaciones
periódicas de los
Repentinas
diferenciales).
(sobretensiones)
Seguridad de las
personas en caso
de alimentación
de aparatos
portátiles o de
conexión a tierra
deficiente(con
diferenciales de
30mA).
Interconexiones de
las
Masas a una sola
toma de tierra
(instalaciones
extensas), o
necesidad de
diferencial por grupo
de masas.
Nivel de
seguridad
dependiente del
valor de las
tomas de tierra.
Comentarios
Posibilidad de
conectar la toma
de tierra de la
alimentación y de
las masas si hay un
transformador
AT/BT privado
(comprobar poder
de corte de los
diferenciales)
Necesidad de
gestionar equipos
con corrientes de
fuga elevadas
(separación,
Islotes).
Importancia de la
instalación
y de la duración de
las tomas de tierra
(seguridad
de las personas).
Prever
comprobaciones
periódicas de los
valores de las
tierras y de los
umbrales de
activación de los
diferenciales.
51
Tabla 3.10: Ventajas e inconvenientes régimen TN.
RÉGIMEN TN
Principio
General
Ventajas
La corriente de
falla se
transforma en
corriente de
cortocircuito
interrumpida
por los
dispositivos de
protección
contra sobre
intensidades.
Costo reducido (las
protecciones
se utilizan para
las corrientes de
falla y las
sobre intensidades)
Las masas se
mantienen al
potencial de
tierra.
Baja susceptibilidad
a las perturbaciones
(buena
equipotencialidad,
neutro conectado
a tierra).
La toma de tierra no
influye en la
seguridad de las
Personas.
Poco sensible a
corrientes de fuga
elevadas (aparatos
de calefacción de
vapor, automáticos).
Inconvenientes
Corrientes de falla
elevadas
(generación de
perturbaciones
y riesgos de
incendio,
especialmente en
TN-C).
Necesidad de
cálculos de
línea precisos.
Riesgos en caso de
ampliaciones,
renovaciones o
utilizaciones no
controladas
(personal
competente).
Comentarios
La comprobación de
las condiciones de
protección debe
efectuarse:
En el diseño (cálculo).
En la puesta en
marcha.
Periódicamente
En caso de
modificación de la
instalación.
La comprobación
práctica requiere un
material de ensayo
específico (medición
de la Icc en extremo
de línea).
El uso de diferenciales
permite limitar las
corrientes de falla
(comprobar el poder
de corte) y disminuir
los riesgos no
previstos por los
cálculos (rotura de
conductores de
protección, longitudes
de línea con cargas
móviles).
52
Tabla 3.11: Ventajas e inconvenientes régimen IT
RÉGIMEN IT
Principio
General
La limitación de
la corriente de
primera falla a un
valor muy bajo,
disminuye el
incremento de
potencial de las
Masas. Por lo
tanto, no hay
necesidad de
corte.
Ventajas
Continuidad del
servicio (sin cortes
en la primera
falla).
Corrientes de
primera falla muy
bajas (protección
contra incendio).
Corriente de falla
poco perturbadora.
Funcionamiento
con fuentes de Icc
presuntamente
reducida (grupo
electrógeno).
Alimentación de
receptores
sensibles a
corrientes de falla
(motores).
Inconvenientes
Comentarios
Costo de la
instalación
(neutro protegido,
CPA, protección
sobretensiones).
La señalización de
la 1er falla es
obligatoria y debe
buscarse
inmediatamente.
Costo de explotación
(personal
competente,
localización de
fallas).
Teniendo en cuenta
sus riesgos, debe
evitarse la
situación de 2º
falla.
Sensibilidad a las
perturbaciones
(mala
equipotencialidad
con tierra)
Riesgos en la 2º falla:
Protección con
pararrayos
indispensable
(riesgo de
incremento
del potencial de
tierra).
Sobreintensidades
de cortocircuito
- perturbaciones
(incremento
del potencial de
tierra).
Aparición de una
tensión
Es aconsejable
limitar la
extensión de las
instalaciones
IT a lo
estrictamente
necesario.
compuesta (si el
neutro está
distribuido).
Las siguientes Tablas 3.12 y 3.13 de elección proporcionan reglas
generales, que pueden no ser aplicables en ciertos casos
53
Tabla 3.12: Reglas de elección 1
Naturaleza y Características de la Instalación
Régimen de Neutro
Aconsejado
Red de distribución pública
TT
Red extensa con tomas de tierra mediocres.
Alimentación con transformadores de baja
Icc.
Grupo electrógeno (instalación temporal).
Red por líneas aéreas.
TT
Red perturbada (zona con rayos).
Red con corrientes de fuga importantes.
Grupo electrógeno (alimentación temporal).
Grupo electrógeno (alimentación de
seguridad).
TN
TN-S
IT
Tabla 3.13: Reglas de elección 2
Naturaleza de los receptores y condiciones de
utilización
Numerosos aparatos móviles o portátiles
Instalaciones con frecuentes
modificaciones
Instalaciones de faena
Instalaciones antiguas
Locales con riesgo de incendio
Equipos electrónicos informáticos.
Equipos con auxiliares (máquinasherramienta).
Equipos de mantenimiento (puentes-grúa,
grúas)
Aparatos con débil aislamiento (aparatos de
cocción, de vapor)
Locales con riesgo de incendio.
Instalaciones de control de mando con
numerosos sensores.
Instalaciones con requisitos de continuidad
(médicas, bombas, ventilación)
Aparatos sensibles a las corrientes de fuga
(riesgo de destrucción de bobinados)
Régimen de Neutro
aconsejado
TT
TN-S
IT
La elección de régimen del neutro, considera en primera instancia la
alimentación a través de la sub estación campamento en proyecto, lo cual se
utilizara
54
En este capitulo se analizó y realizaron cálculos explicativos para el
diseño y modelado de sub estación 200KVA además del análisis para la
modificación en sub estación 500KVA. Abarcando los aspectos mas importantes
como el tipo de cámara para banco ducto, los tipos de conductores y canalización
bajo normativa chilena NCh 4/2003. Dando paso para el diseño y modelo de la
sub estación de 200KVA y 500KVA.
55
IV. DISEÑO Y MODELO DE SUB ESTACION 200KVA y 500KVA.
En este capítulo y usando lo visto en el capítulo anterior se realizara el
diseño de la línea alimentar para la Sub estación de 200KVA para alimentar
pabellones L & K, la selección del transformador adecuado para el proyecto,
estructuras, conductores, desconectadores fusibles y el diseño de la malla a tierra.
4.1. Proyecto eléctrico sub estación 200 KVA.
El proyecto consiste en la implementación de una Sub estación
eléctrica de 200KVA la cual tendrá como propósito suministrar el déficit de
potencia producido por la instalación de equipos de aire acondicionado en los
pabellones.
La nueva sub estación de 200KVA suministrara energía a los
pabellones K y L, para esto se realiza un arranque de la línea principal de Media
tensión, a través de un nuevo tendido que llevan la alimentación a un
transformador MT/BT pasando por desconectadores fusibles para protección y
mantenibilidad del sistema, dicho alimentador baja por un ducto conectando con
un transformador a piso y este por su lado de BT un tablero con las protecciones
generales y particulares de los pabellones.
Según lo estudiado previamente en los capítulos anteriores, en este
punto corresponde seleccionar el transformador más adecuado para cumplir con
las expectativas del proyecto donde se deben considerar varias características del
mismo, siendo la principal que sea capaz de suministrar la potencia solicitada.
Para esto debemos evaluar la carga proyectada nominal de los pabellones K y L
con estos valores podremos elegir el transformador de la potencia suficiente, una
correcta selección de los conductores cumpliendo con los criterios de capacidad
de corriente, aislación, resistencia mecánica y a la temperatura para cada parte de
la línea, también una apropiada selección de las protecciones y un adecuado
diseño de la malla a tierra, entre otras características del proyecto.
Los equipos proyectados cuentan con una potencia nominal de 1,4
KW cada uno por 24 habitaciones da un total de 33,6 KW por pabellón, mas
31KW por concepto de alumbrado y enchufe y un tablero existente (Tag de
pabellón 110DP012) que corresponde a otros consumos como alumbrado exterior,
termos agua caliente alumbrado pasillos etcétera de 16,4KW dando un total por
pabellón de 81KW.
56
Aplicando la formula de calculo de corriente trifásica obtenemos que:
I = P(K)/V·√3 · cosφ (0,89)
I = 81000/(400·1,73)
I = 131,5A
Sobre este valor se aplicara un factor de demanda de 0,4 según norma
NCh 4/2003 sección 7.2.1 estimación de carga. quedando en:
I = 52,6 A
Lo que resulta en una corriente estimada de 52,6 A por pabellón.
En la siguiente tabla 4.1. se resumen los consumos en potencia y
corriente proyectados para baja tensión (400VAC), esta información es
indispensable para la elección de todos los componentes del proyecto en MT y BT
Tabla 4.1: Resumen de Potencias y consumos BT.
