Tesis 1E1

CAPÍTULO IV
CARACTERÍSTICAS DE DISEÑO DEL
SISTEMA DE ENERGÍA AC DE
EMERGENCIA
Como se expuso en el capítulo anterior, este es un sistema de respaldo diseñado a través de un
software llamado Visual Basic 6.0. Este diseño viene de un estudio previo basado en los
Grupos Motogeneradores y sus sistemas, así como también la instalación y ubicación de los
mismos. Para tal estudio fue necesaria la búsqueda de Estándares Internacionales (IEEE) los
cuales no especifican de manera directa el desempeño de estos equipos dentro de la rama de las
telecomunicaciones, pues cada empresa cuenta con sus propias normas. Sin embargo, existen
normas de organismos como IEC, NEMA, que son empleadas por los fabricantes de equipos
eléctricos para recomendaciones de uso.
Estas recomendaciones vienen incluidas en los manuales de especificaciones las cuales deben
ser cumplidas a cabalidad. Todas estas normas incluyendo los estándares de la IEEE se
encuentran implícitas en el Código Eléctrico Nacional (CEN), y a su vez incluidas en manuales
como lo es el Manual del MOP. Por tanto este diseño se rige por los diferentes manuales y por
el CEN ya que estas son normas obligatorias en la ejecución de proyectos de instalaciones
eléctricas en Venezuela. Este diseño tiene la particularidad de realizar cálculos, que permiten
la selección del equipo (GMG), escoger todo el sistema eléctrico (conductores, Protecciones,
tuberías etc) y recomendar los demás sistemas que componen los Grupos Electrógenos todo
esto a través del Software. Este capítulo se enfoca en los criterios y normas utilizados para el
diseño.
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4.1 Selección de los Datos Iniciales de la Empresa
Esta selección se hace tomando en cuenta la necesidad que tienen las centrales y estaciones de
transmisión de CANTV para diseñar e instalar un sistema de energía AC de emergencia;
teniendo como datos mínimos, iniciales y principales: tipo de sistema, tensión, factor de
potencia, frecuencia, velocidad sincrónica (RPM), potencia de carga ó bien llamada demanda
eléctrica, y por último haciéndose énfasis en la temperatura ambiente del lugar, donde se hace
el estudio del diseño. Es a partir de este último factor que se tiene conocimiento del tipo de
tecnología a utilizar.
Una vez seleccionados los datos anteriormente mencionados se da lugar a la selección de la
capacidad del GMG por medio del software, así como también al cálculo y diseño de los
sistemas que componen
a este equipo. Cada uno de los procedimientos realizados
anteriormente permitirá que el equipo funcione de manera correcta a la hora de instalar el
sistema de respaldo.
4.1.1 Tensión y Tipo de Sistema. CANTV, internamente cuenta con transformadores de alta
capacidad (Mini Subestación) quienes convierten la tensión de alta proveniente de la red
eléctrica comercial o acometida (13.8 KV ó 34.5 KV según sea el caso) en niveles de baja
tensión normalizados por CADAFE siendo estas: 120/208 V, 220/380 V, 240/416 V, 277/480 V
en servicio trifásico. La particularidad que tiene esta empresa es utilizar transformadores secos
para convertir estas tensiones en tensiones de uso comercial o residencial, lo que representa la
alimentación de las cargas de iluminación, aires acondicionados, entre otras, existentes en las
oficinas y demás lugares internos de estas centrales. Los sistemas utilizados son sistemas
trifásicos (3φ) a 4 hilos con conexión en estrella (carga conectada en estrella). Por consiguiente
el sistema de energía AC de emergencia tiene una conexión estrella-estrella (Y-Y), lo que
significa que la conexión del GMG es en estrella, y la carga esencial conectada a este también.
Por lo tanto para efectos del programa de diseño, la tensión se hace variable ya que depende de
los requerimientos de la Central ó Estación donde se vaya a instalar el Sistema de Respaldo.
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4.1.2 Factor de Potencia. Al igual que la tensión, el factor de potencia es otra variable, ya que
este “es la proporción que expresa qué porcentaje de la potencia aparente (KVA) que fluye en
un circuito de AC corresponde a la potencia real en (KW)” (Manual de capacitación de grupos
electrógenos de reserva, 2005). Por ende, a medida que varía la carga o potencia aparente
(KVA) varía el factor de potencia. En el diseño se toman 4 valores de factor de potencia
generalmente usados (1, 0.9, 0.8, 0.7) para la búsqueda en tablas de las capacidades de
distribución correspondientes al cálculo de conductores por capacidad de corriente para la
instalación del GMG.
4.1.3 Frecuencia (Hz) y Velocidad (RPM). La frecuencia es constante ya que estas centrales
trabajan a 60 Hz, y requieren motores de 4 polos, excitación permanente y campo giratorio,
girando a una velocidad nominal de 1800 RPM. Esta velocidad puede variar si se utilizan
grupos electrógenos con diferente número de polos.
4.1.4 Carga Eléctrica (KVA). Es un factor básico para el diseño y selección del GMG. En el
caso de las estaciones de transmisión, centrales telefónicas, y repetidoras, las cargas están
asociadas a iluminación, aires acondicionados, computadoras y cargas de los rectificadores.
Existen dos tipos de cargas básicas que pueden ser conectadas a un generador. Estas son los
motores AC que pueden funcionar conectándolos a los conductores trifásicos de 208V y cargas
diferentes a estos como lo son las cargas monofásicas y bifásicas. Éstas últimas deben ser
estudiadas y analizadas previamente por separado para conocer el consumo de los equipos, y
seguidamente hacer una sumatoria de las mismas, para obtener la carga o demanda total de
consumo.
Cargas de Iluminación y Aires Acondicionados
Este tipo de cargas generalmente son monofásicas y/o bifásicas. Estas pueden ser conectadas en
cualquier parte del circuito trifásico entre las diversas fase y el neutro siendo monofásica y
bifásicas entre fase y fase, por lo que se hace necesario equilibrar estas cargas e identificar su
conexión. Para el cálculo y análisis completo se debe establecer que fase suministra la potencia
a estas cargas.
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Cargas de Rectificadores
Los rectificadores son alimentados por carga en KVA y estos tienen la función de rectificarla
para convertirla en carga DC y esta a su vez alimentar a otras cargas como lo son los equipos de
transmisión y datos en las centrales telefónicas. Las cargas grandes de estos rectificadores
pueden causar grandes daños al generador. Cuando un rectificador se dispara genera armónicos
de corriente que crean un recalentamiento en el generador. Si los devanados se calientan
excesivamente se puede ocasionar un daño permanente en el generador.
Cargas de Computadoras
Las computadoras toman potencia directamente del generador. Estos equipos son sensibles a
variaciones de tensión y/o frecuencia. Un UPS o un sistema de suministro de potencia
ininterrumpida de pequeña capacidad aseguran el funcionamiento de los aparatos mientras entra
en operación el GMG. Queda a cargo de la empresa en todo caso suministrar la carga que
desea que respalde el Sistema de Energía AC de Emergencia.
4.1.5. Temperatura Ambiente. Esta selección se hace tomando en cuenta el lugar donde se va a
instalar el equipo GMG. “Es la temperatura del aire circundante, en la cual funciona el equipo.
Generalmente la temperatura ambiente se expresa en Grados Celsius (ºC) cuando se trata de
equipos eléctricos” (Manual de capacitación de grupos electrógenos de reserva, 2005).
4.2 Selección de la carga a respaldar por el GMG
4.2.1 Conceptos básicos para el estudio de la Carga.
•
Carga Conectada. Es la sumatoria de la potencia en vatt (W) de todos los equipos
eléctricos (datos de placa) que se conectan a la red que llega a los tableros que se
encuentran en las centrales, Tablero Principal; Tablero Normal y Tablero de Emergencia.
Un tablero es “un panel o grupo de unidades de paneles, diseñados para ensamblaje de un
sistema de barras con interruptores o sin ellos” (Penissi, 2002). Pueden ser los interruptores
automáticos o no, contra sobrecorriente. Estos interruptores se usan también para operación
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de los circuitos de iluminación, tomas de uso general o fuerza. Esta potencia también puede
ser expresada en (KW) o (KVA) según sea el caso.
Generalmente la carga en las centrales está dividida en carga esencial y carga no esencial. La
carga esencial se refiere a la carga de los equipos que necesitan estar operando en todo
momento como los rectificadores, aún cuando hay falla de red, ya que sin estos no se pueden
alimentar los equipos que consumen la carga DC como son los equipos de transmisión y
recepción de datos, causando perdidas severas en la red de telecomunicaciones, esta carga es la
llamada emergencia. La carga no esencial es la carga de los equipos, alumbrado, aires
acondicionados y otros artefactos eléctricos que no son primordiales a la hora de que exista un
fallo por parte de la red.
•
Demanda Eléctrica. Es la carga en KVA ó KW que se utiliza durante cierto período.
(Penissi, 2002) En los casos donde las centrales telefónicas o estaciones de transmisión ya
estén edificadas y su carga ya esté constituida y requieran de un sistema de energía AC de
respaldo.
•
Demanda Máxima. Es el máximo consumo en un cierto período de tiempo durante el
estudio de la carga.
Para conocer la carga de las centrales telefónicas o estaciones de transmisión, se propone lo
siguiente:
•
Realizar un estudio previo de carga por medio de un instrumento de medida específico para
tal fin por un período de una semana o más, y así efectuar los análisis respectivos.
