TEXTO ESTUDIO DISEÑO ELECTRICO

1

DISEÑO, PRESUPUESTO Y PROGRAMACIÓN DE PROYECTO ELÉCTRICO

TEXTO DE ESTUDIO

DISEÑO, PRESUPUESTO y PROGRAMACIÓN de PROYECTO

ELECTRICO

El crecimiento del país requiere cada vez más del diseño de instalaciones eléctricas de mayor complejidad, métodos de control de costos y herramientas de programación de la obra eléctrica que garanticen un proyecto eléctrico eficiente y seguro de acuerdo a la Normas eléctricas vigentes en Chile.

incluye un

φDHS

CDROM de ayuda

I

Relatores

NGENIEROS ELECTRICIDAD AVANZADA y GESTIÓN TECNICA

Daniel Henríquez

UNIVERSIDAD de CHILE

2


TEXTO DE ESTUDIO versión 2010 d D A N IE L V IC T O R H E N R IQ U E Z S A N T A N A R e la to r U n iv e rs id a d d e C h ile C e n e t

T E X T O D E E S T U D IO

D IS E Ñ O , P R E S U P U E S T O y P R O G R A M A C IÓ N d e P R O Y E C T O E L E C T R IC O E l c re c im ie n to d e l p a ís r e q u ie re c a d a v e z m á s d e l d is e ñ o d e in s ta la c io n e s e lé c tr ic a s d e m ayo r c o m p le jid a d , m é to d o s d e c o n tro l d e c o s to s y h e rra m ie n ta s d e p ro g ra m a c ió n d e la o b ra e lé c tric a q u e g a ra n tic e n u n p ro y e c to e lé c tric o e fic ie n te y s e g u ro d e a c u e rd o a la N o rm a s e lé c tric a s v ig e n te s e n C h ile .

in c lu y e u n

φ

D H S

E

C D R O M

L E C T R IC ID A D

D a n ie l H e n r íq u e z

W W W .D H S I N G .C L

de ayuda

I N G E N IE R O S R e la to r e s

A V A N Z A D A

y

G

E S T IÓ N

U N IV E R S ID A D

T E C N IC A

d e C H IL E

d h e n r iq u @ in g . u c h i le . c l

DISEÑO, PRESUPUESTO y PROGRAMACIÓN de PROYECTO ELÉCTRICO AUTOR : Daniel Víctor Henríquez Santana, Ingeniero en Electricidad de la Universidad de Santiago de Chile. Diplomado en Evaluación de Proyectos de Inversión en la U. de Chile Facultad de Economía. Licencia SEC clase A. Ex Relator externo de la UNIVERSIDAD DE CHILE Cenet en Electricidad avanzada, gestión de proyectos y administración de Servicios Técnicos. Contacto: www.dhsing.cl , dhs_ ingenieros@@dhsing.cl 08-3524371. DERECHO DE AUTOR Derecho de Propiedad Intelectual Nº 168.591 vigente desde el 17/01/2008. Ley Chilena sobre Propiedad Intelectual Nº 17.336. Se prohíbe la reproducción total o parcial de éste texto de estudio para fines comerciales. Como así mismo, su tratamiento informático, o la transmisión de ninguna forma o por cualquier medio, ya sea electrónico, mecánico, por fotocopias, por registros u otros métodos, sin la autorización expresa en forma escrita por el autor . El autor autoriza en forma escrita la reproducción por fotocopia u otro medio de éste texto de estudio a CENTRO TECNICO INDURA CETI , durante la vigencia de los convenios de capacitación entre ésta Institución y el autor.

Otros Textos de Estudios ( cursos ) del Autor

FALLAS EN INSTALACIONES ELECTRICAS BT POR CALIDAD DE LA ENERGIA

51hrs

EVALUACIÓN, PLANIFICACIÓN Y SEGUIMIENTO DE PROYECTOS usando EXCEL y MS-PROJECT 60hrs

ORGANIZACIÓN, MANEJO Y VENTAS PARA SERVICIO TECNICO 60hrs

3


PRÓLOGO

El crecimiento y desarrollo del País requiere cada vez más de profesionales y técnicos electricistas que tenga la capacidad no solo técnica, sino también el dominio y uso de herramientas de gestión modernas que le permitan una mayor eficiencia y productividad en el ámbito de su actividad laboral. Lo anterior , habilitará al profesional no solo desempeñarse dentro de la organización de la empresa, sino también aspirar a la Jefatura y liderazgo de equipos de trabajo o desarrollar habilidades de emprendedor como empresario eléctrico independiente. Por lo tanto, este Texto de Estudio en su mayor parte concibe materias de tipo técnico, como el conocimiento y operación de los dispositivos que son componentes de una instalación eléctrica, así como también los cálculos elementales para establecer el diseño de un proyecto eléctrico, flexible, seguro y ajustado a la Normativa Eléctrica Vigente en el País. También se deja introducido el tema de dibujo técnico del proyecto a través del uso básico de los comandos de Autocad. Posteriormente, se trata el tema de las opciones y costo de la energía eléctrica a través de análisis de las tarifas eléctricas vigentes en Chile, a fin de aportar con el concepto de la “eficiencia energética “ y permitir al electricista instalador asesorar mejor a su cliente en términos de recomendar la tarifa adecuada al funcionamiento y uso de la instalación eléctrica, ya sea destinada al ámbito residencial, comercial o industrial. Para aquellos profesionales que requieren evaluar inversiones en equipamiento y/o máquinas eléctricas de costos considerable, se recomienda y se trata la técnica de evaluación de proyectos en una forma simple y aplicable al ambiente laboral. Para el desarrollo del presupuesto, la programación Gantt y seguimiento del avance de la obra eléctrica , se considero importante dar una visión introductoria acerca de la herramienta computacional Microsoft Project ampliamente difundida en todos los ambientes laborales, ya que permite el control de costo del presupuesto y plazos comprometidos con el mandante. Gestión recomendada para el profesional eléctrico, por la Cámara Chilena de la Construcción – SEC – Sence. En todos los temas que tienen relación con normativa vigente , se da la referencia del párrafo correspondiente de la NORMA SEC a fin que el lector relacione las exigencias de seguridad. Por lo tanto, el objetivo general de éste Texto de Estudio es fundamentalmente , diseñar proyecto Eléctrico en B.T. confiable y seguro de acuerdo a la reglamentación y normativa SEC vigente. Evaluar las tarifas eléctricas vigentes, elaborar presupuesto y evaluar proyecto eléctrico. Programar los recursos de la obra eléctrica, la supervisión técnica y la recepción de acuerdo a las exigencias de certificación de competencias laborales que permiten garantizar los aspectos de seguridad y calidad del trabajo realizado. El Autor

4


INDICE MATERIAS 1. INTRODUCCIÓN AL DISEÑO DE PROYECTO ELÉCTRICO 1.1. Introducción general.........................................................................................................................................7 1.2. Redes de distribución eléctrica.......................................................................................................................10 1.3. Detección de necesidades..............................................................................................................................15 1.4. Etapas para el diseño de proyectos................................................................................................................23 1.5. Elaboración y presentación de proyectos a SEC............................................................................................36 1.6. Protocolos de medición instalación de consumo............................................................................................54 1.7. Revisión Norma SEC 4/84 Y NCH4-2003.......................................................................................................59 2. FUNDAMENTOS Y DISPOSITIVOS ELÉCTRICOS 2.1. Calculo eléctrico y formulas empleadas........................................................................................................60 2.2. Clasificación de conductores, uso y calculo..................................................................................................65 2.3. Protección contra tensiones peligrosas.........................................................................................................85 2.4. Fusibles, tipos, operación y uso....................................................................................................................89 2.5. Disyuntores, tipos, operación y usos...........................................................................................................101 2.6. Coordinación y selectividad.........................................................................................................................107 2.7. Interruptores diferenciales, tipos, operación y uso......................................................................................111 2.8. Limitadores de sobretensión.......................................................................................................................123 2.9. Tableros de potencia, confección y uso......................................................................................................127 2.10. Cte cortocircuito y esfuerzo electrodinamico.............................................................................................131 2.11. Determinación de gestión térmica.............................................................................................................139 2.12. Calculo de proyecto de iluminación...........................................................................................................142 2.13. Estudio geoeléctrico de los suelos............................................................................................................149 2.14. Diseño puesta a tierra Baja tensión...........................................................................................................168 2.15. Diseño puesta a tierra Alta Tensión MT.....................................................................................................181 2.16. Detección y corrección del factor de potencia...........................................................................................192 2.17. Referencia Norma SEC NCH4-2003..........................................................................................................195

3. DISEÑO DE PROYECTO ELÉCTRICO 3.1. Aplicación Autocad a planos eléctricos........................................................................................................196 3.2. Practica de computación uso Autocad..........................................................................................................196 3.3. Instalación habitacional elevada ..................................................................................................................196 3.3.1.Tablero, tierra, canalización y planos..................................................................................................196 3.4. Instalación de calefacción ............................................................................................................................196 3.4.1 Tablero, tierra, canalización y planos 3.5. Instalación de fuerza industrial.....................................................................................................................198 3.5.1.Tablero, tierra , canalización y planos 3.6. Instalación para computadores....................................................................................................................205 3.6.1.Tablero, tierra, canalización y planos 3.7.Instalación de distribución en edificios...........................................................................................................214 3.7.1. Empalme y línea repartidora ..............................................................................................................216 3.7.2. Centralización y derivación.................................................................................................................218 3.7.3. Puesta a tierra y pararrayos................................................................................................................220 3.7.4. Diagnostico de mantenimiento............................................................................................................237 3.7.5. Diagnostico mantenimiento de subestación........................................................................................239 3.7.6. Subsistema distribución edificios.......................................................................................................241 3.8. Sistemas de emergencia...............................................................................................................................242 3.9. Subestación eléctrica....................................................................................................................................244 3.9.1. Aspectos generales............................................................................................................................244


5

3.9.2. Clasificación y elección...................................................................................................................246 3.9.3. Exigencia Norma SEC....................................................................................................................248 3.10. Revisión Norma SEC NCH4-2003...............................................................................................................250

4. ESTUDIO DE COSTOS DE TARIFAS ELÉCTRICAS 4.1. Introducción y objetivos de las tarifas.............................................................................................................251 4.2. Opciones tarifarias vigentes en Chile.............................................................................................................252 4.3. Análisis del pliego tarifario y costos................................................................................................................252 4.4. Costos tarifas BT1,BT2,BT3,BT4.1-4.2-4.3....................................................................................................253 4.5. Costos tarifas AT2, AT3, AT4.1-4.2-4.3………………………………………..………..…………………….…..254 4.6. Evaluación de costos tarifarios usando EXCEL.............................................................................................255 4.7. Factor de potencia y sus costos.....................................................................................................................264 4.8. Criterios para la elección de la tarifa optima..................................................................................................265 4.9. Referencia Decreto CNE................................................................................................................................265

5. EVALUACIÓN DE PROYECTO Y PRESUPUESTO 5.1. Evaluación de inversión aplicada a proyectos eléctricos..............................................................................266 5.2. Evaluación de inversión aplicada a Grupo Generador..................................................................................266 5.3. Evaluación inversión aplicada a Subestación eléctrica.................................................................................266 5.4. Cubicación de materiales y recursos del proyecto........................................................................................275 5.5. Memoria técnica del proyecto........................................................................................................................276 5.6. Presupuesto del proyecto y formas de pago.................................................................................................276

6. PROGRAMACIÓN DE OBRA ELÉCTRICA 6.1. Aplicación de MS-Project para programar...................................................................................................280 6.2. Calendario de actividades Gantt y Pert........................................................................................................282 6.3. Recursos humanos, materiales, físicos y financieros..................................................................................288 6.4. Programación de una obra eléctrica y presupuesto.....................................................................................296 6.5. Practica de computación uso MS-Project ……………………………………………………………………….. 6.6. Referencia exigencias competencias laborales...........................................................................................296

7. SUPERVISIÓN DE OBRA ELÉCTRICA 7.1. Coordinación de la planificación y obra.......................................................................................................297 7.2. Supervisión y control de la ejecución...........................................................................................................297 7.3. Herramienta computacional para supervisar...............................................................................................298 7.4. Referencia exigencias competencias laborales...........................................................................................300

8. RECEPCIÓN DE LA OBRA ELÉCTRICA 8.1. Preparación plan de inspección...................................................................................................................301 8.2. Medición de puesta a tierra..........................................................................................................................301 8.3. Protección y elementos de seguridad..........................................................................................................302 8.4. Funcionamiento artefactos y aparatos de control.......................................................................................302 8.5. Ejecución marcha blanca y pruebas generales............................................................................................303 8.6. Herramientas generales para la recepción de obra.....................................................................................304 8.7. Revisión exigencias competencias generales.............................................................................................319 8.8. BIBLIOGRAFÍA ..........................................................................................................................................320

6


Información que contiene el CDROM

DISELEC-01

1. TEXTO GUIA DISELEC 2. DISTRIBUCIÓN ELECTRICA.ppw 3. ELABORACIÓN DE PROYECTO ELECTRICO.ppw CARPETAS EN CD • •

• • • • • • • • • • • •

Contenidos

1. Norma Eléctrica ....................................................................................Norma NCH-4-2003 3. Planos Arquitectura.......................................Símbolos eléctricos Plano arquitectura Plano requerimiento alumbrado Plano requerimiento enchufe+fuerza+calefacción Diagrama unilineal Carpeta para Consulta 5. Calculador circuitos de consumo............................Calculador circuitos eléctricos 6. Calculador Malla a Tierra..........................................Schlumberger/Yakobs/Schwarz/Laurent 7. Calculador Instalaciones Eléctrica Edificio............Calculador alimentador y derivaciones Calculador eléctrico 8. Análisis Eléctrico Edificio........................................ Planos edificio 9. Calculador Proyecto Iluminación.............................Calculador 11. Cubicación Materiales............................................ Hoja resumen de materiales 13. Presupuesto de Proyecto............... ........................Hoja costo presupuesto 15. Programación MS-Project Obra Eléctrica..............Proyecto Planificación y Presupuesto 17. Evaluación Inversión Generador Eléctrico........... Evaluación Proyecto sin Generador Evaluación Proyecto con Generador Proyecto diferencial – LAB5 19. Evaluación Costos Tarifas Eléctricas....................BT1-BT2-BT3-BT4.1-BT4.2-BT4.3 21. Protocolos de Certificación Eléctrica ( no vigente aún )..........Protocolos 23. Instrumental Medición Eléctricas........................................Analizador-Registrador EuroTest

7


1. INTRODUCCIÓN AL DISEÑO PROYECTOS ELECTRICOS

DE

1.1. INTRODUCCIÓN GENERAL RESUMEN OBJETIVO Y CONTENIDO GENERAL NORMA CHILENA SEC 4/2003

OBJETIVO GENERAL

La Norma

tiene por objeto fijar las condiciones mínimas de seguridad que deben cumplir las instalaciones eléctricas de consumo en Baja Tensión, con el fin de salvaguardar a las personas que las operan o hacen uso de ellas y preservar el medio ambiente en que han sido construidas.

La Norma contiene esencialmente exigencias de seguridad. Su cumplimiento, junto a un adecuado mantenimiento, garantiza una instalación básicamente libre de riesgos; sin embargo, no garantiza necesariamente la eficiencia, buen servicio, flexibilidad y facilidad de ampliación de las instalaciones, condiciones éstas inherentes a un estudio acabado de cada proceso o ambiente particular y a un adecuado proyecto. Las disposiciones de la Norma están hechas para ser aplicadas e interpretadas por Profesionales especializados; no debe entenderse este texto como un manual de instrucciones o adiestramiento. ALCANCE Las disposiciones de la Norma se aplican al proyecto, ejecución y mantenimiento de las instalaciones de consumo cuya tensión sea inferior a 1000V. Según las características, tanto técnicas como administrativas, las instalaciones eléctricas de consumo en vías públicas concesionadas se clasifican como instalaciones de consumo y por ello quedan dentro del alcance de aplicación de las disposiciones de la Norma. En general, las disposiciones de la Norma no son aplicables a las instalaciones eléctricas de vehículos, sean éstos terrestres, marítimos o aéreos, a instalaciones en faenas mineras subterráneas, a instalaciones de tracción ferroviaria, ni a instalaciones de comunicaciones, señalización y medición, las cuales se proyectarán ejecutarán y mantendrán de acuerdo a las normas específicas para cada caso. La Norma 4/2003 modifica y reemplaza en forma definitiva a la norma NCh Elec 4/84. De acuerdo a lo establecido en la Ley Nº 18.410, cualquier duda en cuanto a la interpretación de las disposiciones de esta Norma será resuelta por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en adelante SEC. Las disposiciones de la Norma tendrán las calidades de exigencias y recomendaciones; las exigencias se caracterizarán por el empleo de las expresiones ”se debe”, “deberá” y su cumplimento será de carácter obligatorio, en tanto en las recomendaciones se emplearán las expresiones “se recomienda”, “se podrá” o “se puede” y su cumplimiento será de carácter opcional, si bien, en el espíritu de la Norma, se considera que la sugerida es la mejor opción.


Revisión al contenido general NORMA NCH-4/2003 5.1.-

Empalmes 5.2.- Subsistemas de distribución 5.3.- Condiciones de alimentación 5.3.1.- Tensiones 5.3.2.- Frecuencia 5.4.- Condiciones de montaje 5.4.1.- Condiciones ambientales 5.4.2.- Exigencias para materiales y equipos 5.4.3.- Conductores, uniones y derivaciones 5.4.4.- Espacios de trabajo y distancias mínimas de seguridad 5.4.5.- Marcas e identificaciones

6.

Tableros 6.0.- Conceptos generales 6.1.- Clasificación 6.2.- Especificaciones de construcción 6.2.1.- Formas constructivas 6.2.2.- Material eléctrico 6.2.3.- Orden de conexionado 6.2.4.- Conexión a tierra 6.3.- Disposiciones aplicables a tableros generales 6.4.- Disposiciones aplicables a tableros de distribución

7.

Alimentadores 7.0.- Conceptos generales 7.1.- Especificaciones 7.1.1.- Canalizaciones 7.1.2.- Protecciones 7.2.- Dimensionamiento 7.2.1.- Estimación de cargas

8.

Materiales y Sistemas de Canalizaciones 8.0.- Conceptos generales 8.0.1.- Conductores 8.0.2.- Protección contra las condiciones de ambientes desfavorables 8.0.3.- Canalizaciones a distintas temperaturas 8.0.4.- Canalizaciones y conductores 8.1.- Conductores para instalaciones 8.1.1.- Generalidades 8.1.2.- Especificaciones y condiciones de uso de los conductores 8.2.- Sistemas de canalización 8.2.1.- Cables de aislación mineral (MI) 8.2.2.- Conductores desnudos sobre aisladores 8.2.3.- Conductores aislados sobre aisladores 8.2.4.- Cables planos 8.2.5.- Cables sobre soportes 8.2.6.- Conductores en tuberías metálicas 8.2.7.- Conductores en tuberías metálicas flexibles 8.2.8.- Conductores en tuberías no metálicas. Condiciones generales 8.2.9.- Conductores en tubería no metálicas rígidas y semirígidas 8.2.10.- Tuberías no metálicas flexibles 8.2.11.- Cantidad máxima de conductores en tuberías 8.2.12.- Cajas de derivación, de aparatos y de accesorios 8.2.13.- Canalizaciones en molduras y bandejas portaconductores no metálicas 8.2.14.- Canalizaciones en pilares de servicio 8.2.15.- Canalizaciones subterráneas 8.2.16.- Condiciones de instalación 8.2.17.- Cámaras 8.2.18.- Cruces y paralelismos con redes de gas, agua potable y alcantarillado

8


9

8.2.19.- Bandejas portaconductores 8.2.20.- Escalerillas portaconductores 8.2.21.- Canalizaciones en canaletas 8.2.22.- Barras ómnibus

9.

Medidas de Protección contra Tensiones Peligrosas 9.0.- Generalidades 9.1.- Medidas de protección contra contactos directos 9.2.- Medidas de protección contra contactos indirectos 9.3.- Protección contra sobretensiones en instalaciones y equipos

10.

Puestas a Tierra 10.0.- Conceptos generales 10.1.- Tierra de servicio 10.2.- Tierra de protección 10.3.- Electrodos de puesta a tierra 10.4.- Medición de la resistencia de puesta a tierra

11.

Instalaciones de alumbrado 11.0.- Conceptos generales 11.1.- Alumbrado de viviendas 11.2.- Alumbrado en locales comerciales e industriales 11.3.- Alumbrado en recintos asistenciales y educacionales 11.4.- Instalaciones especiales 11.5.- Alumbrado de emergencia

12.

Instalaciones de Fuerza 12.0.- Exigencias generales 12.0.1.- Conceptos generales 12.0.2.- Exigencias para los equipos 12.0.3.- Condiciones de diseño 12.1.- Condiciones de instalación de los motores 12.2.- Dimensionamiento de conductores 12.3.- Protecciones y comandos 12.3.1.- Protecciones de sobrecarga 12.3.2.- Protecciones de cortocircuito 12.3.3.- Partidores e interruptores 12.3.4.- Circuito de control de motores 12.4.- Instalación de soldadoras eléctricas

13.

Instalaciones de Calefacción 13.0.- Conceptos generales 13.0.1.- Exigencias generales 13.0.2.- Exigencias para los equipos 13.1.- Circuitos 13.2.- Protecciones y comandos 13.3.- Canalizaciones

14.

Sistemas de Autogeneración 14.0.- Conceptos generales 14.1.- Sistemas de emergencia 14.2.- Clasificación de los sistemas de emergencia 14.3.- Alimentación de sistemas de emergencia 14.4.- Circuitos de emergencia 14.5.- Sistemas de corte de puntas 14.6.- Sistemas de cogeneración

15.

Instalaciones en Hospitales 15.0.- Conceptos generales 15.1.- Consumos conectados a los sistemas de emergencia 15.2.- Medidas de seguridad en recintos de uso médico 15.3.- Canalizaciones

16.

17. 18.

Instalaciones en Servicentros e Islas de Expendio de Gasolina Instalaciones en Áreas de Pintura y Procesos de Acabado Instalaciones en construcciones prefabricadas Y 19. Instalaciones provisionales


10

1.2. LA DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA

La electricidad es una de las energías de mayor y variado uso en la actualidad. Nos permite realizar prácticamente el total de nuestras actividades diarias, sin ella, nuestro mundo tecnológico no existiría. Su producción es relativamente simple, pero los grandes generadores se encuentran muy alejados de los puntos de consumo de los clientes ; es por esto, que existen las concesiones de servicio público de distribución, las que toman la energía generada por los productores (canalizada por los transmisores), y las llevan por sus propias redes a los consumidores finales.

Según el Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos ( Decreto Supremo Nº 327), las concesiones de servicio público de distribución son aquellas que habilitan a su titular para establecer, operar y explotar instalaciones de distribución de electricidad dentro de una zona determinada ( llamada comúnmente zona de concesión) y efectuar suministro de energía eléctrica a usuarios finales ubicados dentro de dicha zona y a los que, ubicados fuera de ella, se conecten a sus instalaciones mediante líneas propias o de terceros. Este suministro puede ser de 2 niveles: alta tensión o baja tensión. Las redes de las empresas eléctricas concesionarias tienen como punto de partida las denominadas subestaciones de distribución primaria, cuyo objetivo es el de reducir el voltaje desde el nivel de transporte al de alta tensión de distribución. Las redes de alta tensión de distribución de las empresas eléctricas son llamadas comúnmente en esta parte de los sistemas como: “alimentadores”, las que pueden ser tanto aéreas como subterráneas, y que a la vez, pueden alimentar directamente a clientes de grandes potencias que cuentan con trasformadores propios ( llamados clientes de AT ), o bien, a sub-redes por medio de transformadores públicos que poseen potenciales de salida con niveles de baja tensión de distribución, a las que se conectan clientes que poseen requisitos de potencia bajos y medianos. A estas redes de baja tensión normalmente se les llama: circuitos. TENSIONES NORMALES PARA SISTEMAS E INSTALACIONES NSEG BEn75 Nivel de tensión Descripción Tensión nominal ALTA TENSIÓN AT TENSIÓN EXTRA ALTA > 220KV TENSIÓN ALTA AT 60 < AT < = 220KV TENSIÓN MEDIA MT 1 < MT < 60KV BAJA TENSIÓN BT TENSIÓN BAJA BT 100V – 1000V TENSIÓN REDUCIDA Menor a 100V Esquema representativo de las redes de distribución de las empresas

11


ESQUEMA REPRESENTATIVO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN DE LAS EMPRESA CONCESIONARIAS DEL SERVICIO PUBLICO Subestación primaria Barra salida distrib. Ej. 12KV

Barra de llegada Transmisión Ej .66KV

Arranque Cliente AT Red distribución AT ej. 12KV Red distribución BT Ej. 400V-230V

TRAFO PODER Trafo particular ej. 12 ( 400V-230V)

Trafo distrib. Publico ej. 12 ( 400-230V)

Arranque para Cliente BT

ESQUEMAS DE DISTRIBUCIÓN PUBLICOS Los sistemas que actualmente se utilizan para la distribución de la energía eléctrica en Chile son : • Sistema distribución RADIAL • Sistema distribución ANILLO A. SISTEMA DISTRIBUCIÓN RADIALEuema representativo de los esquemas de distribución diale Las redes de distribución eléctrica de las empresas concesionarias en Chile, presentan principalmente dos esquemas de alimentación: los sistemas radiales y los anillados. Los sistemas radiales son los de uso principal a lo largo de Chile. Consisten en poseer un conjunto de alimentadores de alta tensión, que suministren potencia en forma individual, a un grupo de transformadores sean estos públicos o particulares. ESQUEMA DE DISTRIBUCIÓN RADIAL SUBESTACIÓN PRIMARIA

ALIMENTADOR 1 AT

ALIMENTADOR 2 AT

T/D

T/D

T/D TRAFO DISTRIB.. PUBLICA T/P TRAFO PARTICULAR

T/D

T/D

Alimentador BT

12


Cuando una red radial alimenta a transformadores públicos, se genera por el secundario de ellos, las redes de distribución de baja tensión, normalmente trifásicas de cuatro hilos, y siempre del tipo sólidamente aterrizadas. Una desventaja de los sistemas radiales es que al fallar un transformador público, todos los clientes de baja tensión asociados quedan sin suministro. También, si falla el alimentador de alta tensión, quedan fuera de servicio tanto estos transformadores como los de uso particular de los clientes de alta tensión. No son redes que aseguren una gran continuidad del servicio, pero son económicas.

B. SISTEMA DISTRIBUCIÓN EN ANILLOE

Los sistemas anillados (

existente solo en una parte del centro de Santiago de Chile),

consisten en poseer un conjunto de transformadores alimentados en forma independiente por su lado primario por alimentadores de alta tensión dedicados, pero sus secundarios, se encuentran todos interconectados. En estos sistemas solo se entrega potencia en baja tensión, por lo que no existen los clientes denominados de AT. Una gran ventaja de los sistemas anillados es la continuidad del servicio; en caso de falla de un transformador, los restantes pertenecientes al conjunto continúan alimentado la red de distribución de baja tensión.