110DP012
Nuevos tableros (24 Habitaciones)
Otros
Alumbrado Enchufes
(nominal)
consumos
pabellon
(KW)
(KW) 3Φ (KW) 3Φ
Climatización
Equipos Aire
acondicionado
(KW) 3Φ
Distancia
del
conductor
(MT)
Aplicando
factor
Potencia
Protección
Corriente Demanda
Total por Nominal
en Tablero
(0,4)
pabellón
General
1Φ(A)
3Φ(KW)
(A) 3Φ
1Φ(A)
Pabellon K
(24 habitaciones)
16,4
22
9
33,6
108
81
131,5
52,6
3X140
Pabellon L
(24 habitaciones)
16,4
22
9
33,6
48
81
131,5
52,6
3X140
162
263,0
Tablero General
3X275
4.2. Principales equipos del proyecto sub estación de 200KVA.
Con lo obtenido en el punto anterior, es decir el consumo en baja
tensión, la elección del transformador de 200KVA cumple perfectamente con la
potencia requerida, con la holgura suficiente para tener un margen para cargas
futuras.
57
4.2.1. Transformador MT/BT 200KVA.
Definición de capacidad de Transformador, usando la corriente total
calculada en BT en el punto anterior 233,8Ase calcula la potencia mínima para la
Subestación
S = V · I · √3
S = 400V · 233,8A · √3
S = 161,98KVA
Potencia Comercial Subestación superior mas próxima es de
200KVA, la cual puede suministrar hasta 288,67A como se indica en el siguiente
cálculo,
I = S / (V · √3)
I = 200KVA / ( 0,4KV · √3 )
I = 288.67A
Esto deja una holgura de 23.46% (38KVA) para futuras ampliaciones.
En resumen el equipo seleccionado para el proyecto es un transformador del tipo
aéreo de 200KVA. Este transformador también está diseñado para su instalación
en piso, tomando las consideraciones de seguridad, por ejemplo contar con un
cierre perimetral, que impida el paso de personal no autorizado.
El transformador escogido es de clase 15KV, posee una tensión de
alimentación de 13,2KV, una salida trifásica de 0,4KV entre fases y 0,231KV
entre Fase y neutro. La corriente en el primario es de 8,74A y en el secundario es
de 289A.
Este equipo con sistema de refrigeración ONA es decir refrigerado
por aceite mineral, vegetal FR3 o silicona por aire ambiente, posee un volumen
de 227 litros del mismo, lo cual será un dato importante a la hora del diseño de la
losa de contención, cuenta con TAP exterior de 5 posiciones en el lado de MT.
El transformador está diseñado para trabajar en una altitud de
2600m.s.n.m con lo que cumpliría con la condiciones ambientales.
58
En la Tabla 4.2 se expone información adicional del transformador
escogido. Para una información aun mas detallado
Tabla 4.2: Información adicional del transformador 200KVA.
Marca
PAILAMILLA
No Serie
6174669
Año Fabricación 2017
Peso (Kg)
956
Potencia
200 KVA
Voltaje
13200/400-231 V
Aceite
227 Lts
Refriferación
ONA
Tap
13530-13200-12540-11880-11550 Volts
4.2.2. Pruebas de aislacion a tranformador 200KVA.
Para garantizar el correcto funcionamiento del tranformador se
realizaron pruebas de aislación del mismo, para esto se utilizo un Megaohmetro
Fluke 1555, el cual permite pruebas con tensiones hasta 10KV(DC). Esta prueba
se realizo con una tensión de 5KV(DC) en el lado BT y con 10KV(DC) en el lado
MT, los resultados se exponen en la siguente tabla 4.3, en la figura 4.3 podemos
observar parte las pruebas de aislacion realizadas al transformador en el lado de
BT.
59
Tabla 4.3: Resultados de mediciones en aislación a transformador 200KVA.
Pruebas de Aislacion en Terreno
Tensión de prueba Tiempo de prueba
10KV(DC)
10KV(DC)
5KV(DC)
20 segundos
20 segundos
20 segundos
Conexión
Medida Aislación
ALTA - BAJA
ALTA - MASA
BAJA - MASA
9,96 GΩ
5,96 GΩ
4,75 GΩ
Pruebas de Aislacion en Laboratorio
Tensión de prueba Tiempo de prueba
34KV(DC)
34KV(DC)
10KV(DC)
60 segundos
60 segundos
60 segundos
Conexión
Medida Aislación
ALTA - BAJA
ALTA - MASA
BAJA - MASA
26 GΩ
10 GΩ
24 GΩ
Figura 4.1: Pruebas de aislación en transformador lado BT.
Certificado de pruebas aislación en laboratorio para transformador
200KVA en Anexo I seccion 1.2.
4.2.3. Conexiones para pruebas de aislamiento Transformador MT/BT.
Se expone en figuras 4.2, figura 4.3 y figura 4,4 conexiones para las
pruebas de aislación típicas para transformadores.
60
Figura 4.2: Diagrama de conexión prueba aislación ALTA-BAJA.
Figura 4.3: Diagrama de conexión prueba aislación ALTA-MASA.
Figura 4.4: Diagrama de conexión prueba aislación BAJA-MASA.
4.3. Diseño de sub estacion 200KVA obra civil.
La obra civil es una parte muy importante del proyecto a implementar
ya que proporciona las condiciones técnicas y de seguridad suficientes para el
buen funcionamiento de instalación y la seguridad de las personas
61
La obra civil del proyecto dispone de las siguientes etapas las cuales
se explicaran brevemente:
Confección de losa tipo piscina.
Excavaciones necesarias para la instalación de las redes eléctricas.
de MT. Esto es excavaciones para instalación de postes y tirantes.
Las canalizaciones subterráneas y construcción de Cámaras eléctrica.
Cámara eléctrica a construir frente a acceso a pabellón K.
Cierre Perimetral.
Confección de losa tipo piscina.
Es necesaria la construcción de una losa tipo piscina de 5 por 5 metros
para contener los posibles derrames del aceite refrigerante del transformador de
200KVA.
Confección de losa tipo piscina Se trabajará sobre una superficie de 5x5
metros que estará ubicada casi en la parte central del cierre perimetral. Esta actividad
estará compuesta de los siguientes trabajos:
a) Ejecución de excavación de 5x5x0.8mts.
b) Nivelación y compactado de Terreno
c) Instalación de malla de 5x5mt con reticulado de 1x1mt con cable 4/0AWG
d) La malla se deben dejar tres chicotes en la parte central para aterrizar
transformador, para conectar la malla con la malla de los pabellones y un
último chicote para aterrizar el tablero general del lado de baja del
transformador de 200KVA. En las esquinas de la malla se deben dejar
chicotes para la conexión del cierre perimetral.
e) Confección de plantilla de hormigón H15 de 10 cm de espesor.
f) Instalación de dos mallas acma de 6mm.
g) Colocación de moldajes.
h) Colocación de 4 tubos de PVC sch40 de 110mm. 1 tubo para los cables
de entrada, dos tubos para los cables de salida, un ducto disponible y
otro para la tierra de protección
i) Instalación de ductor galvanizado de 4” en lado de Media y en el de Baja
tensión para el ingreso y de la alimentación al transformador y para la
salida de los cables de baja.
62
j) Confección de Malla de fierro de 12mm y 10mm de diámetro, separado
cada fierro de 20cm con respecto al otro. Esta malla deberá ocupar toda
la parte interior de la piscina
k) Instalación de moldajes en sector de fundación y colocación de fijaciones.
l) Llenado de fundación con hormigón H-30
m) Tanto el borde de la losa como la parte interior del depósito contenedor
de derrame de combustible, deben ser pintado con igol denso
n) En el borde superior de la piscina, se deberá dejar instalado dos vigas para
transformador. Estas irán ancladas al borde la piscina por medio de un
perno de anclaje de 16mmx4” de largo. Las vigas deberán ir a 60cm
(medida a eje) una respecto a la otra.
Bajo la estructura de hormigón debe quedar instalada la malla para la
tierra de protección y servicio de 5x5 mts con reticulado de 1x1mt con cable
4/0AWG. A esta malla se deben aplicar 30dosis de 11Kg de sal geogel o de algún
productor equivalente. Humedecer y compactar el terreno , Se debe procurar dejar
dos chicotes que permitan conectar esta malla a las existentes de los otros
pabellones.
Excavaciones necesarias para la instalación de las redes eléctricas de
MT. Esto es excavaciones para instalación de postes y tirantes.
El proyecto considera la instalación de cuatro postes de hormigón
armado de 11,5mt 600kg de ruptura. Para ello se debe realizar excavaciones de
500x600x1800mm. Para verificar la verticalidad de los postes se solicitó el apoyo
de un topógrafo. La base del poste y el relleno interior quedaron debidamente
compactados con material estabilizado.
También, se ejecutaron excavaciones para los tirantes de Media
Tensión para las estructuras J, G y B.
En poste donde será conectada el nuevo tramo de línea, se ejecutaron
las excavaciones para la instalación de la tierra de protección de los
desconectadores. Se ejecutó la excavación en una superficie y longitud que
permitió conectarse con la malla de subestación existente. Efectuar la instalación
de cable desnudo 2AWG que baje por la parte interior del poste. En la base del
poste se debe unir a la malla de subestación existente con cable 2/0AWG 19
hebras. La unión debe quedar visible en una camarilla de registro de hormigón
armado.
63
Las canalizaciones subterráneas y construcción de Cámaras eléctricas.
En sector donde se instalará transformador de 200KVA, existen redes
subterráneas de baja tensión, que corresponden a los alimentadores actuales para
los pabellones K y L. Las que se indican en el siguiente diagrama de plano 000-E336 “Sistema Distribución Eléctrica ductos subterráneos y cámaras Planta General
Campamento”. Figura 4.5
Figura 4.5: Diagrama de plano banco ductos Campamento CMCC.