•
Hacer una solicitud del consumo diario de carga o demanda eléctrica al personal autorizado
dentro de la empresa para tal fin.
4.2.2 Criterios y Cálculos de la Carga a Respaldar. Como se mencionó en el apartado 4.1.4 la
carga es un dato primordial al momento de realizar proyectos de este tipo ya que si no se tiene
conocimiento de esta es imposible realizar la selección del GMG para la emergencia.
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Para la selección y análisis de la carga que se quiere respaldar es recomendable tomar en cuenta
lo siguiente:
•
La carga actual ó lo que es lo mismo la carga total conectada, dada en KVA.
•
El porcentaje de carga actual o carga total a respaldar según se requiera.
•
La proyección de la central (crecimiento a futuro de la carga en KVA) según sea el caso,
dada en años.
•
Incremento Anual de la carga ó porcentaje de rata de crecimiento anual de la carga según
sea el caso.
Para la utilización del software todos estos datos deben ser del conocimiento del usuario. Este
software fue realizado en base a las necesidades y requerimientos que puedan presentar las
centrales telefónicas o estaciones de transmisión, aunado a esto la selección de la potencia para
la búsqueda del GMG se divide en 2 partes, donde el usuario tendrá la capacidad de escoger la
que mejor le convenga dependiendo de la complejidad del diseño. A continuación se muestran
las 2 opciones con sus respectivos criterios y cálculos:
Carga en KVA para Diseño Proyectada
Esta es la carga que tiene un crecimiento a futuro, es decir una proyección en años. Esta carga
puede ser proyectada con el conocimiento de los datos expuestos en el apartado 4.2.2, como
también puede ser proyectada directamente por el usuario.
a. Proyectada con una Rata de Crecimiento del X % Anual ó en KVA anual
Este es un cálculo de diseño que se hace tomando en cuenta la carga actual o lo que es lo mismo
la carga total conectada de la central o estación, a la cual se le aplica un porcentaje de la carga
que se desea respaldar (porcentaje de carga de emergencia).
Luego con los años y el
incremento anual bien sea en % o en unidades de KVA se hace el cálculo de la potencia de
búsqueda para la selección del equipo. Es importante destacar que los GMG para un mayor
rendimiento de generación trabajan al 80% de su carga nominal. En este diseño el GMG debe
suplir toda la carga de respaldo cumpliendo con lo mencionado anteriormente, lo que evitará
daños a este y a otros equipos en conexión. A continuación se muestra la ecuación que describe
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el cálculo de potencia a la que opera el GMG seguido de un ejemplo:
PopGMG = 80% PotNom
(4.1)
Donde:
Pop GMG = Potencia de operación (KVA) del GMG.
PotNom=Potencia nominal (KVA) del GMG.
Ejemplo 4.1. Se tiene un GMG con una potencia real del 125 KVA. ¿Cuál será la potencia de
operación a la que trabajará el equipo para no sufrir daños?
Solución: Haciendo uso de la ecuación 4.1 se tendrá:
Pop GMG = 80% 125 KVA = 100KVA
Por lo tanto se puede concluir que un motor de 125 KVA puede respaldar una carga máxima de
100KVA y operar sin riesgo alguno al 80% de su carga nominal.
Para obtener la carga a respaldar proyectada se procede de la siguiente manera:
a.1 Proyectada con un Crecimiento anual en KVA: Tomando en cuenta los siguientes datos:
carga actual de la central (KVA), el porcentaje de carga a respaldar (%KVA), la proyección de
la central (años) y el incremento anual (KVA). Se procede a aplicar las siguientes fórmulas de
manera consecutiva hasta llegar a la ecuación final, la cual se utilizará para la búsqueda de la
capacidad del GMG:
Pot 1 = CA * %CR
Donde:
Pot1=Potencia en KVA a respaldar
CA=Carga actual de la central (KVA)
%CR=Porcentaje de carga a respaldar
(4.2)
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Pot 2 = Pot1 + (
IA * PC
)
1 año
(4.3)
Donde:
Pot2=Potencia proyectada a años
Pot1=Potencia en KVA a respaldar
IA=Incremento anual
PC=Proyección de la central en años.
PotB 3 = 1.25 * Pot2
(4.4)
Donde:
PotB 3= Potencia a respaldar proyectada con un incremento anual (con un factor del 1.25 para
que el GMG supla la carga total a respaldar).
Nota1: La potencia con el incremento anual (Pot2) se multiplica por un factor del 1.25 para que
el GMG supla la carga total a respaldar, esto significa que la búsqueda de la capacidad del
equipo será al 100% (potencia nominal), por lo tanto haciendo referencia a la ecuación 4.1 se
pude concluir que la PotB 3 es la potencia nominal del GMG (en el caso en que esta carga sea
un número entero y se encuentre en base de datos exactamente igual, de lo contrario se tomará
la potencia que sea mayor inmediata a la PotB 3, por lo que ya no se cumpliría con exactitud la
ecuación 4.1, respecto a su potencia nominal; pero si que la operación del GMG siempre debe
ser el 80% de esta, solo que tendría un % mas de reserva) y la Pot2 es la potencia de operación
del motor (dependiendo de lo anteriormente dicho ya que si es exacta la potencia nominal
calculada a la buscada, se cumple la ecuación 4.1 de lo contrario esta potencia tendrá un
incremento, es decir un % de respaldo mas, lo que significa que se podrá conectar mas carga al
motor de la establecida).
Luego de estos tres cálculos el software buscará la capacidad del equipo por base de datos de
los GMG comerciales con la siguiente condición:
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Capacidad del GMG (KVA) ≥ PotB 3
(4.5)
a.2 Proyectada con una Rata de Crecimiento anual (%): Tomando en cuenta los siguientes
datos: carga actual de la central (KVA), porcentaje de carga a respaldar (%KVA), proyección
de la central (años) y rata de crecimiento anual (%KVA). Se procede a aplicar las siguientes
fórmulas de manera consecutiva hasta llegar a la ecuación final, la cual se utilizará para la
búsqueda de la capacidad del GMG:
RC = CA* % de CR * %RC
(4.6)
Donde:
RC=Rata de Crecimiento anual (KVA)
CA= Carga actual de la central (KVA)
%CR=Porcentaje de carga a respaldar
%RC=Rata de Crecimiento (%)
Seguidamente de esta ecuación se aplica la ecuación 4.2 para buscar la Potencia en KVA a
respaldar. Luego de esta se utiliza la siguiente ecuación:
Pot 3 = Pot1 + (
RC * PC
)
1 año
(4.7)
Donde:
Pot3= Potencia proyectada a años
Pot1=Potencia en KVA a respaldar
RC=Rata de Crecimiento anual (KVA)
PC=Proyección de la central en años.
PotB 4 = 1.25 * Pot3
(4.8)
PotB 4= Potencia a respaldar proyectada con una rata de crecimiento (con un factor del 1.25
para que el GMG supla la carga total a respaldar).
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Aunado a esto se cumple lo expuesto en la nota1, con la diferencia que PotB3 será en este caso
PotB 4 y Pot2 será Pot3 así como también la ecuación 4.5, condición para la selección del
GMG reemplazando PotB 3 por PotB 4.
b. Proyectada por el Usuario
Este cálculo se hace tomando en cuenta la carga que es proyectada previamente por el usuario,
haciendo referencia que a esta se le multiplica un factor de corrección del 1.25 para dar
seguridad que el motor supla toda la carga de respaldo trabajando al 80% de su capacidad
nominal. La ecuación que describe esto es la siguiente:
PotB2 = 1.25 * CargaProy
(4.9)
Donde:
CargaProy = Carga a respaldar proyectada por el usuario.
PotB 2 = Potencia a respaldar proyectada por el usuario en KVA (con un factor del 1.25 para
que el GMG supla la carga total a respaldar).
Por lo tanto esta opción cumple con la nota 1 tomando en cuenta que PotB 3 en este caso será
PotB2 y Pot2 será la CargaProy.
Carga en KVA para Diseño Actual
Es un cálculo donde se toma en cuenta la carga actual de la central, sin ningún tipo de
proyección. Este sería útil a la hora de hacer un cambio de equipo donde la selección y cálculos
de materiales de los sistemas que constituyen el diseño de instalación de un GMG servirían de
comprobación con los ya existentes. Por lo que se requiere aplicar la siguiente ecuación para
obtener la potencia a partir de la cual será seleccionada la capacidad del GMG:
PotB1 = 1.25 * CA
(4.10)
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Donde:
PotB1 = Potencia actual a respaldar en KVA (con un factor del 1.25 para que el GMG supla la
carga total a respaldar).
4.3 Selección del tipo de tecnología a utilizar
4.3.1 Enfriamiento por Aire. Los grupos electrógenos enfriados con aire pueden tener uno de
los tres grupos básicos de sistemas de enfriamiento por aire.
Aire a Presión
Son sistemas basados en el aire que requieren los GMG para su correcto funcionamiento. En un
sistema de aire a presión, el aire de enfriamiento es aspirado a través del frente del motor,
circula alrededor de las aletas del bloque de cilindros y la culata y es expulsado hacia la parte de
detrás del extremo del grupo electrógeno donde está el generador. Este tipo de sistema es más
adecuado para áreas abiertas, bien ventiladas. No se recomienda para áreas confinadas a menos
que se utilicen ventiladores de entrada y de extracción para lograr la circulación de aire
necesaria. (Manual de instalación para grupos electrógenos modelos de reserva, 2005). Ver Anexo 4.