EL SISTEMA DISTRIBUCIÓN ELECTRICO EN ANILLO SUBESTACIÓN PRIMARIA

ALIMENTADOR 1

AT

T/D 1

ALIMENTADOR 2

ALIMENTADOR 3

AT

AT

T/D 2

T/D 3

Suministro BT

T/D : TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN PUBLICA

13


EL PUNTO DE SUMINISTRO ( empalme ). 1La alimentación de las empresas distribuidoras hacia las instalaciones eléctricas de los clientes finales se realiza por medio del denominado empalme, el que según el DS Nº 327, artículo 330, se entiende como: “conjunto de elementos y equipos eléctricos que conectan el medidor de la instalación o sistema del cliente, a la red de suministro de energía eléctrica”. Existen dos tipos de empalmes: los de baja tensión y los de alta tensión. Los primeros son utilizados en instalaciones de baja potencia (casas, pequeños locales comerciales e industriales), los segundos los usan las instalaciones de elevadas potencias (grandes edificios, centros comerciales, naves industriales). Los empalmes de baja tensión pueden ser monofásicos o trifásicos, aéreos o subterráneos y en general, se componen de la acometida, el equipo de medida y el dispositivo de protección. La potencia de los empalmes de baja tensión está dada por la capacidad nominal de su dispositivo de protección I.C.P ( interruptor control de potencia ), normalmente, es un interruptor magnetotérmico, que su función es primordialmente de “ limitar “ al usuario el consumo de potencia y no con fines de protección al usuario de la I.E. Potencia Nominal KW

Potencia máxima KW

Interruptor (A)

MONOFASICO

2,2 3,3 4,4 5,5

2,5 3,5 5,0 6,0

10 15 20 25

C-6/S-6 C-6/S-6 C-6/S-6 C-6/S-6

6,6 7,7 8,8

7,5 8,5 10,0

30 35 40

C-9/S-9 C-9/S-9 C-9/S-9

Potencia Nominal KW

Potencia máxima KW

Interruptor (A)

TRIFASICO

6,59 9,87 13,16 16,45

7,5 11,0 15,0 18,5

10 15 20 25

A-18/S-18 AR-18/SR-18

19,75 23,04 26,33

22,5 26,5 30,0

30 35 40

29,62 32,91 39,49 44,07

34,0 37,5 45,0 52,5

45 50 60 70

52,65 59,24 65,02

60,5 68,0 75,5

80 90 100

AR-75/SR-75

82,87

95,0

125

AR-100/SR-100

98,73 105,31 115,80 131,44

113,5 121,0 132,0 151,0

150 140 175 200

148,09 164,54 197,45

170,0 189,0 227,0

225 250 300

AR-225/SR-225

230,36 263,27 296,18

248,5 302,5 340,5

350 400 450

AR-350/SR-350

A-27/S-27 AR-27/SR-27 AR-48/SR-48

AR-150/SR-150

14


esESQUEMAS GENERAL DE EMPALMES ESQUEMA GENERAL DEL EMPALMES : AEREOS DE ALTA TENSION RED DISTRIBUCIÓN AÉREA ARRANQUE

RED DISTRIBUCIÓN AÉREA

MEDIDOR

MEDIDOR

ARRANQUE

acometida

acometida

SECCIONADOR

FUSIBLE

FUSIBLE EDIFICACIÓN

EDIFICACIÓN

1.500< S <= 6.000KVA

S <= 1.500kva

Los empalmes de alta tensión son trifásicos, pudiendo ser aéreos o subterráneos. Dependiendo de La potencia de la instalación, existen 2 diferentes configuraciones posibles de utilizar en el caso de los empalmes aéreos de alta tensión.

ESQUEMA GENERAL DE EMPALME SUBTERRÁNEOS DE ALTA TENSION RED DISTRIBUCIÓN SUBTERRANEA

MEDIDORES

ARRANQUE DESCONECTADOR FUSIBLE DISTRIBUCIÓN SUBTERRANEA

ACOMETIDA

LINEA DE EDIFICACIÓN

Los empales subterráneos de alta tensión son todos aquellos que dependen de una red exterior de distribución con configuración subterránea para su alimentación. Se componen en general del arranque, la acometida y la celda de medida. La celda de medida es un gabinete metálico que aloja en su interior al equipo compacto de medida, los medidores y las protecciones, compuestas por desconectadores fusibles encapsulados de hasta 175A, en instalaciones cuya potencia conectada no sea superior a 4.000kVA.


15

1.3. DETECCION DE NECESIDADES Y FUNCIONAMIENTO DE UNA INSTALACIÓN ELECTRICA

Al

tratar acerca del dimensionamiento de conductores y protecciones, se sabe que dicho dimensionamiento se establecerá fundamentalmente en función de la corriente que esté circulando en cada instante por cada punto de la instalación. Como el valor real de esa corriente solo será posible establecerlo por mediciones, una vez que la instalación este funcionando, para el proyectista y el instalador adquiere especial importancia el hacer una estimación de los consumos con la mayor exactitud posible, en los distintos puntos de la instalación. El estimar un valor de corriente por debajo del real significara, obviamente, que se dimensionarán conductores y protecciones por debajo de las necesidades de la instalación, comprometiendo la seguridad de ésta. Al contrario, estimar valores de corriente superiores al real significará emplear más material del necesario, lo que no es deseable desde el punto de vista económico y sobredimensionar las protecciones lo que puede traducirse en un mal funcionamiento de la instalación.

ESTIMACIÓN DE CONSUMOS EN INSTALACIONES ELÉCTRICAS Es obvio que en un sistema dado, a magnitud de la corriente que circule en distintos puntos de él, estando estos a la misma tensión nominal, será función de la potencia del consumo y bastará conocer ésta para conocer dicha magnitud. El problema se reduce a establecer con la mayor precisión posible las potencias que requiera un proceso determinado o una instalación dada. Fundamentalmente la estimación de consumos se hará conociendo la potencia unitaria de todos y cada uno de los artefactos conectados a la instalación o bien por comparación con sistemas análogos a los cuales en forma estadística se les han determinado necesidades de consumo. El primer criterio es de común aplicación a fin para solucionar casos particulares de instalaciones interiores, el segundo criterio, se aplicar á todos los consumos, pero se tiene una idea clara del uso que se va a dar a la energía eléctrica, como es el caso de dimensionamiento de una red de distribución, en que por la ubicación geográfica se sabe que alimentará una zona residencial, industrial o rural por ejemplo. Para la estimación de consumos destinados a alumbrado, en distintos tipos de locales, la norma SEC 4/2003, sobre instalaciones interiores, está proponiendo la siguiente tabla ; la aplicación de esta tabla conjuntamente con los valores de otras tablas , nos permitirá hacer una estimación bastante exacta de los consumos eléctricos necesarios para dotar de una adecuada iluminación a un recinto dado. Vale la pena insistir en que a aplicación de estas tablas en ningún modo pretenden ser un sustituto de los cálculos luminotécnicos y su aplicación sólo nos conducirá a valores medios de consumo. Naturalmente, que a los valores obtenidos de potencia se los deberá afectar por los factores de demanda y diversidad respectivos, sí es pertinente al caso estudiado, con lo cual se obtendrá la magnitud efectiva de potencia necesaria para iluminación en la instalación.

16


APÉNDICE 2 . NORMA SEC 4/2003 POTENCIA MEDIA POR UNIDAD DE SUPERFICIE ESTIMADA NECESARIA PARA OBTENER UNA ILUMINACIÓN DADA

LUX

Fluorescente o mercurio directo w/mt2

Fluorescente con difusor w/mt2

Fluorescente con cielos modulares w/mt2

50 100

2,5 5

3 7

5 9

ILUMINANCIA REQUERIDA

Sodio alta presión w/mt2

Haluro metálico w/mt2

Incandescente Directa w/mt2

Incandescente Indirecta w/mt2

7 12

15 30

150

10

12

13

18

45

200

12

15

17

25

60

250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800

15 18 22 25 28 30 35 37 40 43 47 50

18 22 27 30 33 37 40 44 48 52 55 58

21 26 30 34 38 43 47 51 55 60 64 68

30 35 42 48 55 60 66 71 75 85 90 95

75 90 110 125 -

Importante : Esta tabla sólo debe ser usada como una referencia para obtener una estimación primaria de la potencia para la iluminación de un recinto. Su aplicación, en ningún caso constituye una alternativa a los procedimiento de calculo de iluminación. En la potencia estimada se incluyen los accesorios y se ha considerado un factor de potencia de 0,93 . Las características fotométricas adoptadas para el calculo corresponden a las luminarias de fabricación nacional típica.

En esta tabla se tomaron como base de calculo las siguientes lámparas : •

Equipo fluorescente abierto : Se considero el equipo como “ aleta industrial” con 2x40W. Con flujo estimado de 3.200 lúmenes, luz blanca.

•

Luminaria de mercurio abierta : Se considero la luminaria PHILIPS tipo HDK con una lámpara de 250W, flujo estimado de 13.000 lúmenes.

•

Equipo fluorescente con difusor: se considero un equipo de tipo embutido con dos fluorescentes de 40W , luz blanca, con difusor de acrílico.

•

Modulo de fluorescente: se considero los módulos Luminosos en cielos modulares tipo LUXALON, dos Fluorescentes 40 W, luz día, difusor de acrílico.

•

Lámparas incandescentes: se considero una lámpara de 100 W, con un flujo estimado de 1380 lúmenes.


17

COMPORTAMIENTO DE LOS CONSUMOS INDIVIDUALES EN EL TIEMPO

De

un análisis detenido del problema se puede desprender que la magnitud de un consumo no permanece constante a lo largo del tiempo, sino que experimenta variaciones de mayor o menor grado, dependiendo de las características de caso particular. La magnitud de estas variaciones tendrá una significativa influencia en el dimensionamiento de los componentes de una instalación.

Haciendo una consideración, la norma SEC sobre instalaciones interiores, hace una clasificación de los distintos tipos de consumos en función al tipo de servicio que cada uno de ellos requiere. En estas definiciones se toma como parámetro de referencia la temperatura de funcionamiento de los distintos elementos de una instalación para fijar la relación entre el tiempo y la categoría de consumo.

RÉGIMEN PERMANENTE : Es aquel en que la duración es tal, que todos los elementos de la IE alcanzan la temperatura nominal de régimen estable. RÉGIMEN INTERMITENTE : Es aquel en que los tiempos de conexión se alternan con pausas, cuya duración no es suficiente como para que los elementos de la instalación alcancen la temperatura del medio ambiente. La suma del tiempo de conexión y la pausa es el "ciclo de trabajo". La razón entre el tiempo de conexión y el ciclo de trabajo e denomina " factor de funcionamiento ". RÉGIMEN PERIÓDICO : Es un servicio intermitente en el cual los tiempos de conexión y pausa se repiten en forma regular. RÉGIMEN DE BREVE DURACIÓN : Es aquel en que el tiempo de conexión es tan corto que no se alcanza la temperatura de régimen estable y la pausa es lo suficientemente larga como para que todos los elementos de la instalación recuperen la temperatura ambiente . Al fijar como patrón de referencia la temperatura alcanzada por un elemento cualquiera de la IE en el tiempo dado, se busca establecer factores numéricos que permitan predecir el funcionamiento de éste elemento en condiciones distintas de las nominales. Las características nominales de todos los componentes de una instalación están dadas para condiciones de servicio permanente, su capacidad de transporte de corriente o su capacidad de trabajo podrán ser aumentadas para condiciones de servicio favorables o bien deberán ser disminuidas para condiciones de servicio adversas. Se podrán establecer las condiciones de servicio reales, conociendo el comportamiento estadístico de procesos similares o bien, si el proceso obedece a un programa, conocer dicho programa. Si no, se dispone de ninguna de estas informaciones habrá que considerar el proceso o instalación como necesidad de un servicio permanente.

Servicios intermitentes o periódicos : Un caso típico que puede ajustarse dentro de estas categorías, son las soldadoras eléctricas, máquinas en las cuales por las características de trabajo y de operación se produce un ciclo de conexión y pausa. Pueden presentarse 2 casos, uno de ellos la máquina operada en forma manual, en que la duración relativa de la conexión y de la pausa dependen de la voluntad del operador y el otro la máquina operada en forma automática en que el ciclo de trabajo obedece a un programa. En la primera condición tenemos un servicio intermitente y en la segunda un servicio periódico.

18


La norma NSEC 4/2003 , ofrece el siguiente criterio, según el cual de acuerdo al factor de funcionamiento se determina un coeficiente que afectará al dimensionamiento de conductores y protecciones de alimentación de la soldadora, se contemplan los casos siguientes :

A. SOLDADORAS INDIVIDUALES – SOLDADURAS POR ARCO Funcionamiento Manual : en general se aceptará un coeficiente de 0,75 para soldadoras estáticas y de 0,80 para soldadoras rotativas. Este coeficiente se aplicará a la corriente nominal del primario. Ciclo de trabajo conocido: La corriente nominal del primario dada en placa de la maquina, se afectará por los coeficientes dados en función del “ Factor de funcionamiento” mostrados en la tabla :

Factor del funcionamiento

COEFICIENTE SOLDADORAS ESTÁTICAS

SOLDADORAS ROTATIVAS

0,2

0,45

0,55

0,3

0,55

0,62

0,4

0,63

0,69

0,5

0,71

0,75

0,6

0,76

0,81

0,7

0,84

0,86

0,8

0,89

0,91

0,9

0,95

0,96

1,0

1,00

1,00

TABLA 12.29 Y 12.30 NORMA SEC

B. GRUPOS DE SOLDADORAS - SOLDADURAS POR ARCO Como los consumos máximos de cada soldadora, en general no serán coincidentes en el tiempo, para dimensionar los conductores de la alimentación del grupo de soldadoras se tomará como base una corriente dada por la suma del 100% de las corrientes de las 2 soldadoras de mayor potencia, más el 85% de la corriente de la tercera, más el 70% de la corriente de la cuarta, más el 60% de la corriente de cada una de las restantes menores. Este criterio es válido tanto para soldadoras estáticas como para soldadoras rotativas. Para soldadoras por resistencia ( punto, tope o rodillo ) los valores a considerar son ligeramente distintos.

19


Soldadoras individuales 1 ) Funcionamiento manual se tomará el 50% de la corriente nominal del primario, vale decir, el coeficiente es 0,5. 2 ) Si el ciclo de trabajo es conocido, los coeficientes serán los siguientes : Factor de funcionamiento Coeficiente

< = 0,05 0,075 0,1 0,15 0,20 0,25 0,30 0,40 0,50

0,22 0,27 0,32 0,39 0,45 0,50 0,55 0,63 0,71

TABLA 12.31 NORMA SEC

Grupos de Soldadoras: Determinando corriente de cada una de las soldadoras en la forma descrita según corresponda, se tomará el 100% de la corriente de la soldadora de mayor potencia, mas la suma del 60% de corriente de cada una de las restantes. Otro ejemplo, de consumo periódico sería el de un compresor que alimenta una línea de trabajo que necesita de aire comprimido y cuyo funcionamiento esta regulado por un interruptor de presión, de modo que al bajar la presión de la línea a un valor prefijado, el compresor se pone en marcha y al alcanzar la presión un valor límite superior al compresor se detiene. Pese a que este caso particular no esta regulado explícitamente en ninguna norma, apliquemos los conceptos expuestos y analicemos los resultados. Supongamos que para alcanzar la presión máxima, partiendo de la mínima, el compresor necesita de 3 minutos de funcionamiento y que en estas condiciones la presión mínima se produce a los 3 minutos. El tiempo de conexión es entonces de 3 minutos, la pausa de 3 y el ciclo de trabajo de 6 ; el factor de funcionamiento será: FACTOR DE FUNCIONAMIENTO =

Tiempo de conexión

= 3/6 = 0,5

Ciclo de trabajo

En este caso podemos apreciar que el tiempo de conexión es corto, de modo que partiendo de la temperatura ambiente, ni los conductores de alimentación ni la máquina alcanzaran la temperatura de régimen permanente en ese período. Por otra parte, la pausa es de mayor duración que la conexión y en buenas condiciones de ventilación podemos asumir que los conductores y la maquina se enfriaran. Si comparamos el funcionamiento

20


descrito con los valores establecidos para máquinas soldadoras, podemos establecer para este caso particular un coeficiente de 0,71 Otro caso de servicio intermitente lo podemos encontrar en los ascensores, que sirven edificios destinados a departamentos, no así el de ascensores de edificios destinados a oficinas en los cuales a las horas de mayor trafico de hecho se encuentra un servicio permanente en el que, además, las continuas paradas y partidas imponen exigencias extras lo que obliga a sobredimensionar los conductores respecto de las condiciones nominales. Servicios de Breve duración : Un muy buen ejemplo de este caso lo constituye los equipos de rayos X destinados a fines médicos . Siendo la potencia unitaria de cada equipo bastante elevada. El tiempo que ésta conectado a la red es muy pequeño, en general inferior a 1 segundo, en tanto la pausa mínima es de varios minutos. En tales condiciones, si se dimensionan los conductores en función de la potencia nominal estos no alcanzaran nunca su temperatura de régimen permanente, vale decir estarán sobredimensionados.

FACTORES DE DEMANDA Y DIVERSIDAD

véase TABLA 7.5 y 7.2.1.1. a y c

Al existir en una instalación artefactos de distinta naturaleza con un comportamiento de consumo muy propio de cada uno y definido por las características de la función que realicen, se tendrá como resultado final que las máximas solicitaciones de cada uno no será , en general coincidentes en el tiempo, luego las necesidades totales de consumo de la instalación serán inferiores a la suma directa de los consumos nominales de cada artefacto individual; por esta razón los alimentadores y protecciones generales de una instalación podrán dimensionarse para magnitudes de corrientes inferiores a las determinadas por dicha suma. Esta consideración hace surgir la necesidad de definir una serie de conceptos que relacionan la carga de una instalación o sistema de distribución de energía y el tiempo, de ellos los mas importantes son : CARGA INSTANTÁNEA : Valor de la carga en cada instante. DEMANDA : Es el promedio de carga en un intervalo de tiempo dado. Generalmente se establece

sobre períodos de 1 hora. DEMANDA MÁXIMA : Es el mayor valor de demanda que se registra durante un período

determinado. Pueden interesar demandas máximas horarias, diarias, mensuales, de acuerdo al uso que se quiera dar a dicho factor. Desde el punto de vista específico de las IE la norma define los siguientes factores

FACTOR DE DEMANDA : El factor de demanda en un sistema eléctrico, o parte de el, es la razón entre la máxima potencia utilizada por dicho sistema o la parte considerada y la potencia total instalada en ellos. Véase TABLA 7.5 NORMA SEC 4/2003

21


FACTOR DE DIVERSIDAD : El factor de diversidad de un grupo de consumos alimentados cada uno por distinto alimentador primario o secundario, es la razón entre la suma de las demandas máximas individuales y la máxima demanda máxima simultánea del conjunto. Estas dos últimas definiciones es conveniente demostrarlas con algunos valores típicos : Véase 7.2.1.1 a y c NORMA SEC 4/2003

FD = Wu / Wi = Potencia utilizada / Potencia instalada

<= 1

Por la forma en que se define, el factor de demanda tendrá siempre un valor menor o igual a la unidad y nos representa numéricamente el hecho de que en una instalación dada sus diversos artefactos componentes no estarán en general, funcionando simultáneamente. Como la potencia utilizada es variable a lo largo del tiempo, para establecer un factor de demanda se considera la demanda máxima. En la norma , se establecen los siguientes valores típicos de factor de demanda para diversos tipos de consumidores en instalación de alumbrado :

FACTORES DE DEMANDA Y CALCULO DE ALIMENTADORES DE ALUMBRADO

Tipo de Consumidor

CASA HABITACIÓN HOSPITALES

Hoteles y Moteles Bodegas Todo otro tipo

Potencia sobre la que se aplica el factor de demanda Factor de Demanda Primeros 3KW

1,0

Sobre 3KW

0,35

Primeros 50KW

0,4

Sobre 50KW

0,2

Primeros 20KW

0,5

Desde 20,1KW a 100KW

0,4

Sobre 100KW

0,3

Primeros 15KW

1,0

Sobre 15KW

0,5

Toda la potencia

1,00

TABLA 7.5 NORMA SEC

Como complemento a esta tabla, pueden darse los siguientes valores, aplicables también a instalaciones de alumbrado, un teatro tendrá un factor de demanda no superior al 0,5, en tanto en un cine dicho factor estará comprendido entre 0,8 y 0,9 ; en tiendas, oficinas y locales industriales el factor de demanda en general, estará en razón inversa al número de personas que trabajen en ellos y su valor oscilará entre 0,9 y 0,5. Respecto a instalaciones de fuerza los valores de factor de demanda dependerán de cada proceso en particular, pero adoptar un valor de 0,8 en general, es una suposición bastante conservadora.

22


El factor de diversidad se presentara siempre entre consumidores distintos o entre alimentadores que sirven a consumos diversos, se utilizara para dimensionar alimentadores primarios, subestaciones o redes de distribución, por la forma en que se lo define tendrá siempre un valor superior o igual a 1.

FACTOR DIVERSIDAD = dmáxima Dmáxima Siendo

dmáx : La suma de las demandas máximas de cada consumidor o en cada alimentador. kW Dmáx : La demanda máxima real del conjunto. KW

Este factor, representa numéricamente el hecho de que al existir consumidores distintos o consumos de distinto origen. las demandas máximas de cada uno de ellos no coincidirán, en general, en el tiempo de modo que la demanda máxima del conjunto será menor que la suma directa de las demandas máximas parciales.

Ejemplo : Supongamos los consumidores A, B y C, cuyas demandas máximas son 5 kW, 8 kW. y 3 kW. respectivamente, pero esta demandas se producen a distintas horas del día, de modo que al medir la demanda del conjunto el mayor valor registrado en el día es de 10 kW., en estas condiciones el factor de diversidad entre esos consumidores es de: FD = 5KW + 8KW + 3KW = 1,6 10KW

Algunos valores típicos de factor de diversidad en redes de distribución son los siguientes :

FACTORES DE DIVERSIDAD EN CONJUNTO HABITACIONAL NUMERO DE CASAS

Demanda máxima Por casa 5 KW >5 a 8 KW

25

- 50

50 - 150

MÁS DE 150

1,2

1,4

1,7

1,4

1,7

2,2


23

1.4. ETAPAS PARA EL DISEÑO DE PROYECTOS ELECTRICOS INTRODUCCIÓN

Se

resumen los pasos a seguir en el análisis para el diseño y dimensionado de las instalaciones eléctricas de edificios, así como las directrices del proyecto y los componentes. características y tablas utilizadas para el cálculo de un proyecto.

INSTALACIONES ELÉCTRICAS EN EDIFICIOS

1. Memoria en la que se consignen las especificaciones siguientes •

Objeto y fin de la instalación

•

Características principales de la misma

•

Planos de instalación

•

Cubicación de materiales a utilizar

• Exposición de la finalidad de la instalación eléctrica de que se trate, razonando su necesidad o conveniencia. • Describir y definir la instalación, sus elementos integrantes y las características de funcionamiento. • Evidenciar el cumplimiento de las prescripciones técnicas impuestas por la NORMA y la reglamentación vigente para la instalación que contemple el proyecto. • Valorar de forma clara el conjunto de la instalación o de aquellas partes en las que, de acuerdo con la legislación vigente, deban intervenir diferentes organismos técnicos y/o legales. DATOS TÉCNICOS DEL PROYECTO Los datos técnicos, que todo proyecto eléctrico debe incluir, se agrupan en los 2 partes siguientes: 1. Dimensionado de la instalación eléctrica y 2. componentes y características técnicas. En la primera parte, se determinan los datos relativos al tipo de proyecto (edificio, viviendas, oficinas, etc.) con las estimaciones de potencia e instalación de enlace, instalación interior y puestas a tierras. El segundo parte, comprende las especificaciones técnicas que tienen que cumplir los componentes utilizados en la instalación, con las características requeridas para la misma.


24

1. DIMENSIONADO DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA En esta sección se desarrollarán los puntos enumerados a continuación: 1. características del edificio, 2. estimación de cargas e instalación de enlace, 3. instalación interior, 4. instalación de tierras y esquemas eléctricos. 1. 1. CARACTERÍSTICAS DEL EDIFICIO

Las características principales del edifico a considerar en el proyecto son las siguientes : •

Número de departamentos

•

Número de plantas o pisos, más subterráneos

•

Número de departamentos por planta

•

Número total de departamentos

•

Tipos de departamentos

•

Superficie útil de departamentos en mt2

•

Usos eléctricos previstos en cada departamento

•

Nivel de electrificación de cada departamentos

•

Número de departamentos con el mismo nivel de electrificación

•

Superficie de zonas comunes en mt2 con alumbrado incandescente

•

Superficie de zonas comunes en m2 con iluminación fluorescente

•

Superficie de estacionamientos mt2

•

Superficie de locales comerciales en mt2

•

Superficie de oficinas en mt2

•

Número de ascensores según tipo, grupos generador, bombas de agua, etc

•

Características de ventilación en estacionamientos

•

Potencia de equipos de climatización centralizados

•

Superficie útil a climatizar en mt2

•

Tensión nominal del suministro eléctrico

•

Potencia de calefacción eléctrica y agua caliente sanitaria (centralizadas o individuales)

•

Capacidad de piscina en mt3

•

Naturaleza del terreno de la puesta a tierra y estudio geoeléctrico

•

Instalación de pararrayos ( opcional )

1.2. ESTIMACIÓN DE POTENCIA DE CONSUMO ELECTRICO

En este caso se calcula la potencia total del edificio mediante la siguiente fórmula general : PT = Pd + Psc + PL donde: PT = Potencia total.

Pd = Potencia de departamento PSC = Potencia de servicios generales. PL

= Potencia de locales (comerciales o de oficinas).


25

Cada uno de los elementos de la fórmula anterior se calcula a partir de los datos descritos a continuación. • Cálculo de Pd. Se aplica la fórmula siguiente : Pd = n · Pmx · K donde: n

= Numero de departamentos

Pmx = Potencia máxima prevista por departamentos K = Coeficiente de simultaneidad. ( igual al K = 1/FD )

Estos valores de las potencias de departamentos no significan que necesariamente sean los de la potencia de contratación, sino que esta potencia es la máxima para la que se dimensiona la instalación. Los valores para determinar la potencia se pueden obtener de la siguiente tabla.

26

DISEÑO, PRESUPUESTO Y PROGRAMACIÓN DE PROYECTO ELÉCTRICO Cálculo de Psc, mediante la fórmula: Psc = P1 + P2 + P3 + P4 P1 = Potencia de aparatos elevadores (ascensores y montacargas). P2 = Potencia de alumbrado de zonas comunes ( portal, escaleras, etc.) P3 = Potencia de servicios centralizados de calefacción y agua caliente. P4 = Potencia de otros servicios.

• Cálculo de P1 (ASCENSORES). En ausencia de datos del aparato elevador, se utilizará los valores del cuadro en función del tipo de ascensor. Cuadro : POTENCIAS MEDIA DE ASCENSORES ASCENSOR

Carga kg

Núm. personas

Tipo A Tipo B Tipo C Tipo D Tipo E Tipo F Tipo G Tipo H

400 400 630 630 1.000 1.000 1.600 1.600

5 5 8 8 13 13 21 21

Vel.

POTENCIA kW

mts/seg

5

0,6 1,0 1,0 1,6 1,6 2,5 2,5 3,5

8 12 18 30 46 60 70

• Cálculo de P2 (alumbrado). Se determina como suma de las potencias obtenidas para las

zonas comunes (portal , escaleras, incinerador, etc.) de los valores que figuran en el siguiente cuadro. Cuadro : POTENCIA DE ALUMBRADO ZONAS COMUNES ALUMBRADO ZONAS COMUNES PORTAL, ESCALERAS, INCINERADOR

ESTACIONAMIENTOS, BODEGAS

2

Incandescencia

:

25 W/m

Fluorescente Halógenos

: :

8 W/m 2 20W/m

Incandescencia Fluorescencia

: :

20W/m 2 15W/m

2

Alumbrado + ventilación : 25W/m

2

2

• Cálculo de P3 (calefacción y agua caliente)

En esta operación se incluirán los valores de la potencia eléctrica de los sistemas de calefacción y agua caliente centralizados de que disponga el edificio y que el fabricante de los equipos facilite. (otros servicios). Incluirá las potencias que pertenezcan a zonas comunes no consideradas en los anteriores cálculos como: bombas de presión de agua, iluminación de zonas jardín, depuración de piscinas, etc. • Cálculo de P4


•

27

INSTALACIÓN DE ENLACE EN EDIFICIOS

Este fase del diseño está compuesto por los 4 puntos detallados a continuación: 1. Cajas generales de protección ( C.G.P. ) 2. Líneas repartidoras, 3. Centralización de medidores de energía y 4. Derivaciones individuales hacia los departamentos del edificio.

1. CAJAS GENERALES DE PROTECCIÓN ( CGP ). Para determinar el número y tipo de las cajas

generales

de protección se realizan los siguientes pasos : nota : Esta fase la realiza la empresa

distribuidora que suministra el empalme al cliente : 1.