El detalle de la canalización subterránea en Anexo I sección 1.3
64
Cámara eléctrica a construir frente a acceso a pabellón K.
Para el tendido de los conductores nuevos de alimentación desde el
transformador de 200KVA hasta los pabellones K y L, se utilizaron cámaras
eléctricas existentes identificadas como 320-MH-12D y 320-MH-12E. En esta
última cámara, se realizó las perforaciones para el ingreso de los ductos de 4”
provenientes desde el nuevo transformador de 200KVA.
Se realizaron las perforaciones precisas y terminaciones de los nuevos
ductos que ingresaron a la cámara eléctrica. Los ductos quedaron con sus
terminales para cámaras y debidamente emboquilladas. Por tanto, para la
alimentación de los pabellones K y L, sólo se construyen aproximadamente 18
metros de canalización subterránea desde TGFAyC (Tablero de protección en BT
de nuevo transformador) hasta la cámara eléctrica existente 320-MH-12E.
Se realizó una excavación de 0.6mt de ancho, 0.8mt de profundidad y
de largo 18mt. Una vez emparejado la parte inferior de la excavación, se aplicó
una capa de 10cm de arena fina.
Instalación de 3 ductos de 4” de pvc sch40. Con sus respectivos
separadores para los ductos. Para ello se utilizó madera de terciado marino de
10mm. Se realizaron perforaciones de 4” de diámetro separadas 5cm una de la
otra. Y una perforación de 1” para el paso del conductor de cobre de 2/0AWG
(Tierra de Protección que se interconecta con mallas existentes). Estos
separadores deben ir cada 3mts. Una vez instalados los tres ductos y nivelados. Se
debe aplicar una capa aproximadamente 20cm de material estabilizado y
compactar. Se procurará dejar 10cm de material sobre los ductos de PVC.
Luego se aplicará una capa de 10cm de hormigón pobre H15 o
equivalente. Se rematará el hormigón con la instalación de huinca de peligro a lo
largo de toda la excavación.
Luego se irá rellenando con el terreno natural y compactando hasta
llegar a nivel.
Se construyó una cámara eléctrica frente al acceso del pabellón K, Sus
dimensiones son de 0.8x0.8x0.6mt con un espesor de 15cm y de hormigón
armado.
65
En la parte central inferior de la cámara eléctrica se debe instalar un
PVC de 1” de diámetro para dejar para desagüe. Antes de instalar la cámara
eléctrica, en la parte inferior de la excavación se debe aplicar una capa de 20cm de
gravilla grano medio para la evacuación de agua.
Cierre Perimetral .
Para evitar el acceso de terceros a subestación. Se construye cierre
perimetral con Cerco Modular Galvanizado ACMAFOR 3D con unas
dimensiones de 3,43 Metros de ancho por 3,43 Metros de largo y una altura de 1,9
Metros, con 9 postes de 60 por 60 mm y una altura de 2,3 metros. Estos irán
montados en un dado de hormigón armado H25 de 40x40x40cm.
El detalle de cierre perimetral sub estación 200KVA en Anexo I
sección 1.4.
4.4. Cálculo de Protecciónes en lineas de media tensión.
La protección del lado de media tensión se realizara con
desconectadores fusibles, Se instalan tres desconectadores fusibles clase 25KV
125BIL 100A.
Cálculo de protecciones y sección conductor en media tensión MT
Potencia (S): 200KVA
Tensión (V): 12KV
Para el cálculo de la corriente de MT se usara la siguiente formula
I = S / V(MT) · √3
I = 200KVA / 12KV · √3
I = 9,62A
66
De los cálculos anteriores se determina que el fusible a utilizar será de
10 Amperes tipo K. En la siguiente Tabla 4.4 expone que el tiempo de respuesta
esta determinado por la corriente de falla, en este caso específico seria:
En una falla por sobre corriente entre 128A mínimo y 154A máximo el
tiempo de respuesta de 0,1 segundos.
En una falla por sobre corriente entre 24A mínimo y 34A máximo el
tiempo de respuesta de 10 segundos.
Y en una falla por sobre corriente entre 19,5A mínimo y 23,4A máximo
tiempo de respuesta de 300 segundos.
En Figura 4.6 se muestra Curva de respuesta hilo fusible tipo 10K.
Tabla 4.4: Tiempos de respuesta hilo fusible tipo 10K.
67
Figura 4.6: Curva de respuesta Hilo fusible tipo 10K.
68
4.5. Selección de aislación para conductor de media tensión.
El aislador seleccionado es una mufa HVT-Z-S-GP (OXSU-F) de tres
campanas marca Raychem clase 25KV, expuesta en figura 4.7, el motivo de usar
25KV es por la condición ambiental de faena CMCC ubicada a 2600 m.s.n.m.
Figura 4.7: Mufa 25KV Raychem HVT-Z-S-GP (OXSU-F).
La Mufas Raychem HVT-Z-S-GP (OXSU-F). “Modelo 252” soporta
secciones de conductores desde 2 AWG hasta 250 MCM como indica la siguiente
Figura 4.8.
Figura 4.8: Rango aplicación mufa Raychem HVT-Z-S-GP Modelo 252.
69
4.6. Estructura en postación media tension.
Las estructuras, constituyen el soporte mecánico de las líneas aéreas
eléctricas, se construyen principalmente de acero galvanizado y de hormigón
armado, para el proyecto se utilizaron estructuras tipo B, en ambos extremos de la
linea, tambien una estructura GN y una J, según nomenclatura de norma Endesa,
en figura 4.9. podemos ver la distrubución de las estructuras en linea MT, las
cuales se describiran a continuacion.
Figura 4.9 Distrubución de las estructuras en línea MT
Cada una soportadas en postes individuales de hormigón armado de
11,5 metros y 600Kg de ruptura. Para ello se realizaron excavaciones de
500x600x1800mm, estabilización del terreno y verificación la verticalidad de los
postes con apoyo de un topógrafo.
4.6.1. Estructuras.
Las estructura utilizadas en el proyecto son del tipo B remate, J
anclaje , G semi anclaje y N juego desconectador fusible.
Remate, Estructura tipo B: Se emplea en los puntos de comienzo y
termino de la línea. Se puede observar el detalle de la estructura tipo B
remate en TMR (tensión mecánica reducida) en la figura 4.10 y en la
figura 4.11 estructura B remate sub estación 200KVA.
70
Figura 4.10:Vista lateral Estructura
Tipo B remate en TMR.
Figura 4.11:Vista lateral Estructura
Tipo B remate subestación 200KVA.
Anclaje, Estructura tipo J: Destinada a establecer puntos fijos del
conductor a lo largo de la línea para dividir está en sectores mecánicamente
independientes. En consecuencia, deben ser capaces de resistir esfuerzos
considerables a la dirección de la línea. Se emplean tanto como en
alineaciones rectas y puntos de ángulo, Se observa el detalle de estructura
en figura 4.12.
Figura 4.12: Vista lateral Estructura Tipo J Anclaje.
Semi Anclaje, Estructura GN: Estructura de semi-anclaje G más
estructura N juego desconectadores fusibles, para labores de protección y
desconexión del lado MT del transformador, se puede observar el detalle de
la estructuras en figura 4.13.
71
Figura 4.13:Vista lateral Estructura Tipo G semi-anclaje más estructura
N.
El detalle plano estructuras proyecto media tensión en Anexo I
sección 1.5.
4.7. Esquema de conexión para líneas de media tensión.
El esquema de conexión para el proyecto realizado es Radial ya que
posee solamente una línea de alimentación de MT que energiza a un único
Transformador, dado el uso habitacional y de servicios de la instalación, según un
el criterio económico, NO se justifica la inversión de implementar un esquema de
conexión tipo anillo.
Por otra parte es imposible realizar una conexión tipo anillo
contarse con solo una línea de alimentación en MT
por
4.8. Elección del régimen del neutro para transformador de 200KVA.
La elección del régimen de neutro se baso en un criterio de seguridad,
el esquema TT (Neutro a Tierra) es sistema más utilizado en nuestro país, el punto
neutro del secundario del transformador de alimentación de la instalación está
directamente conectado a tierra y las masas de dicha instalación lo están a una
toma de tierra eléctricamente diferente.
La corriente de falla está fuertemente limitada por la impedancia de
las tomas de tierra, pero puede generar una tensión de contacto peligrosa. La
corriente de falla es generalmente demasiado débil como para hacer reaccionar las
protecciones contra sobre intensidades, por lo que se eliminará mediante un
dispositivo de corriente diferencial en los circuitos de BT.
72
4.9. Selección de los conductores en media y baja tensión.
Para el sistema de potencia y selección se dividió 5 tramos según sus
característica eléctricas y mecánicas los cuales son:
Tramo I: Arranque desde línea MT existente, hasta bajada acometida de
transformador de 200KVA.
Tramo II: Desde bajada acometida transformador hasta Bushing MT
transformador 200KVA.
Tramo III: Desde Salida transformador BT hasta Tablero general
Distribución en baja tensión.
Tramo IV: Desde tablero distribución BT hasta tablero pabellón K.
Tramo V: Desde tablero distribución BT hasta tablero pabellón L.
Potencias de equipos asociados al alimentador.
Los equipos asociados a al alimentador son tableros de distribucion
alumbrado fuerza y calefacción, acontinuacion se describe cada componente.