Air -VacTM
La circulación del aire es opuesta a la del sistema convencional de enfriamiento por aire a
presión. Se puede usar este sistema en áreas confinadas, ya que utiliza una hélice flotadora que
se conecta fácilmente al sistema de conductos. Este tipo de sistema debe ser instalado por la
fábrica. (Manual de instalación para grupos electrógenos modelos de reserva, 2005). Ver Anexo 5.
Ducto de Ventilación
El sistema de ducto de ventilación, es otro tipo de enfriamiento por aire, utilizado en modelos
de gas enfriados por aire y algunos modelos diesel, este sistema tiene unos conductos especiales
que dirigen el flujo de aire calentado a la salida, situada encima o al costado del motor, la salida
del aire puede estar arriba o a un lado del motor. Normalmente los conductos adicionales están
conectados a los conductos del motor, para transportar el aire transportado al exterior. (Manual
de instalación para grupos electrógenos modelos de reserva, 2005).
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4.3.2 Enfriamiento por Agua. Los tres sistemas de enfriamiento más comunes usados para
grupos electrógenos son: radiador remoto montado en la unidad, agua de ciudad y enfriador
remoto. (Manual de instalación para grupos electrógenos modelos de reserva, 2005).
Enfriamiento con Radiador Montado en la Unidad (Radiador Incorporado al GMG)
Este es el sistema más común para grupos electrógenos con motor de 20 KW o más. Los
principales componentes del sistema son un ventilador motorizado y una bomba de agua
circulante, un radiador y un termostato. La bomba hace circular el agua a través del motor hasta
que este alcanza la temperatura de operación. Entonces el termostato se abre y permite la
circulación a través del radiador. También puede cerrarse limitando el flujo según sea
necesario, para impedir el sobreenfriamiento. El ventilador impulsa aire desde el lado del
radiador cercano al motor a través de la superficie de enfriamiento.
Se puede invertir la circulación de aire usando un ventilador de succión, pero generalmente
no se recomienda hacerlo porque puede interferir
con el flujo de aire de enfriamiento del
generador, que se mueve en la misma dirección que el ventilador normal del motor.
Siempre que se instale un grupo electrógeno dentro de un edificio o de un reciento, el aire
del radiador debe salir al exterior mediante ducto. Los ductos deben ser cortos, rectos y con el
mínimo posible de obstrucciones.
La conexión desde el reborde del conducto del radiador hasta la salida de conductos debe ser
de lona fuerte, silicona o un material flexible similar para prevenir el ruido y la transmisión de
la vibración. La abertura de entrada de aire debe ser debe ser por lo menos tan grande como la
salida, pero preferiblemente 50% más grande.
Se escogerá el lugar para la entrada y la salida de aire de tal modo que no haya recirculación
de aire dentro o fuera del recinto.
Si se introduce grandes cantidades de aire frío en un edificio, se puede despreciar la
calefacción del edificio o incluso se pueden congelar tuberías de agua en espacios que
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normalmente estarán calentados. (Manual de instalación para grupos electrógenos modelos de
reserva, 2005). Ver Anexo 6.
Enfriamiento con Radiador Remoto
Si el grupo electrógeno está colocado en un área donde es difícil traer la cantidad de aire
requerida para enfriar el radiador, por ejemplo en un sótano, se puede montar un radiador
remoto por fuera del edificio.
La parte superior del radiador remoto debe estar en el punto más alto del sistema para que
funcione correctamente. El motor del ventilador se encuentra conectado a la salida del
generador y funcionará cuando el generador esté en operación. Los radiadores para la descarga
pueden ser instalados de forma vertical u horizontal. Se puede usar la bomba de agua del motor
para hacer circular agua a través del radiador remoto, siempre que la distancia vertical desde la
bomba de agua del motor no exceda las recomendaciones del fabricante. La altura manométrica
permisible puede variar entre 5.2m y 15.2m. Esto es importante porque una altura mayor
causaría una presión vertical excesiva en los componentes del motor, causando problemas tales
como fugas en las juntas de la bomba de agua. Los tubos entre el motor y el radiador remoto
tienen que estar dimensionados para una caída de presión máxima de 14 KPa (2 psi) en el
caudal nominal de la bomba de agua del motor. Podría ser necesario instalar una línea de
ventilación desde el motor al radiador, para purgar el aire del sistema de enfriamiento. Cuando
la distancia vertical u horizontal excedan las limitaciones expresadas se deben usar un pozo de
condensado o un intercambiador de calor y una bomba de circulación auxiliar.
La bomba auxiliar se debe conectar siempre eléctricamente en paralelo con el ventilador del
radiador remoto, de modo que ambos componentes funcionen siempre que el grupo electrógeno
esté en funcionamiento.
La bomba del motor fuerza el agua calentada al lado “caliente” y luego la bomba auxiliar
saca esta agua y la fuerza a ir al radiador. Después de circular por el radiador, el refrigerante
regresa al lado frío del pozo, donde es extraído por la bomba de agua del motor. Así se aísla el
motor de las presiones verticales. También se puede aislar la presión instalando un cambiador
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de calor entre el motor y el radiador remoto.
Cuando el radiador está en un lugar alejado es fácil olvidarlo cuando se presta servicio al
generador. Por esta razón estos sistemas con frecuencia tienen alarmas de nivel bajo de agua o
controles automáticos de “reposición”. Si el radiador está sujeto a temperaturas de congelación
hay que añadir anticongelante.
Deben existir válvulas de cierre entre el motor y el sistema de enfriamiento para permitir
aislar ambos sistemas. De este modo no es necesario vaciar todo el sistema durante el servicio.
(Manual de instalación para grupos electrógenos modelos de reserva, 2005). Ver Anexo 7.
Enfriamiento con Agua de Ciudad
Estos sistemas utilizan el agua de ciudad y cambiadores de calor para el enfriamiento y son
similares a los sistemas de radiador remoto, puesto que ambos requieren menos aire de
enfriamiento comparado con los sistemas que tienen el radiador montado en la unidad. El
cambiador de calor limita los efectos del agua de ciudad (depósitos calizos y corrosión) a un
lado del cambiador de calor que es relativamente fácil de limpiar o cambiar, mientras que el
refrigerante del motor circula dentro de un sistema cerrado similar a un radiador.
Permite controlar mejor la temperatura del motor y permite usar anticongelante y aditivos
para el refrigerante, y es adecuado para el uso de un calentador del bloque de cilindros que
ayuda al arranque. Las conexiones de entrada y salida de agua están instaladas en el patín del
grupo electrógeno y están aisladas de la vibración de la vibración del motor por secciones
flexibles.
Si el grupo electrógenos está montado con protección contra la vibración en el patín y este a
su vez esta empernado directamente a la base de montaje no hacen falta secciones flexibles
adicionales entre los puntos de conexión del patín y las tuberías de agua de la ciudad.
Una válvula de solenoide montada en el punto de conexión de entrada se abre
automáticamente al arrancar el grupo electrógeno proporcionando agua a presión de la cañería
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principal para enfriar el motor. Esta válvula se cierra automáticamente cuando la unidad se
detiene. Se debe tener seguridad de que la válvula de solenoide está situada aguas arriba de la
conexión flexible del suministro. Se debe usar una válvula adicional provista por el cliente
antes del sistema, para poder cerrar manualmente el agua de ciudad cuando se efectúe algún
servicio al generador. (Manual de instalación para grupos electrógenos modelos de reserva, 2005).
Ver Anexo 8.
Finalmente, luego de haber definido las tecnologías más utilizadas se puede concluir que los
Grupos Electrógenos o GMG utilizados para este estudio son equipos comerciales que se
adaptan a las condiciones del cliente, pues de fábrica vienen con todas las opciones que
corresponden a cada una de las tecnologías ya sean motores enfriados por agua o motores
enfriados por aire.
4.3.3 Criterios para la selección de la Tecnología a Utilizar. Como se expuso en el apartado
4.1.5 se toma la temperatura del lugar donde se va a instalar el equipo.
“La ubicación de Venezuela al norte de Suramérica le permite disponer de un clima tropical
benigno con precipitaciones puntuales, y pisos térmicos variables entre tropical y gélido con
temperaturas en un espectro entre 0°C y 40°C” (PDVSA – Intevep, 1997). Generalmente la
temperatura en Venezuela no sobrepasa de los 40 ºC (temperatura máxima). Cuando se habla de
temperaturas ambientes se habla de temperaturas promedios.
Tabla 4.1 Promedio de Temperaturas en Venezuela. (Comunidad de Wikipedia, 2007).
Tipo de Clima
Temperaturas Promedio (ºC)
Tierra caliente
23-29
Intertropical cálido de montaña
18-23
Intertropical templado de montaña
14-18
Páramo
Clima helado
Por debajo de 10ºC y por encima de 0ºC
Por debajo de 0ºC
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En este diseño existe un criterio basado en esto, el cual sirve para seleccionar la tecnología a
utilizar. Por lo tanto en el software la temperatura máxima es de 40ºC, y existe una limitación al
momento de introducir valores mayores a este.
Para seleccionar el tipo de tecnología a utilizar se deben cumplir las siguientes condiciones:
•
Si la Temperatura ≤ 10 º C entonces el Tipo de Tecnología a utilizar será un
Enfriamiento por Aire.
•
Si la Temperatura > 10 º C pero menor a 40 entonces el Tipo de Tecnología a utilizar
será un Enfriamiento por Agua.