Se calcula las intensidad de corriente que circulara por la caja general de protección, mediante el uso de las siguientes fórmulas eléctricas de aplicación general :


2. Se compara este valor de corriente con los de la TABLA siguiente ( intensidad nominal de fusibles )

28

29

DISEÑO, PRESUPUESTO Y PROGRAMACIÓN DE PROYECTO ELÉCTRICO Designación UNESA CP4-EU CP5-EU CP6-EU

Utilización Montaje exterior Montaje interior/ext Montaje Inter./ext

Intensidad nominal 3 x 20 a 80 AMP 3 x 32 a 160 AMP 3 x 80 a 250 AMP

3. Se selecciona un tipo CGP cuya capacidad de fusibles TRIFÁSICOS sea > superior a la CORRIENTE calculada. Si la intensidad total que se obtenga es superior a 160 KVA se recomienda instalar 2 cajas generales de protección. 2. LÍNEAS REPARTIDORAS ( alimentadores generales )

El número de líneas repartidoras será igual al número de CGP que por cada 160 KVA o fracción sean necesarias en el edificio, las cuales alimentaran a la centralización de medidores. La TABLA permite obtener directamente la SECCION de los conductores como el DIAMETRO de los tubos protectores, a partir de la POTENCIA y LONGITUD de cada línea, siempre que las condiciones del proyecto sean como las que siguen : •

Tensión de suministro 220/380 V.

•

Caída de tensión máxima 3%.

•

Factor de potencia 0.93%.


30

3. CENTRALIZACIÓN DE MEDIDORES DE ENERGIA ELECTRICA (KWH )

Por cada línea repartidora o alimentador general de que disponga el edificio existirá un módulo o celda de medida en la centralización de medidores. El número de medidores de medida de un edificio, por criterio general, se propone : •

1 módulo para los departamentos, formado por un medidor monofásico por cada departamento

•

1 módulo por cada local comercial / medidores monofásico y/o trifásico

•

1 módulo para servicios comunes / trifásico 1 módulo para los ascensores. / trifásico

•

Los módulos correspondientes a los servicios comunes deben estar dimensionados Para alojar 2 medidores trifásicos como mínimo. 4. DERIVACIONES INDIVIDUALES ( tramo : Medidor – Tablero distribución Dptos )

La TABLA siguiente, permite obtener directamente las SECCIONES de los conductores y el DIAMETRO de los tubos protectores de las derivaciones individuales, en función de la POTENCIA y la LONGITUD de cada derivación individual, con las condiciones siguientes : •

Tensión de suministro 220 V monofásico y 380 V trifásico. Caída de tensión máxima ( 3% con un máximo 5% ) NOTA : Estos valores son MÁXIMOS recomendados, para lo cual el proyectista los podrá AJUSTAR a valores INFERIORES, según lo permita la NORMA 4/2003. •

Las derivaciones individuales de los locales comerciales dependen del uso y de la potencia que demanden, por lo que su cálculo se realiza una vez conocidos estos 2 datos.

31


INSTALACIÓN ELECTRICA HABITACIONAL ( Dpto – Casa ) NIVELES DE ELECTRIFICACION PROMEDIO Superficie mt2 máx. Demanda P máx 2 3KW 80 mts

Nivel MINIMO CONSUMO : alumbrado + electrodomésticos pequeños +

Televisión + Refrigerador + lavadora automática

MEDIO 150 mts2 5KW CONSUMO : anterior + Secadora + Cocina eléctrica + Termo Eléctrico ELEVADO 200 mts2 CONSUMO : anterior + Aire acondicionado ESPECIAL

cualquiera

8KW a proyectar

La instalación habitacional comprende 6 elementos que son descritos a continuación :

1. DISYUNTOR GENERAL AUTOMÁTICO IGA

Su calibre se efectúa para la máxima capacidad de la instalación eléctrica del departamento. Puede omitirse cuando no existan circuitos diferentes bajo un mismo tubo protector. La TABLA siguiente muestra las características normalizadas de disyuntores termo magnético, según NORMA UNESA. PEQUEÑOS INTERRUPT. AUTOMÁTICOS ( PIA )

NORMA UNESA XX

TENSIÓN NOMINAL

220 – 380

INTENSIDAD NOMINAL

6-10-15-16-20-25-32

CURVAS DE DISPARO

B, C, D, Z

PODER DE CORTE KA

1,5KA – 6KA – 10KA

DISYUNTORES TERMOMAGNETICOS TENSIÓN NOMINAL V

220-380-415-500-600-660

INTENSIDAD NOMINAL A

10-16-20-25-35-40-50-8-100-125-160

32


PODER DE CORTE KA

6- 10- 15- 20- 30- 50

INTERRUPTORES DIFERENCIAL TENSIÓN NOMINAL V

220- 250 – 380 – 500

INTENSIDAD NOMINAL A

2X16A 2X25A

SENSIBILIDAD CORRIENTE DE FUGA

10ma – 30ma – 300ma – 500ma – 1 A.....

4X40A

4X60A

2. INTERRUPTOR DIFERENCIAL ( PD )

Se tienen que definir sus 2 magnitudes fundamentales : • •

CORRIENTE NOMINAL, que tiene que ser > a la corriente máxima demandada por el circuito. SENSIBILIDAD que, en el caso de departamento, generalmente se usa 30 mA. Esta corriente se llama “ corriente de sensibilidad “ del dispositivo. Cuando la corriente es mayor a la sensibilidad del dispositivo se le llama “ Corriente de Falla “ 3. DISTRIBUCIÓN DE CIRCUITOS INDEPENDIENTES

Para dimensionar los circuitos independientes de una vivienda o departamento se debe seleccionar el número y finalidad de cada uno de ellos, en función del numero, tipo y potencia PROMEDIO de los aparatos eléctricos que refleja la TABLA siguiente :

ARTEFACTOS

POTENCIA (W)

Ampolleta Refrigerador Televisor Estufa Cocina eléctrica de 4 platos(consumo de 1 plato) Lavadora Termo eléctrico (180 l) Secadora de ropa Microondas Horno eléctrico Hervidor eléctrico

60 400 150 2.200

Gasto por Consumo/Hora (Valor $ 100 kwh) $6 $ 40 $ 15 $ 220

1.800

$ 180

30 ampolletas

1.600 2.000 1.200 1.000 4.000 2.000

$ 160 $ 200 $ 120 $ 100 $ 400 $ 200

30 ampolletas 33 ampolletas 20 ampolletas 17 ampolletas 67 ampolletas 34 ampolletas

Fuente : Sitio www.sec.cl

iva incluido y BT1

Equivalente a tener encendidas durante una hora... 1 ampolleta 7 ampolletas 3 ampolletas 37 ampolletas


33

Si se dispone de las especificaciones técnicas del fabricante de consumo de los artefactos, será esa la información que se debe utilizar. La distribución de circuitos de una instalación eléctrica es la siguiente :

• • • • • • •

Circuito 1. Alumbrado y/ o enchufes para alumbrado ( lámparas, etc ) Circuito 2. Enchufes de fuerza Circuito 3. Cocina, homo eléctricos y/o microondas Circuito 4. Lavadora, Refrigerador, freezer Circuito 5. Lavavajillas y tomas de corriente de la cocina Circuito 6. Termo de agua caliente eléctrico Circuito 7. Equipos de calefacción

34


4. SECCIÓN DE CONDUCTORES DE LOS CIRCUITOS INDEPENDIENTES

La sección o calibre del conductor correspondientes a cada circuito independiente tiene que cumplir 2 condiciones siguientes : — La corriente o potencia máxima que recorra el circuito será inferior < a la máxima permitida por el norma 4/2003 de SEC para baja tensión. La TABLA siguiente indica para cada sección de conductor la corriente máxima admisible según Norma. — La caída de tensión máxima que se produzca en el punto más desfavorable de! circuito no debe ser mayor a 5% y en el alimentador 3% de la tensión nominal. 7.1.1.3.

Véase norma SEC 4/2003.

TABLA 8.7 : INTENSIDAD DE CORRIENTE ADMISIBLE PARA CONDUCTORES AISLADOS ( Secciones milimétricas Norma Europea ) Temperatura de servicio 70oC . Temperatura ambiente 30oC. Sección nominal mm2

Grupo1 (A)

Grupo 2 (A)

Grupo 3 (A)

0,75 1 1,5

11 15

2,5 4

20 25

6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500

33 45 61 83 103 132 164 197 235 -

12 15 19 25 34 44 61 82 108 134 167 207 249 291 327 374 442 510 -

15 19 23 32 42 54 73 98 129 158 197 244 291 343 382 436 516 595 708 829

Grupo 1 ( A ) : Conductor monopolar.

35


5. CALIBRE DE LOS DISYUNTORES AUTOMÁTICOS ( PÍA ) Para su elección hay que tener en cuenta que el calibre del disyuntor ( Ip ) debe ser mayor que la corriente máxima de servicio ( Is ) que recorre el circuito, pero inferior a la corriente máxima admisible del conductor , según TABLA. Es decir siempre, debe cumplirse Is < Ip < Imaxtabla del conductor. SECCION CONDUCTORES

1,5 mm2 2,5 mm2 4,0 mm2 6,0 mm2

INTENSIDAD MÁXIMA ADMISIBLE según NORMA

15 A 20 A 25 A 33 A

CALIBRE DISYUNTOR TERMOMAGNETICO

10 A 16 A 20 A 30 A

POTENCIA MONOFASICA MÁXIMA

2.200 W 3.520 W 4.400 W 6.600 W

6. TOMAS DE CORRIENTE ( enchufes ) Las tomas de corriente de una instalación interior deben admitir una intensidad mínima que esté en función del circuito al que correspondan y que como mínimo serán : • • •

Circuitos de alumbrado 10 A. Circuitos de usos múltiples 16 A. Circuitos de cocina eléctrica 25 A.

1.4. INSTALACIÓN DE TOMA TIERRA DE PROTECCIÓN

véase 10.2 NORMA SEC 4/2003.

El diagrama de conexionado típico de una instalación puesta a tierra se muestra en el siguiente esquema eléctrico.

36


El dimensionado de los elementos de la instalación de puesta a tierra de protección se recomienda seguir el diseño de acuerdo a la siguiente tabla : SECCION CONDUCTORES DERIVACIÓN INDIVIDUAL

S <= 16 mm2 16 mm235 mm2 •

SEC.

SECCION DERIVACIÓN DE LINEA PRINCIPAL TIERRA PROTECCIÓN S mm2 16 mm2 S/2 mm2

Conductores de protección : La sección de estos conductores será la que especifica la Norma Véase NORMA SEC TABLA 10.23

Derivaciones de la línea principal de tierra : La que resulte de aplicar la tabla anterior, pero • en ningún caso la sección mínima será de 2,5 mm2 para el conductor con protección mecánica y 4 mm2 para el conductor sin protección mecánica. • Línea principal de tierra : Sección mínima 16 mm2 y no será en ningún caso inferior a la de las derivaciones de la línea principal de tierra. • Línea de enlace con tierra : Sección mínima de 35 mmm2, y no será en ningún caso interior a la línea principal de tierra. Las secciones de los conductores que constituyen la instalación de tierra serán mayores 3 medida que la instalación avanza hacia tierra.

1.5.

ELABORACIÓN Y Presentación de Proyectos Eléctricos

Objetivo : Esta norma tiene por objetivo establecer las disposiciones técnicas que deben cumplirse en la ELABORACIÓN y PRESENTACIÓN DE PROYECTOS ELÉCTRICOS DE INSTALACIONES que deberán ser entregados al MINISTERIO DE ECONOMIA, FOMENTO Y RECONSTRUCCIÓN y específicamente SERVICIOS

ELÉCTRICOS Y COMBUSTIBLES SEC de Chile

Véase NORMA SEC 2/84

DISPOSICIONES GENERALES

T

odo proyecto de una instalación eléctrica deberá ser desarrollado de acuerdo a las reglas de la técnica, de modo de asegurar que la instalación construida de acuerdo a él no presente riesgos para sus usuarios, proporcione un buen servicio, permita una fácil y adecuada mantención, tenga la flexibilidad necesaria para permitir ampliaciones, sea eficiente y su explotación sea económicamente conveniente. Todo proyecto de instalación eléctrica deberá realizarlo un instalador eléctrico, autorizado en la clase que corresponda de acuerdo a lo establecido en el Reglamento de Instaladores Eléctricos, o poseer título en la(s) profesión(es) que indica dicho Reglamento. Dichas personas serán ante el Ministerio los únicos


37

responsables de la presentación y del contenido del proyecto, sin perjuicio de las responsabilidades ante la justicia del propietario y del proyectista eléctrico. Los proyectos correspondientes a instalaciones eléctricas de generación, transporte y distribución se deberán desarrollar conforme a lo dispuesto en los Reglamentos pertinentes. El Ministerio podrá revisar el estudio técnico de todo proyecto de instalación eléctrica que se construya en el país. LOS PROYECTOS.

El estudio técnico de un proyecto de instalación eléctrica deberá contemplar a lo menos las siguientes partes : MEMORIA EXPLICATIVA, debe contener la siguiente información :

1. Descripción de la obra 2. Cálculos justificativos 3. Especificaciones técnicas 4. Cubicación de materiales La descripción de la obra. los cálculos justificativos y las especificaciones técnicas se presentarán mecanografiados en formato A4 de la serie normal de formatos indicada en la norma NCh 13. Of PLANOS El proyecto de toda instalación eléctrica (alumbrado, fuerza motriz, calefacción u otra) ejecutada en "recintos peligrosos", " locales de reunión de personas " y "recintos públicos o de diversión", deberá contener un estudio técnico completo, el que incluirá toda información técnica indispensable. No obstante, en proyectos de este tipo, de una potencia instalada total inferior a 20 KW y cuya sencillez haga necesario sólo el empleo de cálculos" simples de desarrollo suficientemente conocido, sólo se exigirá la expresión gráfica de los resultados sobre el plano. De la memoria explicativa 1. Descripción de la obra

Se indicará en forma breve y concisa la finalidad de la instalación y su ubicación geográfica. Se hará una descripción de su funcionamiento destacando las partes más importantes del proceso, indicando además, el criterio con que fue elaborado el proyecto. • 2. Cálculos justificativos Se presentará la justificación matemática de las soluciones, indicándose todos los factores considerados en ella. Los cálculos presentados en la Memoria se basarán en datos fidedignos, aceptados por el Ministerio o avalados por entidades responsables; en ellos se incluirá en general, características eléctricas del sistema desde el cual la instalación será alimentada, valores de mediciones que se hayan realizado en terreno y todo dato que sea necesario para la correcta interpretación del proyecto, y posterior ejecución de la obra. En el caso de cálculos especiales, en que se precise representar gráficamente resultados, o en situaciones similares, se podrá usar otro formato superior al señalado.

38


• 3. Especificaciones técnica Las especificaciones técnicas contendrán las características de funcionamiento, designación de tipo, características de instalación, dimensionales, constructivas y de materiales si procede, además de toda otra indicación que haga claramente identificable a los distintos componentes de la instalación. Las características y designaciones establecidas en 6.1.3.1 serán las fijadas por las normas técnicas nacionales correspondientes. En ausencia de éstas, se aceptará la mención de normas extranjeras o, en último caso, la mención de alguna marca comercial incluyendo identificación de tipo o número de catálogo, como referencia de características. La cita de una marca comercial no obligará al empleo del equipo o material de dicha marca, pero el equipo o material que en definitiva se empleará deberá tener características equivalentes al especificado. En aquellos proyectos cuya simpleza hace que sus especificaciones técnicas sean breves, se aceptará que éstas se escriban como notas sobre el plano correspondiente. en la medida que esto sea razonable. • 4. Cubicación de materiales En la cubicación de materiales se detallara en forma clara cada uno de los equipos, materiales o accesorios que serán componentes de la instalación terminada o que utilizarán en su montaje, indicando las cantidades totales empleadas. Cuando se utilicen estructuras o montajes normalizados, o en casos similares, cuya cubicación de materiales es conocida, se podrá obviar la cubicación en detalle de ellos haciendo referencia a la norma que los fija e indicando sólo la cantidad global de estructuras, montajes u otros, utilizados en el proyecto. Los planos En los planos de un proyecto se mostrará gráficamente la forma constructiva de la instalación, indicándose ubicación de componentes, dimensiones de las canalizaciones, su recorrido y tipo, características de las protecciones, etc. Los planos correspondientes al proyecto de una instalación se dibujarán sobre papel, tela o fibra sintética semitranslúcida que permitan la fácil obtención de copias heliográficas. El dibujo, se efectuará con tinta adecuada. Los planos se dibujarán sobre alguno de los formatos normales de la serie A, de acuerdo a la norma NCh 13. Of 65. Se evitará en lo posible el empleo de los formatos alargados indicados en dicha norma, para lo Formato Planos

Dimensiones mm

Margen Izq mm

Margen Otros mm

4 AO

1682 X 2378

35

15

2 AO

1189 X 1682

35

15

AO

1189 X841

35

10

A1

594 X 841

30

10

A2

420 X 594

30

10

A3

297 X 42

30

10

A4

210 X 297

30

10

cual se recomienda efectuar cortes en los respectivos planos de planta. Todas las láminas de los planos deberán indicar, a lo menos, el destino de las instalaciones y los números correlativo y total de cada lámina. (Ejemplos: Casa habitación, lámina 1 de 1; edificio de departamentos, lámina 1 de 3, 2 de 3, 3 de 3).


39

En planos que comprenden más de una lámina se deberá indicar, en la primera de ellas, una lista con el título y descripción de cada una de las mismas. Esta lista se repetirá también en las especificaciones, en caso que éstas existan. Los componentes de una instalación se representarán gráficamente en los planos de arquitectura y/o topográficos con la simbología que se muestra en las láminas 1,2 y 3 de la Hoja de norma N° 2.


40


41


42

43


En los dibujos de los planos de arquitectura correspondientes a instalación interiores, se utilizará preferentemente la escala 1 : 50, pudiendo utilizarse en caso de necesidad las escalas 1 : 20, 1 :100,1 : 200. En casos justificados podrá utilizarse la escala 1 : 500 ó múltiplos enteros de ella. En el dibujo de detalles de montaje o similares se podrá usar cualquiera de las escalas indicadas en la Norma NCh 13. Of 65, de acuerdo a las necesidades, o bien, en casos justificados, podrán dibujarse detalles sin escala, adecuadamente acotados. En casos especiales podrán usarse distintas escalas en un mismo dibujo. Por ejemplo, en el plano de perfil de una línea podrá usarse una escala en el sentido horizontal y otra distinta en el vertical. Se deberá incluir un detalle de los consumos de la instalación en un cuadro de cargas. La forma y datos que se deben anotar en los cuadros de carga de alumbrado, fuerza o calefacción se muestran 5 en las láminas 1,2 y 3 de la de hoja de Norma N. 1, respectivamente.

CUADRO DE CARGAS DE ALUMBRADO TDA

TOTAL CTO PORT. ENCH. OTROS CENTROS Nº

POTENCIA

W

FASE

CANALIZACIÓN PROTECCIONES DIF DISY COND MM2 DUCTO F

UBICACIÓN

TOTAL

CUADRO DE CARGAS DE FUERZA TDF

TOTAL

TAB. DE COMANDO PROTECCIONES MOTOR IN CANALIZACIÓN POTENCIA PARTIDA CTO FASES TOTAL UBICACIÓN Nº COND MM2 DUCTO F DIF HP KW DIREC INDIR DISY TERM. A Nº

44


CUADRO DE CARGAS DE CALEFACCIÓN TDC

CTO Nº

TOTAL ARTEFACTOS ENCH. CENTROS

POTENCIA

W

FASE

CANALIZACIÓN PROTECCIONES DIF DISY COND MM2 DUCTO F

UBICACIÓN

TOTAL

CUADRO DE RESUMEN DE CARGAS

La interconexión eléctrica de los distintos alimentadores, circuitos y equipos, así como sus principales características dimensionales y las características de las protecciones de toda la instalación, se mostrarán en un diagrama unilineal. En caso de proyectos de grandes instalaciones, cuando en el diagrama unilineal aparezcan indicados todos los datos pedidos en los cuadros de fuerza, se podrá prescindir de estos últimos En todo caso, se deberá hacer un cuadro resumen de consumos. En el plano de todo proyecto eléctrico deberá mostrarse la ubicación geográfica de la instalación. En el caso de instalaciones interiores, para cumplir el objetivo indicado en 6.2.13 bastará un croquis de ubicación donde se muestren las calles que delimitan la manzana en que la propiedad está ubicada. En caso que esto no sea posible, alguna referencia con respecto a algún camino o calle pública. Este croquis


45

se colocará en el recuadro rotulado "Croquis de ubicación " del formato mostrado en la lámina 4 de la Hoja de Norma N° 1.

A los proyectos de instalaciones interiores correspondientes a conjuntos habitacionales se deberá adjuntar el plano de loteo aprobado por la Municipalidad respectiva. Los componentes de una línea o red de distribución se representarán gráficamente en los planos utilizando la simbología de cada empresa eléctrica, hasta que se dicte la norma técnica respectiva. El plano de una línea o red eléctrica deberá incluir un levantamiento topográfico del terreno recorrido por ellas o un perfil de la línea, salvo el caso de terrenos horizontales planos, libres de accidentes geográficos notorios que afecten su trazado. El dibujo, escritura, acotamiento, etc. de los planos de instalaciones eléctricas deberán ceñirse a las Normas NCh, sobre DIBUJOS TÉCNICOS, señaladas en 3.1, en la parte pertinente. Las rotulaciones de los planos correspondientes a instalaciones interiores tendrán la forma y distribución mostrada en las láminas 4 y 5 de la Hoja de Norma N. 1. En caso de ser necesario se podrá agregar algún otro tipo de rotulación, la que no deberá interferir con lo prescrito en esta norma.


46

Los proyectos tipo En el caso de instalaciones que se desarrollen en forma repetitiva, se aceptará la presentación de un proyecto

tipo.


47

ASPECTOS GENERALES

Ejemplo :

ANÁLISIS DE LAS ESPECIFICACIONES TÉCNICAS de un Proyecto Eléctrico

Las presentes especificaciones técnicas, rigen el suministro, instalación y puesta en funcionamiento de las instalaciones de alumbrado, fuerza y corrientes débiles a efectuarse en el edificio. Las instalaciones de alumbrado, fuerza y corrientes débiles se ejecutarán conforme a la norma NCH Elect. 4/84, 4/2003 NCH Elect. 20/84, NSEG Ep 79 y demás normas eléctricas vigentes, y/o NEC americano. 1. GENERALIDADES DEL PROYECTO ELECTRICO Estas especificaciones, son parte integrante del proyecto eléctrico, corrientes débiles y teléfono, y prevalecen sobre los planos Por ningún motivo se podrá hacer un cambio en lo establecido en las especificaciones técnicas y planos sin autorización escrita de la inspección técnica de la obra. Los planos componentes del proyectos se distribuyen de la siguiente manera : CLASIFICACIÓN DE PLANOS

Láminas de Electricidad en formato A-0 :

Lámina Lámina Lámina Lámina Lámina Lámina Lámina Lámina Lámina Lámina Lámina Lámina

Planta Emplazamiento General. Planta segundo Subterráneo. Planta primer Subterráneo. Planta primer Piso canalización alumbrado. Planta primer Piso canalización enchufes. Planta segundo piso canalización alumbrado. Planta segundo piso canalización enchufes. Planta piso tipo del tercero al decimoquinto alumbrado. Planta piso tipo del tercero al decimoquinto enchufes. Planta Terraza. Esquemas Vertical. Esquemas unilineales, Cuadros de Carga, Servicios comunes.

1 de 12 2 de 12 3 de 12 4 de 12 5 de 12 6 de 12 7 de 12 8 de 12 9 de 12 10 de 12 11 de 12 12 de 12

: : : : : : : : : : : :


48

Láminas de Corrientes Débiles en formato A-0 : Lamina 1 de 4 : Emplazamiento General – Detalle Vertical Eléctrica. Lámina 2 de 4 : Planta Subterráneos. Lámina 3 de 4 : Planta pisos primer al Decimoquinto. Lamina 4 de 4 : Esquema Vertical. Láminas de Teléfonos en formato A-0 : Lamina 1 de 3 : Emplazamiento General – Detalle Vertical Eléctrica Lámina 2 de 3 : Planta Subterráneo al Decimoquinto piso. Lámina 3 de 3 : Esquema Vertical.

Los planos indican las disposiciones generales de las instalaciones, como son la ubicación de equipos, recorrido de todos los alimentadores y circuitos. El contratista deberá respetar los planos y especificaciones que le serán entregados para la ejecución de la obra. De igual modo deberá respetar cualquier norma que la superintendencia de Electricidad y Combustibles SEC que emita en el futuro, con efecto retroactivo a la fecha de emisión de este proyecto. En caso de discrepancia entre las condiciones del terreno y los planos, o entre los planos y especificaciones, o en caso de indefinición de algún material, el contratista deberá dirigirse al representante de la ITO, quién decidirá haciendo las consultas que estime necesarias. El contratista será responsable de verificar las cotas y las medidas en obra, como así mismo, las condiciones que determinen los equipos que se incorporarán al edificio que primarán en la definición de ubicaciones, distancias, etc.

Cualquier consulta o verificación relacionada con la definición del edificio ( niveles, cotas, trazados, etc ) deberá ser hecha en planos de arquitectura. El contratista deberá realizar todos los tramites relacionados con las inspecciones y aprobaciones de las instalaciones ante SEC hasta la conexión del empalme. El contratista será responsable de tomar todas las medidas de seguridad necesarias para evitar accidentes durante las faenas. Todos los materiales sin excepción deberán ser de primera calidad, nuevos, garantizados y serán inspeccionados antes de instalarse y después de su instalación por la Inspección Técnica de la Obra. Todos los materiales, serán salvaguardados antes de instalarse de las condiciones atmosféricas y mecánicas, para los cuales no están diseñados. No se aceptarán cambios de materiales sin la aprobación de la ITO y de los proyectistas. 2. EL EMPALME ELECTRICO Se solicitarán a la compañía eléctrica empalmes S-6-25A (6,00KW) y S-9-35A (8,00KW) para los departamentos. Se solicitara un empalme trifásico tipo SR-150-175A (120KW.) para alimentar el tablero eléctrico de servicios comunes del edificio. Las condiciones de instalación serán definitivas por la solicitud de servicios, que el contratista deberá ingresar en al compañía eléctrica. Todas las tramitaciones y la aprobación de las instalaciones ante SEC serán de exclusiva responsabilidad del contratista. Se utilizarán ductos de PVC de 110mm y cajas de paso norma EM-0112 y EM-2112 para alimentar los empalmes tanto para los departamentos como el empalme de servicios comunes, previa confirmación con la S.S de Chilectra.


49

De acuerdo a indicación en planos se habilitara un recinto en subterráneo para ubicar el empalme de servicios comunes. Los empalmes correspondientes a los departamentos irán dispuestos en forma vertical en dos nichos eléctricos por piso. Las tramitaciones ante la compañía eléctrica serán efectuadas por el contratista.. 3. LA MALLA PUESTA A TIERRA Todos los circuitos de enchufes de alumbrado y fuerza estarán protegidos contra contactos indirectos por medio de las protecciones diferenciales. Estas protecciones actuaran con una corriente de falla de 30mA. La capacidad de estas protecciones están indicadas en esquemas unilineales respectivos. Se proyectó una malla de tierra de baja tensión cuyas características se indican en lamina 2 de 12 del proyecto eléctrico (Planta segundo subterráneo).Ésta malla es sólo referencial , el contratista eléctrico deberá recalcular verificando los datos de resistividad de terreno y medición final de la malla. Las uniones serán ejecutadas mediante fusión termoquímica tipo XB-TA de CADWELD. El tendido de la malla de tierra se ejecutará de acuerdo a lo indicado en planos, a una profundidad de 0,6mt.bajo nivel de terreno vegetal. Una vez instalada la malla se deberá tapar con una capa de 20cm. De material vegetal seleccionado y 40cm. De material de relleno, finalmente deberá compactarse el terreno mecánicamente. Se consulta el mejoramiento químico del terreno mediante la utilización del producto ERICO GEL, el cual se deberá aplicar de acuerdo a las instrucciones del fabricante y certificado por la ITO durante su instalación. En los puntos de derivación de la malla hacia tablero, vertical departamentos y grupo electrógeno, deberá contemplarse camarillas de registro de hormigón comprimido tipo Grau o similar. Las tomas de tierra B.T para los departamentos, servicios comunes y grupo electrógeno están indicadas en lamina 11 de 12 .(Esquema vertical). 4. EL GRUPO ELECTROGENO El edificio contará con una fuente de energía STANDBY para los eventuales cortes de energía eléctrica en las redes de distribución de Chilectra.. Esta fuente consistirá en un grupo electrógeno de 70 KVA., las marcas aceptadas serán; CATERPILLAR ,DIPERK, LUREYE . En cualquiera de las marcas indicadas los grupos deberán venir ensamblados de fabrica. El traspaso de energía a los circuitos de emergencia se hará de una “TRANSFERENCIA AUTOMATICA” ubicado en sala eléctrica. El grupo electrógeno estará ubicado en el 1º subterráneo y alimentará los siguientes consumos : • Bombas impulsoras de agua potable. • Alumbrado parcial para evacuación pasillos y caja escala. • Ascensores.(Uno de dos) • Centrales de ; Citófono, Alarma Incendio y CCTV. • Portón automático estacionamientos El proveedor del grupo electrógeno junto con la puesta en servicio del equipo deberá entregar los manuales de operación y mantención además de un certificado de garantía por 2 años.