En el tablero general de la subestación 200KVA y como alimentación
para los pabellones K y L, será instaladas dos protecciones de 3x140A 25KVA
moldeados para cada tablero local en los pabellones K y L. En ellos una
protección de 3x100A alimentará una barra de 400A y esta a su vez una
protección de 3x40A 25KA para los consumos existentes en tablero 110DP012 y
12 disyuntores de 1x25A 6KA para los dos circuitos TDAyC de las habitaciones
siendo cada uno para dos habitaciones.
Para cada uno de los pabellones las cargas en alumbrado, fuerza y
clima son iguales. Tal como se indica en la Tabla 4.1. (Resumen Potencias y
consumos BT) referenciada anteriormente. Además se instalará un tablero de
distribución nuevo en cada habitación con una protección de 1x20A 6KA En ese
tablero se alimentarán tres circuitos; uno de alumbrado, el segundo de enchufes y
el tercero para el aire acondicionado.
Existen varios criterios a la hora de decidir cuál es el conductor más
adecuado para el proyecto, sección mínima, tipo de aislación, características
mecánicas etcétera.
El más importante y la base de nuestra elección será corriente máxima
que fluirá por el conductor, lo cual está relacionada directamente con la carga del
proyecto, con esta información conocida previamente realizaremos una elección
preliminar y analizaremos si cumple o no al criterio de caída de tensión máxima
de 3%.
73
Para los cálculos de los conductores adecuados se usaran la
información que ya poseemos como la corriente máxima que circulara por el
conductor, el largo, el material dado por las condiciones mecánicas y las
siguientes formulas explicadas en el capítulo III.
Las impedancias de los cables [mΩ]
X=λ
L
nc
[mΩ]
Cálculo caída de tensión [V]
𝐿
𝑈 = 𝑏 · (𝜌 𝑐𝑜𝑠𝜑 + 𝜆𝐿𝑠𝑖𝑛𝜑) · 𝐼𝑠
𝑆
La caída de tensión relativa en [%]
𝑈
Δ𝑢 = 100 𝑈𝑜
[%]
74
Conductores a calcular:
4.9.1. Tramo I media tensión: Arranque desde línea MT existente, hasta
bajada acometida de transformador de 200KVA.
El conductor escogido preliminarmente de acuerdo a su capacidad de
corriente es de 10A, pero según criterio mecánico se elige 4AWG (21,15mm2) lo
que supera con crece lo requerido para capacidad de corriente de 170A.
Tipo de aislación: Cable cobre desnudo
Tabla 4.5. Datos del conductor e instalación tramo I
Tramo arranque desde línea MT existente, hasta bajada acometida transformador MT/BT
(3x4AWG según tabla por capacidad de corriente)
(Is) Corriente de Tensión Tensión
sobrecarga [A] 3Ø[V] 1Ø[V]
10
13200
7621,02
(ρ)Resistividad
cobre
[Ωmm2/Mt]
(L)Largo
[Metros]
(S)Sección
conducctor
[mm2]
0,01851
147,82
21,15
(Cosφ) Factor
potencia
(λ)Reactancia
lineal [mΩ/m]
Sinφ
0,89
0,08
0,45
(b) Coeficiente Nº Conductores
en paralelo
1Ø =2 ó 3Ø =1
1
1
Cálculo Impedancia del cable [mΩ]
𝑋=𝜆
𝐿
[𝑚Ω]
𝑛𝑐
𝑋 = 0,08 ·
Cálculo caída de tensión [V]
𝑈 = 1 · (0,01851 ·
147,82
1
𝑿 = 𝟏𝟏, 𝟖𝟐𝟓𝟔[𝒎𝛀]
𝐿
𝑈 = 𝑏 · (𝜌 𝑆 𝑐𝑜𝑠𝜑 + 𝜆𝐿𝑠𝑖𝑛𝜑) · 𝐼𝑠
147,82
· 0,89 + 11,8256 · 10−3 · 0,45) · 10A
21,15
𝑼 = 𝟏, 𝟐𝟎𝟒𝟔[𝐕]
Cálculo caída de tensión (máximo 3% Vnominal) [%]
𝑈
Δ𝑢 = 100 · 𝑈𝑜
1,2046
Δ𝑢 = 100 · 7621,02 𝚫𝒖 = 𝟎, 𝟎𝟏𝟓𝟖%
En conclusión, conductor elegido cumple con los parámetros técnico y
de seguridad previamente expuestos en el capítulo III.
75
4.9.2. Tramo II media tensión: Desde bajada acometida transformador
hasta Bushing MT transformador 200KVA.
El conductor escogido preliminarmente de acuerdo a su capacidad de
corriente es de 10A, pero según criterio mecánico se elige 1AWG (42,41mm2) lo
que supera con creces lo requerido para capacidad de corriente de 240A
Tipo de aislación: TR-XLPE/PVC
Tabla 4.6. Datos del conductor e instalación tramo II
Tramo desde bajada acometida a bushing MT transformador 200KVA
(3x1AWG según tabla por capacidad de corriente)
(Is) Corriente de Tensión Tensión
sobrecarga [A] 3Ø[V] 1Ø[V]
10
1.
7621,02
(L)Largo
[Metros]
(S)Sección
conducctor
[mm2]
0,01851
16
42,41
(Cosφ) Factor
potencia
(λ)Reactancia
lineal [mΩ/m]
Sinφ
0,89
0,08
0,45
(b) Coeficiente Nº Conductores
en paralelo
1Ø =2 ó 3Ø =1
1
1
Cálculo Impedancia del cable [mΩ]
𝑋=𝜆
2.
13200
(ρ)Resistividad
cobre
[Ωmm2/Mt]
𝐿
[𝑚Ω]
𝑛𝑐
𝑋 = 0,08 ·
Cálculo caída de tensión [V]
𝑈 = 1 · (0,01851 ·
16
1
𝑿 = 𝟏, 𝟐𝟖[𝒎𝛀]
𝐿
𝑈 = 𝑏 · (𝜌 𝑆 𝑐𝑜𝑠𝜑 + 𝜆𝐿𝑠𝑖𝑛𝜑) · 𝐼𝑠
16
· 0,89 + 1,28 · 10−3 · 0,45) · 10A
42,41
𝑼 = 𝟎, 𝟎𝟔𝟕𝟗[𝐕]
3.
Cálculo caída de tensión (máximo 3% Vnominal) [%]
Δ𝑢 = 100 ·
𝑈
𝑈𝑜
Δ𝑢 = 100 ·
0,0679
7621,02
𝚫𝒖 = 𝟎, 𝟎𝟎𝟎𝟗%
En conclusión, conductor elegido para el tramo II cumple con los
parámetros técnico y de seguridad previamente expuestos en el capítulo III.
76
4.9.3.Tramo III baja tensión: Desde Salida transformador BT hasta
Tablero general Distribución en baja tensión.
El conductor escogido preliminarmente de acuerdo a su capacidad de
corriente debe ser de 290A Por lo tanto se elige conductor calibre 350MCM
(4x177mm2) el cual tiene una capacidad de corriente de 510 A con lo cual supera
con crece la corriente nominal de 290A
Tipo de aislación: Mono conductor RV-K FOC superflex
Tabla 4.7. Datos del conductor e instalación tramo III
Tramo salida bushing BT de transformador 200KVA hasta protecciones de 3x160A en
Tablero general Distribución BT (3x350 MCM según tabla por capacidad de corriente)
(Is) Corriente de Tensión Tensión
sobrecarga [A] 3Ø[V] 1Ø[V]
290
400
230,94
(ρ)Resistividad
cobre
[Ωmm2/Mt]
(L)Largo
[Metros]
(S)Sección
conducctor
[mm2]
0,01851
5
177
(Cosφ) Factor
potencia
(λ)Reactancia
lineal [mΩ/m]
Sinφ
0,89
0,08
0,45
(b) Coeficiente Nº Conductores
en paralelo
1Ø =2 ó 3Ø =1
1
1
Cálculo Impedancia del cable [mΩ]
𝑋=𝜆
𝐿
[𝑚Ω]
𝑛𝑐
𝑋 = 0,08 ·
Cálculo caída de tensión [V]
𝑈 = 1 · (0,01851 ·
5
1
𝑿 = 𝟎, 𝟒[𝒎𝛀]
𝐿
𝑈 = 𝑏 · (𝜌 𝑆 𝑐𝑜𝑠𝜑 + 𝜆𝐿𝑠𝑖𝑛𝜑) · 𝐼𝑠
5
· 0,89 + 0,4 · 10−3 · 0,45) · 290A
177
𝑼 = 𝟎, 𝟏𝟖𝟕𝟏[𝐕]
Cálculo caída de tensión (máximo 3% Vnominal) [%]
𝑈
Δ𝑢 = 100 · 𝑈𝑜
Δ𝑢 = 100 ·
0.1871
220
𝚫𝒖 = 𝟎, 𝟎𝟖𝟏%
En conclusión, el conductor elegido para el tramo III cumple con los
parámetros técnico y de seguridad previamente expuestos en el capítulo III.
77
4.9.4. Tramo IV baja tensión: Desde tablero distribución BT hasta
tablero pabellón K.
El conductor escogido preliminarmente de acuerdo a su capacidad de
corriente debe ser de 52,6A. Por lo tanto se elige conductor calibre 4X50mm2 el
cual tiene una capacidad de corriente de 152 A con lo cual supera con creces la
corriente nominal de 52,6 A.