Esta selección se hace tomando en cuenta las temperaturas promedios de las ciudades o lugares
donde se va a instalar el equipo, ya que un grupo electrógeno enfriado por agua colocado donde
hay temperaturas muy bajas no convendría pues se congelaría el agua y los diferentes tipos de
tuberías; además que los motores con enfriamiento por aire se utilizan en lugares donde no
existe suministro de agua constante y son menos costosos respecto a nivel de economía. Se
utilizan motores enfriados por agua porque son motores muy eficientes, de una alta tecnología
donde se pueden escoger una de las tres opciones mencionadas en el apartado 4.3.1.2 dadas por
las especificaciones de los fabricantes.
4.4 Selección del Grupo Motogenerador (GMG)
Según las Normas de Instalación para Grupos Electrógenos establecidas por CANTV,
Disposiciones Generales:
•
La selección del grupo Motogenerador será realizada por la unidad responsable de ejecutar
proyectos de CANTV, y deberá suplir la demanda eléctrica que se requiera.
•
El GMG estará constituido fundamentalmente por un motor Diesel que accionará un
generador trifásico, un tablero de supervisión y control, un tablero de transferencia
automática en bastidor separado del grupo; incluyendo además todos los accesorios
necesarios.
•
Los grupos deberán estar diseñados para servicio continuo a plena carga, independientes de
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las condiciones ambientales. Deberán estar provistos de elementos supresores de
interferencia al equipo de radio, para todas las fuentes que las produzcan.
•
El proyecto de instalación del GMG será elaborado de tal forma que facilite la ejecución de
la obra debiendo incluir además los cómputos,
planos y especificaciones técnicas
necesarias y suficientes.
•
Los cálculos se realizarán siguiendo las normas nacionales vigentes, o en su defecto normas
internacionales.
•
Los cómputos se elaborarán de acuerdo a los cálculos ejecutados, incluyendo las
características, capacidades y tamaños necesarios de los equipos.
•
Los planos contendrán todas las plantas, cortes y detalles necesarios del GMG y los
servicios auxiliares para la ejecución satisfactoria de la instalación.
•
El juego de planos incluirá adicionalmente esquemas de los circuitos eléctricos y controles
automáticos indicando las conexiones entre el generador, motor, señalización y alarma con
sus tableros correspondientes.
Según las normas de instalación para Grupos Electrógenos establecidas por CANTV, Ubicación
Física y Colocación del Equipo:
•
La selección del lugar donde se va a instalar el grupo es responsabilidad de la coordinación
de Ingeniería de Energía de CANTV.
•
El grupo Motogenerador se colocará en una sala o lugar cercano al lugar donde se
encuentren los tableros eléctricos de la central telefónica y se deberá garantizar acceso
directo al exterior del edificio.
•
Los GMG se instalarán preferiblemente en una caseta o sala adecuada para tal fin. En caso
de no existir la posibilidad de ser instalados en la sala o caseta, el mismo se podrá instalar
en una plataforma al exterior, siempre y cuando el grupo cumpla con las características
mínimas para ser instalado a la intemperie tales como: cabinas insonorizadas, recubrimiento
de pinturas especiales, etc.
•
El GMG debe colocarse de tal manera que quede centrado con respecto a los muros
perimetrales que encierra el área disponible. La distancia mínima entre Motogenerador Equipos y Motogenerador - Paredes es de un (1) metro.
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•
El espacio dentro de la sala de máquinas deberá ser lo suficientemente ventilado y con un
área adecuada para trabajar alrededor del grupo.
•
Las dimensiones del espacio que se necesite para la sala de motores se determinarán
tomando en cuenta los equipos principales y auxiliares, tales como el tablero de
transferencia y control, tanque diario de combustible (TC), tanque de aceite (TA), baterías
de arranque y ducto de salida de aire caliente.
•
La altura mínima requerida para la sala de máquinas será de tres metros (3 m) y en todo
caso deberá existir una distancia entre la unidad y el techo mayor de dos metros (2 m).
•
Las dimensiones de la puerta para entrar a la sala deberán ser tal que permita el fácil acceso
del grupo al local durante la instalación.
•
El ancho mínimo requerido dependerá de las dimensiones del grupo seleccionado, pero en
ningún caso será inferior a un metro (1m).
•
La altura mínima requerida de la puerta será de dos metros (2 m).
Para la ubicación del grupo se deben tomar en cuenta las normas ya mencionadas y otras que
aquí no se mencionan.
A partir de los factores elegidos: tensión, carga a respaldar y temperatura con la que se obtiene
la tecnología a utilizar, se selecciona el GMG por base de datos.
Esta selección se hace tomando en cuenta dichos factores, ya que son especificaciones de estos
equipos y es a partir de ellos que se puede realizar la búsqueda del mismo.
Antes que el programa arroje las especificaciones generales del Grupo electrógeno, el usuario
determina la ubicación del equipo.
4.4.1 Ubicación del Grupo Motogenerador.
Interior de la Central (Sala de Máquinas)
La ubicación del equipo al interior de la central debe cumplir con las dimensiones requeridas
por la empresa, por lo que internamente el programa tiene la capacidad de comparar estas
dimensiones con las dimensiones de la sala que requieren los equipos para ser instalados,
79
tomando en cuenta la capacidad en KVA de los equipos, para ello se utiliza la siguiente tabla:
Tabla 4.2 Dimensiones del recinto del Grupo Electrógeno (Hernández, 2001)
Potencia del
Grupo
20 a 60
KVA
61 a 200
KVA
201 a 550
KVA
551 a 1500
KVA
Largo (m)
Ancho (m)
Alto (m)
Ancho de la
puerta (m)
5
4
3
1.5
6
4.5
3.5
1.5
7
5
4
2.2
10
5
4
2.2
Alto de la
puerta (m)
2
2
2
2
Al seleccionar la ubicación del GMG al interior de la central, el programa arroja una pregunta,
donde si no se han introducido los valores de tensión, temperatura y carga, limita la opción
hasta que se cumpla, luego que cumple con estos requisitos el programa arroja la ventana de
dimensiones de la sala, donde el usuario debe introducirlas para que el programa verifique con
los datos de la tabla 4.2, si los datos introducidos no coinciden o son mayores a los establecidos
entonces, el programa recomienda ubicar el equipo al exterior de la sala.
Exterior de la Central (Intemperie)
Se deben cumplir las condiciones que establece CANTV, expuestas en el apartado 4.4 para la
instalación del grupo a la intemperie. Y la selección de la Unidad Motogeneradora, se hace de
la misma forma como se hace en el apartado anterior.
Finalmente la selección del GMG dependerá de la carga a respaldar, la tensión y el tipo de
enfriamiento al cual se sujetará el equipo.
Luego de la selección de la ubicación, el software procede a arrojar en pantalla las
especificaciones del fabricante de la Unidad Motogeneradora (Generador y Motor) que generan
las diferentes bases de datos. Así como también la protección del grupo electrógeno, la
80
capacidad y datos del Tablero de Transferencia Automático (TTA).
En muchos casos los Grupos Electrógenos cuentan con una protección que ya viene de fabrica
como otros que no la poseen, por tanto debe ser calculada para evitar danos al motor al
momento de una falla, esta protección se calcula de la siguiente manera, regida por las normas
que establece el Código Eléctrico Nacional:
“Ampacidad de los Conductores. La ampacidad de los conductores de fase que van desde los
terminales del generador hasta el primer dispositivo de protección de sobrecorriente, no será
menor al 115% de la corriente nominal de la placa de características del generador. Se permitirá
que los conductores de neutro tengan un calibre de acuerdo con 220.22. Los conductores que
transportan corrientes de falla a tierra no serán menores de lo establecido en 250.24(B).”
(NORMA VENEZOLANA, FONONORMA 200:2004. Sección 445.13, 2004).
Por lo tanto la selección de la protección del equipo cumpliendo con la norma del CEN se hace
baja la siguiente condición:
Iprotección ≥ 1.15 In 3φ del generador
(4.11)
Luego de este calculo el software busca en la base de datos de protecciones comerciales bajo la
tabla de Capacidades de Corriente Nominales para Protecciones Eléctricas. (CEN sección 240.6
(A), 2004).
Finalmente el la capacidad del Tablero de Transferencia es seleccionado por base de datos de
tablero comerciales con una capacidad igual o mayor a la de la protección del GMG con su
respectiva coordinación de protecciones para darle una mayor seguridad al sistema al momento
de cualquier falla.
4.5 Criterios de Selección de Componentes Eléctricos
Para al cálculo, diseño y selección de los componentes eléctricos se debe tomar en cuenta los
siguientes aspectos:
81
4.5.1 Niveles de Tensión y Tolerancia. En Venezuela como en otros países existen niveles de
tensión normalizados por las compañías eléctricas, tanto para baja como para alta tensión de
acuerdo al servicio y uso de aplicación. Los niveles de tensión normalizados para sistemas
trifásicos y en baja (para efectos de diseño en este proyecto se trabajará en baja tensión con
sistemas trifásicos) son los siguientes según Normas CADAFE:
•
Trifásico 4 hilos 120/208 V
•
Trifásico 3 hilos 240V
•
Trifásico 4 hilos 480/277 V
•
Trifásico 3 hilos 600V
La norma CONVENIN establece una variación máxima de tensión en el punto de medición en
condiciones normales de hasta ± 5% y en emergencia ± 8%, para baja tensión.