50

5. LOS ALIMENTADORES Desde los empalmes se efectuará el tendido de los alimentadores hasta los tableros eléctricos de cada departamento. La canalización se efectuará en ductos de PVC de alto impacto tal como se indica en planos de planta y cuadro resumen de líneas generales . Los alimentadores se ejecutarán en cable de cobre con aislación THW, THHN ( 75º y 90º. C ) Temperatura de servicio ). Todos los conductores deberán regirse da acuerdo al código de colores indicado en las normas SEC. Cuando los alimentadores sean de un mismo color (negro), deberán marcarse las fases en los extremos con huinchas de colores plásticos de vinilo. No se aceptara en ningún caso, uniones en los alimentadores. Los largos indicados en cuadro de alimentadores son sólo informativos, los proponentes deberán efectuar sus propias mediciones. Las marcas aceptadas para los conductores serán ; COVISA,CONDUPLAST, COCESA Y MADECO. 6. LOS TABLEROS ELÉCTRICOS En este punto se consideran los siguientes tableros eléctricos : •

Tablero eléctrico departamentos.

•

Tablero de alumbrado y fuerza servicios comunes edificio.

•

Tablero comando de alumbrado.

•

Tablero de alumbrado y fuerza Ascensores.

•

Tablero de alumbrado y fuerza Terraza

Los tableros de departamentos serán de montaje empotrado metálicos marca SAIME modelo 6071. El gabinete para el T.C.L. será metálico termo esmaltado, con tapa y de montaje sobrepuesto y con tarjetero plastificado lo que atiende. Se deberán consultar todos los tableros indicados en planos excepto los tableros correspondientes a ; Bombas agua potable, Calderas, Compactador basura, Piscina y Lavandería. Se deberá consultar un remarcador de energía trifásico de la capacidad indicada en planos de uso exclusivo para el recinto de lavandería. En general los tableros de servicios comunes (Tablero General de A. y F. Servicios Comunes y Tablero Distribución A. y F. Terraza) serán fabricados en plancha de acero de 1,9mm de espesor como mínimo, deberán dotarse de barras de distribución protegidas con placa de policarbonato transparente, de borneras de conexión tipo vikins y elementos de individualización acorde con las necesidades del proyecto. Todos los tableros, disyuntores generales, generales auxiliares y de distribución, deberán llevar su identificación mediante plaquetas de acrílico Negro con letras y/o números grabados en color blanco. Éstas irán adosadas al panel. En la parte interior de la puerta deberá instalarse una nómina de circuitos plastificada indicando el número del circuito y la ubicación de las dependencias que alimentan cada uno de ellos.


51

El gabinete del tablero de servicios comunes deberá ser amplio para permitir una buena mantención y expansión futura, por lo que se deberá dejar al menos un 20% de espacio disponible. Además deberá llevar luces pilotos que indique presencia de energía, aunque éstas no se encuentren indicadas en los planos. El tablero General de servicios comunes deberá ser cableado en fábrica a block de terminales, a los cuales se conectarán los alimentadores y circuitos respectivos, el cableado y las conexiones se ejecutarán en forma ordenada para permitir su fácil identificación. El cableado interior de cada tablero se ejecutará empleando cables tipo THHN de una sección mínima de 3,31mm2 y serán dimensionados de acuerdo a la protección aguas arriba. Los elementos de operación y protección que integren los tableros deberán ser de primera calidad y de marcas conocidas, además de cumplir con las características técnicas determinadas por cálculos y deberá asegurarse la factibilidad de su reposición. Las protecciones irán físicamente en el tablero que corresponda y las marcas aceptadas serán legrand, merlin gerin o de calidad similar. Los disyuntores correspondientes a los diferentes tableros de distribución deben ser de la misma marca, con el objeto de mantener la selectividad de operación. Los interruptores automáticos para circuitos de distribución (interruptores miniatura, riel din), serán en general curva “C”. Los protectores diferenciales serán de 30mA y de la capacidad que se indican en esquemas unilineales y cuadros de cargas. Éstos deberán ser Legrand, Merlin Gerin o calidad similar. Las capacidades de ruptura de los interruptores serán: •

Tableros generales

36KA

•

Tableros generales auxiliares

25KA

TABLEROS DE DISTRIBUCIÓN •

Interruptores barras

18KA

•

Interruptores de circuitos

10KA

Los contactores proyectados para el comando de circuitos de alumbrado, serán del tipo modular y de las capacidades indicadas en planos. El banco de condensadores proyectado no se considera en ésta etapa, sin embargo se deberá dejar instalada una protección general disponible de la capacidad indicada en proyecto. 7. LA CANALIZACION ELECTRICA Se canalizará en tubería de PVC rígido o polietileno flexible de alta densidad con resistencia mecánica adecuada a las instalaciones preembutidas marca Themco, Tigre o similar.Las cajas de derivación y porta accesorios serán de PVC , rectangulares marca Bticino art. 503 M. El personal especializado ejecutante consultará permanentemente los planos de arquitectura para definir posición correcta de centros de enchufes ,interruptores, tableros, etc. Solicitará los trazados y niveles que requiera.


52

La llegada de ductos a cajas se deberá realizar mediante salidas de cajas de dimensiones acordes con los ductos. La canalización en tabiques se deberá realizar sólo en ductos de PVC rígido, por ningún motivo se aceptará el uso de tubería de polietileno. Las derivaciones de la canalización eléctrica se deberá realizar sólo en cajas de derivación, no se permitirá la alimentación denominada de centro a centro. Se pondrá énfasis en afianzar adecuadamente tuberías y cajas para evitar se introduzca hormigón por ellas. Una vez descimbradas las losas y muros se hará la limpieza inmediata de las tuberías y cajas, se verificará que estén expeditas. Se usará cable o alambre de cobre blando adecuado para el uso indicado con una aislación termoplástica mínima de 600 Volts y temperatura de servicio de 70º C. Los conductores serán tipo NYA, THW y THHN de las secciones indicadas en planos cuadros de cargas. Las uniones se harán sólo en cajas de derivación mediante conectores cónicos de PVC. Todos los conductores deberán regirse de acuerdo al código de colores indicados por la norma SEC. La cantidad de conductores que van al interior de cada ducto se indican en los planos con una línea y un número, en caso de no marcarse, se entenderá que sólo dos conductores serán instalados en ese tramo. Las marcas aceptadas para conductores será: COVISA, CONDUPLAST, COCESA Y MADECO. El contratista ejecutor tendrá especial cuidado en no instalar arranques eléctricos (cajas de derivación, enchufes, o puntas de tubo) a una distancia menos de 60cm de un arranque de gas o llave de paso. Las canalizaciones para arranques de fuerza, ( ascensores, bombas de agua, portón eléctrico, etc.) se ejecutarán en cable THHN y PVC de alto impacto de las dimensiones indicadas en cuadros de cargas. ( Los tableros de protección y comandos de cada especialidad serán suministrados e instalados por sus respectivos especialistas).

8. LOS ACCESORIOS ELECTRICOS En general para departamentos y espacios comunes desde el primer a décimoquinto piso serán Marisio línea habitat placa Aluminio color a definir por arquitecto . tipo componible de 10 A y 16 A dependiendo de la carga. Todos los enchufes serán simples , dobles o como se indique en el plano, utilizando los siguientes modelos : Los interruptores serán marca Marisio linea Habitat .Su capacidad mínima será de 16A/250V. Las placas serán marca Marisio, modelo habitat, sin tornillo, fijación a presión, color a definir por arquitecto. Para las zonas de subterráneos, sala de maquinas y calderas, se consideran accesorios marca Marisio modelo Hábitat según el siguiente detalle: o o

Modulo enchufe de alumbrado Ref.4908 color blanco, línea HABITAT de Marisio. Modulo interruptor 9/12 Ref.4901 color blanco, línea HABITAT de Marisio.

Las placas serán de tecnopolimero marca Marisio línea habitat , color blanco, Todos los enchufes serán con alvéolos protegidos. Las alturas de montajes de interruptores y enchufes se encuentran establecidas en planos de detalles del proyecto eléctrico, sin embargo se deberán ratificar con arquitecto antes de ejecutar.


53

9. LA ILUMINACION Se consulta el montaje de todas las luminarias del edificio. La iluminación del edificio (Áreas comunes) será comandada desde TCL en conserjería, a través de módulos Ticino Magic 5001/ LN y Sensores de movimiento en áreas de circulación subterráneos y pasillos desde el segundo al decimoquinto piso. En los circuitos de iluminación de subterráneos que están comandados a través de sensores de movimiento se deberá considerar ducto de PVC de 16mm disponible a conserjería para el eventual encendido desde el tablero de comando luces (TCL). 10. EL SERVICIO DE RED INERTE PARA BOMBEROS o La canalización para red inerte se ejecutará en c.a.g. 25mm2 o Las cajas serán metálicas, electro galvanizada de 3/4”. o El cableado se ejecutará con cable siliconado de 2 x 4,0 + 1 x 2,5mm2 o Los enchufes serán tipo schuko tipo INDUSTRIAL de 16 A (2P+Tp) Modelo y placa a definir por arquitectura. 11. SERVICIO DE TELEFONIA o La canalización telefónica se efectuará en tubo plástico rígido o tubo plásticos de polietileno de alta densidad. Las cajas serán plásticas, TICINO art. 503 L o equivalente. o Se empleará PVC de alto impacto en acometida, marca Duratec o similar. o La caja telefónica D/C será de 80 x 60 x 20 cms. metálica con fondo de madera. De acuerdo a planos se ubicarán cajas de distribución, las cuales serán metálicas con fondo de madera con tratamiento de pintura al horno, con chapa y llave. Las dimensiones de las cajas se encuentran indicadas en planos respectivos del proyecto. Todos los ductos deberán quedar enlauchadas con alambre galvanizado Nº 18 AWG. La canalización vertical se efectuará mediante escalerillas portaconductores electrogalvanizada con tapa (común con corrientes débiles) de las dimensiones indicadas en planos. 12.- SERVICIOS DE CORRIENTES DEBILES El edificio se dejará habilitado para instalar los siguientes servicios en corrientes débiles : • • • • • •

Sistema de distribución señal TELEVISIÓN y ANTENA DE FM aéreas Sistema de distribución señal INTERNET Sistema de TIMBRE local para departamentos Sistema de comunicación interna mediante CITOFONOS Detección de INCENDIO. Sistema de VIGILANCIA mediante CAMARAS CCTV.

Los sistemas de canalización previstos para estas instalaciones, serán los indicados según proyecto de corrientes débiles. Todas estas obras serán inspeccionadas y recepcionadas directamente por la ITO. Los trazados, disposiciones de cajas y ductos deberán coordinarse con plano de arquitectura. La canalización vertical se ejecutará por EPC electrogalvanizada de dimensión indicada en proyecto, con separador y tapa exclusiva para corrientes débiles y teléfonos. Desde aquí se derivaran los ductos de cada servicio proyectado, éstas derivaciones se realizaran en cajas dispuestas junto a la EPC ,la


54

disposición de las cajas se encuentran detalladas en planos (Cortes Shaft corrientes débiles y teléfonos). No se aceptaran conexiones al interior de la EPC. Las acometidas ( T.V. cable ) se efectuarán en PVC de alto impacto, dispuesto de acuerdo a planos. El contratista deberá incluir en su presupuesto la instalación de : • • • • •

Sistema de distribución de TV CABLE : Sistema de distribución de ANTENA FM : Sistema de distribución de INTERNET : Sistema de comunicación CITOFONOS : Detección de INCENDIOS : Sistema de VIGILANCIA CCTV :

•

Ducto enlauchado y cajas de paso y conexión. Ducto enlauchado y cajas de paso y conexión. Ducto enlauchado y cajas de paso y conexión. Ducto enlauchado y cajas de paso y conexión Ducto enlauchado y cajas de paso y conexión

Ducto enlauchado y cajas de paso y conexión

1.6. PROTOCOLOS DE MEDICIÓN de : AISLAMIENTO Y PUESTA A TIERRA

DE INSTALACIONES DE CONSUMO

véase APÉNDICE 7. norma sec 4/2003

1.

•

A

Procedimiento de Medición de Aislamiento

FINALIDAD

través de esta medición se busca determinar la calidad de la aislación de los conductores empleados en la construcción de una instalación eléctrica y la corrección en los métodos de montaje y en la manipulación que de éstos conductores se ha hecho durante ese proceso. La norma NCh 4/2003 fija los valores mínimos límite que puede tener una aislación para ser aceptable. Debe tenerse en cuenta que aquellos valores serán aceptables sólo en instalaciones con un prolongado período de servicio y no serán aplicables a instalaciones nuevas, pues de hacerlo es natural esperar que el uso y el envejecimiento natural de los materiales harán que estos valores rápidamente excedan estos mínimos.

55


• METODOLOGÍA El procedimiento usual es someter la aislamiento por medir a una corriente continua de valor de cresta por encima de la tensión efectiva nominal. Es aceptada la aplicación de una tensión de 500V , sin embargo, en atención a la calidad de los aislantes actuales y por estar disponibles con facilidad en el mercado instrumentos con esta característica, se ha hecho común la medición de aislación con tensiones continuas de 1.000V El procedimiento a seguir es el siguiente: A ) Se verificará que todos los artefactos o equipos eléctricos que estén presentes se hayan desconectado de su punto de alimentación. B ) Los interruptores de los equipos o circuitos de iluminación estarán en su posición desenergizado. C ) Se aplicará la tensión de medida durante 1 minuto entre los siguientes puntos: entre el conductor de protección conectado a tierra y sucesivamente, cada uno de los conductores de fases y el conductor de neutro entre los conductores de fases, tomados de dos en dos y entre cada fase y neutro, para circuitos o alimentadores trifásicos; para circuitos monofásicos se hará una medición entre los conductores de fase y neutro. • INSTRUMENTOS EMPLEADOS Se emplearán medidores de aislamiento conocidos como MEGÓHMETROS, tal como se dijo, preferentemente con una tensión de medición de 1000V, si bien se considerará aceptable el empleo de la tensión de 500V establecida por la Norma 4/2003. • CALIFICACIÓN DE RESULTADOS Uno de los aspectos técnicos en que en nuestro país es difícil encontrar unidad de criterio es el referente a la fijación de un mínimo aceptable de resistencia de aislamiento y ello es debido a una ausencia de una normativa clara al respecto. La norma SEC 4/2003, establece un valor de 1 mA como máxima corriente de fuga permisible en cualquier tipo de instalación o equipo eléctrico; este valor a su vez fue fijado sobre la base de lo establecido por una recomendación IEC. Traducido en términos de resistencia este valor exige un mínimo de 1kohm/volt de tensión de servicio; sin embargo, ambos cuerpos normativos citados fijan este valor para condiciones de régimen permanente del sistema sin pronunciarse sobre el efecto de fenómenos transitorios sobre la aislación. De acuerdo a los antecedentes citados y con el fin de definir cuando un equipo o alimentador medido en una inspección, debe considerarse como presentando problemas de aislación, se propone el siguiente criterio: Como tensión de servicio se adoptará un valor de 1,1 Vn, siendo Vn la tensión nominal de la parte del sistema considerada; ello atendiendo a que la normalización acepta una variación de ± 10% sobre dicha tensión nominal. EFECTOS DE LA AISLACION SOBRE TENSIÓNES TRANSITORIAS EN LA RED ELECTRICA Para evaluar el efecto de sobretensiones transitorias se supondrá que éstas pueden alcanzar un valor de 10 veces la tensión de servicio y finalmente se aplicará un factor de seguridad de valor 2, obteniéndose de este modo una resistencia de aislación mínima aceptable para un alimentador o equipo trabajando a una tensión nominal Vn, de: Ra = 1000 · 2 · 10 · 1,1 · Vn · 10-6

MΩ

56


y esto aplicado a la tensión normal de operación de las instalaciones en BT nos entrega el siguiente valor mínimo aceptable: R380 = 1000 · 2 ·10 · 1,1· 380/106 = 8,36 MΩ

APROX 10 MΩ

Se encuentran también instalaciones que operan a 550 V o 660V, en estos casos los mínimos aceptables de resistencia de aislación serán : R550 = 1000·2·10·1,1·550/106 = 12,1 MΩ

APROX 15 MΩ

R660 = 1000·2·10·1,1·660/106 = 21,7 MΩ

APROX 25 MΩ

Se ha propuesto redondear el valor en MΩ al entero múltiplo de 5 o 10 inmediatamente superior sólo por facilidad de memorizar el valor resultante. Pero, finalmente, al aceptar estos mínimos debe tenerse además en cuenta que la tecnología en aislantes en los últimos treinta años ha producido materiales, como los termoplásticos o las resinas epóxicas, cuyo valor de resistencia de aislación para el material nuevo supera con facilidad los 1.000 megaΩ., de modo que al encontrar un equipo o conductor con valores de resistencia de aislación como los mínimos sugeridos, aun siendo aceptable y no esperándose de él problemas inmediatos, se debe pensar que en ese aislante existe ya un proceso de envejecimiento más o menos avanzado. Para determinar la mayor o menor gravedad de este envejecimiento se debería conocer como ha sido su evolución en el tiempo, vale decir debería contarse con una serie significativa de mediciones periódicas que permitieran establecer una curva de envejecimiento de la aislación y en función a la pendiente de esta curva determinar la mayor o menor rapidez con que éste se ha producido y de acuerdo a esto se podría estimar el comportamiento futuro de ese aislante. Es por esta razón que se sugiere recomendar el efectuar mediciones anuales de aislación sobre todo equipo o conductor de una instalación, sugerencia que en nuestro medio se ha entendido como dirigida exclusivamente a los transformadores. ******

2.

Procedimiento de Medición de

Resistividad de Terreno De no ser posible la disposición en recta, se sugiere que se dispongan sobre una misma línea de nivel, si la medición se está efectuando en un cerro o lomaje, o bien, si algún obstáculo sobre un terreno llano


57

impide cumplir esta condición la medición puede hacerse sobre dos rectas que formen un ángulo no mayor de 15º, con vértice en el centro de medición; si estas condiciones no pueden ser cumplidas, la medición se efectuará en otra zona próxima que permita cumplirlas. A diferencia de la medición de resistividad, atendiendo a que la medición de resistencia de la puesta a tierra es uno de los parámetros que define la conformidad con norma, esta medición sólo podrá ser efectuada por una OIIE autorizada con la finalidad de incluir su resultado en el Certificado de Conformidad con Normas de la instalación. • FINALIDAD Conocer los parámetros geoeléctricos representativos de la calidad del terreno, que permitirán un adecuado diseño de la puesta a tierra. • METODOLOGÍA La medición se deberá efectuar en la zona del terreno en que se construirá la puesta a tierra, de no ser ello posible por falta de espacio, por la presencia de obstáculos u otras razones atendibles la medición se efectuará en otra área lo más próxima posible a dicha zona. Serán aceptadas como métodos normales de medición las configuraciones tetraelectródicas conocidas como Schlumberger o Wenner, las cuales podrán aplicarse indistintamente, pero una sola de ellas en cada oportunidad. Los electrodos de medida de medida se dispondrán sobre una línea recta, con alas de medición de hasta 100m. Si no se dispone de terreno como para obtener un ala de 100m serán aceptables mediciones con alas de 50m. Excepcionalmente, por condiciones extremas, se aceptarán alas de hasta 30m. • INSTRUMENTOS EMPLEADOS Se utilizarán GEÓHMETROS de 4 terminales con una escala mínima de 1, con una resolución no mayor de 0,01 y una escala máxima no inferior a 100. • CALIFICACIÓN DE RESULTADOS No procede en este caso la calificación de resultados, dado que la medición es la representación objetiva de las características naturales del terreno medido.

3. Puesta a •

C

Procedimiento Medición Resistencia Tierra ( Rpt ) véase : HOJA NORMA Nº 17. SEC 4/2003

FINALIDAD

onocer el valor de resistencia obtenido al construir una puesta a tierra de acuerdo a un diseño específico. Este valor será comparado con el de diseño y será utilizado para calificar la efectividad esperada de la puesta a tierra. • METODOLOGÍA Si bien el empleo de una fuente de corriente independiente y medición de corriente y voltaje con instrumentos individuales ofrece un mayor grado de precisión y seguridad, el conseguir los elementos necesarios con las características adecuadas al proceso de medición puede presentar un grado de dificultad considerable y por ello lo usual es efectuar estas mediciones con alguno de los modelos de geóhmetro disponible en el mercado; en cualquiera de ambos casos la metodología es la misma y básicamente deberá seguir los pasos siguientes :


58

A ) La tierra de referencia se ubicará en un punto que garantice estar fuera de la zona de influencia de la puesta a tierra por medir; como regla general se acepta que esto se logra ubicando la tierra de referencia a una distancia comprendida entre tres y seis veces el alcance vertical de la puesta a tierra y para una puesta a tierra enmallada este alcance vertical está representado por la longitud de su diagonal mayor. (Nota) B ) La corriente se inyectará al suelo a través de la puesta a tierra por medir y la tierra de referencia, puntos C1 y C2 de la fig A2.3 y el potencial se medirá entre la puesta a tierra por medir y una sonda de posición variable, puntos P1 y P2 de la fig A2.3; ello significa que el circuito de corriente y de medición de potencial tienen un punto común en la puesta a tierra por medir, representado por la unión C1-P1. En el caso de utilizar en la medición un geóhmetro de tres electrodos este punto común viene dado en el instrumento y corresponde al terminal de la izquierda, ubicándose frente al instrumento; en el caso de utilizar un geóhmetro de cuatro electrodos se deberá hacer un puente entre C1 y P1 y este punto común se conectará a la puesta a tierra por medir. C ) El desplazamiento de la sonda de medición de potencial se hará sobre tramos uniformes, recomendándose un espaciamiento de aproximadamente un 20avo de la distancia entre la puesta a tierra y la tierra de referencia. Para el caso de mediciones de tierras en instalaciones de consumo o sistemas de distribución un espaciamiento de cinco metros es recomendable. D ) La serie de valores obtenidas se llevará a un gráfico con las distancias de enterramiento de la sonda de medición de potencial respecto de la puesta a tierra en abscisas y los valores de resistencia obtenidos en cada medición en ordenadas. Si la parte plana esperada de la curva de valores de resistencia no se obtiene ello significa que no se ha logrado ubicar la tierra de referencia fuera de la zona de influencia de la puesta a tierra y la distancia entre ellas debe aumentarse hasta obtener dicha parte plana. El origen del gráfico, distancia cero, estará al borde de la puesta a tierra por medir. E ) Si por no disponer de terreno suficiente para lograr el alejamiento adecuado entre ambas tierras no es posible obtener la parte plana de la curva, una aproximación confiable es adoptar el valor de resistencia obtenido a una distancia equivalente al 65% de la distancia entre la puesta a tierra y la tierra de referencia. Ver figura A2.4 F ) Los resultados de la medición efectuada de este modo son independientes de los valores de resistencia propios de la tierra de referencia y de la sonda de medición de potencial, razón por la cual la profundidad de enterramiento de estos elementos no es un factor incidente en estos resultados. Nota: Esta condición a llevado a la confusión bastante extendida de aceptar como valor representativo de la resistencia de la puesta a tierra, al obtenido a una distancia de 20m, lo cual es válido sólo para el caso que el electrodo de puesta a tierra sea una barra de 3m de largo y diámetro no superior a 20mm, enterrada en forma vertical. Por extensión se ha supuesto que la zona de influencia de cualquier tipo de electrodo de tierra corresponde a esta distancia y de allí que erróneamente se pide separar, por ejemplo, las puestas a tierra de protección de las puesta tierras de servicio en 20 m, cuando es necesario que éstas estén separadas, en circunstancia que lo correcto es calcular esta separación, la cual será función de los parámetros geoeléctricos del terreno, de las dimensiones geométricas de la puesta a tierra y de las características de comportamiento eléctrico de la instalación o sistema; de este cálculo se obtendrán distancias que pueden ser substancialmente distintas, por defecto o por exceso, de los 20m tan difundidos.

• INSTRUMENTOS EMPLEADOS Puede emplearse en este caso el mismo instrumento de cuatro electrodos empleado para la medición de resistividad de terreno, creando el punto común uniendo los terminales C1 y P1, tal como se indicó en la metodología; en los últimos modelos de algunas marcas este puente viene preparado internamente y el instrumento dispone de dos posiciones de medición las cuales se seleccionan mediante un botón. Existen también geóhmetros de tres electrodos, que presentan como ventaja un costo considerablemente menor que los de cuatro, sin embargo su capacidad está limitada exclusivamente a la medición de resistencias, en tanto los de cuatro electrodos sirven indistintamente para medir resistividades y resistencias. • CALIFICACIÓN DE RESULTADOS El valor de resistencia obtenido de la medición se comparará con el valor calculado en el proyecto y con los valores límites establecidos por la norma; en caso de que este valor sea igual o menor al calculado y cumpla con los límites de norma, el valor será certificado, en caso contrario se deberá rediseñar la puesta a tierra y adoptar las disposiciones necesarias para cumplir con aquellas condiciones.


59

1.7. REVISIÓN NORMA SEC Siempre se debe estar consultando y basando el estudio y diseño de un proyecto eléctrico en relación y cumplimiento de la Norma y reglamentación que este vigente, a fin de garantizar los aspectos de seguridad, flexibilidad y economía al usuario final. *****


2. FUNDAMENTOS ELECTRICOS

Y

DISPOSITIVOS

2.1. CALCULO ELECTRICO Y FORMULAS EMPLEADAS

60


61


62


63


64


65

2.2. CLASIFICACION DE CONDUCTORES, USO Y CALCULO 2.2. CLASIFICACIÓN DE CONDUCTORES USO Y CALCULO DIMENSIONAMIENTO DE CONDUCTORES

ELÉCTRICOS

Para que una instalación eléctrica cumpla con las condiciones de seguridad necesarias, durante su diseño debemos dimensionar, sus componentes, de manera que sean los apropiados para satisfacer los requerimientos eléctricos que la instalación tendrá (cargas de alumbrado, calefacción, electrodomésticos, etc.). Especial importancia tiene el adecuado dimensionamiento de los conductores eléctricos, los que constituyen la base del diseño de la instalación eléctrica. Un correcto dimensionamiento de los conductores es vital para la seguridad de los bienes y personas que harán uso de la instalación. Para dimensionar adecuadamente una línea eléctrica que deberá transportar cierta intensidad de corriente, debemos conciliar 3 condiciones en la instalación :

)1. )2.

Que se reduzcan al mínimo las perdidas de energía. Que en condiciones normales de funcionamiento la temperatura de los conductores no exceda

los valores de servicio para los que han sido diseñados.

)3.

Que en condiciones de falla los conductores sean capaces de soportar las demandas que el

sistema eléctrico tendrá.

A continuación, se ven 2 aspectos, que se relacionan con el cálculo de la máxima caída de voltaje que podrá tener la instalación y con el dimensionamiento según la capacidad de transporte de corriente que tienen los conductores. El tercer punto se relaciona con el correcto dimensionamiento de las protecciones eléctricas.