Tipo de aislación: Multiconductor RV-K FOC superflex.
Tabla 4.8. Datos del conductor e instalación tramo IV.
Tramo desde Breaker general Tablero Distribución BT a tablero pabellón K de
(4x50mm2 según tabla por capacidad de corriente)
(Is) Corriente de Tensión Tensión
sobrecarga [A] 3Ø[V] 1Ø[V]
145,4
400
230,94
(ρ)Resistividad
cobre
[Ωmm2/Mt]
(L)Largo
[Metros]
(S)Sección
conducctor
[mm2]
0,01851
108
50
(Cosφ) Factor
potencia
(λ)Reactancia
lineal [mΩ/m]
Sinφ
0,89
0,08
0,45
(b) Coeficiente Nº Conductores
en paralelo
1Ø =2 ó 3Ø =1
1
1
Cálculo Impedancia del cable [mΩ]
𝑋=𝜆
𝐿
[𝑚Ω]
𝑛𝑐
𝑋 = 0,08 ·
Cálculo caída de tensión [V]
𝑈 = 1 · (0,01851 ·
108
1
𝑿 = 𝟖, 𝟔𝟒[𝒎𝛀]
𝐿
𝑈 = 𝑏 · (𝜌 𝑆 𝑐𝑜𝑠𝜑 + 𝜆𝐿𝑠𝑖𝑛𝜑) · 𝐼𝑠
108
· 0,89 + 8,64 · 10−3 · 0,45) · 145,4A
50
𝑼 = 𝟓, 𝟕𝟑𝟗[𝐕]
Cálculo caída de tensión (máximo 3%V nominal) [%]
𝑈
Δ𝑢 = 100 · 𝑈𝑜
Δ𝑢 = 100 ·
5,739
220
𝚫𝒖 = 𝟐, 𝟒𝟖𝟓𝟏%
En conclusión, el conductor elegido para el tramo IV cumple con los
parámetros técnico y de seguridad previamente expuestos en el capítulo III.
78
4.9.5. Tramo V baja tensión: Desde tablero distribución BT hasta
tablero pabellón L.
El conductor escogido preliminarmente de acuerdo a su capacidad de
corriente debe ser de 52.6A. Por lo tanto se elige conductor calibre 4X50mm2 el
cual tiene una capacidad de corriente de 152 A con lo cual supera con creces la
corriente nominal de 52.6 A.
Tipo de aislación: Multiconductor RV-K FOC superflex.
Tabla 4.9. Datos del conductor e instalación tramo V
Tramo desde Breaker general Tablero Distribución BT a tablero pabellón L de
(4x50mm2 según tabla por capacidad de corriente)
(Is) Corriente de Tensión Tensión
sobrecarga [A] 3Ø[V] 1Ø[V]
145,4
400
(ρ)Resistividad
cobre
[Ωmm2/Mt]
(L)Largo
[Metros]
(S)Sección
conducctor
[mm2]
0,01851
48
50
230,94
(Cosφ) Factor
potencia
(λ)Reactancia
lineal [mΩ/m]
Sinφ
0,89
0,08
0,45
(b) Coeficiente Nº Conductores
en paralelo
1Ø =2 ó 3Ø =1
1
1
Cálculo Impedancia del cable [mΩ]
𝑋=𝜆
𝐿
[𝑚Ω]
𝑛𝑐
𝑋 = 0,08 ·
Cálculo caída de tensión [V]
𝑈 = 1 · (0,01851 ·
48
1
𝑿 = 𝟑, 𝟖𝟒[𝒎𝛀]
𝐿
𝑈 = 𝑏 · (𝜌 𝑆 𝑐𝑜𝑠𝜑 + 𝜆𝐿𝑠𝑖𝑛𝜑) · 𝐼𝑠
48
· 0,89 + 3,84 · 10−3 · 0,45) · 145,4A
50
𝑼 = 𝟐, 𝟓𝟓𝟎𝟕[𝐕]
Cálculo caída de tensión (máximo 3%V nominal) [%]
𝑈
Δ𝑢 = 100 · 𝑈𝑜
Δ𝑢 = 100 ·
2,5507
220
𝚫𝒖 = 𝟏, 𝟏𝟎𝟒𝟓%
En conclusión, el conductor elegido para el tramo V cumple con los
parámetros técnico y de seguridad previamente expuestos en el capítulo III.
79
Del cálculo de conductores se puede establecer que existen diferentes
criterios al momento de hacer una elección, en el tramo I y II fue mecánico y por
el tipo de aislación y en los tramos III, IV y V fue por su capacidad de corriente.
4.10. Diseño malla tierra protección.
La resistividad del suelo es la propiedad que tiene éste, para conducir
electricidad, es conocida además como la resistencia específica del terreno. En
su medición, se promedian los efectos de las diferentes capas que componen el
terreno bajo estudio, ya que éstos no suelen ser uniformes en cuanto a su
composición, obteniéndose lo que se denomina “Resistividad Aparente". Para
nuestro proyecto se efectúa medición de resistividad de suelo en el sector donde
se ubicará la subestación de 200KVA para los pabellones K y L de Compañía
minera Cerro Colorado.
El método utilizado es el Schlumberger, el cual es una modificación
del método de Wenner, ya que también emplean 4 electrodos, pero en este
caso la separación entre los electrodos centrales o de potencial (a) se
mantiene constante, y las mediciones se realizan variando la distancia de los
electrodos exteriores a partir de los electrodos interiores, a distancia múltiplos
(na) de la separación base de los electrodos internos (a). La configuración
correspondiente a este método de medición se muestra en la figura. 4.14 y
refleja la siguiente expresión de la resistividad
𝜌 = 2 · 𝜋 · 𝑅 · (𝑛 + 1) · 𝑛𝑎
Figura 4.14: Configuración electrodos método Schlumberger
80
Para realizar las mediciones de resistividad del suelo en los sectores
antes señalados, se contó con el instrumento Telurómetro marca Megger,
modelo MTD20KVe y sus correspondientes accesorios para realizar las
mediciones (4 barras cooper, cables con pinzas, cinta de medir y mazo de bronce).
En la siguiente figura 4.15 con un punto rojo se muestra el sector donde se
realizan las mediciones de resistividad y en la figura 4.16 vemos la disposición de
los electrodos que se usaran, en tabla 4.10. el detalle lugar mediciones mediciones
resistividad en terreno.
Figura 4.15: Ubicación satelital subestación 200KVA
Figura 4.16: Disposición de los electrodos para mediciones de resistividad.
Tabla 4.10 Detalle lugar mediciones resistividad en terreno.
UBICACIÓN:
TIPO DE TERRENO:
FECHA MEDICIÓN:
INSTRUMENTO MARCA:
NUMERO DE SERIE:
NOTAS:
Minera Cerro Colorado
Arena con presencia de gravilla
9 de junio de 2018
MTD 20KWe
MM4353C
1,- "A" =mn <ab/5
2,- Valores normales de N
1-1,5-2-3-4-5-7-10-15-20-30-4050-70-100
81
Tabla 4.11. Resultados mediciones resistividad sector pabellones K & L.
La tabla 4.11. muestra los resultados de las mediciones de resistividad
tomadas en el sector de los pabellones K & L y son la base para el cálculo de la
sección del cable de malla a tierra.
Lectura nº
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Lectura nº
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Lectura nº
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Factor
escala
20
20
20
20
20
20
20
20
Factor
escala
200
20
20
20
20
20
20
20
20
20
Factor
escala
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
s(M)
nS
L
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1,5
2
3
4
5
7
10
15
20
1,5
2
2,5
3,5
4,5
5,5
7,5
10,5
15,5
20,5
s(M)
nS
L
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1,5
2
3
4
5
7
10
15
20
1,5
2
2,5
3,5
4,5
5,5
7,5
10,5
15,5
20,5
s(M)
nS
L
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1,5
2
3
4
5
7
10
15
20
1,5
2
2,5
3,5
4,5
5,5
7,5
10,5
15,5
20,5
R(Ω)
N-S
18,49
12,88
7,47
2,32
1,61
0,95
0,56
0,20
R(Ω)
N-S
23,00
14,06
4,86
1,78
1,61
1,30
0,11
0,09
R(Ω)
N-S
20,70
13,50
6,20
2,10
1,60
1,10
0,30
0,10
pa =
(Ω)
116,1
151,7
140,7
87,4
101,1
89,5
98,5
69,1
0,0
0,0
pa =
(Ω)
144,4
165,6
91,6
67,1
101,1
122,5
19,3
31,1
0,0
0,0
pa =
(Ω)
130,3
158,6
116,1
77,2
101,1
106,0
58,9
50,1
0,0
0,0
Capa 1 superficial
profundidad entierro
electrodo: 0,3 Metros
Orientación de la medida
Lineal
Escala automática
Instrumento
Capa 2 intermedia
profundidad entierro
electrodo: 0,6 Metros
Orientación de la medida
Lineal
Escala automática
Instrumento
Capa 3 inferior
profundidad entierro
electrodo: 1 Metros
Orientación de la medida
Lineal
Escala automática
Instrumento
82
4.10.1. Interpretación de las medidas.
En siguientes graficas expuestas en las figuras, Figura 4.17.
Resistencia promedio del terreno, Figura 4.18. Resistencia aparente promedio del
terreno y Figura 4.19. Resistividad aparente promedio del terreno, observamos
que en este caso la tendencia de la resistividad es a disminuir conforme aumenta
la profundidad de los electrodos.