Dependiendo del tipo de instalación, ya sea centrales telefónicas o estaciones repetidoras las
características de las cargas están asociadas a iluminación, aires acondicionados, computadoras
y cargas de rectificadores como se explicó en el apartado 4.1.4.1. Por regla general estos
equipos son diseñados con un nivel de tolerancia de ± 10% con respecto a la tensión nominal a
la que trabaja. En ciertos casos los equipos tienen indicada la tensión mínima y máxima de
trabajo. CANTV establece una caída máxima de tensión AC del 5% y DC una caída máxima
del 2%.
4.5.2 Selección de Conductores. Para efectos de diseño es necesario seleccionar el calibre tipo
y características de los conductores eléctricos a utilizar. Respecto al calibre, la selección se
realiza cumpliendo previamente con lo siguiente:
•
Selección del conductor por capacidad de corriente.
•
Selección del conductor por caída de tensión.
•
Selección del conductor por cortocircuito.
•
Selección del conductor neutro y de puesta a tierra.
82
Selección del Conductor por Capacidad de Corriente
Los conductores son los elementos que conducen la corriente eléctrica. (Harper, 2004). Esta
capacidad está limitada por la conductividad del material conductor, si este es desnudo solo lo
afectara lo antes señalado, pero si el conductor es aislado, limita también el paso de la corriente,
la capacidad térmica del material aislante. En otras palabras la selección por capacidad de
corriente tiene por objeto dimensionar el conductor de modo que el calor desarrollado por el
paso de la corriente de carga normal, no eleve su temperatura por encima de los valores
permitidos en forma continua por el o por su propio aislante.
Para los efectos de seleccionar el calibre del conductor adecuado para un caso dado, la sección
del mismo juega un papel determinante. Por lo tanto existen factores determinantes para el
cálculo de la capacidad de corriente de los conductores, entre ellos se encuentran:
Tipo de conductor (conductor, aislante etc.)
Temperatura del ambiente.
Presencia de otros conductores que transportan energía.
Tipo de canalización
El modo usual de hacer la selección de los conductores es mediante el uso de tablas de
capacidad de corriente para las condiciones de temperatura ambiente, canalización del tipo de
conductor usado etc. Por tal motivo se han elaborado tablas donde se indica la capacidad de
corriente que tendrá un conductor para los casos antes señalados y que se resumen a
continuación:
-
Capacidad de corriente para cables desnudos.
-
Capacidad de corriente para cables aislados al aire.
-
Capacidad de corriente para cables aislados en tuberías o directamente enterrados.
-
Capacidad de corriente par más de 3 conductores en ductos.
-
Capacidad de corriente para conductores en ductos dispuestos en bancadas de más de 4
tubos.
-
Capacidad de corriente para el caso de temperatura ambiente mayor de 30 ºC
83
En el Código Eléctrico Nacional se encuentran las tablas antes mencionadas, en la sección 310
Tablas Nos. 310-16, 17,18, y 19; aparte de la capacidad de corriente se indica también el factor
de reducción por temperatura diferente a 30 ºC. en las notas de la misma sección del CEN
existe la tabla Nro 8, con factores de corrección para mas de 3 factores en ductos.
Las tablas que se utilizan para los efectos de este diseño y mayor comodidad para la elaboración
de las bases de datos son las siguientes:
-
Características de los Conductores de Cobre con aislamiento TW-600V, 60 ºC, en ducto
magnético, en Sistema Trifásico 120/208 V, 60Hz, temperatura Ambiente 30ºC. (Stephens,
2005).
-
Características de los Conductores de Cobre con aislamiento TTU-THW -600V, 60 ºC, en
ducto magnético, en Sistema Trifásico 120/208 V, 60Hz, temperatura ambiente 30ºC.
(Stephens, 2005).
-
Conductor del Electrodo de Puesta a Tierra, en Sistemas de Corriente Alterna. (Tabla CEN
250-94, 99)
Nota2: Es importante destacar que el aislante THW es equivalente al TTU para fines prácticos
de selección del calibre del conductor.
Para seleccionar el conductor o los conductores por capacidad de corriente se aplica la siguiente
ecuación para sistemas trifásicos en caso de no conocer la corriente de diseño:
Iconductor =
S
*1.25
Vlínea * 3
Donde:
Iconductor= Corriente del conductor con un factor de protección del 1.25.
Vlínea = Voltaje de línea del diseño.
(4.12)
84
En el caso de este proyecto se conoce la corriente de diseño pues son especificaciones de los
Grupos Electrógenos; por lo tanto se aplica directamente siguiente ecuación:
Iconductor = 1.25 In 3φ del generador
(4.13)
Donde:
Iconductor= Corriente del conductor con un factor de protección del 1.25.
In=Corriente nominal 3φ del generador seleccionado.
Esta ecuación es aplicada según lo siguiente:
“La capacidad nominal de los dispositivos de protección contra sobrecorriente de los circuitos
ramales que suministran corriente a cargas continuas como la iluminación de las tiendas y otras
similares no será inferior a la carga no continua más el 125% de la carga continua. La sección
mínima de los conductores del circuito ramal sin aplicación de ningún factor de corrección
deberá tener una capacidad de corriente igual o superior al de carga no continua más el 125%
de la carga continua” (NORMA VENEZOLANA, CONVENIN 200:1999. Sección 210-22(C),
1999)
El código estable que existen factores de corrección: por presencia de otros conductores en
canalización, tipo de conductor, tipo de canalización etc, pero estos factores son aplicables si no
se aplica el factor de protección contra sobrecorriente del 125% de la carga continua.
Existen tablas constantes para una temperatura ambiente de 30 ºC a las cuales se les debe
aplicar factores de corrección si la temperatura es mayor a esta, por lo tanto en este diseño se
utiliza la ecuación que el código eléctrico establece para calcular los factores de corrección por
temperatura, ya que la temperatura ambiente juega un papel importante en la realización de este
proyecto (CEN 310.15 (d),1999 ) :
Ft =
Tc − Ta
Tc − Tb
(4.14)
85
Donde:
Ft=Factor de corrección por temperatura.
Tc= Temperatura del conductor (ºC).
Ta= Temperatura ambiente (ºC).
Tb=Temperatura de la tabla (30 ºC).
Nota3: la temperatura del conductor se refiere a la temperatura del aislante, si es TTU-THW la
temperatura es 75ºC y si el aislante es TW la temperatura es 60ºC.
Si se tienen temperaturas ambientes mayores a 30ºC se le aplicará el factor de corrección por
temperatura a los valores de las corrientes nominales de las tablas de conductores, pero la
incógnita es precisamente la corriente nominal del conductor; entonces este factor se aplica de
la siguiente manera:
Inomconductor * Ft ≥ Iconductor
(4.15)
Donde:
Inomconductor=Corriente nominal del conductor por tablas.
Iconductor= Corriente del conductor que se quiere seleccionar con un factor de protección del
1.25.
Ft=Factor de corrección por temperatura.
Partiendo de la ecuación 4.15 se tendrá lo siguiente:
I ' conductor ≥
Iconductor
Ft
(4.15)
Donde:
I’conduct=Corriente calculada del conductor.
Por lo tanto la corriente nominal del conductor a seleccionar deberá ser mayor o igual a la
corriente calculada del conductor.
86
Esta ecuación indica que al hacer el cociente entre la Iconductor (la corriente de diseño que en
este caso es la corriente nominal 3φ del generador multiplicada por un factor de protección del
1.25), y el Ft (factor de temperatura) no afecta a la hora de buscar en tablas la I’ (corriente
nominal del conductor por tablas) ya que lo que se hace es un simple despeje, puesto que la
incógnita será siempre la corriente nominal de los calibres con los que se trabajará en el diseño.
Cuando la temperatura es menor a 30 ºC el conductor a seleccionar en las tablas
correspondientes al aislamiento del calibre seleccionado, es el calculado en la ecuación 4.13,
por el contrario si la temperatura es mayor entonces se seleccionará el conductor calculado en la
ecuación 4.15. Al seleccionar la corriente del conductor a utilizar, se selecciona la capacidad de
distribución del mismo dependiendo del factor de potencia escogido al inicio.
Este diseño está basado en los siguientes criterios:
•
Los calibres mas utilizados en instalaciones eléctricas residenciales, industriales y
comerciales en baja tensión no sobrepasan de los 500 MCM, esto quiere decir que operan a
menos de 600 V.
•
La norma para instalaciones eléctricas por lo general establece ciertos valores de tensión
para sistemas trifásicos y monofásicos, siendo estos los valores normalizados mencionados
en el apartado 4.5.1.
•
Tomando en cuenta lo citado en los dos puntos anteriores el mayor calibre que se encuentra
para conductores con aislamiento TTU ó THW es el calibre Nro. 500 MCM con una
capacidad de corriente de 380 A, y para conductores con aislamiento TW el calibre Nro.
500 MCM pero con una capacidad de corriente de 320 A.
Por lo tanto, para la selección de conductores cuando la corriente calculada del conductor
(Iconductor ó I’conductor) es menor o igual a la corriente que soporta el calibre de 500 MCM
en los dos casos mencionados anteriormente (320 A ó 380 A) se toma un sólo conductor por
fase, por el contrario si esta corriente sobrepasa la capacidad nominal de este calibre entonces
se toman más de un conductor por fase.
En el caso en que sea un solo conductor por fase se buscará directamente por tablas el valor de
87
la corriente nominal del conductor por encima de las calculadas; es decir
Icondcutor ó
I’conductor.
