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. 100 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 [1] Checa María L., “Líneas de Transporte de Energía”, Tercera edición, Marcombo Editores, Barcelona - México 1988. [2] Bautista Ríos, J.“Líneas de Transmisión de Potencia Aspectos Mecánicos y Conductores”, Volumen I. [3] NSEG 5. En.71. Reglamento de instalaciones de corrientes fuertes. [4]García Trasancos, José. “Instalaciones eléctricas en media y baja tensión”, 2016. [5] Mujal Rosas, Ramon M., “Calculo de líneas y redes eléctricas”, Primera edición, Septiembre del 2002. [6] ITC - LAT - O7 , Guía Técnica de Aplicación, “Líneas Aéreas con Conductores Desnudos”, España, Octubre 2013. [7] Sáez Ayala, R., “Capacidad de Sobrecarga en Líneas Aéreas de Alta Tensión”, 2012. [8] Norma International IEEE Std. 738, Calculating the current-temperature of bare overhead conductors [9] Rodríguez Benito, F. y Fayos Álvarez, A., “El Trasporte de la Energía Eléctrica en Alta Tensión”,. [10] Avelino Pérez P. “Transformadores de distribución 3ͣ edición” Reverte 2008. [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 102 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. 106