Figura 4.17. Resistencia promedio del terreno.
Figura 4.18. Resistencia aparente promedio del terreno.
Figura 4.19. Resistividad aparente promedio del terreno.
En el modelo se pueden observar tres capas, detalladas en la tabla
4.10. un terreno básicamente arenoso.
83
Capa superficial de aproximadamente 1.5 metro de espesor con una
resistividad de 130 Ω/m, indicando sedimentos con un contenido menor en
agua.
Capa intermedia de unos 5.5 metros de espesor con una alta resistividad
100.1 Ω/m, que estarían indicando sedimentos muy secos.
Capa interior de unos 54.5 Ω/m, de resistividad, los cual indica la presencia
de una mayor humedad y profundidad ∞.
Tabla 4.12: Resultados resistividad equivalente.
ρ1 [Ω/m]
130,3
h1 [Metros]
0,3
ρ2 [Ω/m]
100,1
h2 [Metros]
0,6
ρ3 [Ω/m]
54,5
h3 [Metros]
1
4.10.2. Cálculos de resistividad equivalente.
Los procedimientos simplificados de análisis y diseño de puestas a
tierra, están basados en la suposición de terreno homogéneo. Para su aplicación,
se debe reducir el modelo de terreno estratificado general, a un modelo práctico de
terreno homogéneo equivalente, caracterizado por un sólo parámetro, la
resistividad equivalente ρe. El método de uso tradicional, propuesto por
Burgsdorf-Yakobs, para reducir las n capas desde la superficie de un modelo de
terreno estratificado, a un terreno homogéneo equivalente caracterizado por una
única.
Ρi: Resistividad de estrato <<i>>, supuesto uniforme en ohmmetro.
Hi: Profundidad desde la superficie al término del estrato <<i>>,
en metro.
S: Área que cubre el perímetro del electrodo en tierra, en metro
cuadrado.
B: máxima profundidad del conductor enterrado, medida desde
la superficie, en metros; incluye la profundidad de enterramiento
de la malla y de las barras verticales si es el caso.
84
𝑆
𝑟=√
𝜋
𝑟02 = 𝑟 2 − 𝑏2
𝑞02 = 2𝑟 · (𝑟 + 𝑏)
𝑢12 = 𝑞02 + 𝑟02 + ℎ12
𝑣12 = 0.5 (𝑢12 − √𝑢14 − 4𝑞02 · 𝑟02 )
2
𝐹1 = √1 − 𝑦 2/𝑟0
Finalmente:
𝜌𝑒𝑞 (1 → 𝑛) =
∑𝑛𝑖=1(𝐹𝑖
1
− 𝐹𝑖−1 )/𝜌𝑖
[𝑂ℎ𝑚 · 𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜],
𝑐𝑜𝑛 𝐹0 = 0
Parámetros malla tierra
S= 25 mt2
ρ1 = 130,3 ρ2 = 77,2
ρ3 = 54,5
h1 = 1,5
h2 = 5,5
h3 = ∞
b= 0,8 mt
Cálculos
r= √S/π = 1,78457653
ro2= r2-b2 = 2,69471338
q02= 2r(r+b) = 8,86783389
ui2= qo2+r02+hi2
u12= 13,8125473
u22= 41,8125473
vi2= 0,5(ui2-√ui4-4qo2ro2)
Fi= √1-vi2/r02
ρeq = 1
v12= 2,02771392 v22= -19,3128744
F1= 0,49751531
Σ(Fi -Fi -1)/ρi
F2= 2,8577875
ρeq= 29,08 Ω-mt.
Considerando los parámetros obtenidos se determina que la
resistividad equivalente cumple con la fórmula propuesta por Burgsdorf-Yakobs
para un terreno homogéneo.
85
4.10.3. Cálculos de resistencia malla a tierra.
Los valores de los parámetros de cortocircuito trifásicos y
monofásicos al ocurrir una falla del sistema de alimentación han sido estimados.
Con los valores entregados por la Compañía Minera Cerro Colorado en la
respectiva Factibilidad el contratista procederá a la verificación del
dimensionamiento respectivo.
Icc 3 ϕ = 10.000 (A)
Icc 1 ϕ = 8.000 (A)
El cálculo corresponde a una malla sin electrodos, no se justifica en
este caso, por las condiciones del terreno, el uso de electrodos, solamente se
considera una barra Copperweld con su camarilla de medición:
𝑅𝑙 =
𝜌𝑒
𝜌𝑒
+
= 3,06Ω
4𝑟
𝐿
dónde:
e
= Resistividad equivalente del terreno (
e
= 29,08 Ohm - m)
𝑟 = Radio equivalente de la malla (r =2,82 m)
L = Longitud total conductor reticulado (L=60 m)
Diseño de malla 5mts x 5mts como se muestra la figura 4.20, con un
reticulado de 1mts x 1mts para la unión de cables desnudo calibre 4/0 AWG 19
hebras clase B, se utilizará soldadura Cadwell con molduras tipo X (figura 4.21) ó
T (figura 4.21) según armado en terreno.
Figura 4.20. Diseño de malla 5 metros x 5 metros
Figura 4.21: Moldura Cadwell tipo X
Figura 4.22: Moldura Cadwell tipo T
86
Dado las condiciones del terreno se requiere mejorar estratificado de
este, logrando un resultado homogéneo aplicando el producto químico érico gem
ó kam según corresponda, como muestra la figura 4.23
Figura 4.23: Mejora del estratificado del terreno.
Se debe compactar el terreno 0.20 metros posterior a la aplicación del
érico gem granulado con material de retiro. Y finalizar con una segunda
compactación con material de relleno a 0.40 metros. Obteniendo una capa
homogénea del terreno. Humedecer todo el terreno al cerrar la zanja. Con lo
anterior se procedió a retomar las mediciones.
Calculo resistencia de malla por método schwartz
𝑅𝑀𝑆 =
𝜌𝑒
2𝐿
𝐾1 𝑥 𝐿
(𝐿𝑛
+
− 𝑘2)
𝜋𝐿
√𝑏𝑑
√𝑠
𝐾1 = 1,43 −
𝐾2 = 5,5 −
2,3𝑏
8𝑏
√𝑠
√𝑠
− 0,044
+ [0.15 −
𝐴
𝐵
𝑏
√5
]−
𝐴
𝐵
A = Lado mayor del reticulado: 5 m
B = Lado menor del reticulado: 5 m
S = Área de la malla: 25 m2
87
b = Profundidad de la malla : 0.8 m
d = Diámetro del conductor N4/0 AWG (d=13,4 x 10-3) m
donde,
K1, K2 coeficientes que dependen de la configuración de la malla
K1 = 1,018
K2 = 3,012
Por lo tanto:
Rs = 0,59 (Ohm)
Utilizando el método schwartz se obtiene una resistencia de malla de
0.59 Ohms teórica se debe considerar que algunos parámetros cambian en la
práctica. Ergo este valor es solo referencial al obtenido en físico.
4.10.4. Corrección de las corrientes de falla.
Ya diseñada la malla de puesta a tierra, la corriente de falla trifásica a
tierra está dada por la siguiente expresión
Parámetros
Rs = 0,59 Ohm
X1+X2+Xo = 3,99 Ohm
V = 0,40 KV
Reemplazando en la siguiente ecuación:
Icc 3ϕ =
((3R s
)2
√3 · V
+ (X1 + X2 + X3)2 )2
Icc 3ϕ = 4,99A
Dando una corriente trifásica de corto circuito de 4,99A
Tiempo de falla de la protección:
Para una duración de la falla de 0,5 segundos, se considera un factor
de decremento fd = 1 y un factor de crecimiento fc = 1,1. Luego la corriente de
diseño es:
𝐼𝑑 = 𝐼𝑐𝑐 1𝜙 · 𝐹𝑑 · 𝐹𝑐 = 16,467𝐴
Observando el resultado de la corriente de falla monofásica, se deduce
que las protecciones no deben ser menor a los 20KA, puesto que este valor está
considerando el tiempo minimo de falla.
88
4.10.4.1. Condiciones de seguridad de la malla.
Valores tolerados por una persona según las expresiones de Dalziel,
los valores tolerados por una persona son:
𝑉𝑀𝑃 =
116 + 0,17𝜌𝑠
√𝑡
𝑉𝑃𝑃 =
116 + 0,7𝜌𝑠
√𝑡
(𝑚𝑎𝑛𝑜 − 𝑝𝑖𝑒)
(𝑝𝑖𝑒 − 𝑝𝑖𝑒)
Se considera la tensión superficial Ps = 3.000 (OHM - m), ya que el
sector de la malla se cubre con gravilla.
Considerando un tiempo de despeje t =0, 5 seg. se tiene:
VMP = 885,3 V
VPP = 3,133.9 V
Estos valores no pueden ser sobrepasados pues significaría poner en
peligro a las personas.