Por el contrario si las corrientes calculadas son mayores a 380 A ó 320 A, para efectos de
diseño se estandarizan 5 calibres (500MCM, 400MCM, 350MCM, 300MCM y 250MCM) esto
se hace con la finalidad de darle al proyectista un mayor conocimiento de los conductores que
cumplen con los cálculos tanto de capacidad de corriente como de caída de tensión, para la libre
escogencia de uno de ellos dependiendo del ajuste económico al que esté sujeto el proyecto.
Esta estandarización hace que a corrientes mayores de 320 A ó 380 A, aumente el número de
conductores por fase, y se hace un poco engorroso trabajar o instalar un exceso de conductores
en una fase, pero ya queda a criterio del diseñador; por ello la opción de seleccionar el
conductor que más le convenga.
Los calibres son constantes así como sus corrientes nominales; pero la capacidad de
distribución variará con el factor de potencia elegido, además de la variación que tendrá el
número de conductores por fase. A continuación se muestra la ecuación que calcula el número
de conductores por fase:
NCn ≅
I ' conductor ó Iconductor
INCn
(4.16)
Donde:
NC=Número de conductores por fase.
n= 1, 2, 3, 4, 5 pertenecientes a los calibres 500MCM, 400MCM, 350MCM, 300MCM y
250MCM respectivamente.
INC=Corriente nominal del conductor (TW, TTU ó THW).
Nota: NCn no siempre dará un número entero, por lo tanto se aproxima al número inmediato
superior entero, y se hace un cálculo adicional para verificar cual es la corriente real que pasa
por cada conductor.
88
IrealOpn =
I ' conductor ó Iconductor
NCn
(4.17)
Donde:
IrealOpn=Corriente real que pasa por cada conductor.
Esta operación se hace para buscar los valores reales de corriente que se utilizarán en el cálculo
de conductores por caída de tensión.
A continuación un ejemplo que representa las ecuaciones 4.16 y 4.17 para un mayor
entendimiento.
Ejemplo 4.2 Se tiene una corriente de diseño de 1200A y se desea calcular el número de
conductores que pasarán por las fases de un generador trifásico conectado en estrella, con un
calibre TTU de 500MCM cuya corriente nominal es de 380 A.
Solución: como la corriente es mayor a 380 A, entonces se aplica la ecuación 4.16
NCn ≅
1200 A
= 3.16conductores
380 A
3.16 no es un número entero, por lo tanto se aproxima a 4 conductores por fase. Y se aplica la
ecuación 4.17 para buscar la corriente real que pasará por el conductor:
IrealOpn =
1200 A
= 300 A
4
Como conclusión la corriente de operación real es de 300 A, lo que significa que a cada
conductor le quedará una holgura de 80 A para conexión de cargas posteriores.
Selección del Conductor por Caída de Tensión
No basta calcular los conductores por capacidad de corriente únicamente, también es necesario
que la caída de voltaje en el conductor no exceda los valores establecidos por las normas de
89
instalaciones eléctricas y las normas CANTV en este caso.
Inicialmente el programa arroja una ventana donde se deben introducir las distancias
aproximadas de los diferentes tableros al TTA (Tablero de Transferencia Automático) y la
distancia de este al GMG, como se muestra en la figura 4.1., pues estas distancias son de suma
importancia al momento de hacer los cálculos por caída de tensión ya que a partir de estas se
determina el recorrido del circuito que sea más desfavorable (recorrido más largo). Para ello se
utilizan las siguientes ecuaciones:
-
Red en Servicio:
DA = D1 + D 2
(4.18)
Donde:
DA= Distancia de la red en servicio.
D1= Distancia del Tablero Principal (TP) al Tablero de Transferencia Automático (TTA)
D2= Distancia del Tablero de Emergencia (TE) al Tablero de Transferencia Automático (TTA)
-
GMG en servicio:
DB = D 2 + D3
(4.19)
Donde:
DB= Distancia del GMG en servicio.
D2= Distancia del Tablero de Emergencia (TE) al Tablero de Transferencia Automático (TTA)
D3= Distancia del GMG al Tablero de Transferencia Automático (TTA).
90
D2
GMG
D3
D1: Distancia del TP al TTA
D2: Distancia del TE al TTA
D3: Distancia del GMG al
TTA
Tablero de
Emergencia
(TE)
Tablero de
Transferencia
Automático
(TTA)
D1
Tablero
Principal (TP) o
Tablero Norma
(TN)
Figura 4.1 Diagrama de conexión entre tableros y el GMG
Luego de hacer el cálculo de las diferentes distancias o recorridos se hace la selección del
recorrido más largo de la siguiente manera:
-
Si DA > DB entonces la longitud del recorrido a escoger para los cálculos será la distancia
total igual a DA, es decir; DT=DA.
-
Si DB > DA entonces la longitud del recorrido a escoger para los cálculos será la distancia
total igual a DB; es decir, DT=DB.
Existen centrales telefónicas o estaciones de transmisión, que no cuentan con un tablero de
emergencia como tal, pues se necesita que el sistema de emergencia respalde toda la carga que
viene del tablero principal (100% de la carga), por lo tanto en este caso se tendría un solo
recorrido para hacer el cálculo por caída de tensión; es decir DT=DB.
El Ing. Electricista Oswaldo Penissi, En la búsqueda de los conductores por caída de tensión
propone las siguientes ecuaciones para el cálculo de la capacidad de distribución (Penissi,
2002):
91
CD = KVA * L =
CD = I * L =
∆V %
K
∆V %
K
(4.20)
(4.21)
En este diseño se hace el uso de la ecuación 4.21 para los cálculos de la capacidad por caída de
tensión, donde I es la carga en Amperios y L es la longitud del recorrido en metros.
Existen factores de corrección para tensiones y sistemas diferentes a 3X120/208 aplicables a las
capacidades de distribución de tablas tanto a los A-m como a los KVA-m, la capacidad nominal
del calibre a utilizar por lo general no se conoce por ello se usan las ecuaciones 4.20 y 4.21 para
ser calculadas y una vez teniendo estas proceder a buscar por tablas las capacidades nominales,
los factores se aplican a las capacidades que se calculan, haciendo un despeje como se demostró
en la ecuación 4.15 con la corriente nominal del conductor, pero en este caso se hace con la
capacidad de distribución. Por otro lado existe un factor de corrección para caídas de tensión
diferentes a las de las tablas que se utilizan para la búsqueda de los conductores, este factor se
calcula de la siguiente manera:
F1 =
∆V ( Nuevo)
∆V (Tabla )
(4.22)
Donde:
F1=Factor de corrección por caída de tensión.
∆V (Nuevo)=Caída de tensión permitida en %
∆V (Tabla)=Caída de tensión de la tabla que se utiliza en %.
Nota4: la caída de tensión de la tabla que se utiliza en este diseño está sujeta al 1%, por lo tanto
este será un valor constante para efecto de cálculos.
Cuando Iconductor ó I’conductor son menores a 380 A ó 320 A pertenecientes a los calibres de
500 MCM de los diferentes aislamientos de los conductores, como se explico anteriormente, se
92
hace uso de la ecuación 4.21 llevada a las variables aquí utilizadas, agregándole factores de
corrección por caída de tensión y factores de corrección para diferentes tensiones, de la
siguiente manera:
CD =
DT * ( I ' conductor ó Iconductor)
F1 * F 2
(4.23)
Donde:
CD=Capacidad de distribución real calculada en A-m
DT=Distancia total.
I’conductor= Corriente calculada del conductor.
Iconductor= Corriente del conductor con un factor de protección del 1.25.
F1=Factor de corrección por caída de tensión.
F2=Factor de corrección para sistemas diferentes de 3X120/208
Por el contrario, cuando
Iconductor ó I’conductor
son mayores a 380 A ó 320 A
pertenecientes a los calibres de 500 MCM de los diferentes aislamientos de los conductores,
como se explico anteriormente, se hace uso de la ecuación 4.21 llevada a las variables aquí
utilizadas, agregándole factores de corrección por caída de tensión y factores de corrección
para diferentes tensiones, de la siguiente manera:
CDn =
DT * IrealOpn
F1 * F 2
(4.24)
Donde:
CDn=Capacidad de distribución real calculada para cada uno de los calibres en A-m.
n= 1, 2, 3, 4, 5 pertenecientes a los calibres 500MCM, 400MCM, 350MCM, 300MCM y
250MCM respectivamente.
Luego de haber efectuado el cálculo de las capacidades de distribución, en ambos casos se
procede a buscar por tablas las capacidades mayores a estas, y realizar el cálculo de la caída de
tensión que permite cada uno de los conductores utilizados.
93
Caída de tensión calculada:
∆Vcn% = 1% *
CD ó CDn
CDT ' ó CDT' n
(4.25)
Donde:
CD=Capacidad de distribución real calculada en A-m
CDn=Capacidad de distribución real calculada para cada uno de los calibres en A-m.
∆Vcn%=Caída de tensión calculada.
1%=Caída de tensión de la tabla.
CDT=Capacidad de distribución de tabla para un solo calibre.
CDT’n =Capacidad de distribución buscada en tablas para los 5 calibres escogidos.
Para el caso en que se estandarizaron los calibres, CDT1 (calibre de 500 MCM) se compara con
CDT’1 (calibre calculado por caída de tensión) y así sucesivamente se hace la comparación de
los demás calibres para finalmente seleccionar el que cumpla con las dos condiciones.