)

1. CÁLCULO DE LA CAÍDA DE VOLTAJE

Las pérdidas de energía eléctrica se manifiestan como pérdidas de voltaje en los conductores y se deben a la presencia de resistencia eléctrica en el material. Para calcular cuánta energía de pérdida tenemos, se debe calcular cuánto disminuye el voltaje debido a la resistencia del conductor. Entonces, primero debemos calcular la resistencia del conductor, con la siguiente fórmula :

Rc : Resistencia eléctrica del conductor en ohm ρ : Resistividad específica del material conductor (ohm · mm2/mt ). 2 El cobre tiene un valor p = 0,0179 ohm · mm /mt L : Longitud total del conductor en metros mt s : Sección transversal del conductor en mm2


66

Nota: Al calcular la caída de voltaje en un conductor de un circuito monofásico, la resistencia debe calcularse considerando la longitud de ida y vuelta del conductor desde la fuente de energía. Por ejemplo, si en el circuito hay una ampolleta ubicada a 35 metros del disyuntor termomagnetico, la resistencia de ese tramo del circuito será de 70 metros. EJEMPLO

Calcule la resistencia de un conductor de cobre de 1,5mm2 , cuya longitud es de 70mt ( ida y vuelta), debemos realizar el siguiente cálculo :

ρ

: 0,0179 ohm· mm2/mt L : 70 mt s : 1,5 mm2

Lo anterior quiere decir que, una línea de 70mt de conductor de cobre de 1.5mm2, presenta una resistencia de 0,84 ohm. Una vez que se conoce la resistencia del conductor que vamos a utilizar, debemos calcular la cantidad de energía que se pierde producto de esta resistencia. Recordando la teoría, decíamos que una manera de medir la energía era calcular la potencia, es decir, la capacidad de la energía eléctrica de mover los electrones. Si estamos perdiendo energía eléctrica producto de la resistencia, estamos perdiendo capacidad de mover electrones, es decir, estamos perdiendo potencia. La potencia que se pierde debido a la resistencia se calcula con la siguiente fórmula :

P perdida : Potencia que se pierde producto de la resistencia en watts W Rc : Resistencia eléctrica del conductor en ohm I : Intensidad de corriente en amperes A De acuerdo al ejemplo en análisis, si por la línea de cobre de 70mt, que tenía una resistencia de 0,84 ohm, hacemos circular una corriente de 10 A. la potencia de pérdida será :

Rc : 0,84 ohm I : 10A En éste ejemplo que se analizo, si una línea de 70mt utilizamos un conductor de cobre de 1,5mm2 , estaremos perdiendo una potencia capaz de encender 3 ampolletas de 25W y una de casi 10W. Este es uno de tos motivos por los que es importante dimensionar adecuadamente los conductores en una

67


instalación eléctrica. Por ejemplo, si para la misma instalación utilizamos un conductor de 2,5mm2 , su resistencia será : ρ = 0,0179 ohm·mm2/mt L = 70mt y

s = 2,5mm2

Como la resistencia es menor ( 0,5 ohm ), si hacemos circular la misma corriente de 10 A, la pérdida de potencia en este caso será : Rc = 0,5 ohm I = 10A Ppérdida = Rc · I2 = 0,5 · 102 = 50 W Este valor es un 40% menor que la pérdida de potencia para el conductor de 1,5mm2. Queda clara entonces, la conveniencia de aumentar la sección de los conductores, para controlar las pérdidas de energía. Para disminuir las pérdidas de energía en líneas de alimentación y distribución eléctrica, la norma eléctrica establece lo siguiente: en un alimentador eléctrico (línea que trae la energía desde el medidor o empalme a la instalación eléctrica interior, la máxima caída de voltaje no podrá exceder el 3% del voltaje del alimentador. En instalaciones eléctricas de alumbrado el voltaje nominal es de 220V . El 3% de este valor son 6,6V ( a 380V éste valor es 11,4V ). Para calcular la sección de un conductor que respete este límite máximo de pérdida de voltaje, podemos utilizar la siguiente fórmula :

S : Sección del alimentador mm2 2 : Constante aplicada para alimentadores monofásicos, que son los utilizados para alumbrado interior. ρ : Resistividad específica del material conductor . El cobre tiene un valor 0,0179 ohm· mm2/mt. L : Longitud total del alimentador (ida y vuelta) mts I : Corriente nominal del alimentador A EJEMPLO

La sección de un alimentador monofásico de 220V, de 40mt de longitud (ida y vuelta), y que debe transportar una corriente de 15A, será :

ρ Cobre : L I Vp

0,0179 ohm· mm2/mt : 40mt : 15A : 6.6 V

Reemplazando :

= 3,25 mm2

Si utilizamos un conductor menor que el resultado (3,25 mm2 ), estaremos perdiendo más de 6.6V , es decir, más que lo permitido, por ello, debemos utilizar un conductor de igual sección o superior. La sección más cercana hacia arriba disponible en el mercado, es de 4mm2 y esa es la que debemos utilizar. ( alambre ).

68


2. CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE LOS CONDUCTORES La corriente eléctrica, al circular a través de un conductor, origina en éste un efecto de calentamiento. Este aumento de temperatura origina, a su vez, en los aislantes una disminución de su resistencia eléctrica y una pérdida de su condición aisladora. Del mismo modo, sus propiedades también se ven afectadas y sobre cierto limite de temperatura pierden completamente todas sus propiedades características (resistencia mecánica y envejecimiento prematuro, etc.). De igual forma, el aumento de temperatura afecta la resistencia de los conductores a la tracción, estiramiento, etc, La norma eléctrica establece ciertos límites máximos de corriente según la sección del conductor, para evitar que el aumento de temperatura no sobrepase lo recomendable. Las dos tablas siguientes muestran estos límites para conductores de SECCIÓN MILIMÉTRICA ( alambres ) y AWG ( cables ), con una temperatura ambiente máxima de 30ºC y un máximo de 3 conductores por ducto.

TABLA 8.7 : INTENSIDAD DE CORRIENTE ADMISIBLE PARA CONDUCTORES AISLADOS ( Secciones milimétricas Norma Europea ). Temperatura de servicio 70oC . Temperatura ambiente 30oC. Sección nominal mm 0,75 1 1,5 2,5 4 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500

2

Grupo1 (A) 11 15 20 25 33 45 61 83 103 132 164 197 235 -

Grupo 2 (A) 12 15 19 25 34 44 61 82 108 134 167 207 249 291 327 374 442 510 -

Grupo 3 (A) 15 19 23 32 42 54 73 98 129 158 197 244 291 343 382 436 516 595 708 829

Grupo 1 : Conductores monopolares en tubería. Grupo 2 : Conductores multipolares con cubierta común , cables planos, cables móviles, portátiles o similares , etc. Grupo 3: Conductores monoplares tendido libremente en el aire, contándose como mínimo con un espacio entre conductores igual al diámetro del conductor.

Sección 2

mm - AWG

2,08 – 14 3,31 – 12 5,26 – 10

TABLA 8.7 a . INTENSIDAD CORRIENTE ADMISIBLE PARA CONDUCTORES AISLADOS. o Norma Norteamericana. SECCIONES AWG. Temperatura ambiente 30 C o o o o o o Ts : 90 C Ts : 90 C Ts : 60 C Ts : 60 C Ts : 75 C Ts : 75 C THHN, XTU, THHN, XTU, THW,THWN, THW,THWN, TW, UF TW, UF TTU,TTMU,PT,PW

TTU,TTMU,PT,PW

Grupo A

Grupo B

Grupo A

Grupo B

20 25 30

25 30 40

20 25 35

30 35 50

XTMU,EVA, USE-RHH, USERHHM,ET,EN Grupo : A

XTMU,EVA, USE-RHH, USERHHM,ET,EN Grupo : B

25 30 40

35 40 55

69


8,37 – 8 13,3 – 6 21,2 – 4 26,7 – 3 33,6 – 2 42,4 – 1 53,5 – 1/0 67,4 – 2/0 85 – 3/0 107,2 – 4/0 126,7 – 250 151,8 – 300 177,3 – 350 202,7 – 400 253,2 – 500 303,6 – 600 354,7 – 700 379,5 – 750 405,4 – 800 456,0 – 900 506,7 - 1000 633,4 750,1 886,7 1.013

40 55 70 85 95 110 125 145 165 195 215 240 250 280 320 355 385 400 410 435 455 495 520 545 560

60 80 105 120 140 165 195 225 260 300 340 375 420 455 515 575 630 655 680 730 780 890 980 1070 1155

50 65 85 100 115 130 150 175 200 230 255 285 310 335 380 420 460 475 490 520 545 590 625 650 665

70 95 125 145 170 195 230 265 310 360 405 445 505 545 620 690 755 785 815 870 935 1065 1175 1280 1385

55 75 95 110 130 150 170 195 225 260 290 320 350 380 430 475 520 535 555 585 615 665 705 735 750

80 105 140 165 190 220 260 300 350 405 455 505 570 615 700 780 855 885 920 985 1055 1200 1325 1455 1560

Grupo A : Hasta 3 conductores en ducto , en cable o directamente enterrados. Grupo B : Conductores simples al aire libre. Para aplicar ésta capacidad , en caso de conductores que corran paralelamente, debe existir entre ellos una separación mínima equivalente a un diámetro del conductor. No obstante lo indicado en la tabla , las protecciones de cortocircuitos de los conductores de 2,08mm, 3.31mm y 5,26mm no deberán exceder de 16, 20 y 32 A , respectivamente.

EJEMPLO

Si necesitamos transportar una corriente de 18A a través de una línea canalizada al interior de un ducto con 3 conductores y temperatura ambiente de 27oC , debemos utilizar el conductor que nos indica la TABLA El conductor, corresponde al grupo 1 en la tabla de secciones milimétricas . En la columna del grupo 1 buscamos la intensidad requerida 18A . Como no existe , utilizamos la inmediatamente superior , es decir 20A . Vemos entonces, que ésta intensidad corresponde a una sección de 2,5mm2 que es la que se debe utilizar . Si la cantidad de conductores al interior del ducto es superior a 3 , la capacidad de transporte de corriente de los conductores debe ser corregida por el FACTOR fn que establece la tabla siguiente para el grupo 1 de secciones en mm2 y el grupo A de secciones AWG.

TABLA 8.8. FACTOR DE CORRECCIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE CORRIENTES

por cantidad de conductores en tubería ( fn ) CANTIDAD DE CONDUCTORES

FACTOR DE CORRECCIÓN fn

4a6 7 a 24 25 a 42 Sobre 42

0,8 0,7 0,6 0,5

70


TABLA 8.9. FACTOR DE CORRECCIÓN DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE CORRIENTES por variación de temperatura ambiente. Secciones milimétricas. ( ft ) TEMPERATURA AMBIENTE C

FACTOR CORRECCIÓN ft

10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65

1,22 1,17 1,12 1,07 1,00 0,93 0,87 0,79 0,71 0,61 0,50 -

TABLA 8.9.A. FACTOR DE CORRECCIÓN DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE CORRIENTE

por variación de Temperatura ambiente. Secciones AWG. Temperatura ambiente

Factor de corrección ft Temperatura Servicio Conductor : 60ºC



21-25 26-30 31-35 36-40 41-45 46-50 51-55 56-60 61-70 71-80

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

Entonces, la capacidad real de transporte de un conductor será el resultado del valor indicado en la tabla, multiplicado por los factores fn y ft, de acuerdo a las condiciones de temperatura ambiente y el numero de conductores por ducto :

Véase Norma SEC 8.1.2.3 Is I tabla fn ft

: Corriente de Servicio del conductor (A) : Corriente de transporte según la tabla (A) ( corriente máxima admisible del conductor ) : Factor de corrección según numero de conductores : Factor de corrección según la temperatura ambiente

EJEMPLO Para determinar la capacidad real de transporte de una línea de 2,5mm2 , canalizada al interior de un ducto con 7 conductores en total y con una temperatura ambiente de 42°C. Se busca en la tabla para


71

secciones milimétricas la sección de 2,5mm2 que señala una capacidad de transporte de 20A. La tabla de factor de corrección por numero de conductores fn indica que de 7 a 24 conductores el factor de corrección es 0.7. La tabla de factor de corrección por temperatura ambiente para secciones milimétricas ft , nos indica que para temperaturas de mas do 40 hasta 45ºC. el factor de corrección es de 0,8. Aplicando la fórmula:

I tabla = 20 A fn = 0.7 ft = 0,8

Is = 20 · 0.7 · 0,8 = 11,2 A Si esta capacidad de transporte es menor que la necesaria, debemos aumentar la sección del conductor y repetir los cálculos, hasta encontrar que la capacidad de transporte real es la adecuada a nuestros requerimientos. Para analizar, al dímensionar conductores tenemos que elegir la mayor sección que resulte al comparar el resultado del cálculo de caída de voltaje con el resultado del dimensionamiento según la capacidad de transporte.*****


FACTORES INFLUYENTES Y RELEVANTES EN EL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN ELECTRICA EFICIENTE, CONFIABLE Y SEGURA

72


73

Protecciones contra sobrecargas El paso de la corriente por un conductor genera un calentamiento proporcional al cuadrado de esta corriente (efecto Joule). En base de este axioma, es necesario determinar la corriente admisible Iz aceptable del conductor según, su naturaleza y de su condición de instalación. Una condición previa que entonces permitirá elegir una protección adaptada contra las sobrecargas. Zonas de carga de un conductor REGLA BASICA

El cálculo de conductores según la premisa que se encuentren debidamente protegidos frente a la falla de sobrecarga, establece la sección o calibre del mismo. La corriente de servicio de los equipos conectados (Is), no debe sobrepasar la corriente nominal del aparato de protección (In) cuyo valor, a su vez, no debe sobrepasar la corriente admisible del conductor (Iz). En el caso de protección con fusibles, debe aplicarse un coeficiente reductor R al valor de Iz. Según todo lo anterior, la regla básica para asegurar que el conductor seleccionado se encuentre debidamente protegido a la sobrecarga es, formula analizada anteriormente :

Is < In < Iz·R R : 1 para los disyuntores termo magnético R : 0,75 para los fusibles < 16 A R : 0,9 para los fusibles > =16 A. Ejemplo de cálculo DETERMINACION DE LA CORRIENTE DE SERVICIO Is

La corriente de servicio Is viene dada por la potencia asociada a la línea en función de las características de los equipos conectados. El análisis exacto de todas las utilizaciones y sobre todo, el conocimiento real de las potencias de cada carga no son siempre evidentes, por lo que, en la práctica, suele ser necesario considerar coeficientes de seguridad globales por exceso para evitar subdimensionar la instalación. •

)Evitar considerar un factor minoritario sobre el tiempo de utilización; las condiciones de funcionamiento y la distribución pueden cambiar.

•

)Pensar en posibles ampliaciones futuras (se aconseja una reserva del 20%, aunque, en la práctica, suele faltar más el espacio que la energía).

•

)Incrementar en un 80% (x 1,8) la potencia considerada para las luminarias fluorescentes compensadas, y en un 150% (x 2,5) la de las luminarias no compensadas.

• •

)Tomar un coeficiente genérico de 1,5 para todas las lámparas de vapor o de yoduros metálicos. )Aplicar un incremento del 100% para los motores de hasta 4 kW (potencia considerada x 2). Para los motores de 4 a 50 kW, este factor será de 1,5.

•

)Tomar las potencias nominales para la iluminación por incandescencia, incluidas las lámparas halógenas, y la calefacción.


74

Ejemplo La potencia de un equipo fluorescente 2 x 36 W compensada debe considerarse igual a 2 x 36 x 1,8 = 129,6 W

Si asumimos la existencia de 15 equipos iguales y que su factor de potencia es 0,95 la corriente de servicio del círculo será: Is = 15 x 129,6 (W)

= 9,3 A

220 (V) x 0,95

Según la corriente anterior, y considerando que el calibre del dispositivo de protección In debe ser mayor que la Is, se deberá instalar un disyuntor termomagnetico de 10A. Existen varios factores a considerar en el momento de la determinación de la corriente real de uso, especialmente aplicada a los conductores eléctricos de una instalación, para evitar un subdimensionamiento de estos y el consiguiente riesgo de sobrecarga: • • • • • •

) ) ) ) ) )

Cantidad de conductores activos dentro del mismo medio de canalización. Niveles de temperatura del medio ambiente en donde se disponen los conductores. Existencia de componentes armónicas. Posibilidades de ampliación de la carga conectada. Corrientes de encendido y tiempo de permanencia de esta. Corriente máxima posible de circular en forma permanente.

DETERMINACIÓN DE LA SECCION DE CONDUCTORES La sección de los conductores se determina a partir del conocimiento de la corriente admisible (Iz) que deberá ser capaz de transportar según las características y exigencias del medio en donde éste prestará servicio. Las tablas del capítulo 8 de la Norma NCH Elec 4/2003, permiten determinar los valores de corriente aceptados por diferentes tipos de conductores eléctricos según los principios fundamentales de utilización y protección de las personas. A continuación se mencionan los principales elementos. Las tablas de capacidades de transporte admisibles permiten determinar directamente la sección de los conductores en función : • Para el caso de alambres: de las características del conductor, la del medio de canalización y de la corriente admisible. • Para el caso de cables: de las condiciones de instalación, las características del tipo de aislamiento y de la corriente admisible. La corriente admisible (Iz), para los casos de alambres y cables viene dada por la aplicación de los factores de corrección por número de conductores (fn), y de temperatura (ft), a la corriente máxima que puede llegar a circular por el conductor de manera permanente, la cual viene dada por el calibre del dispositivo de protección:


75

Iz = In / ( fn · ft ) Según la Norma NCH Elec. en redes trifásicas de cuatro hilos la selección del neutro no debe ser inferior al 50% de la sección nominal de los conductores de fase. Se recomienda considerarlo igual a la sección de la fase para el caso de alimentación a cargas lineales y el doble para el caso de alimentación a cargas no lineales que inyecten armónicos de secuencia cero que provocan “ sobrecalentamiento del conductor neutro “. •

CARACTERÍSTICAS DE LOS CONDUCTORES ELECTRICOS

Un conductor es un elemento físico que tiene como objetivo principal el transporte de la energía eléctrica desde el punto de alimentación hasta el de consumo. El transporte debe realizarse de la forma más técnica y económicamente adecuada conforme a las necesidades del sistema eléctrico. Los conductores pueden ser tipo alambre, es decir, una sola hebra (abreviatura ALM), o un cable (abreviatura CBL), formado por varias hebras o alambres retorcidos entre sí. En general, un conductor eléctrico está compuesto de un alma conductora, la que puede estar desnuda, vale decir sólo el conductor propiamente tal, o bien dentro de una cubierta aislante, la que envuelve al alma conductora, conformada por algún material polimérico. El alma conductora es la encargada de transportar la energía en forma eficiente y a bajo costo, luego las características del material que la conforman deben ser capaces de cumplir este objetivo. Los materiales más usados en la fabricación de conductores eléctricos son el cobre y el aluminio debido principalmente a su bajo costo y su conductividad respecto de otros metales conductores. Aunque el primero es superior en características eléctricas y mecánicas ( la conductividad del aluminio es de aproximadamente un 60% de la del cobre y su resistencia a la tracción es solo un 40% ), las características de bajo peso y costo de aluminio, han dado lugar a un amplio uso sobre todo en redes de distribución exteriores. Las siguientes tablas entregan la capacidad de transporte de conductores de cobre utilizadas normalmente en nuestro país. Los valores indicados en las tablas anteriores, son aplicables a 3 conductores activos colocados en un mismo medio de canalización. En caso de circuitos trifásicos de cuatro hilos, no es obligatorio considerar al neutro como un conductor activo siempre que la cargas sean LINEALES y mantengan equilibrado el sistema eléctrico, mientras que en redes de alimentación a computadores debido a la presencia de terceras armónicas es altamente importante contemplarlo como conductor activo. En éste caso debe dimensionarse igual o el doble del calibre de la fase, debido a cargas NO LINEALES. Como se menciono anteriormente, si el número de conductores activos colocados en un mismo medio de canalización excede de 3, se deberá disminuir la capacidad de transporte de cada uno de los conductores individuales de acuerdo al factor de corrección fn. En igual forma, si la temperatura ambiente es distinta a 30ºC la capacidad de transporte de los conductores se deberá modificar de acuerdo al factor de corrección ft.


76

CUBIERTA AISLANTE DE LOS CONDUCTORES ELÉCTRICOS La función de la aislación de un conductor es evitar contactos involuntarios con partes energizadas, confinar la corriente eléctrica en el conductor y contener el campo eléctrico dentro de su masa. En principio, las propiedades de los aislantes son con frecuencia más que adecuadas para su aplicación, pero efectos externos pueden degradarlos rápidamente. Debe considerarse en la selección de los aislantes, el nivel de tensión al cual el conductor estará sometido, debido a que este puede dañarse por la fuerza ejercida por el campo eléctrico perimetral producido por el potencial eléctrico sobre el conductor, es por esto, que existen aislaciones para baja, media y alta tensión, diferenciados entre sí por su clase de aislación. Dada la diversidad de tipos de aislantes que existen en la actualidad, el proyectista debe tener presentes las características de cada uno de ellos, para su adecuada selección tanto en el aspecto técnico como en el económico. Existen características concretas para la disimilitud entre diferentes tipos de aislaciones, las cuales se rigen por los siguientes parámetros : •

)RESISTENCIA AL CALENTAMIENTO

Se considera la deformación del material con el aumento de la temperatura, así como la pérdida de su rigidez mecánica. •

)ENVEJECIMIENTO POR TEMPERATURA

Cuando el conductor es sometido a altas temperaturas durante períodos prolongados, la aislación muchas veces va perdiendo su rigidez dieléctrica, así como su elasticidad. •

)RESISTENCIA AL OZONO

El ozono producto en gran medida de la contaminación atmosférica es un elemento muy corrosivo, ya que por ser un gas ionizado, disminuye la rigidez dieléctrica de los materiales aislantes. •

)EL EFECTO CORONA

Produce elevadas temperaturas en ciertas partes del conductor, lo que envejece su aislación, lo que provoca la pérdida de su rigidez dieléctrica.

MATERIALES AISLANTES Los materiales aislantes mayormente utilizados en la actualidad, son los indicados a continuación, describiéndose sus características más significativas de algunos.

A)

)CLORURO DE POLIVINIL ( PVC )

Perteneciente a los termoplásticos ; se utiliza preferentemente en conductores de baja tensión debido a su bajo costo. Con mezclas adecuadas se obtiene un rango de temperaturas de servicio de entre 60 y 105 ºC en operación normal.


B)

77

)ETILENO PROPILENO ( EPR )

Perteneciente a los termofijos del tipo tela sintética; posee propiedades dieléctricas tales como resistencia a la ionización y una temperatura de servicio de 90ºC. Este tipo de aislante se utiliza especialmente en instalaciones de alta tensión hasta 60 (kV), en forma general.

C)

)ETILENO PROPILENO DIENO MODIFICADO ( EPDM )

Perteneciente a los termofijos del tipo tela sintética; se comporta de manera similar al EPR, y posee la ventaja de que el conductor no necesita estaño y no requiere cintas aisladoras cuando se une con cables del tipo XLPE, EPR y EPDM.

D)

)POLIETILENO RETICULADO ( XLPE )

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. En general, dependiendo de las condiciones de uso de los conductores al interior de una instalación eléctrica, se deberá encontrar una aislación que responda a las solicitaciones medioambientales a las que se verá expuesto.


Véase Norma SEC 4-2003

78


79

80


CIRCUITOS En función del objetivo de uso que se las da a los conductores de una instalación interior, los conductores se clasifican en:

)ALIMENTADORES Son aquellos que van entre el equipo de medida y el primer tablero de la instalación, o los controlados desde el tablero general y que alimentan tableros generales auxiliares o tableros de distribución.

)SUB-ALIMENTADORES Son aquellos que se derivan desde un alimentador directamente o a través de un tablero general auxiliar. En un circuito, a los conductores a través de los cuales se distribuye la energía se les denominarán líneas de distribución y a los conductores que alimentan a un consumo específico o llegan al punto de comando de éste se les denominará derivaciones. ALIMENTADOR

Véase Tableros 6.1.1.1. Norma SEC

SUB-ALIMENTADOR

81


•

Riesgos de explosión

En las instalaciones con riesgos de explosión (presencia, tratamiento o almacenaje de materias explosivas o con bajo punto de inflamación, incluyendo la presencia de polvo explosivo), las canalizaciones deberán ir provistas de protección mecánica apropiada y la corriente admisible se reducirá en un 15%.

EJEMPLO • • • • •

Alimentador trifásico de cuatro hilos que alimenta a un tablero de distribución para computación. Dispuesto en tubería de PVC. Al quemarse no debe emitir gases tóxicos por tratarse de un local de reunión de personas. La temperatura ambiente a considerar será de 44ºC. La corriente nominal de su dispositivo de protección es de 25 A.

Solución Selección de la cubierta aislante. Al tratarse de un conductor dispuesto en un local de reunión de personas, canalizado en ducto y que se exige que al quemarse no emita gases tóxicos.

Ver Tabla 8.6a Norma SEC

1. Factores de corrección a aplicar Al tratarse de un alimentador trifásico de 4 hilos que alimenta a computadores (cargas monofásicas no lineales), los que principalmente inyectan terceros armónicos de secuencia cero (se recomienda considerar cuatro conductores activos, 3F + N), que la temperatura ambiente a considerar es de 44ºC, y que según el aislante elegido la temperatura de servicio de este es de 90ºC. Te

Ver Tabla 8.8 y 8.9 Norma SEC

82


2. Corriente admisible teórica Considerando que la corriente nominal del dispositivo de protección es de 25A, y aplicando los factores de corrección determinados anteriormente : Iz =

In fn · ft

=

25A 0,8 · 0,79

=

39,6A

3. Sección de los conductores Tomando como regla que la corriente admisible comercial del conductor (fases), debe ser mayor que la corriente admisible : THHN-90-3,31mm2-A-40Amp

Ver Tabla 8.7A Norma SEC

mperatura ambiente ºC

DISPCantidad de conductores Factor

**** DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGA 1.

)UBICACIÓN DE LAS PROTECCIONES

En principio, un dispositivo de protección debe estar situado al inicio de cada canalización (línea principal o derivación), ya que la corriente Is admisible en la canalización se hace inferior a la corriente In del dispositivo de protección situado antes. 2.

)EXCEPCION DE PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGA

Cuando una canalización dedicada alimentar una carga situado en una posición estable, no susceptible de sobrecargas (luminarias con potencias de lámpara limitadas, radiadores, calefacciones, calentadores de agua, hornos…), y cuya corriente de servicio Is es inferior a la corriente admisible de la canalización, se permite no dotar a dicha canalización de protección contra sobrecargas. 3.

)RECOMENDACIONES DE NO PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGA

Cuando la continuidad del servicio, o la seguridad, lo requieran (motores de eliminación de humos, circuitos de máquinas giratorias, aparatos de elevación…), se recomienda no instalar dispositivos con protección contra sobrecargas. En este caso, deberá dimensionarse la canalización para la eventual corriente de falla en sobrecarga: por ejemplo, rotor bloqueado en el caso de un motor. Esta excepción no afecta a la protección contra cortocircuitos, que debe estar garantizada en todos los casos. La línea en cuestión no debe tener derivaciones. Por principio, una línea de tomas de corriente puede sufrir sobrecargas y debe estar siempre protegida. Los disyuntores del tipo Lexic solamente magnéticos DX-MA permiten cumplir las recomendaciones de no protección contra sobrecargas.