4.10.4.2. Voltajes de la malla.
Se determinarán la diferencia de potenciales que aparecen en la
malla bajo condiciones de falla. se calculará el potencial máximo de contacto (Vc)
y el potencial máximo de paso (Vp) mediante las siguientes expresiones:
𝑉𝑐 =
𝐾𝑚 · 𝐾𝑖 · 𝜌𝑒 · 𝐼𝑑
𝐿
𝑉𝑝 =
𝐾𝑠 · 𝐾𝑖 · 𝜌𝑒 · 𝐼𝑑
𝐿
Donde:
Ki = 0,65 + 0,172 n
1 1
𝐷2
3 5
2𝑛 − 3
𝐾𝑚 = ( 𝐿𝑛 (
) + 𝐿𝑛 ( · · … ·
))
𝜋 2
16ℎ𝑑
4 6
2𝑛 − 2
𝐾𝑚 =
1 1
1
1
1
1
( +
+ +( ·…·
))
𝜋 2ℎ 𝐷 + ℎ 𝐷
2
𝑛−1
89
en que:
Km = Factor de forma de la malla dependiente de sus dimensiones
y forma geométrica.
Ki
e
= Factor de irregularidad que toma en cuenta la influencia
de la no homogeneidad del terreno
= Resistividad equivalente (
e
=29,08 Ohm-m)
t
= Tiempo de despeje de la falla (t = 0,5 seg)
Id
= Corriente de falla monofásica de diseño (Id = 5.489 A)
s
= Resistividad superficial (
s
= 3.000 OHM - m)
D
= Separación de conductores (D = 1 m)
b
= Profundidad de enterramiento (b = 0.8 m)
d
= Diámetro del conductor Nº 4/0 AWG (d=13,4x10-3 m)
n
= Número de conductores paralelos al lado menor (n = 6)
Reemplazando valores se obtiene:
Km = 0,107
Ki = 1,682
Ks = 0,306
Vc = 430,9 V
Vp = 1,232.3 V
Comparando estos valores con los voltajes tolerados calculados en el
punto 5.1, se observa que la malla cumple las condiciones de seguridad
establecidas en las normas NCh Elec. 4/2003, es decir:
Vp
<
1,232,3 V
Vc
430,9 V
Vpp
3,314.1 V
<
Vmp
885 V
Observando los resultados se verifca el cumplimiento de la norma
para los valores de voltaje de contacto y paso, los cuales no superan a los
establecido en las condictiones mas desfavorable..
90
4.10.4.3. Determinación del largo minimo.
Se determinará el largo mínimo necesario del conductor para que la
malla mantenga el voltaje de contacto en el interior del perímetro de la malla
dentro de valores seguros, el largo mínimo del conductor está dado por la
siguiente expresión:
𝐿𝑚𝑖𝑛 =
𝐾𝑚 · 𝐾𝑖 · 𝜌𝑒 · 𝐼𝑑
= 32,46 metros
𝑉𝑀𝑃
Observado el resultado del largo mínimo podemos deducir que esta
cumple con el diseño de la malla en el cual se utilizó 60 metros de largo
4.11. Análisis de sobre carga a sub estación de 500KVA.
El origen de la instalación del transformador de 200KVA es por el
aumento del consumo por la instalación de equipos de aire acondicionados en los
pabellones.
Originalmente los pabellones K, L, H, G, F y el casino de la compañía
estaban energizados por la sub estación de 500KVA, con este aumento de
consumo, la potencia que debería suministrar la sub estación seria de 580,1KW y
considerando un factor de potencia de 0,89 nos da un consumo de 651,8KVA,
muy por sobre la capacidad de la subestación de 500KVA.
En la tabla 4.13. Se muestra el consumos por instalaciones en
transformador 500KVA, al retirar los pabellones K y L la subestación de 500KVA
puede seguir suministrando energía a los H, G, F y incluyendo a la instalación de
casino, ya que el consumo total no supera los 469,8 KVA.
Tabla 4.13: Detalle de consumos por instalaciones en transformador 500KVA.
Climatización
Equipos Aire
acondicionado
1Φ(A)
131,5
52,6
91,0
81,0
131,5
52,6
91,0
45,0
102,7
166,8
66,7
115,4
12,0
45,0
102,7
166,8
66,7
115,4
12,0
45,0
102,7
166,8
66,7
115,4
110,0
178,6
71,4
123,6
(KW) 3Φ
Potencia
Corriente
Total por
Nominal
Instalación
1Φ(A)
(KW) 3Φ
Aplicando
factor
Demanda (0,4)
Potencia
Total por
Instalación
(KVA) 3Φ
Consumos Alumbrado Enchufes
(nominal)
instalación
(KW) 3Φ
(KW) 3Φ (KW) 3Φ
Pabellon K
(24 habitaciones)
16,4
22,0
9,0
33,6
81,0
Pabellon L
(24 habitaciones)
16,4
22,0
9,0
33,6
Pabellon H
(32 habitaciones)
16,4
29,3
12,0
Pabellon G
(32 habitaciones)
16,4
29,3
Pabellon F
(32 habitaciones)
16,4
29,3
Instalación Casino
110,0
Consumo Total incluyendo a pabellones K y L
580,1
651,8
Consumo Total SIN incluir a pabellones K y L
418,1
469,8
Tablero General
91
Del análisis de la tabla 4.32 la implementación de la subestación de
200KVA es necesaria para los nuevos consumos, ya que por sí sola la sub
estación de 500KVA no puede suministrar los 651KVA.
4.12. Determinación de equilibrio en sub estación de 500KVA.
En la Subestación de 500KVA ya instalada se realizaron
modificaciones en el Bastidor BT las cuales fueron:
Desconexión de alimentación pabellón K: Se realizo retiro de braker 63A
curva C que alimentaba pabellón desde sub estación 500KVA,
actualmente energizada desde sub estación 200KVA.
Desconexión de alimentación pabellón L: Se realizo retiro de braker 63A
curva C que alimentaba pabellón desde sub estación 500KVA,
actualmente energizada desde sub estación 200KVA.
Cambio de protección general de 80A curva C por caja moldeada de
3X175A 25KA, el cual energiza directamente Pabellón F por un banco
ducto de 65 metros existentes.
Cambio de protección general de 2x80A curva C por caja moldeada de
3X320A 50K, el cual energizado por un banco ducto de 100 metros y un
TDF con dos protecciones de 3x160 25KA a los Pabellones G y H.
En la figura 4.24 se expone circuito unilineal de modificaciones en
bastidor BT de sub estación 500KVA.
92
Figura 4.24 Plano unilineal bastidor BT de sub estación de 500KVA.
Aguas debajo de las protecciones individuales para cada pabellón F, G
y H, se realizaron las modificaciones para incluir protecciones locales, para
protección de alumbrado, fuerza y climatización de dos habitaciones por tablero,
tal como lo implementado en pabellones K y L y descrito en la figura 4.25
93
Figura 4.25 Plano unilineal para pabellones F, G y H.
94
4.13. Evaluación de proyecto con software LSPS.
Para comprobar el funcionamiento del proyecto es necesario recurrir
algunas herramientas de simulación disponibles en el mercado, Estos software de
análisis nos entregan una referencia mas precisa del comportamiento de los
distintos equipos electrónicos que componen la red de media y baja tensión. Del
análisis por software se entregan valores teóricos que se aproximan a los valores
calculado de diseño y a los valores prácticos (medidos a futuro), con el fin de
anticipar posible fallas de la red. En la figura 4.32 se muestra las gráficas de
operación de las protecciones en baja tensión.
4.14. Diagrama de conexión en media y baja tensión.
A continuación en la figura 4.26. se muestra el diagrama unilineal en
simulación con el software LSPS para el proyecto de sub estación 200KVA, en el
cual muestra la distribución de los equipos de protección en baja tensión.
Figura 4.26: Diagrama unilineal en simulador LSPS
Con los datos obtenido en el software se muestra el flujo de potencia
tanto desde la sub estación en que esta cuenta con una protección de 300A por 50
KA de ruptura derivando aguas abajo hacia la barra de distribución que alimenta
95
ambos pabellones L & K con sus protección de 140A tipo caja moldeada fija con
36KA de ruptura manteniendo la secuencia amperimétrica.
Figura 4.27: Curvas de protección en baja tensión.
Finalmente se obtiene que los cálculos se encuentra dentro de los
valores esperado validando el diseño propuesto. En su aspecto inicial con la
ingeniería base considerando la mayorías los aspecto técnico más importante
como líneas áreas, transformador y protecciones tanto en media tensión, como en
baja tensión ya que son parte fundamental para las seguridad de los usuarios y el
cuidado del medio ambiente que este ocasione, manteniendo dentro del margen de
las normativas vigentes.
96
V. EVALUACIÓN ECONÓMICA.
5.1 Estudio de proyectos.
La preparación y evaluación de proyectos se ha transformado en un
instrumento de uso prioritario entre los agentes económicos, Ingenieros que
participan en cualquiera de las etapas de la asignación de recursos para
implementar iniciativas de inversión.
El objetivo es introducir los conceptos básicos de una técnica que
busca recopilar, crear y analizar, de manera sistemática, un conjunto de
antecedentes económicos que permitan juzgar cualitativa y cuantitativamente las
ventajas y desventajas de asignar recursos a una determinada iniciativa.
Para muchos, la preparación y evaluación de un proyecto es un
instrumento de decisión que determina que si éste se muestra rentable debe
implementarse, pero que si resulta no rentable debe abandonarse. Nuestra opción
es que la técnica no debe ser tomada como decisional, sino como una posibilidad
de proporcionar más información a quien debe decidir. Así, será posible rechazar
un proyecto rentable y aceptar uno no rentable.