Luego de haber seleccionado el calibre de los conductores activos se procede a realizar las
siguientes consideraciones:
- El número de conductores por una fase será igual al número de conductores del calibre
seleccionado.
- El número de conductores totales de las fases será tres veces el número de conductores por
una fase, esto por ser un sistema trifásico conectado en estrella.
- La cantidad total de calibre a utilizar por las fases será la sumatoria del recorrido del tablero
de transferencia a cada uno de los tableros de carga y al motor, tal como se muestra en la figura
4.1, por el número de conductores totales, agregándole el 10% para la reserva.
Selección del conductor por cortocircuito
Tiene por objeto determinar la capacidad de los conductores para soportar sin sufrir daños en
sus características, las condiciones de cortocircuito durante el tiempo que este pueda durar de
acuerdo a la protección usada.
94
Finalmente se obtiene el o los calibres tanto por capacidad de corriente como por caída de
tensión, y el que resulte más desfavorable o bien el calibre mayor será la solución final. Basta
con que cumpla con dos condiciones para que cumpla con la condición de cortocircuito.
Selección de los conductores de neutro y tierra
Para esta selección se toma lo señalado en el código eléctrico nacional.
a. Conductor Neutro
“En un circuito de tres hilos con 2 fases y el neutro, o un circuito trifásico de 4 hilos
conectado en estrella, un conductor común transporta aproximadamente la misma intensidad
de la línea a neutro de los otros conductores, por lo que se debe contar el neutro cuando se
utilicen factores de canalización en tuberías”. (NORMA VENEZOLANA, CONVENIN
200:1999. Nota 10 (b), 1999).
“En un circuito trifásico de 4 hilos cuyas principales cargas sean no lineales, por el
conductor neutro circulan armónicos, por lo que se debe considerar como conductor que
transporta corriente”. (NORMA VENEZOLANA, CONVENIN 200:1999. Nota 10 (b), 1999).
Como conclusión a lo establecido en el CEN, la corriente que se considera por el conductor
neutro en un circuito alimentador, no deberá ser menor que el desequilibrio máximo de la carga
en el circuito. Para efectos de cálculo, este desequilibrio máximo debe considerarse igual que la
carga máxima conectada entre el neutro y cualquiera de los conductores activos.
Por lo tanto, en este diseño el conductor del neutro será del mismo calibre que el de los
conductores activos. El número de conductores por el neutro será igual al número de
conductores por cada fase, y la cantidad se determina de la misma forma que para los
conductores activos, tomando todos los recorridos respectivos, agregándole el 10% de reserva
tomado en cuanta los doblajes del cable.
El software arroja el conductor recomendado para el neutro, regido por el CEN; pero también
tiene la capacidad de darle a escoger e introducir al usuario otro tipo de conductor para el
neutro en caso que este no sea el conveniente para la instalación del sistema.
95
b. Conductor de Tierra
Para el conductor de puesta tierra CANTV establece que se utiliza la tabla 250-94 del CEN
llamada conductor del electrodo de puesta a tierra en sistemas de corriente alterna, este es
seleccionado por el calibre del mayor conductor de entrada a la acometida (conductor de la
fase). Se considera un solo calibre para todos los recorridos, este calibre se utiliza para colocar a
tierra los equipos asociados al sistema de respaldo. La cantidad del conductor de tierra estará
determinada por el recorrido total del circuito, como se muestra en la figura 4.1.
4.5.3 Selección de Protecciones. Las protecciones (breaker) son diseñadas para ser instaladas en
los diferentes tableros, cada una de estas dispondrá de dispositivos termomagnéticos, que se
podrán operar en forma manual o bien accionarán en caso de cortocircuitos.
La corriente de diseño nos permitirá seleccionar el conductor y mediante la capacidad de este se
escogerá la correspondiente a la protección. El Ing. Penissi, recomienda utilizar el siguiente
procedimiento para obtener la protección adecuada para proteger un conductor eléctrico
(Pénissi, 2002).
Ip =
Id + Ic
2
(4.26)
Donde:
Id=Corriente de diseño.
Ic=Corriente máxima permisible del conductor seleccionado.
Nota5: la corriente de diseño el este caso será la corriente nominal del generador 3φ.
Posteriormente se buscará la protección inmediata correspondiente al tamaño comercial más
próximo. Para ello se utiliza la tabla 240-6 establecida por el Código eléctrico nacional de
capacidades normalizadas en ampere para la selección de fusibles e interruptores automáticos
de tiempo inverso.
96
Coordinación de Protecciones
“En los sistemas de distribución de energía eléctrica, en los cuales normalmente se
encuentran varias protecciones intercaladas en un circuito eléctrico, cada una con una función
de protección limitada a la parte del circuito del lado de la carga, es preciso que se establezca
un criterio determinado, a fin de hacer que la protección de un grupo de dispositivos sean
hechas en la forma más objetiva y conveniente al sistema o al servicio que se desee”.
“Existen varios métodos para la coordinación de protecciones, pero en este diseño se
recomienda hacer la protección de protección selectiva. La protección selectiva, cuando existen
condiciones de falla (sobrecorriente, cortocircuito, etc.) funciona primero el dispositivo de
protección más cercano a la falla y sólo cuando este no funciona o la falla continúa, funciona el
siguiente y así sucesivamente”.
“Este tipo de protección garantiza la máxima continuidad del servicio, siendo un sistema
casi ideal ya que solo el sector de la instalación se mantiene en servicio y el trastorno se reduce
generalmente, en caso de cortocircuito a una caída de tensión momentánea”.
“En este sistema, cada uno de los dispositivos del lado de la alimentación en el circuito
afectado, debe ser apto para soportar las condiciones de la falla que debe interrumpir el
dispositivo inmediatamente anterior a la falla”.
“Para que la selectividad exista es preciso que el tiempo total de la apertura del dispositivo
más próximo a la falla, sea menor sea menor que el tiempo requerido por el siguiente para verse
afectado por la falla, esta condición resulta fácil de obtener cuando las fallas que debe controlar
cada dispositivo son muy diferentes en magnitud, pero en el caso de coordinación de un
interruptor principal y sus diferentes alimentadores, el cortocircuito puede ser muy parecido,
esto resulta muy difícil y en ocasiones hasta imposible”.
“Para efectuar la coordinación que dé protección selectiva el proyectista debe disponer de las
curvas características de funcionamiento de los dispositivos de protección, estas cargas se
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deben dibujar en la misma escala; si estas curvas no se intersectan, existe una coordinación
completa”.
“Se debe tener en cuenta que la coordinación debe ser estudiada para las fallas que ocurren
en cada uno de los puntos característicos de la cadena de protecciones y que los tiempos de
acción de dispositivos ajustables no pueden hacerse mayores que lo permitido por los
conductores o equipos a los cuales protegen”.
“A fin de revisar la coordinación en instalaciones en que se desee protección selectiva, se
recomienda tener en cuenta lo siguiente:
1. El dispositivo de protección de cada tablero secundario debe coordinarse con el de su
correspondiente alimentador.
2. El dispositivo de protección de cada alimentador debe coordinarse con el dispositivo de
protección del tablero general.
3. Debe evitarse hasta donde sea posible que por imposibilidad de coordinación entre el
dispositivo de protección de un tablero secundario y el de su alimentador pueda existir la
posibilidad de una falla en el tablero secundario y que esta haga funcionar el interruptor
principal del tablero general”. (Rodríguez, 1968).
En el sistema de respaldo se hace la conexión de 3 protecciones (protección del GMG, de los
conductores en el tablero de emergencia y el tablero de transferencia que actúa a su vez como
una protección si detecta que alguna de las dos protecciones anteriores falla, que deben llevar
una correcta coordinación para evitar daños a los equipos en conexión, así como también se
debe coordinar las protección principal del tablero de servicios generales.
4.5.4 Selección de Canalizaciones.
Tuberías
Una vez determinado el número de conductores, calibre de las fases, neutro, puesta a tierra y el
tipo el tipo de aislante, se escoge la tubería para alojarlos. Finalmente la tabla escogida para
98
seleccionar la tubería a utilizar en la “Tabla Nº 11 Combinación de conductores de distinto
calibres en tuberías con aislante hasta 600V” (Sthefens, 2005).
Esta es una tabla donde se encuentra el área ocupada por cada cable en pulgadas cuadradas
(pulg2) de donde se derivan las otras áreas dependiendo de los cables utilizados en las tuberías.
Para obtener la tubería si son calibres distintos se multiplica el área de cada calibre por el
número de conductores que se deseen pasar por la tubería y de ahí se hace una sumatoria donde
se obtiene el área utilizable por la tubería y a partir de esta es que se selecciona el diámetro de
la tubería a utilizar.
Se hace saber que para condiciones las condiciones de este diseño el calibre del neutro y el de la
fase son iguales por lo que para calcular la tubería se hace de la siguiente manera:
-
El número de conductores totales es la sumatoria de los conductores totales de la fase más
el número de conductores totales por el neutro.
-
El área de la tubería calculada es el área del calibre de la fase multiplicada por la sumatoria
del número de conductores totales.
-
El área de la tubería comercial por tablas (área utilizable de los tubos comerciales) deberá
ser mayor al área calculada.
-
Todo esto se realiza cuando el número de cables excede los 3 cables en tubería.
-
La cantidad estará determinada por el recorrido del circuito del sistema de respaldo.