83


CAÍDAS DE TENSIÓN EN LA LINEA Es importante que la caída de tensión acumulada desde la fuente hasta cualquier punto de la instalación no sea superior a los valores exigidos por Norma. VALORES LIMITES ADMISIBLES DE CAIDA DE TENSION Vp< 3% Ver 7.ALIMENTADORES 7.1.1.3 Norma SEC

Vp<= 5%

Vp< 3%

- Si la caída de tensión supera los valores límite admisibles, se puede aumentar la sección de los conductores hasta que la caída sea inferior a los valores prescritos. - Si la instalación alimenta motores, se recomienda comprobar la caída de tensión en condiciones de arranque. Para ello, basta con sustituir, en la fórmula adjunta, la corriente Is por la corriente de arranque del motor y utilizar el factor de potencia en el arranque. - En ausencia de datos más precisos, puede considerarse el valor de la corriente de arranque como de 6 In. La caída de tensión, teniendo en cuenta todos los motores que pueden arrancar al mismo tiempo, no debe sobrepasar el 15%. Aparte del hecho de que una caída de tensión demasiado elevada puede perjudicar al resto de usuarios de la instalación, puede hacer también que el motor no arranque. Las caídas de tensión se calculan por medio de la siguiente fórmula : u = b ( ρ1 · L/S · Cos ϕ + ( λ · L · Sen ϕ ) ) • Is u b ρ1 L S λ

calculo caída tensión

: caída de tensión en V : coeficiente de valor 1 para los circuitos trifásicos y 2 para los monofásicos : resistividad de los conductores en Ω mm2 /m (0,018 para el cobre) : longitud del conductor en mts 2 : sección del conductor en mm : reactancia lineal de los conductores en mΩ /m (0,08 para los cables multi o monoconductores trenzados, 0,09 para los cables monoconductores contiguos en capa y 0,13 para los monoconductores separados. Cos ϕ : factor de potencia (0,8 en ausencia de información) Is : corriente de servicio de la canalización en A

La caída de tensión relativa (en %) se calcula como sigue : ∆u = 100 U/Uo

U : caída de tensión en V U0 : tensión entre fase y neutro en V

84


CAIDAS DE TENSIÓN ESTIMADAS POR TABLASXSAalores límites admisibles de ídas e tensión La caída de tensión unitaria v (en voltios), por 1 amper y por 100 mts de longitud, puede determinarse directamente a partir de las siguiente tabla, en función : – De la sección (en mm2 ) y de la naturaleza de las almas, cobre o aluminio – De la reactancia lineal de los conductores, (en miliohm/mts). – El cos ϕ para la calefacción y alumbrado, ( 0,85 para las aplicaciones mixtas y 0,35 para el arranque de motores). EJEMPLO

Suponga que el cálculo a través de formulas da una caída de tensión en un cable de 50mts circulando 250A un resultado de 4,04 V, es decir una caída de tensión relativa del 1,75%. La utilización de la tabla proporciona un resultado idéntico. En efecto, la lectura de la tabla adjunta, para una sección de fase de 70mm2 de cobre y un cos ϕ de 0,85 nos da un valor de 0,032. Este valor viene dado para 100 mts de cable y para una corriente de 1A. Por lo tanto, hay que multiplicar por 250 y por 0,5 (50 mts de cable), lo que da una caída de tensión absoluta de 4 V y una caída de tensión relativa de 1,73%. El valor de la caída de tensión de la canalización trifásica de longitud L (en mts), recorrida por la corriente de servicio Is (en A), es entonces de u = v/100 · Is · L

= ( 0,032 · 250 A · 50mt ) / 100 = 4V

expresada en voltios : ∆u = v · Is · L Uo

= ( 0.032 · 250 A · 50mt ) / 230V = 1,73%

Uo = 230 V en red trifásica de 380 V.

En las canalizaciones monofásicas, los valores de u y ∆u deben multiplicarse por 2 ( caída en el conductor de ida y en el conductor de vuelta, ambos recorridos por la misma corriente. CAIDA DE TENSIÓN UNITARIA EN V PARA 1 A , 100MTS y X = 0,09miliohm/mt

T R IF A S IC O C O B R E m m 2 S e c c ió n 1 1 ,5 1 ,5 3 3 2 ,5 0 ,9 2 4 0 ,5 7 5 6 0 ,3 8 3 1 0 0 ,2 3 1 6 0 ,1 4 4 2 5 0 ,0 9 2 3 5 0 ,0 5 6 5 0 0 ,0 4 8 7 0 0 ,0 3 3 9 5 0 ,0 2 4 1 2 0 0 ,0 1 9 1 5 0 0 ,0 1 5 1 8 5 0 ,0 1 2 2 4 0 0 ,0 1 3 0 0 0 ,0 0 8 4 0 0 0 ,0 0 6 5 0 0 0 ,0 0 5 6 3 0 0 ,0 0 4 2 x 1 2 0 0 ,0 1 2 x 1 5 0 0 ,0 0 8 2 x 1 8 5 0 ,0 0 6 2 x 2 4 0 0 ,0 0 6 3 x 1 2 0 0 ,0 0 6 3 x 1 5 0 0 ,0 0 6 3 x 1 8 5 0 ,0 0 4 3 x 2 4 0 0 ,0 0 3 4 x 1 8 5 0 ,0 0 3 4 x 2 4 0 0 ,0 0 2

1 0 0 m t c o s 0 ,8 5 1 ,3 0 8 0 ,7 8 5 0 ,4 9 3 0 ,3 3 0 ,2 0 ,1 2 8 0 ,0 8 2 0 ,0 8 0 ,0 4 3 0 ,0 3 2 0 ,0 2 5 0 ,0 2 1 0 ,0 1 7 0 ,0 1 5 0 ,0 1 2 0 ,0 1 1 0 ,0 0 9 0 ,0 0 8 0 ,0 0 7 0 ,0 1 0 ,0 0 9 0 ,0 0 7 0 ,0 0 6 0 ,0 0 7 0 ,0 0 6 0 ,0 0 5 0 ,0 0 4 0 ,0 0 4 0 ,0 0 3

0 ,3 5 0 ,5 4 4 0 ,3 2 9 0 ,2 0 9 0 ,1 4 2 0 ,0 8 8 0 ,0 6 8 0 ,0 4 0 ,0 3 0 ,0 2 4 0 ,0 1 9 0 ,0 1 6 0 ,0 1 4 0 ,0 1 3 0 ,0 1 2 0 ,0 1 1 0 ,0 1 0 ,0 1 0 ,0 0 9 0 ,0 0 9 0 ,0 0 7 0 ,0 0 6 0 ,0 0 6 0 ,0 0 5 0 ,0 0 5 0 ,0 0 4 0 ,0 0 4 0 ,0 0 4 0 ,0 0 3 0 ,0 0 3

85


2.3. PROTECCIONES CONTRA TENSIONES PELIGROSAS PROTECCIÓN CONTRA CONTACTOS DIRECTOS E INDIRECTOS La norma UNE 20460 establecen básicamente las tensiones de seguridad que corresponden a las tensiones de contacto indirecto máximas admisibles, según las recomendaciones del OBI (Comité Electrotécnico Internacional ) para asegurar la protección de las personas. De los efectos fisiológicos que la corriente eléctrica crea en el cuerpo humano se deduce que éste es muy sensible a la corriente, a la vez que ésta es directamente proporcional a la tensión de contacto e inversamente proporcional a la resistencia del cuerpo, que es del orden de 2.000 ohm. SEC 4-2003. 9.0.6.2

Véase Norma

Por contacto directo se entiende aquel que el cuerpo humano toca directamente un conductor activo. El contacto indirecto se produce cuando, por efecto de un fallo en un aparato o accesorio, se desvía la corriente eléctrica a través de las partes metálicas o carcaza de éstos. La figura muestra los casos de contactos directos e indirectos.

Ver 9. Medidas Protección

contra tensiones peligrosas NORMA SEC


86

• Tensión de contacto directo ( Véase 9.1. Norma SEC ) EJEMPLO cuando una persona está en contacto directo entre una parte activa y una carcaza metálica, la tensión de contacto está próxima a la tensión 220 V. Si se desprecian las resistencias de toma de tierra y es la resistencia del cuerpo la que limita la corriente corporal, cuyo valor es : I corporal = Vf = 220V = 0,1 A = 100 ma Rc 2.000 considerando la resistencia corporal igual a 2.000 ohm.

Tensión de contacto indirecto ( 9.2 Norma SEC ) Cuando una persona está en contacto entre la carcaza de una carga con un fallo de aislamiento y otra carcaza metálica cuyo valor de puesta a tierra es más débil, la tensión de contacto indirecto es proporcional al valor de la corriente de falla. La corriente corporal es inversamente proporcional a la resistencia del cuerpo, como en el caso anterior. Suponiendo que Rt = 20 ohm ( de puesta a tierra) y la resistencia o impedancia de falla interna es Ri = 30 ohm (del equipo), con R corporal = 2.000 ohm se obtiene, para Vf = 220 V, los siguientes valores : • La corriente de falla If es : If =

Vf Rt + Ri

=

220 = 4,4A 20 + 30

• Tensión de contacto Vc ( Voltaje de seguridad ) : Vc = Rt · If Corriente corporal Ic: Ic =

= 20 · 4,4 = 88V

Vc = 88V = 44ma Rc 2.000

Las tensiones de contacto indirectos deben eliminarse en un tiempo tanto más corto cuanto mas elevado sea su valor. La protección contra las tensiones de contacto indirecto puede asegurarse, según los casos, por interruptores diferenciales de adecuada sensibilidad.


87

TENSIONES DE SEGURIDAD 50V y 24V Las tensiones de contacto máximas previstas admisibles, en función de la clase de local, son las que se indican :

Curva A2 Locales secos Tensión máxima UI = 50 V Norma SEC 4/2003 ( 9.0.6.3 ) Curva A3 Locales húmedos Tensión máxima Ul = 24 V Norma SEC 4/2003 ( 9.0.6.3 ) Los dispositivos de protección deben asegurar un corte automático del circuito, a partir de la aparición de una tensión de contacto indirecto y en un tiempo tanto más corto cuanto más elevada sea la tensión. CURVAS DE SEGURIDAD

Para el caso de los contactos indirectos, la protección contra una tensión peligrosa Uc >=50V pasa obligatoriamente por el corte automático del circuito de alimentación en un tiempo tanto más corto cuanto más elevada sea la tensión. En la práctica se protegen los circuitos secundarios con interruptores diferenciales de : 10ma – 30ma – 300ma – 500ma – 1 A ....según la aplicación.

88


9.2. Contacto Indirectos ref : 9.2.4 Clase A Norma

9.2. Contactos Indirectos

ref : 9.2.7 Clase B Norma SEC

VER HOJA NORMA 13

t < 5 sg


89

2.4. FUSIBLES, TIPOS, OPERACIÓN Y USO

Los fusibles son elementos de protección que desconectan con seguridad corrientes de cortocircuito muy elevadas. Son utilizados para la protección de conductores, equipos de instalaciones contra sobreintensidades. Teniendo en cuenta las múltiples funciones y condiciones de utilización de los fusibles se fijan para éstos las siguientes exigencias : • Alta seguridad • Pérdidas reducidas • Relación de selectividad escalonada • Alto poder de corte • Estabilidad de las características de desconexión Generalmente los fusibles están formados por un cartucho de porcelana, en cuyo interior se aloja el conductor fusible rodeado de arena de cuarzo que actúa como medio de extinción.

Clasificación de fusibles Los fusibles utilizados para baja tensión se clasifican atendiendo a las características de funcionamiento y forma constructiva. Se identifican mediante dos letras, de las cuales la primera define la clase de función la segunda indica el objeto a proteger. Fusibles gL:

De uso general y empleados para la protección de CABLES Y CONDUCTORES

Fusibles aM: Se utilizan para la protección de EQUIPOS ELÉCTRICOS Fusibles gR;

De uso general y para protección de SEMICONDUCTORES

De estas tres clases de fusibles la más ampliamente utilizada es la gL, que permite una desconexión con seguridad, tanto para sobrecargas inadmisibles como para intensidades de cortocircuito. La figura muestra las zonas de reacción de un fusible de clase gL. En los fusibles de la clase aM, la corriente de interrupción es 4 veces su intensidad nominal, por lo que se utilizan para la protección contra cortocircuitos.

Fusibles de uso general : De la marca SIEMENS. S. A, se incluyen las curvas características de los fusibles de clase gL. tipo NEOZED, DIAZED y NH. para protección de cables y conductores de uso general.


90

PROTECCIONES CONTRA CORTOCIRCUITOS Cualquier instalación eléctrica debe estar provista de protecciones cuyo objetivo sea minimizar los efectos producidos por un cortocircuito o sobrecarga. Para que esto sea posible, las protecciones deberán ser adecuadamente dimensionadas. según las características del circuito. Las protecciones más comunes que existen son : — Los fusibles — Los disyuntores termomágnetico

Fusibles Los fusibles fueron las primeras protecciones desarrolladas para minimizar los efectos de los cortocircuitos y sobrecargas en las instalaciones eléctricas. Incluso hoy en día es posible encontrar muchas instalaciones en las que continúan utilizándose con mucha eficiencia, por ejemplo en instrumentos eléctricos, equipos electrónicos, tableros de control, etc. El hilo conductor interno permite el paso de corriente por el circuito, mientras los valores de la corriente se mantengan entre los limites aceptables. Si estos límites son excedidos, el hilo se funde, impidiendo el paso del exceso de corriente, despejando la falla y protegiendo así a la instalación de los efectos negativos de este esté exceso. En los fusibles de la clase aM, la corriente de interrupción es 4 veces su intensidad nominal ( 4 In ), por lo que se utilizan sólo la protección contra cortocircuitos y no sobrecarga. Por ejemplo si la In del fusible aM es de 10 Amperes su hilo conductor se funde a los 40 Amperes

Curva Característica de los Fusibles La operación de un fusible, es decir, la intensidad de corriente frente a la cual actúa la protección, se refleja en la Curva Características para cada tipo de fusible. ESTA CURVA ES UN GRAFICO EN EL CUAL SE INDICA EL TIEMPO QUE DEMORA EL HILO EN FUNDIRSE , SEGÚN EL NIVEL DE CORRIENTE QUE EXISTA. EN LA FIGURA SE MUESTRA LA CURVA CARACTERÍSTICA DE UN FUSIBLE DE LA FAMILIA GL.


91

EN ESTA CURVA SE DISTINGUEN CLARAMENTE 3 ZONAS , QUE DELIMITAN LA OPERACIÓN DEL CIRCUITO DE LA INSTALACIÓN ELECTRICA QUE EL FUSIBLE ESTA PROTEGIENDO :

ZONA 1 : Es la zona en condiciones normales de operación . La protección fusible NO ACTUA. Porque la intensidad de corriente de operación es MENOR a la corriente nominal o de servicio del fusible. ZONA 2 : Zona bajo condiciones ANORMALES de operación , en situación de SOBRECARGA , La protección fusible actúa en tiempos superiores a los 10 SEGUNDOS dando la posibilidad que la sobrecarga desaparezca antes de éste tiempo y el sistema eléctrico continué operativo. Esto es útil cuando en una instalación eléctrica existen artefactos que momentáneamente demandan una sobrecarga , por ejemplo la partida de motores pequeños como el refrigerador, hervidor eléctrico, horno microondas, el encendido de iluminación incandescente, etc. ZONA 3 : Zona en condiciones anormales de operación, en situación de cortocircuito, La protección, fusible actúa en tiempos inferiores a 10 segundos, pudiendo llegar a tiempos de operación de milésimas de segundo, según la magnitud de la falla. Sí el aumento de intensidad es muy violento , el fusible se funde casi instantáneamente.

Selección de una protección fusible Para dimensionar una protección fusible que resulte eficiente y adecuada a un circuito eléctrico determinado, hay que considerar que la protección no debe actual para condiciones normales de funcionamiento , pero si debe operar frente a condiciones anormales. Para ello es necesario tener presente algunas informaciones sobre que se va utilizar : • INTENSIDAD MINIMA ( Imin ) : Corriente mínima de operación que origina la fusión del hilo fusible este valor se sitúa entre 1,6 a 2 veces corriente nominal del fusible. • TIEMPO DE OPERACIÓN ( t op ) : Tiempo en que hilo fusible demora en fundirse. • INTENSIDAD NOMINAL ( I nom ) : Corriente nominal del protector fusible. Como criterio de dimensionamiento en un diseño de proyecto eléctrico , se debe elegir la protección fusible que cubra los requerimientos antes mencionados. EJEMPLO : Si se tiene una instalación eléctrica de alumbrado de 10 A ( 2,2KW ) , se elegirá un fusible con In = 10 A , de manera que para valores inferiores de corriente que Imin aprox de 16 A , la protección no actuará , pero si lo hará para valores superiores.

La principal desventaja de este tipo de protección fue que antiguamente eran fácilmente alterables. Por ejemplo. reemplazar un fusible de 10 A por uno de 20 A. Otra desventaja, lamentablemente muy frecuente, eran que podían ser “reparados”, lo que no debía hacerse ya que dejan de prestar el servicio para el cual fueron diseñados. En la actualidad, prácticamente no se utilizan en la instalaciones eléctricas domiciliarias, sino se uso es ampliamente aplicable a instalaciones industriales de fuerza, protección de líneas y cables en subestaciones de Media Tensión.


92


REGIMÉN DEL NEUTRO EN LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA

1

TS-s : Tierra de Servicio del Sistema ( Cia ) TS-p : Tierra de Servicio particular ( Cliente ) TP-p : Tierra de Protección particular ( Cliente ) CP : Conductor de Protección

50

93

94


Véase TABLA 10.22 Rpt < = Vs K · In

( véase 10.2.4 )

R < = 220V = ( Rts + Rtp + Rcnt + RLtp ) ( véase 10.2.5 ) K · In


2

TS-p TP-e TP-c CP Z

: Tierra de Servicio particular Cliente : Tierra de Protección exclusiva por equipo : Tierra de Protección común ( Colectiva ) : Conductor de Protección : Impedancia del Neutro

95


96


97


3

TS-s : Tierra de Servicio del Sistema ( Cia ) TS-p : Tierra de Servicio particular ( Cliente ) CP : Conductor de Protección

98


99


100

101


2.5. DISYUNTORES TERMOMAGNETICOS , OPERACIÓN Y USOS

Los interruptores automáticos llamados PIAS se destinan ala protección de los conductores en instalación y distribuciones. En redes TN y TT que tengan dispositivos de protección con desconexion por sobreintensidad también evitan que, en caso de corrientes de defecto, perduren elevadas tensiones de contacto. Estos interruptores , están provistos de un disparador térmico (bimetal ) retardado para pequeñas sobreintensidades que dependen del tiempo f(t) de permanencia de la sobrecarga. Consta también de un disparador electromagnético instantáneo para sobreintensidades elevadas o cortocircuitos separándose en este caso los contactos para la desconexión rápida en menos de 1 segundo. La cámara de extinción del arco está especialmente diseñada para reducir la cortocircuito e interrumpirla mucho antes de su paso por cero en corriente alterna.

corriente de

Los contados se fabrican en plata , ya que este metal ofrece una elevada seguridad contra la soldadura, a la vez que garantiza larga duración en sus maniobras (aproximadamente 20.000 maniobras) en servicio normal. La mayoría de los sistemas usuales en Europa y Chile son sistemas trifásicos de corriente alterna, con tensión nominal 220/380 V 50 Hz.

102


CURVAS OPERACION Z, B, C y D PARA DISYUNTORES TÍPICOS

CARACTERÍSTICAS INTERVENCIÓN DISYUNTORES TERMOMAGNETICOS NCH 2012 In < 82 amp Inf = 0,9 In If = 1,3 In Tiempo = 1 Hora

H : 2 a 3 In L : 3 a 5 In G : 8 a 12 In

El térmico es idéntico. Sólo el magnético cambia para cada curva. Norma IEC898-EN60898

CURVA Z

: Uso industrial 1 a 40 A – 2,4 a 3,6In - 25KA

CURVA BD : Uso domiciliario en 6KA e Industrial desde 10KA CURVA C

B : ( Ctos control y alumbrado resistivo )

: Uso Viviendas en 6KA ( iluminación Fluorescente y Circuitos de Enchufes ) D : Trafos y Motores VERSIONES ELECTRÓNICA PARA I.E DE BAJA IMPEDANCIA

programable desde 630 A a 1.600 Amp

Icc = 50KA

103


PROTECCIONES: Categoría Ay B ( IEC 947 )

tr

SI UN DISYUNTOR ESTA DISEÑADO PARA RETRAZAR SU OPERACIÓN FRENTE A UNA Icc.

Ir Ig

tm Im tg

TIPO A : SIN TIEMPO DE RETARDO ( no selectivo ) TIPO B : CON TIEMPO DE RETARDO ( Selectivo ) mínimo : 0,05sg, 0,1sg, 0,25sg, 0,5sg, 1 sg.

La curva se puede programar a través de los Tiempos y Corrientes del térmico y magnético.

Los disyuntores universales para corriente alterna y continua son, no sólo fuertemente limitadores de la corriente, sino que también tienen incorporados elementos para asegurar la interrupción de todas las corrientes de servicios hasta el poder de corte nominal. • EL PODER DE CORTE Respecto al poder de corte de los disyuntores automáticos, existen las siguientes especificaciones especiales, según las siguientes : — Norma DIN VDB 0641/6.78. — Norma UNE 20347/91. En ellas están definidas las clases de poder de corte nominal. El poder de corte nominal para disyuntores termomagneticos en promedio comienza desde los 6KA hasta 50KA o más. • COORDINACIÓN La mayoría de las veces los disyuntores se colocan en instalaciones o distribuciones en las que no se conoce la intensidad de cortocircuito prevista en el punto de utilización o, aunque ésta sea conocida, puede modificarse. Un cambio en la potencia del transformador de alimentación o una modificación en la instalación o en la distribución eléctrica o la Impedancia, puede producir una variación de la corriente de cortocircuito Icc . En la mayoría de los casos en el punto de instalación del disyuntor no se realiza un calculo de la intensidad de cortocircuito. Por ello, los disyuntores deben protegerse contra los efectos de las corrientes de cortocircuito que estén por encima de su corriente de cortocircuito nominal ( coordinación o protección back-up ) anteponiendo fusibles de intensidad nominal de 100A , como valor máximo. Estos protegen a los disyuntores contra corrientes de cortocircuito hasta 35KA/50KA/100KA. • LIMITACIÓN DE LA CORRIENTE En la desconexión por cortocircuito, y durante el tiempo de desconexión, fluye a través del interruptor una corriente que esta disminuida respecto a la intensidad de cortocircuito. En la norma DIN VDE 0641 se definen 3 clases de poder de corte nominal para disyuntores de característica B hasta 25 A de intensidad nominal. Para cada una de estas 3 clases de poder de corte 2 nominal se fijan los límites permitidos del valor I · t paso . Cuanto mas alta es la intensidad nominal del fusible antepuesto, mayor es la intensidad de corriente a que se produce la selectividad.

104


En la Tabla siguiente se indican los valores limites de selectividad en amperio de los disyuntores termomagneticos .

Coef limit c = I efec Cresta I Cresta teor 0,8 --Æ 20%


105

Características de desconexión Los disyuntores termomagneticos poseen características de desconexión las cuales están adaptadas a las características de calentamiento de los conductores .La curva característica D puede tener una función de protección de conductores ,pero ésta más destinado a la protección de aparatos . El disparador térmico bimetal opera justamente por encima de la corriente nominal ( > 5% de sobrecarga ) para la protección de aparatos sensibles a sobrecarga. El ajuste del disparador magnético está entre 7 y 10·In. Los disyuntores con características ICP-M ( Interruptor con Control de Potencia con reenganche Manual incorporado ) corresponde a la norma UNE 20317 y están destinados a controlar la potencia contratada BT/AT2 – BT/AT4.1 – BT/AT4.2 por los usuarios o clientes de las empresas distribuidoras de energía eléctrica. Aunque están dotados de disparadores térmicos y electromagnéticos con unas determinadas características de desconexión, no tienen por que asumir funciones de protección, ya que, a todos los efectos, están considerados como elementos activos en la función de tarifas eléctrica. Las influencias a que están sometidos los disyuntores y en mucho casos generan accionamiento erráticos en la tableros de distribución : LA DESCONEXIÓN son causadas por :

)TEMPERATURA AMBIENTE :

Los disparadores por sobrecarga (bimetales/termico ) están ajustados para una temperatura ambiente de 20ºC (+5) . Temperaturas ambientes mas elevadas, por ejemplo debidas a calor de perdidas de los tableros eléctricos , obligan a una reducción de la carga. Si muchos disyuntores automáticos, cargados simultáneamente con todo su valor nominal, están colocados uno al lado de otros, siempre deberá reducirse la carga (en 15% aproximadamente para una fila y en el 25% aproximadamente para 3 filas) en un tablero eléctrico de distribución. Debido a la temperatura se produce un desplazamiento de la curva características que modifica el dimensionamiento original que se calculo al momento del diseño eléctrico de la instalación.

)CORRIENTE CONTINUA : La conducta en CC en sobrecarga no difiere respecto a la conducta con corriente alterna , sin embargo el disparo magnético se desplaza a corrientes más elevadas a causa del factor raíz de 2.

)FRECUENCIAS

ELEVADAS : Frecuencias superiores a 50/60 Hz, generan aumentos de temperatura adicionales en el bimetal y en el magnético y elevan la resistencia magnética del circuito disparador instantáneo. Por ejemplo, con 250Hz, ( 5º armónica contaminante ) la curva característica de sobrecarga se desplaza en un 30% aproximadamente a tiempos de actuación inferiores ( más rápidos ), mientras que para el disparador magnético las corrientes necesarias para la desconexión se elevan hasta el 50%. CALCULO DE PROTECCIÓN DE CONDUCTORES EN 1. SOBRECARGA 2. CORTOCIRCUITOS 3. CHOQUE ELECTRICO Para el calculo de protección de conductores, tanto en sobrecargas como en cortocircuitos, se debe tener en cuenta la coordinación de la Norma DIN VDE 0100 parte 430 de la siguiente forma :


106

)

1. SOBRECARGA La intensidad nominal del disyuntor termomagnetico In estará comprendida entre la intensidad de servicio del conductor Is y la intensidad máxima carga admisible Icma, de tal forma que cumpla : Isc < In < Icma La condición de desconexión se deberá cumplir cuando la intensidad convencional de desconexion o intensidad de desconexión más retardada Icd, < = a 1.45 veces de la intensidad máxima de carga admisible Icma , como se puede ver a continuación : Icd <= 1,45 · Icma

)2. EN EL CORTOCIRCUITOS

Se debe cumplir la condición de que I2 · t del conductor <= I 2 · t del disyuntor ; donde la carga admisible del conductor se calcula de la forma siguiente:

( I2 ·t ) Conductor = K2 · S2 de donde: K : Valor de corrección del material (115 conductor de Cu aislado con PVC ) S : Sección del conductor en mm2

)3. CONTRA EL CHOQUE ELECTRICO En este caso se tendrá en cuenta la Norma DIN VDE 0100 en las que están establecidas las condiciones de protección contra choques eléctricos para los tres sistemas de redes eléctricas. Para los sistemas TN o TT , en la conexión de los conductores detrás del disyuntor , debe asegurarse que en el caso más desfavorable de un cortocircuito al final del conductor, todavía pueda fluir una corriente que provoque la desconexión automática dentro de los siguientes tiempos : - 0,2 segundos en circuitos con base de enchufes hasta 35 A de intensidad nominal ( sistema TN ) y en circuitos con equipos portátil de clase de protección A ( con conexión a conductor de protección ) cumpliéndose que : Ia = K2 · In Donde : In : Corriente de operación del disparador magnético K2 : 5 para Disyuntor Curva C y 10 para Curva D

- 5 segundos , en todo los demás casos con K2 = 5 para tipos curvas C y D


107

2.6. COORDINACIÓN Y SELECTIVIDAD DE PROTECCIONES Concepto da selectividad Existe selectividad en una instalación eléctrica cuando, al aparecer un defecto en una zona y la falla es eliminada o, mejor dicho, aislado por el disyuntor termomagnetico de protección situado más próximo al defecto. La interrupción del servicio se limita al equipo o línea en la que se ha producido la falla de tal forma que el resto de la instalación sigue funcionando sin ningún problema. 1. GRADO DE SELECTIVIDAD Los grados de selectividad son 2 : • Total , cuando se determina para cualquier clase de corriente de falla. • Parcial, cuando no se determina para una gama determinada de corriente. 2. TÉCNICAS DE SELECTIVIDAD Las técnicas actuales de selectividad son : • Selectividad amperimétrica, basada en las corrientes de desconexión del dispositivo. • Selectividad cronométrica , basada en el tiempo de funcionamiento y de retardo . • Selectividad lógica , basada en un sistema generador de órdenes lógico, bien de desconexión, bien de no desconexión, en función de la situación y el tipo de falla. 3. EFICACIA DE LA SELECTIVIDAD Para realizar una buena selectividad de las protecciones contra sobreintensidades, es preciso conocer la curva caracteristica correspondiente de funcionamiento, de cada protección (disyuntor .fusibles, etc.) y efectuar un estudio pormenorizado de las diferentes técnicas de selectividad. adecuando los parámetros, características de intensidades y tiempos de funcionamiento y retardos. La selectividad de las protecciones contra sobreintensidades, ya sean a través de fusibles o de disyuntores termomagneticos, se define cuando vista la dirección del flujo de la energía, sólo actúa la protección mas cercana al punto de falla.