5.2 Preparación y Evaluación de Proyectos.
Un proyecto es, ni más ni menos, la búsqueda de una solución
inteligente al planteamiento de un problema tendiente a resolver, entre tantos, una
necesidad humana. Cualquiera que sea la idea que se pretende implementar, la
inversión, la metodología o la tecnología por aplicar, ella conlleva necesariamente
la búsqueda de proposiciones coherentes destinadas a resolver las necesidades de
la persona humana.
El proyecto surge como respuesta a una “idea” que busca la solución
de un problema (reemplazo de tecnología obsoleta, abandono de una línea de
productos) o la manera de aprovechar una oportunidad de negocio. Ésta por lo
general corresponde a la solución de un problema de terceros.
La inestabilidad de la naturaleza, el entorno institucional, la normativa
legal y muchos otros factores hacen que la predicción perfecta sea un imposible.
Lo anterior no debe servir de excusa para no evaluar proyectos. Por el
contrario, con la preparación y evaluación será posible reducir la incertidumbre
inicial respecto de la conveniencia de llevar a cabo una inversión. La decisión que
se tome con mejor optimización de los recursos disponibles.
97
5.3 Construcción de flujos de caja.
La proyección del flujo de caja constituye uno de los elementos más
importantes del estudio de un proyecto, ya que la evaluación del mismo se
efectuará sobre los resultados que se determinen en ella.
El problema más común asociado con la construcción de un flujo de
caja es que existen diferentes fines: uno para medir la rentabilidad del proyecto,
otro para medir la rentabilidad de los recursos propios y un tercero para medir la
capacidad de pago frente a los préstamos que ayudaron a su financiación.
También se producen diferencias cuando el proyecto es financiado con deuda o
mediante leasing.
Por otra parte, la manera como se construye un flujo de caja también
difiere si es un proyecto de creación de una nueva empresa, o si es uno que se
evalúa en una empresa en funcionamiento.
5.4 Flujos de caja de proyectos en empresas en marcha.
El análisis de las decisiones de inversión en empresas en marcha se
diferencia del análisis de proyectos de creación de nuevos negocios,
particularmente por la irrelevancia de algunos costos y beneficios que se
observarán, en el primer caso, en las situaciones con y sin proyecto. Por ejemplo,
si se evalúa reemplazar un vehículo, el sueldo del chofer o del guardia de
seguridad es irrelevante para la decisión, ya que cualquiera sea la marca que se
elija, la remuneración de ésta seguirá siendo la misma. Los costos y beneficios
comunes a ambas alternativas no influirán en la decisión que se tome. Sin
embargo, sí lo harán aquellos que modifiquen la estructura de costos o ingresos.
Los proyectos más comunes en empresas en marcha se refieren a los
de reemplazo, ampliación, externalización o internalización de procesos o
servicios y los de abandono.
Los proyectos de reemplazo se originan por una capacidad
insuficiente de los equipos existentes, un aumento en los costos de operación y
mantenimiento asociados con la antigüedad del equipo, una productividad
decreciente por el aumento en las horas de detención por reparaciones o mejoras,
o una obsolescencia comparativa derivada de cambios tecnológicos.
Los proyectos de reemplazo pueden ser de tres tipos: a) sustitución de
activos sin cambios en los niveles de operación ni ingresos, b) sustitución de
activos con cambios en los niveles de producción, ventas e ingresos, y c)
sustitución imprescindible de un activo con o sin cambio en el nivel de operación.
98
Los proyectos de ampliación se pueden enfrentar por sustitución de
activos (cambio de una tecnología pequeña por otra mayor) o por complemento de
activos (agregación de tecnología productiva a la existente).
La externalización de procesos o servicios (conocida como
outsourcing) tiene los beneficios de permitir la concentración de esfuerzos,
compartir riesgo de la inversión con el proveedor, liberar recursos para otras
actividades, generar ingresos por venta de activos y aumentar eficiencia al
traspasar actividades a expertos, entre otros. Sus principales desventajas son la
pérdida de control sobre la actividad, la dependencia a prioridades de terceros, el
traspaso de información y el mayor costo de operación al tener que pagar a un
tercero su propio margen de ganancias. Los proyectos de internalización de
procesos o servicios permiten aumentar la productividad si logra reducir los
costos.
Todos los proyectos que se originan en empresas en funcionamiento
pueden ser evaluados por dos procedimientos alternativos. El primero de ellos, de
más fácil comprensión, consiste en proyectar por separado los flujos de ingresos y
egresos relevantes de la situación actual y los de la situación nueva. El otro, más
rápido pero de más difícil interpretación, busca proyectar el flujo incremental
entre ambas situaciones. Obviamente, ambas alternativas conducen a idéntico
resultado, se tomará como base proyectar por separado los flujos de ingresos y
egresos relevantes de la situación actual y los de la situación nueva.
99
5.5 Flujo de caja de proyecto sub estación 200KVA y 500KVA.
Se realiza un flujos de caja para analizar la mejor alternativa de ahorro
de costos del proyecto, en cuanto a material y mano de obra, este proyecto no
cuenta con retorno de caja ya que es un proyecto para mejoras de calidad en
infraestructura y comodidad para los usuarios. El flujo de 6 meses se expone en
tabla 5.1.
Tabla 5.1. Flujo de caja periodo del proyecto.
Concepto
abr-18
Equipos y materiales eléctricos MT
$9.990.000
Equipos y materiales eléctricos BT
$12.990.000
Remuneraciones personal Montaje Eléctrico
$9.594.033
Materiales e insumo Obra Civil
$13.898.444
Remuneraciones personal Obra Civil
$12.985.694
Topografia
$1.200.000
Hoteleria y alimnetación todo el personal
$7.895.640
Transporte personal
$5.670.980
Total mensual $74.224.791
Costo Total del proyecto
may-18
$9.990.000
$12.990.000
$9.594.033
$13.898.444
$12.985.694
$1.200.000
$7.895.640
$5.670.980
$74.224.791
Periodo
jun-18
jul-18
$9.990.000
$9.990.000
$12.990.000 $12.990.000
$9.594.033
$9.594.033
$13.898.444 $13.898.444
$12.985.694 $12.985.694
$1.200.000
$1.200.000
$7.895.640
$7.895.640
$5.670.980
$5.670.980
$74.224.791 $74.224.791
ago-18
$9.990.000
$12.990.000
$9.594.033
$13.898.444
$12.985.694
$1.200.000
$7.895.640
$5.670.980
$74.224.791
sep-18
$9.990.000
$12.990.000
$9.594.033
$13.898.444
$12.985.694
$1.200.000
$7.895.640
$5.670.980
$74.224.791
$445.348.746
En este capítulo se realizó un breve estudio de los costos del proyecto
buscando los caminos de mejor alcances económicos, llevándose los mayores
gastos, la adquisición de materiales y mano de obras.
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VI. CONCLUSIÓN.
Se realizó el diseño del suministro eléctrico continuo y estable a los
usuarios del campamento compañía minera cerro colorado, dando seguridad a los
usuario pera el consumo eléctrico. Aplicando el estudio y análisis, tanto para la
selección más adecuada en las líneas de media tensión y sus protecciones en
estructuras mecánicas, para la bajada de líneas se seleccionó las mufas tipos
25KV a fin de dar la alimentación a la sub estación de 200KVA y posterior la
distribución de la red en baja tensión con sus adecuadas en protecciones.
Para suministrar el consumo necesario en las mejoras, de los
pabellones la solución técnica y económica se enfoca en la implementación de una
sub estación de 200KVA a fin de equilibrar las potencias entre ambas sub
estaciones, logrando un desempaño optimo al nuevo requerimiento del consumo
energético.
El desarrollo de cálculos y el paso a paso presentado en baja tensión,
servirán para estandarizar la forma de realizar los proyectos de baja tensión, el uso
de software se implementa para minimizar los tiempos y agregar valor a las
nuevas metodologías existentes para realizar los proyectos.
En la evaluación económica se analizan alternativas para ahorrar
costos al realizar el proyecto, utilizando la herramienta de los flujos de caja, la
cual demuestra cual es la mejor alternativa para el proyecto.
101
BIBLIOGRAFÍA
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Marcombo Editores, Barcelona - México 1988.
[2] Bautista Ríos, J.“Líneas de Transmisión de Potencia Aspectos Mecánicos y
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[3] NSEG 5. En.71. Reglamento de instalaciones de corrientes fuertes.
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2016.
[5] Mujal Rosas, Ramon M., “Calculo de líneas y redes eléctricas”, Primera edición,
Septiembre del 2002.
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Desnudos”, España, Octubre 2013.
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overhead conductors
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[11] Sarzo Miranda, Miguel Ángel, “Proyectos de Electrificación”, Primera edición,
Marzo 2007.
[12] Páginas web
http://www.tuveras.
/lineas/aereas/lineasaereas.htm05-05-2018
https://ritz-international.com/wp-content/uploads/2015/12/RITZTransformadores_de_medida_tension_standard_ESP_2014_01.pdf 01-05-2014
https://electricidad-viatger.blogspot.com/2010/05/postes-de-alta-y-baja-tension-1.html 23-11-2019
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ANEXO I
Anexo I seccion 1.1: Diagrama de camaras Baja tensión.
103
Anexo I seccion 1.2: Certificado de pruebas aislación en laboratorio para
transformador 200KVA.
104
Anexo I sección 1.3: Detalle de la canalización subterránea.
Anexo I sección 1.4: Detalle de cierre perimetral sub estación 200KVA.
105
Anexo I sección 1.5: Detalle plano estructuras proyecto media tensión.
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