“Las tuberías juegan un papel importante en las canalizaciones eléctricas pues dentro de las
mismas se alojan los conductores…Para el caso que la tubería se encuentre embutida en
paredes, techos o piso la más utilizada del tipo metálico es el tubo EMT” (Penissi, 2002,23).
“Las tuberías “Conduit” metálicas de acero galvanizado tipo liviano...El uso de este tipo es para
áreas industriales a la vista adosadas a estructuras, paredes o techos” (Penissi, 2002,24). La
tubería PVC también se puede utilizar embutida en piso, techo o pared.
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Escalerilla
Generalmente en la empresa CANTV utilizan este tipo de canalización, para el recorrido de los
cables de potencia. Estas son llamadas también a nivel comercial bandejas ó charolas para
cables, “son conjuntos prefabricados en secciones rectas con herrajes que se pueden unir para
formar sistemas de canalizaciones” (Harper, 2004,117).
“Charolas tipo escalera: son de construcción muy sencilla, consiste de dos rieles laterales
unidos o conectados por “barrotes” individuales. Por lo general se usan como soporte de los
cables de potencia. Se fabrican en anchos estándar de 15, 22, 30, 45, 60 y 75 cm, se fabrican ya
sea de acero o e aluminio” (Harper, 2004,119).
Canalización por piso
“En obras civiles se construye en sub estaciones, en industrias o similares, canales en piso con
paredes y fondo de concreto, con tapa metálica, o bien con marco y contramarco metálico de
concreto. Estos canales deberán ser diseñados con la pendiente mínima necesaria y con drenajes
para facilitar el escurrimiento del agua que pueda entrar al mismo” (Penissi, 2002, 25).
CANTV establece normas para la canalización:
“Los canales utilizados para la colocación de cables y/o tuberías deben cumplir con:
1. El tamaño y disposición de la planta. La sección mínima requerida del canal deberá ser 30 x
30 cm. Ver Anexo 9.
2. Los canales para tubería de combustible y aceite y cables eléctricos se deben colocar
separadamente y estar provistos de una inclinación adecuada hacia sus drenajes
correspondientes a fin de evitar el depósito de agua o cualquier otro líquido.
3. Los canales serán construidos de concreto o de mampostería impermeabilizados. Se
construirán contemplándose lo siguiente Ver Anexo 9:
- En los bordes superiores se colocará un ángulo en forma de “L”, anclada a la base del piso,
al cuál se le soldará una pletina de 2 x 0,5 cms (3/4” x 3/16
100
- Los canales se cubrirán con una plancha estriada de 5 mm (3/16”) de espesor y 4 cm al
mayor ancho del foso, teniendo 2 cm en ambos lados.
- Las tapas estriadas deben tener sus respectivas aberturas por donde pasarán las tuberías.
- En el fondo del canal se colocarán pletinas de 25 x 3 mm (1” x 1/8”) colocadas a 50 cm
equidistantes entre sí, para soporte de cables y tuberías de combustible”. (Vielma, 2004).
4.5.5 Sistemas del Grupo Motogenrador.
Sistema de Combustible
Los equipos motogeneradores traen consigo especificaciones del sistema de combustible, estas
por medio del software son arrojadas en pantalla a manera de darle información al usuario de
las condiciones a las cuales está sujeto este sistema. CANTV estable normas para la
construcción y ubicación del sistema de combustible.
El software está basado en estas normas llamadas Normas de Instalación para Grupos
Electrógenos. Cuando se realiza la selección tanto del TPC como del TDC se realiza a manera
de información al usuario para guardar los registros en base de datos, de tal manera que sean
consultados posteriormente, este sistema queda a cargo de la parte de infraestructura de la
empresa CANTV, para mayor información de cómo debe ser la construcción y ubicación del
sistema consultar las normas anteriormente mencionadas.
Se agrega a este los materiales que aproximadamente se utilizan para la instalación de los
diferentes tanques que conforman este sistema.
Sistema de Lubricación
Los motores llevan consigo un sistema de lubricación, en este proyecto se hace una
recopilación de algunos materiales para su construcción y ubicación, que por medio del
software se genera los cómputos métricos del mismo, la instalación de este tipo de sistema está
a cargo de la parte de infraestructura de la empresa. Para mayor información consultar las
normas anteriormente mencionadas.
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Sistema de Enfriamiento
Los motores deben tener un sistema de enfriamiento adecuado para mantener la temperatura en
los valores especificados por el fabricante. Tal como se explicó en el apartado 4.3 se debe
escoger la tecnología a utilizar dependiendo del lugar donde se vaya a instalar el grupo. Tal
como se indicó en el sistema de combustible la instalación de este sistema queda a cargo de la
empresa. Y se deben cumplir las normas de instalación para grupo electrógenos. Al igual que
los otros dos sistemas el software tiene la de que el usuario introduzca los materiales para su
instalación el cual genera sus cómputos métricos.
Una vez hecho el cálculo del sistema eléctrico como tal, para la instalación del sistema de
control y transferencia se debe acudir a las normas anteriormente mencionadas establecidas por
la empresa CANTV, así como también el sistema de arranque y parada del motor, que como es
de saber estos motores tienen un arranque eléctrico por baterías de 24 ó 12 V y corriente
continua (DC).
4.5.6 Sistema Puesta a Tierra. CANTV hace uso de la “Guía Nº 3(Interconexión de cada
Estructura metálica con la Guía Nº 1), es una guía de interconexión entre las columnas
metálicas que sostienen la estructura, tanque metálico, chasis de motogenerador con el
electrodo exterior”. (Osuna F, 2000,19).
Para hacer la instalación de la puesta a tierra la empresa CANTV exige el dimensionamiento y
selección del conductor a utilizar, por lo tanto el cable debe tener las siguientes características:
Calibre del conductor Nº 2 AWG
Tipo: sólido
Material del conductor: Cobre (Cu)
“Este cable será llevado por una tubería PVC pesado, con pintura de revestimiento color verde,
de diámetro ¾ pulgada o directamente enterrada según sea el caso. En un extremo del
conductor se debe instalar terminales de compresión tipo doble agujero para conductor Nº 2
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sólido, para ser fijado a la estructura , tanque metálico, chasis del motogenerador y el otro
extremo irá soldado en la Guía Nº 1 con soldadura exotérmica” (Osuna F, 2000,19).
En el software se deben incluir estos datos para los cómputos métricos ya que este tiene la
posibilidad de guardar un respaldo para usos posteriores.
4.6 Ejemplo del programa. Motor visual.
Con los datos de la Central Telefónica, Mérida II se hace una corrida del programa, para
comprobar la existencia del grupo motogenerador. Se debe tomar en cuenta que el programa no
se somete a comprobaciones, pues es un diseño único, en donde al ser comparado con otro
diseño pueden ser alterados los resultados, pues este diseño se basa en criterios, que tal vez no
sean los mismos de diseños ya existentes.
Este ejemplo se hace a manera que el lector tenga una idea de cómo se hace la corrida del
programa, pues la explicación del mismo se encuentra en el manual anexo junto con el
software.
Figura 4.2 Ventana inicial de Motor Visual con sus módulos.
103
Figura 4.3 Identificación del Proyecto.
Figura 4.4 Datos iniciales con el GMG seleccionado.
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Figura 4.5 Carga seleccionada.
Figura 4.6 Dimensiones de la sala.
105
Este es un mensaje que el programa luego de comparar las dimensiones de la sala, que el
usuario introduce da la recomendación de instalar el equipo en la sala o a la intemperie.
Figura 4.7 Dimensiones adecuadas para instalar el equipo al interior de la sala.
Figura 4.8 Tecnología a utilizar. Tipo de enfriamiento.
106
Figura 4.9 Información del Grupo Motogenerador.
Figura 4.10 Selección de Canalizaciones.
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Figura 4.11 Selección de distancias para el cálculo por caída de tensión.
Figura 4.12 Tabla de selección de conductores.
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Figura 4.13 Conductor seleccionado.
Figura 4.14 Interruptor seleccionado.
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Figura 4.15 Selección de tipo de canalización (TUBERÍA).
Figura 4.16 Selección de tipo de canalización (ESCALERILLA)
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Figura 4.17 Selección de tipo de canalización (CANALIZACIÓN POR PISO).
Figura 4.18 Sistema Eléctrico(Materiales).
111
Figura 4.19 Tipo de ventilación seleccionada.
Figura 4.20 Sistema de combustible del Tanque Principal (TP).
112
Figura 4.21 Sistema de combustible del Tanque Diario de Combustible (TDC).
Figura 4.22 Bombas y Tuberías del Sistema de combustible.
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Figura 4.23 Materiales del Sistema de combustible.
Figura 4.24 Sistema de Lubricación.
114
Figura 4.25 Sistema de Enfriamiento.
RESULTADOS. REPORTES
Figura 4.26 Unidad Motogeneradora (I).
115
Figura 4.27 Unidad Motogeneradora (II).
Figura 4.28 Cómputos Métricos.
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Figura 4.29 Recomendaciones para el Sistema de Ventilación.
Figura 4.30 Recomendaciones para el GMG al interior de la Central.
Ya mostradas algunas ventanas se puede dar una idea de como funciona el programa, pero para
entenderlo con detalle es necesario acudir al software como tal con su respectivo manual de
usuario, ya que es un programa complejo y un poco largo, pues la unidad motrogeneradora
cuenta
con
una
serie
de
sistemas
para
su
funcionamiento.