EJEMPLO DE SELECTIVIDAD

Si se produce una sobreintensidad (sobrecarga o cortocircuito) en el equipo A, actuara solamente la protección 1 (PÍA 1), desconectando sólo dicho circuito y manteniendo el servicio en el resto. En el caso de fallar la protección 1 (PÍA 1), se fundiría la protección 2 (fusibles de la centralización de medidores) y así sucesivamente. La «protección magnetotérmica 2A control de potencia», es la correspondiente al ICP y que en caso de instalarse , se puede considerar como protección general de la instalación eléctrica , estando situada en el escalonamiento intermedio entre PRO1 y PRO2. Para conseguir que la selectividad de las protecciones sea adecuada, es necesario que exista un ESCALONAMIENTO DE TIEMPOS DE ACTUACIÓN de las diferentes protecciones, actuando en primer lugar la protección que se halle más cercana al punto de defecto y en último lugar la más alejada del defecto.


108

SELECTIVIDAD AUTOMÁTICA Cuando existan varias protecciones en serie en una IE, hay que programarlas a través de las CURVAS CARACTERÍSTICAS de los diferentes protecciones, de tal forma que la última dispare ante que la anterior y así sucesivamente.


109

Salvo en instalaciones muy elementales , hay siempre 2 o más protecciones conectadas en serie entre el punto de alimentación y los posibles puntos de falla. Para delimitar la falla a la menor área posible , de modo que las perturbaciones que ella introduzca al resto de la instalación sean mínimas, la protección que ésta mas próxima al punto de la falla debe operar primero y si esta por cualquier motivo no opera dentro de su tiempo normal, la que sigue inmediatamente detrás deberá hacerlo y así sucesivamente. Vale decir, debe haber un funcionamiento escalonado que partiendo desde el punto de falla debe ir acercándose al punto de alimentación , si es que fuera necesario. Las protecciones deben elegirse y regularse de acuerdo a sus Curvas Características , de modo que operen frente a cualquier eventualidad en la forma descrita. Cuando ello se consigue, se dice que la PROTECCIONES SON SELECTIVAS, y el estudio que se realiza para conseguirlo se denomina COORDINACIÓN DE PROTECCIONES. Al lograr esta selectividad tendrá importancia para limitar los

posibles daños sólo al equipo fallado y no permitir que se extienda más halla y evitar que se paralicen equipos o sectores de la instalación eléctrica que no estén directamente comprometidos por la falla. Con ello se obtendrán grandes economías al reducir al mínimo los daños a equipos y los paros de producción.

COMPARACION DE CURVAS CARACTERÍSTICAS DE PROTECCIONES Para efectuar la coordinación selectiva de las protecciones se comparan las curvas características de operación de cada dispositivo, entonces se obtendrá la selectividad si las curvas no se cortan ni son tangentes en ningún punto.


110

En el caso mostrado, las curvas de operación de los distintos disyuntores, deben estar en la posición relativa mostrada para que estos sean SELECTIVOS.

El orden de operación será C, B y A

COORDINACIÓN DE FUSIBLE Y DISYUNTOR En el siguiente ejemplo, el disyuntor ésta mas próximo al consumo, de modo que debe operar primero ; esto se logra seleccionando el disyuntor y un fusible que tenga curvas de operación similares a las mostradas.

En éste ejemplo, es el caso típico de alimentación a un motor en que el térmico lo protege a la sobrecarga ( operación lenta ), el fusible lo protege contra cortocircuito ( operación rápida ) y el disyuntor actúa como protección de respaldo en caso de falla en la operación del fusible.

DISEÑO, PRESUPUESTO Y PROGRAMACIÓN DE PROYECTO

111

2.7. INTERRUPTORES DIFERENCIALES, TIPOS, OPERACIÓN Y USO

El interruptor diferencial es un dispositivo de protección sensible a la corriente de fuga a tierra. Esta recibe el nombre de corriente diferencial, porque es igual a la diferencia entre todas las corrientes entrantes y salientes en la instalación consumidora. El balance de tales corrientes es generalmente cero. Difiere de cero sólo si una falla hacia tierra establece un camino para la corriente a través del terreno y el electrodo de tierra al que esta asociado el diferencial. . El interruptor diferencial, por consiguiente, abre el circuito cuando la corriente de fuga hacia tierra supera su umbral de intervención y se transforma en “ corriente de falla “. En un circuito eléctrico que tenga un PD se puede cumplen matemáticamente las LEYES DE KIRCHOFF . Las sensibilidades típicas pueden ser : 0,010 - 0,03O — 0,100 - 0,300- 0,500 - 1 amperes

Los interruptores diferenciales con sensibilidad 0,03A, esto es, 30ma o con menor sensibilidad de apertura, se definen como de alta sensibilidad. Los interruptores diferenciales con umbrales de intervención superiores se denominan interruptores diferenciales de media o baja sensibilidad. El elemento sensible a la corriente diferencial está constituido por una bobina toroidal de material ferromagnético atravesada por todos los conductores que alimentan el circuito (excluido, por consiguiente, el conductor de protección a tierra ). Las corrientes que recorren estos conductores producen un flujo magnético resultante nulo en condiciones normales. Al manifestarse, una corriente hacia tierra de protección se forma en la bobina toroidal un flujo resultante que induce, sobre un arrollamiento auxiliar, una tensión utilizada para provocar la apertura del interruptor. Tal tensión puede provocar directamente la intervención del sistema de desenganche o ser previamente amplificada, según el tipo de interruptor diferencial.

DISEÑO, PRESUPUESTO Y PROGRAMACIÓN DE PROYECTO

112

Véase HOJA DE NORMA 13 ( PDs monofásico y trifásico ) y HOJA NORMA 15 ( Tierra de Protección )

El interruptor diferencial tiene un pulsador de prueba, señalado con la letra T (o P), inicial de test (o prueba). Apretando el botón, cuando el diferencial esta conectado, se provoca artificialmente el paso de una corriente diferencial por el circuito y se puede comprobar así en cualquier momento la operación del interruptor, que desconectara la carga o consumo inmediatamente. En este sistema de protección, todas las carcazas Vease susceptible de energizarse en caso de eventual falla deben ser puestas a tierra. La resistencia a tierra debe cumplir la relación según Norma : Rpt < = Vs Is

Véase 9.0.6.3 Norma SEC -- Para los efectos de .aplicación de este Norma, se considerarán como

máximos valores de tensión a los cuales puede quedar sometido el cuerpo humano sin ningún riesgo. 50V en lugares secos y

24V en lugares húmedos o mojados en general y en salas de operaciones quirúrgicas en

particular. Rpt : Resistencia puesta a tierra de la instalación . ( ej. una barra representa 70 ohm en un terreno de resistividad 100ohmxmt ) Vs : Tensión de contacto máxima admisible. Is : Sensibilidad ( corriente diferencial )

En la siguiente Tabla se indican los valores de las resistencias puesta a tierra máximas dependiendo de la sensibilidad del PD utilizado :

113

DISEÑO, PRESUPUESTO Y PROGRAMACIÓN DE PROYECTO ELECTRICO

Tabla : Sensibilidad de los PD en función de las Resistencias puesta a tierra de las carcazas Rpt Corriente falla

Rpt para Vs máxima

Diferencial

50V

24V

Id

ohm

ohm

10 mA

5.000

2.400

30 mA 300mA 500mA 1A

1.666 166 100 50

800 80 48 24

50V

24V Corriente diferencial id ma

DESCONEXIÓN «SELECTIVA DE INTERRUPTORES DIFERENCIALES Normalmente, los interruptores diferenciales tienen una característica de desconexión instantánea. Esto significa que los interruptores diferenciales no pueden conectarse en serie para conseguir la desconexión selectiva en el caso de una falla. Para conseguir la selectividad cuando se conectan interruptores diferenciales en serie, el interruptor antepuesto tiene que tener un retardo en la desconexión en el circuito secundario del transformador diferencial, comparado con los interruptores con disparo instantáneo. • Selectividad de los Interruptores diferenciales Cuando se produzca un defecto de aislamiento o fuga a tierra, la selectividad diferencial desconectará sólo el circuito o carga donde se haya producido dicho falla, manteniendo el resto de la instalación en servicio. Dado que la desconexión de los interruptores diferenciales es en algunos casos instantánea es necesario que, para que exista una buena selectividad, haya un retardo en el tiempo de desconexión de las diferentes protecciones instaladas, es decir, un escalonamiento de los tipos de actuación de los diferenciales. Ello se consigue a través de circuitos electrónicos instalados en los interruptores diferenciales que actúan sobre la sensibilidad y el retardo. Los valores comerciales de ajuste más usuales son :

- Sensibilidad • RETARDO

: 30 mA - 300 mA - 500 mA - 1 A - 2 A : 20 ms - 200 ms - 500 ms - 1 sg - 5 sg

A su vez, este tipo de diferenciales electrónicos se hallan protegidos contra disparos intempestivos debidos a sobreintensidades los cuales pueden ser del tipo HPI tratados más adelante. ( caída de rayos, maniobras en la red, transientes, etc.).

Ejemplo de selectividad escalonada 1. Cuando se produce un falla de aislamiento en la máquina 3, desconectará la protección diferencial 1. que es la más cercana a donde se ha producido el defecto, manteniendo el resto de la instalación en servicio, sin alterar el proceso de producción de la empresa.

114


2. Caso de fallar la DIF 1, entonces actuará la DÍF 2, desconectando la línea de producción I y manteniendo el servicio en la línea de producción 2. En cada caso, y en función de la importancia de la actividad de las instalaciones de los niveles de producción de los equipos y maquinas instalados, será preciso el estudio minucioso de la selectividad de este tipo de protecciones, debido al grave perjuicio que se puede ocasionar por una desconexión incorrecta de toda la instalación.

I.C.P. + DIF 3 : Id : 1A t : 1 sg

Id : 500ma t : 200ms

Id : 300ma t : 20ms


115


116


TIPOS DE INTERRUPTOR DIFERENCIAL

117

118


• Red de señal alterna simétrica pura Ciclo de histéresis completo DIFERENCIAL : Correcta Operación

10usg ( 100Khz ) Sobreintensidad oscilatoria amortiguada

CORRIENTE PEAK 200 A 250 AMP Sobrecorriente transitoria por MANIOBRAS

• Red de señal NO alterna : Ciclo de histéresis IMCOMPLETO DIFERENCIAL : Cegado

Relación 8/20usg Corriente de choque

CORRIENTE PEAK 250 AMP Sobrecorriente por perturbaciones externas RAYOS


Red de señal alterna simétrica pura : Ciclo de histéresis completo DIFERENCIAL : Correcta operación

CORRIENTE PEAK 200 A 250 AMP Sobrecorriente transitoria por MANIOBRAS

Red de señal NO alterna : Ciclo de histéresis prácticamente completo DIFERENCIAL : Correcta operación

CORRIENTE PEAK 250 AMP Sobrecorriente por perturbaciones externas RAYOS

119


120


121


122


123

2.8. LIMITADORES DE SOBRETENSIÓN

“ Los limitadores de sobretensión son un elemento esencial en la protección de los TABLEROS y CARGAS de las redes eléctricas modernas debido a equipos sensibles del tipo NO lineal. ( informática, variadores, iluminación electrónica , etc ). Una adecuada elección de los dispositivos y los métodos de instalación es una condición inevitable para su eficacia.

1. LAS TECNOLOGÍAS DE LOS PARARRAYOS Basados en el montaje de elementos de varistancia, los limitadores de sobretensión combinan rapidez y capacidad de comercialización. Poseen una protección interna con indicación de fin de vida por un indicador y ofrecen la posibilidad de reportarse a distancia por medio de un contacto auxiliar. •

Los limitadores de sobretensión con varistancia

La varistancia es un componente a base de óxido de zinc (ZnO) que posee la propiedad de ser muy "no lineal". Es decir, que a la tensión de funcionamiento normal, la resistencia del componente es muy elevada y la corriente de fuga muy escasa (< 1 mA). Cuando una sobretensión aparece, el valor de la resistencia “baja “ y una parte importante de la corriente es desviada limitando la sobretensión aguas abajo del limitador de sobretensión. Después de varios choques de rayo, la varistancia envejece y debe cambiarse.

FUNCIONAMIENTO DE UNA VARISTANCIA


124

2. LAS CARACTERISTICAS DE LOS LIMITADORES DE SOBRETENSIÓN El número de choques de rayo que el limitador de sobretensión es capaz de absorber va decreciendo con el valor de la corriente de descarga (de 20 choques a 1 choque). Por esto, la elección de estos valores debe ponerse frente a las condiciones probables de intensidad y repetición de los choques de rayo. La NF C 15-100 § 534-1 (Francia) recomienda que en el origen de una instalación abastecida por la red pública, la corriente nominal sea al menos igual a 5 kA y el nivel de protección Up 2,5 kV. Los criterios más severos de exposición o de protección pueden conducir a valores más elevados. Atención: la sola protección de cabeza de instalación permite derivar la mayor parte de la energía, pero no basta a proteger toda la instalación y especialmente los materiales sensibles para los cuales es necesario una protección de proximidad.

•

Nivel de protección UP expresado en kV

Este valor caracteriza el nivel al cual es llevada la sobretensión en caso de escurrimiento de la corriente nominal de descarga, por ejemplo: 1 - 1,2 - 1,5 - 1,8 - 2 - 2,5 KV. •

Corriente máxima de descarga Imax

Expresa el valor de la corriente en KA en forma de onda 8/20 useg que puede pasar por el limitador de sobretensión al menos una vez.

•

Corriente nominal de descarga In

Es la corriente de descarga (en KA) utilizada para las pruebas que el limitador de sobretensión debe estar en condiciones de pasar 20 veces.

•

Tensión máxima de régimen permanente Uc

Esto es el valor específico de la tensión de utilización del limitador de doble tensión. Debe ser al menos igual a la tensión máxima de la red.

•

Corriente de funcionamiento permanente IC

Incorrectamente nombrada corriente de fuga, es el valor (en mA) de la corriente que se pasa al limitador de sobretensión bajo su tensión Uc en ausencia de falla. •

Tensión residual U res

Esto es el valor medido de la tensión en los bornes del limitador de sobretensión cuando se somete a la corriente de descarga nominal In. Este valor no debe exceder el de Up.

Como cualquier dispositivo de una instalación, los limitadores de sobretensión deben protegerse contra los choques eléctricos (contactos directos e indirectos), contra los cortocircuitos y contra las sobrecargas. Se indica la instalación de un dispositivo de protección para los pararrayos de tablero, TG o de distribución. Está constituido por un disyuntor DX 20 A en tetrapolar o en bipolar.


125

3. LA ELECCION DE LOS LIMITADORES DE SOBRETENSIÓN Los limitadores de sobretensión de tipo modular tienen tres niveles vinculados a su capacidad de escurrimiento: alta capacidad 70KA, elevada capacidad 40KA y capacidad estándar 15KA. Pueden instalarse a la cabeza o al nivel distribución/repartición de la instalación. Los limitadores de sobretensión de proximidad se incorporan generalmente a los equipos: regleta de tomas, equipos, bloques de automatización. A. LAS SOBRETENSIONES DE ORIGEN ATMOSFÉRICOS Los modos de propagación del rayo

1. Agresión directa Esta se produce en el punto de impacto del rayo y puede ser también por consecuencias de las circulación de las fuertes intensidades en los elementos mas o menos conductores. 2.

Agresión indirecta Son las más usuales. Una sola agresión directa en un punto puede generar a distancia sobreintensidades que se propagan por la red eléctrica al interior de las edificaciones y pueden dañar la instalación y los equipos y materiales eléctricos.

A ) las sobretensiones sobre las líneas El impacto de rayo sobre una linea de AT-MT-BT crea una sobretensión del miles de voltios y una corriente de miles de amperes.

B) Las sobretensiones por inducción electromagnética El impacto de rayos en la proximidad ( Chile en la cordillera ) de una red eléctrica crea por inducción electromagnética una sobretensión que se propaga directamente o vía la red a las instalaciones.


126

C) Las sobretensiones en las líneas de tierra El impacto del rayo en la cercanía de una red eléctrica crea por inducción electromagnética una sobretensión que se propaga directamente o vía la red a las instalaciones. B. LAS SOBRETENSIONES DE ORIGEN NO ATMOSFÉRICOS Son la sobretensiones por maniobras de los equipos como : Motores, lámpara de descarga, cambio de tap banco condensadores, conexiones de cargas inductivas a la red, etc. C. LOS EFECTOS DE LAS SOBRETENSIONES Las sobretensiones son de 2 tipos : 1. Las sobretensiones entre la red eléctrica y estructuras metálicas de las construcciones o red de tierra que tienen por consecuencias la creación de un ARCO ELECTRICO entre la red y la tierra. Esto provoca la DESTRUCCIÓN DEL TABLERO ELECTRICO. 2. Las sobretensiones entre fase y neutro que dañan los equipos y cargas eléctricas. D. REGLAS PARA LA ELECCIÓN DE LAS PROTECCIÓN Determinar el material a proteger 1. Tres criterios permiten elegir los protectores de sobretensión adecuada a) El grado de sensibilidad a las sobretensiones ( computadores, televisores, etc ) b) El valor $ del material y equipo instalado c) Las consecuencias por la interrupción del servicio ( productividad, cámara refrigeración, equipo medico quirófano, etc ) 2.

Verificar las características de la instalación eléctrica a) Instalación con líneas aéreas o subterránea : El riesgo es mayor para las líneas aéreas. b) Presencia de estructuras elevadas unidas a tierra pueden constituir un riesgo suplementario c) Exposición de la región o zona a caídas de rayo.

3.

Elección del limitador de sobretensión

En función de los criterios antes señalados, 2 niveles de protección pueden ser necesarios : 1. Limitador de sobretensión en el TABLERO La elección del dispositivo se verá en función de : De la capacidad de circulación Imax a. Esta será tanto más elevada si la instalación es más expuesta : región con caídas de rayos, instalaciones aéreas, aislamiento de la construcción, , presencias de tormentas eléctricas. b.

Del esquema eléctrico de la Inst. Eléctrica


127

Que la red eléctrica sea monofásica o trifásica y régimen del neutro. c. Del nivel de protección a asegurar para garantizar la protección del material Mientras más bajo es el Up, más eficaz es la protección. Tomando en cuenta el Imáx y el Up del protector es posible que se tenga que instalar VARIOS PROTECTORES EN CASCADA para asegurar un Imáx que satisfaga las exigencias del entorno y un Up suficiente para la sensibilidad del los equipos y materiales eléctricos a proteger. 2. Limitador de sobretensión de PROXIMIDAD Para equipos particularmente sensibles, se deberá colocar además un limitador de sobretensión de un Up inferior junto a la toma del equipo a proteger.

aristacia

2.9. TABLEROS DE POTENCIA, CONFECCION Y USO

Véase Norma 4-2003 . 6. TABLEROS CLASIFICACIÓN DE TABLEROS ELÉCTRICOS Atendiendo a la función y ubicación de los distintos Tableros dentro de la instalación, estos se clasificarán como sigue: TABLEROS GENERALES: Son los tableros principales de las instalaciones. En ellos estarán montados los DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN Y MANIOBRA QUE PROTEGEN LOS ALIMENTADORES y que permiten operar sobre toda la instalación de consumo en forma conjunta o fraccionada.


128

TABLEROS GENERALES AUXILIARES: Son tableros que son alimentados desde un tablero general y desde ellos se PROTEGEN Y OPERAN SUBALIMENTADORES que energizan tableros de distribución.

TABLEROS DE DISTRIBUCIÓN: Son tableros que contienen dispositivos de protección y maniobra que permiten PROTEGER Y OPERAR DIRECTAMENTE SOBRE LOS CIRCUITOS en que está dividida una instalación o parte de ella; pueden ser alimentados desde un tablero general, un tablero general auxiliar o directamente desde el empalme.

TABLEROS DE PASO: Son tableros que contienen protecciones cuya finalidad es PROTEGER DERIVACIONES QUE POR SU CAPACIDAD DE TRANSPORTE NO PUEDEN SER CONECTADAS DIRECTAMENTE A UN ALIMENTADOR, subalimentador o línea de distribución del cual están tomadas.

TABLEROS DE COMANDO: Son tableros que contienen los dispositivos de protección y de maniobra que permiten PROTEGER Y OPERAR SOBRE ARTEFACTOS INDIVIDUALES O SOBRE GRUPOS DE ARTEFACTOS pertenecientes a un mismo circuito.

CENTROS DE CONTROL: Son tableros que contienen dispositivos de protección y de maniobra o únicamente DISPOSITIVOS DE MANIOBRA Y QUE PERMITEN LA OPERACIÓN DE GRUPOS DE ARTEFACTOS, en forma individual, en subgrupos, en forma programada o manual. Atendiendo a la utilización de la energía eléctrica controlada desde un tablero, éstos se clasificarán en:

• Tableros de Alumbrado • Tableros de Fuerza • Tableros de Calefacción • Tableros de Control • Tableros de Computación

Formas constructivas. Algunas consideraciones Todos los dispositivos y componentes de un tablero deberán montarse dentro de cajas, gabinetes o armarios, dependiendo del tamaño que ellos alcancen. Los materiales empleados en la construcción de tableros deberán ser resistentes al fuego, autoextinguentes, no higroscópicos, resistentes a la corrosión o estar adecuadamente protegido contra ella. Todos los tableros deberán contar con una cubierta cubre equipos y con una puerta exterior. La cubierta cubre equipos tendrá por finalidad impedir el contacto de cuerpos extraños con las partes energizadas ( IP Grado Protección NORMA SEC apéndice 1 ), o bien, que partes energizadas queden al alcance del usuario al operar las protecciones o dispositivos de maniobra; deberá contar con perforaciones de tamaño adecuado como para dejar pasar libremente, sin que ninguno de los elementos indicados sea solidario a ella, palanquitas, perillas de operación o piezas de reemplazo, si procede, de los dispositivos de maniobra o protección. La cubierta cubre equipos se fijará mediante bisagras en disposición vertical, elementos de cierre a presión o cierres de tipo atornillado; en este último caso los tornillos de fijación empleados deberán ser del tipo imperdible.

Véase 6.2.2. Acerca del Material eléctrico. Los conductores de alimentación que lleguen a un tablero deberán hacerlo a puentes de conexión o barras metálicas de distribución desde donde se harán las derivaciones para la conexión de los


129

dispositivos de comando o protección constitutivos del tablero. No se aceptará el cableado de un tablero con conexiones hechas de dispositivo a dispositivo. Las barras de distribución se deberán montar rígidamente soportadas en las cajas, gabinetes o armarios; estos soportes deberán ser aislantes. La cantidad y dimensiones de los soportes de barras se fijarán de acuerdo al cálculo de esfuerzos electrodinamico que se originen en la más alta corriente de cortocircuito estimada para el tablero y teniendo en consideración la presencia de armónicas de corriente o tensión que puedan originar resonancias mecánicas de las barras. La capacidad de transporte de corriente de las barras de distribución de un tablero se fijará de acuerdo a la tabla Nº 6.4.

Véase 6.4. 1. Todos los tableros cuya capacidad sea > = a 200 Amperes deberán llevar instrumentos de medida que indiquen la tensión y corriente sobre cada fase. - Todos los tableros deberán llevar luces piloto sobre cada fase para indicación de tablero energizado. Se exceptúan de esta exigencia a los tableros de uso doméstico o similar de menos de ocho circuitos. - Los tableros generales y generales auxiliares considerados en 6.2.2.7 y aquellos cuyas características de funcionamiento lo exijan deberán llevar luces piloto de indicación del estado de funcionamiento de cada uno de los alimentadores, subalimentadores o circuitos controlados desde ellos. - Los dispositivos de control, luces piloto, instrumentos de medida u otros similares montados en un tablero y que necesiten de energía eléctrica para su funcionamiento, deberán ser alimentados desde circuitos independientes cuya protección podrá ser como máximo de 10 Amperes y de la capacidad de ruptura adecuada.


130

Véase 6.4. 1. DISPOSICIONES APLICABLES A TABLEROS DE DISTRIBUCIÓN En un tablero de distribución de Alumbrado no deberán colocarse más de 42 dispositivos de protección distintos a las protecciones generales. Para los efectos de aplicación de esta disposición una protección bipolar se considerará como dos dispositivos de protección y una protección tripolar como tres. Todo tablero de distribución cuya capacidad sea inferior o igual a 200 Amperes o cuyo alimentador tenga un dispositivo de protección de capacidad nominal inferior o igual a 200 Amperes, no necesitará de dispositivos de operación o protección generales. En caso de que varios tableros de distribución sean alimentados desde un alimentador común y las protecciones de este tenga una capacidad superior a 200 Amperes, cada tablero de distribución deberá llevar dispositivos de operación y protección generales, aunque su capacidad individual sea inferior a 200 Amperes. En un tablero de distribución en que se alimentan circuitos de distintos servicios, tales como fuerza, alumbrado, calefacción u otros, las protecciones se deberán agrupar ordenadamente ocupando distintas secciones del tablero. Se colocarán protecciones generales correspondientes a cada servicio cuando las condiciones de seguridad y funcionamiento lo requieran.

131


2.10.

CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO ICC

Y ESFUERZO ELECTRODINAMICO

EN EL TABLERO ELECTRICO

Determinar el valor de la corriente que circula por los distintos puntos de una instalación eléctrica bajo condiciones de falla adquiere una importancia fundamental. El conocimiento exacto de su magnitud, es imprescindible para el adecuado dimensionamiento de tableros, protecciones, conductores, etc., de modo que se traduce en un factor importante para obtener una instalación libre de daños imprevistos y esencialmente segura. Para efectos de facilidad de cálculo, se acostumbra a utilizar el concepto de "barra infinita", representando un sistema eléctrico ideal, cuyos parámetros propios, vale decir voltaje y frecuencia, permanecen invariables cuando ocurren fallas en cualquier punto del sistema eléctrico. Un sistema real se representa usualmente como una barra infinita en serie con una impedancia que es equivalente a todas las impedancias del sistema entre la generaci6n y el punto que se está analizando. Para calcular las corrientes de cortocircuito bastará entonces determinar que otras impedancias Zt = R+jX intervienen en la falla y en que forma están interconectadas y a este circuito resultante aplicarle la tensión nominal del sistema.

INFLUENCIAS DE LOS MOTORES AL CORTOCIRCUITO Antes de determinar estas impedancias, analicemos brevemente desde que fuente se esta recibiendo corriente hacia el cortocircuito. Básicamente estas fuentes son 3 : 1) El SISTEMA DE GENERACIÓN, en el caso de un calculo en B.T 2) Los MOTORES Y CONDENSADORES SÍNCRONOS, si es que existen éstos conectados en la instalación

3) Los MOTORES DE INDUCCIÓN. El aporte de corriente del sistema de generación , no parece necesario comentarlo, pero hay otros 2 casos :

1. LOS MOTORES O CONDENSADORES SÍNCRONOS, por construcción son prácticamente iguales a un alternador y tienen un campo de excitación alimentado con CC. En el instante que se produce un cortocircuito, el voltaje de línea baja a valores muy pequeños y el motor tiende a detenerse, sin embargo, por inercia propia y la de la carga que está arrastrando esa detención no es instantánea y durante el

132


período de frenado la máquina está trabajando como generador y está entregando corriente hacia el punto de falla. La magnitud de esta corriente dependerá de la reactancia propia del motor o condensador y de su potencia y la duración del fenómeno dependerá de la duración del frenado, pero en general se puede establecer que la magnitud de la corriente es apreciable durante un período de 6 a 10 ciclos contado desde el momento en que se produce la falla.

2. Una situación similar sucede en el caso de MOTORES DE INDUCCIÓN, sin embargo, la duración del fenómeno es muy pequeña por cuanto no existe una excitación de corriente continua que esté manteniendo el flujo de inducción. El aporte de corriente al cortocircuito será apreciable durante un tiempo no superior a los 2 o 3 primeros ciclos ( 60 ms ) después de ocurrida la falla. El valor de la corriente aportada por un motor de inducción a la falla dependerá también de su reactancia y de su potencia, la reactancia tiene, en el momento de falla un valor muy parecido a la reactancia de motor trabado, por esta razón la corriente aportada al cortocircuito por el motor tiene un valor aproximadamente igual a la corriente de partida directa. Existen tablas que dan valores representativos de reactancias para motores síncronos y de inducción en baja tensión ; dichos valores pueden aplicarse también, con un margen aceptable de exactitud para grupos de motores, de modo que en un caso dado pueden reemplazarse todos los motores síncronos o de inducción de una instalación, por un único motor equivalente de cada tipo, con una potencia igual a la suma de las potencias de cada uno de los componentes del grupo y con una reactancia en tanto por uno tomada de los valores indicados en la tabla, pero sobre la base de la potencia total del grupo.

A. CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO

C. APORTE DE MOTORES SINCRONOS

B. COMPONENTE CC

D. APORTE DE MOTORES DE INDUCCIÓN

E. APORTE ALIMENTACIÓN

LA ASIMETRÍA DE LA CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO Icc Si observamos un oscilograma de la corriente en un cortocircuito podemos ver que es de la forma mostrada en la figura, es decir, en el instante inicial la corriente es asimétrica con respecto al eje cero y esta asimetría se va perdiendo después de un cierto tiempo ( 60ms ) hasta alcanzar el valor de falla en régimen permanente. Esta asimetría inicial se origina en la presencia de reactancias inductivas en el circuito de falla, lo que hace que el circuito se comporte como si existiera una componente CC en la


133

corriente de falla. Esta componente continua desaparece más o menos rápidamente dependiendo de la relación de la reactancia a la resistencia del circuito, es decir, de la razón X/R.

El efecto práctico que esta situación conlleva , es que las protecciones deben dimensionarse para la corriente de falla asimétrica y como los cálculos nos entregan el valor simétrico se han establecido factores de asimetría en función de la relación X/R.

Los valores de este factor varían entre 1 a 1,73 y en la grafica siguientes muestran distintos valores para este factor, conociendo la relación X/R.


134

TABLA FACTOR DE ASIMETRÍA SEGÚN RELACIÓN X/R

Como no es fácil establecer la razón exacta X/R en todo momento, se acostumbra a emplear factores de asimetría típicos para distintos puntos de un sistema. Para sistemas de distribución en MT ( 13,2 kV., 4,18 kv., 3,3 kV. etc.) 1,25 es un valor suficientemente seguro; en sistemas de distribución en BT ( 660, 550 V. 380/22O V ) en que el efecto de la resistencia de los alimentadores predomina sobre su reactancia, 1,1 es un factor de asimetría aceptable.***

Icc Monofasico

J=

Icc Trifásico

J=

FA Emax

w w

2 2/3

: Factor de asimetría : Voltaje de alimentación peak


135

CALCULO POR TABLA DE LA Icc Para efectuar un calculo aproximado a partir de los datos de la subestación suministradora podemos evaluar la corriente de cortocircuito presunta en el tablero por el siguiente método por tabla :

136


CALCULO DE CORRIENTE CORTOCIRCUITO EN EL TABLERO Corriente de ctocto generado por el Transformador ( conectado a barra infinita ) 50 100 160 200 250 315 400 500 600 800 1000 1250 1600 2000 P KVA 1,7 3,4 5,5 6,7 8,6 10,1 13,7 17,2 21,6 24,4 27,5 31,2 36,7 42,3 Icc ka SECCION FASE mm2 1,5 2,5 4 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 2x120 2x150 2x185 3x120 3x150 3x185 Icc aguas arriba Ka 100 90 80 70 60 50 40 35 30 25 20 15 10 7 5 4 3 2 1

NORMA FRANCESA NFC 15.105

0,8 1 1,2 1,5 1,5 1,7 2 2,3 2,5 2,9

0,9 1 1,1 1,4 1,7 1,8 1,9 2,3 2,7 2,9 3,5

1 1,1 1,3 1,6 1,9 2 2,2 2,8 3 3,5 4

0,9 1,1 1,2 1,5 1,8 2,2 2,3 2,5 2,9 3,5 3,5 4,5

1 1,3 1,4 1,6 2 2,4 2,5 2,8 3,5 4 4 5

1,1 1,5 2 2,5 2,7 3 4 5 5,1 5,5 6,5 7,5 8 9,5

1 1,5 2,1 3 4 5 5,5 6,5 8 9,5 10 11 13 15 16 20

0,9 1,3 1,9 2,7 3,5 5 6,5 7 8 10 12 13 14 16 19 21 24

LARGO CANALIZACION EN MTS 0,6 1 1 1,3 1,5 0,8 1,7 2,1 2,5 1,3 2,5 3 4 0,8 1,1 2,1 4 5,5 6,5 1 1,4 1,7 3,5 7 8,5 10 1,6 2,1 2,6 5 10 13 16 2,2 3 3,5 7,5 15 19 22 3 4 5,5 11 21 27 32 4,5 6 7,5 15 30 37 44 6 8 10 20 40 50 60 7,5 10 13 25 50 65 75 8 11 14 27 55 70 80 9,5 13 16 32 65 80 95 12 16 20 40 80 100 120 15 19 24 49 95 120 150 16 20 25 50 100 130 160 17 22 28 55 110 140 180 20 26 33 65 130 160 200 23 30 38 75 150 190 230 25 33 41 80 160 210 250 29 39 49 95 190 240 290

1,3 2,1 3,5 5 8,5 14 21 30 40 60 80 100 110 130 160 190 200 220 250 300 330 390

1,6 2,6 4 6,5 11 17 26 37 66 75 100 130 140 160 200 240 250 280 330 380 410

3 6,5 8 9,5 13 16 32 5 10 13 16 21 26 50 8,5 17 21 25 34 42 85 13 25 32 38 50 85 130 21 42 55 65 85 110 210 34 70 85 100 140 170 340 50 100 130 160 210 260 75 150 190 220 300 370 110 210 270 320 150 300 370 200 400 250 270 320 400

11 11 11 11 10 10 9,5 9 9 8,5 7,5 7 5,5 4,5 3,5 3 2,4 1,7 0,9

9 9 9 9 8,5 8,5 8 8 7,5 7 6,5 6 5 4 3,5 2,9 2,3 1,7 0,9

5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4 4 4 3,5 2,9 2,5 2,2 1,9 1,4 0,8

ICC AL NIVEL CONSIDERADO Icc aguas abajo Ka 94 85 76 67 58 49 39 34 30 25 20 15 10 7 5 4 3 2 1

94 85 76 67 58 49 39 34 29 25 20 15 10 7 5 4 3 2 1

93 84 75 66 57 48 39 34 29 25 20 15 10 7 5 4 3 2 1

92 83 75 66 57 48 39 34 29 24 20 15 10 7 5 4 3 2 1

91 80 74 65 57 48 39 34 29 24 20 15 10 7 5 4 3 2 1

83 71 67 63 76 66 62 58 69 61 57 54 61 55 52 49 54 48 46 44 46 42 40 39 37 35 33 32 33 31 30 29 28 27 28 25 24 23 22 22 19 19 18 18 15 14 14 14 10 9,5 9,5 9,5 7 7 6,5 6,5 5 5 5 5 4 4 4 4 3 3 2,9 2,9 2 2 2 2 1 1 1 1

56 52 49 45 41 36 30 27 24 21 17 13 9,5 6,5 5 4 2,9 2 1

50 47 44 41 38 33 29 26 23 20 17 13 9 6,5 5 4 2,9 2 1

33 32 31 29 27 25 22 21 19 17 14 12 8,5 5 4,5 3,5 2,8 1,9 1

20 20 19 18 18 17 15 15 14 13 11 9,5 7 5,5 4 3,5 2,7 1,9 1

17 16 16 16 15 14 13 13 12 11 10 8,5 6,5 5 4 3,5 2,6 1,8 1

14 14 14 14 13 13 12 11 11 10 9 8 6,5 5 4 3 2,5 1,8 0,9

2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,3 2,3 2,3 2,2 2,1 2 1,8 1,7 1,5 1,4 1,1 0,7

2 2 2 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,8 1,5 1,7 1,6 1,4 1,3 1,2 1 0,7

1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,5 1,5 1,4 1,3 1,3 1,2 1,1 0,9 0,6

1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,1 1,1 1,1 1,1 0,9 0,8 0,6

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0,9 0,9 0,9 0,8 0,8 0,8 0,7 0,5

0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,4 0,4 0,4 0,3


137

ESFUERZO ELECTRODINAMICO DE BARRAS EN EL TABLERO ELECTRICO

Un aspecto constructivo de los tableros de gran importancia, que a norma menciona desde un punto de vista muy general, es el dimensionamíento de las barras de distribución. La construcción de tableros de baja capacidad, colocados generalmente en puntos del sistema eléctrico cuyas solicitaciones creadas por condiciones de fallas son pequeñas, ha hecho que hasta el momento los problemas originados en un inadecuado cálculo de las barras sean esporádicos e insignificantes, o bien, normalmente no llegan a producirse porque las barras se sobredimensionan, siendo el costo de este sobredimensionamiento, por el momento poco relevante. La concentración de grandes potencias propias de una industria pesada, como la que se espera que el país tenga, hace necesario añadir a todas las preocupaciones ya anotadas, la de un exhaustivo cálculo de las adecuadas dimensiones de las barras y sus soportes; para lograrlo debe tenerse un completo conocimiento de las condiciones del sistema eléctrico en el punto en que se instalará el tablero y tener presente algunos conceptos básicos de electromagnetismo. Desde el punto de vista de las condiciones de funcionamiento normal de la instalación será suficiente tener en cuenta como dato principal, la capacidad de transporte de corriente de las barras o combinaciones de ellas y éste lo proporciona la Tabla N° 6.4 “ Capacidad de corriente de Barras de Cu de sección rectangular “ 4/2003 norma SEC. Los valores mostrados en esta tabla para combinaciones de barras, son válidos para separaciones entre ellas iguales al espesor de la barra, salvo en donde se indica una separación de 50 mm. Para otras combinaciones distintas de las considera das en la norma, se muestran en la TABLA A, los factores por los cuales hay que multiplicar la capacidad de una barra para obtener la capacidad de transporte del conjunto, cuando se usan varias barras por fase.

138

DISEÑO, PRESUPUESTO Y PROGRAMACIÓN DE PROYECTO TABLA A FACTORES PARA OBTENER LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE GRUPOS DE BARRAS EN FUNCIÓN DE LA CAPACIDAD DE UNA DISPOSICIÓN DE MONTAJE

50 mm 1,95

2.5

3.4

5.9

FACTOR Los problemas más serios de dímensionamiento se presentan, sin embargo bajo condiciones anormales de funcionamiento, vale decir, cuando se presentan fallas en la instalación o en el tablero. Se sabe que dos conductores que corren paralelos y que llevan una corriente eléctrica, experimentarán una fuerza de atracción o repulsión entre ellos, dependiendo del sentido relativo de circulación de las corrientes, la cual es función de la corriente y de la separación entre los conductores. Esta fuerza aparecerá como una manifestación de los campos magnéticos que se crean alrededor de los conductores. La magnitud de los esfuerzos creados por este efecto, son pequeñas en condiciones normales y en general, no crean problemas. Sin embargo, bajo condiciones de cortocircuito en que la corriente alcanza valores del orden de los miles de amperes estos esfuerzos son de gran magnitud y su evaluación incorrecta puede conducir a la destrucción de un tablero. La magnitud de los esfuerzos debido a la circulación de corriente a través de barras se pueden calcular mediante las expresiones siguientes :

Fmax = 2,04 · K · I2 · L/S · 10-8

L/S >= 20

Fmax = 2,04 · K · I2 · ( L/S – 1 ) · 10-8

4 <= L/S <= 20

Fmax = 2,04 · K · I2 · ( raiz [ ( L/S )2 + 1 ] – 1 ) · 10-8

L/S < 4

K : Factor de forma obtenido de gráficos I : Corriente de cortocircuito Icc en amperes L : Largo total de la barra en mt ( no distancia entre soportes ) S : Distancia entre centros de barras en mt Fmáx : Fuerza electrodinámica entre las barras . En Kg-peso ( en newton multiplicar por 10 ) Para los efectos de cálculo de estos esfuerzos dinámicos, bajo condiciones de cortocircuito, debe considerarse como valor de corriente el doble ( 2 ) del valor efectivo de la corriente simétrica de falla. EJEMPLO: Se quiere calcular el esfuerzo entre dos barras de 2 mt. de largo y 20 x 5 mm, separadas 20 cm. entre sí, cuando se produce un cortocircuito que origina una corriente de 10,5 kA simétricos. Por tabla o grafico el FACTOR DE FORMA es K = 1 y como L/S = 2mt/20cm =10, el esfuerzo electrodinámico será: Fmax = 2,04 x (21)2 x 9 x 10-2 = 81 Kg Otro efecto producido por la circulación de corriente a través de las barras es su elevación de temperatura. Se puede comprobar que al dimensionar correctamente una barra desde el punto de vista capacidad de transporte y rigidez mecánica, de paso se soluciona el problema de los calentamientos transitorios en la barra, pero subsisten los efectos de dilatación lineal, los cuales producirán esfuerzos longitudinales en los puntos de apoyo de las barras. Bajo condiciones de cortocircuito, la elevación de temperatura de la barra ésta dada por la expresión :

eT = 8,07 · I2/A · t · 10-8 eT : Elevación de temperatura en °C. I : Corriente de cortocircuito Icc en Amp A : Sección transversal de la barra en cm2 t : Tiempo de duración de la falla en seg *******

0

C


139

2.11. GESTION TERMICA PARA TABLEROS ELÉCTRICOS

“La temperatura interior de un tablero no debe superar las condiciones de temperatura y disipación de trabajo nominal de las protecciones ( disyuntor, diferencial, etc ) establecidas por el fabricante. Lo contrario provocará accionamientos erráticos de los dispositivos, dado que sus curvas de operación se desplazan “

---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Para elegir un sistema de calefacción o refrigeración para un tablero o gabinete, se necesitan 3 informaciones: 1. La potencia disipada 2. El diferencial de temperatura y 3. La superficie corregida. ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------EJEMPLO 1. CALCULO DE LA POTENCIA DISIPADA EN WATTS : La potencia disipada representa las partes de calor que generan cada uno de los componentes del armario tales como : transformadores, Disyuntores termomagnéticos, etc. Disponer de tablas de potencia disipada en W para cada familia de productos o dispositivos. En éste ejemplo la potencia disipada por el tablero eléctrico es de 350W. El tablero se encuentra en un ambiente INDUSTRIAL con POLUCIÓN. La temperatura ambiente es de 25oC.

2. CÁLCULO DEL CALENTAMIENTO ADMISIBLE EN oC : Es la diferencia entre la temperatura máxima deseada dentro del armario y la temperatura ambiente a esto llamaremos ∆t . La temperatura deseada en el tablero será de 35oC. ∆t = temperatura deseada - temperatura ambiente = 35oC - 25oC = 10oC

3. CALCULO DE LA SUPERFICIE EN mt2 La superficie corregida es la superficie 'recalculada ' de su envolvente. Ella considera la conductividad , la forma y el modo de instalación de la envolvente. A esto lo llamaremos Sc. Esta información se debe obtener de una tabla dada por el FABRICANTE.

140


1,55mm2

4. ELECCIÓN DEL DISPOSITIVO

Si el ambiente exterior posee polución la elección recomendada es un INTERCAMBIADOR . Se indica la ref 35321 dispositivo capaz de refrigerar 430W para una Sc 1,55 un ∆t =10oC luego la exigencia demandada de 350W esta cumplida. Ref 35321 Intercambiador

10ºC

430W 1,55

141


ALTERNATIVAS PARA LA GESTION TERMICA DE TABLEROS ELECTRICOS

35321


2.12. CALCULO PROYECTO DE ILUMINACION

Véase tabla 11.24 y 11.25. En el Apéndice 2 NORMA SEC 4/2003 se muestran VALORES DE POTENCIA POR UNIDAD DE SUPERFICIE NECESARIAS PARA OBTENER ILUMINANCIAS DADAS. La finalidad de esa tabla de valores es solo tener una referencia para una estimación primaria de potencia eléctrica de una instalación destinada a iluminación; en ningún caso esa tabla puede considerarse alternativa a un cálculo de iluminación. El CD contiene una planilla Excel que es de utilidad para efectuar cálculos más avanzados.

142


143

144


TABLA N. 11.24 NORMA 4-2003. ILUMINANCIA MINIMAS

LOCALES COMERCIALES E INDUSTRIALES TIPOS DE LOCAL • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

ILUMINANCIAS LUX ( lx )

AUDITORIOS BANCOS BODEGAS BIBLIOTECAS PUBLICAS CASINOS Y RESTORAN Y COCINAS COMEDORES FABRICAS EN GENERAL IMPRENTAS LABORATORIOS LABORATORIOS DE INSTRUMENTACIÓN NAVES DE MAQUINAS HERRAMIENTAS OFICINAS EN GENERAL PASILLOS SALAS DE TRABAJO SALAS DE DIBUJO PROFESIONAL SALAS DE TABLEROS ELÉCTRICOS SUBESTACIONES SALAS DE VENTAS TALLERES DE SERVICIOS VESTUARIO INDUSTRIAL

300 500 150 400 300 150 300 500 500 700 300 400 50 150 500 300 300 300 200 100

LOCALES EDUCACIONALES Y ASISTENCIALES TABLA Nº 11.25 sólo se muestra una parte TIPOS DE LOCAL • • • • • • • •

ATENCIÓN ADMINISTRATIVA BIBLIOTECAS COCINAS GIMNASIOS OFICINAS PASILLOS POLICLINICOS SALAS DE CIRUGÍA MENOR

ILUMINANCIAS LUX ( lx ) 300 400 300 200 400 100 300 500


145


146


147


148


2.13. ESTUDIO GEOELÉCTRICO DE LOS SUELOS

Véase Norma SEC 4-2003 Protocolos Apéndice 7.2.

149


150


1.

151

152


2

R = Resistencia del Geohmetro ( ohm )

2.1. DISTANCIA DE ELECTRODOS DE CORRIENTE


153


154


155


TABLA CON INFORMACIÓN OBTENIDA EN TERRENO

156


CALCULO DE RESISTIVIDADES APARENTES

157

158


VER PAPEL LOGARITMICO PARA TERRENO

OBTENCION DE LA GRAFICA CON LOS PUNTOS DE MEDIDA DE LA RESISTIVIDAD APARENTE Y SEPARACIÓN L 12 MUESTRAS


159


160

161


MASTERS CURVES ( PATRON ) ORELLANA & MOONEY

VER EJEMPLO DE CURVAS

COMPARACIÓN DE GRAFICA DE TERRENO OBTENIDA Vs CURVAS DE ORELLANA & MOONEY

162


CURVA ELEGIDA numero 3

OBTENCION DE RESISTIVIDAD AUXILIAR y ESPESOR AUXILIAR DEL TERRENO

Obtenciones de la Resistividad de los estratos y espesores finales del terreno


163

RESISTIVIDAD EQUIVALENTE DEL TERRENO FORMULA DE CALCULO BURGSDORF- YAKOBS

RESISTIVIDADES EQUIVALENTES

F : Variable que depende de las dimensiones físicas del electrodo a tierra para enterrar en el suelo sondeado. Podemos concluir en lo siguiente : F ( Vf(qf(r,he),E, ro), ro f(r f(s) ,he)


CURVAS PATRON DE ORELLANA & MOONEY Una muestra. Se trata de un SET de CURVAS provenientes de estudios Geofísicos realizados a los diferentes estratos del terreno.

164

165


PAPEL LOGARITMICO DE 62,5 mm/décadas Datos resistividad aparente Y ( ohms-metros ) y separación de eléctrodos X

GRAFICA DE TERRENO

Resistividad aparente ohm x mt

Distancia L en mts


HOJA PARA EL ESTUDIO Y DATOS OBTENIDOS DEL TERRENO

166


167


2.14.

168

DISEÑO DE ELECTRODOS PUESTA A TIERRA B.T.

Para la selección y disposición de los electrodos de tierra se tendrá en cuenta la calidad del suelo, parámetros eléctricos del sistema y la superficie de terreno disponible. La resistencia de puesta a tierra de un electrodo dependerá de la resistividad especifica del terreno en que éste se instale. En la TABLA Nº 10.24 se muestran las resistencias obtenidas con distintos tipos de electrodos de diversas dimensiones, enterrados en un terreno homogéneo de 100 Ohm x metro de resistividad. En relación a la Norma SEC 4/2003 debemos considerar lo siguiente :

Para valores de resistividad específica del terreno distinto de 100 Ohm x metro se multiplicará el valor indicado en esta tabla por la razón n/100. FUNDACION DE EDIFICIOS Se aceptará el uso de las barras de hormigón armado de zapatas y vigas de fundación de edificios como electrodos de tierra, siempre que la longitud total de estas barras no sea inferior a 15 m, su profundidad de enterramiento no sea inferior a 0,75 m, y su diámetro no sea inferior a 10 mm. La longitud requerida puede obtenerse con una o más barras. Las uniones entre las barras embutidas en el hormigón y entre éstas y su conexión al exterior se harán mediante soldaduras de alto punto de fusión. NA.- Las soldaduras de alto punto de fusión disponibles son la soldadura oxi - acetileno y la soldadura por reacción exotérmica Otros tipos de electrodos de tierra posibles de utilizar serán los siguientes: • Electrodos de cable o de cinta enterrados adoptando algunas de las disposiciones indicadas en la

Véase HOJA DE NORMA Nº 16. ANULAR

ELECTRODO ENMALLADO – ELECTRODO RADIAL – ELECTRODO


169

•

Electrodos de barra, formados por barras redondas, tubos o perfiles metálicos enterrados en forma vertical. Si para obtener la resistencia de puesta a tierra exigida es necesario enterrar más de una barra, la distancia entre ellas deberá ser como mínimo el doble del largo de cada una.

•

Electrodos de plancha, formados por planchas metálicas corrugadas o lisas, continuas o perforadas, enterradas en el suelo en forma vertical. Las dimensiones mínimas recomendadas para estas planchas son de 0,5 m x 1 m y 4 mm de espesor. Si es necesario colocar varias planchas para obtener la resistencia de puesta a tierra exigida, la distancia mínima entre ellas será de 3 m.

Se podrá usar también como electrodo de tierra un conductor de cobre desnudo con una sección mínima de 16 mm2 y de una longitud no inferior a 20 m, colocado a lo largo de los cimientos de una construcción y cubierto por el hormigón de éstos. El conductor será colocado en la parte más baja del cimiento y deberá estar cubierto por un mínimo de 5 cm de hormigón. La resistencia de la puesta a tierra podrá medirse utilizándose un instrumento adecuado para tal efecto, o bien mediante un voltímetro y un amperímetro. En caso de utilizar este último método, deberán cumplirse las condiciones y adoptar la disposición mostrada en la Véase hoja de norma Nº 17. NA.- Se reconoce como instrumentos adecuados para las mediciones de resistencia de puesta a tierra a los geóhmetros de 3 o 4 electrodos, presentando los últimos la ventaja de permitir además la medición de la resistividad específica del terreno La responsabilidad por el correcto diseño y construcción de una puesta a tierra corresponderá al proyectista y/o instalador a cargo del montaje de la instalación. El mantenimiento de las características de operación de la puesta a tierra será de responsabilidad del usuario de la instalación, así como también serán de su exclusiva responsabilidad los daños a personas, y daños o fallas de funcionamiento de la instalación o equipos, que sean atribuibles a un deterioro o ausencia de la puesta a tierra.


170

Resistencia Puesta a tierra según criterio SCHWARZ

1. CALCULO MALLA PUESTA A TIERRA según SCHWARZ


171

Para lograr este resultado se deben determinar previamente los puntos A1, A2 y A3 que son los siguientes A1. OBTENCION DE RESISTIVIDAD EQUIVALENTE DEL TERRENO

A2. Obtención de las variables F1, F2 y F3


CALCULO DE V1, V2 y V3

V1 = 2,74

V2 = 2,56

V3 = CALCULO DE F1, F2 y F3

172

173


A3. Obtención de variables K1 y K2 También se pueden obtener por Tabla K1,K2

OBTENCIÓN DE K1 y K2 POR TABLA Para electrodo a tierra tipo Malla Sup. Malla “ S” mt2

A/B = 1 razón largo Ancho

K1 20 40 60 80 100 150 200 250 300 350 400 450 500 750 1000

1,0774 1,1678 1,2078 1,2317 1,248 1,2733 1,2884 1,2987 1,3063 1,3122 1,317 1,3209 1,3243 1,3356 1,3424









K2

K1

K2

K1

K2

K1

K2

K1

4,4425 1,0334 4,4584 0,9894 4,4742 0,9454 4,49 0,9014 4,7961 1,1238 4,8513 1,0798 4,9064 1,0358 4,9616 0,9918 4,9529 1,1638 5,0254 1,1198 5,0979 1,0758 5,1704 1,0318 5,0463 1,1877 5,1292 1,1437 5,2121 1,0997 5,295 1,0557 5,11 1,204 5,2 1,16 5,29 1,116 5,38 1,072 5,2091 1,229 5,3101 1,1853 5,4111 1,1413 5,512 1,0973 5,2681 1,2244 5,3757 1,2004 5,4833 1,1564 5,5908 1,1124 5,3085 1,2547 5,4205 1,2107 5,5326 1,1667 5,6446 1,1227 5,3382 1,2623 5,4536 1,2183 5,5689 1,1743 5,6843 1,1303 5,3614 1,2601 5,4793 1,2242 5,5072 1,1802 5,7151 1,1362 5,38 1,273 5,5 1,229 5,62 1,185 5,74 1,141 5,3954 1,2769 5,5172 1,2329 5,6389 1,1889 5,7606 1,1449 5,4085 1,2803 5,6317 1,2363 5,8548 1,1922 5,778 1,1483 5,4528 1,2916 5,5809 1,2476 5,709 1,2036 5,8371 1,1596 5,47 1,2984 5,6102 1,2544 5,7413 1,2104 5,8723 1,1664 Nota : tabla calculada para mallas con conductores enterrados a he = 0,6 mts


K2 4,5059 5,0167 5,243 5,3779 5,47 5,6131 5,6984 5,7567 5,7997 5,8331 5,86 5,8823 5,8912 5,9652 6,003


2. CALCULO DE ELECTRODO VERTICAL ( BARRA COBRE ) EN UN TERRENO DE RESISTIVIDAD 100 ohm x mt ( VER NORMA SEC )

3. CALCULO MALLA A TIERRA, SEGÚN METODO DE LAURENT, EN TERRENO DE RESISTIVIDAD 30,72 ohm x mt

174


175


MOLDES PARA SOLDAR

176


DE LAS JUNTURAS DEL ELECTRODO MALLA

177


MEDICIÓN DE LA PUESTA A TIERRA ( electrodo diseñado + Terreno estudiado y su Resistividad eq. ) Véase Hoja de Norma 17 y Apéndice 7.3

178


GRAFICO DE RESULTADO FINAL

179


MEJORAMIENTO DEL TERRENO * Agregar GEL que permite mejorar las condiciones naturales de terreno

180


181

2.15 DISEÑO DE PUESTA A TIERRA EN MEDIA TENSIÓN ( 12 – 23KV )

Los principios generales de operación de una puesta a tierra de protección expuestos para realizar el caso de baja tensión, son válidos para AT. En las subestaciones receptoras de las Empresas de Distribución, los transformadores que bajan la tensión de transmisión ( 220KV, 154KV, 66 KV ), a tensiones de distribución ( 12KV, 13,2KV, 15KV, hasta 22KV ) tienen su secundario conectado generalmente en estrella con su neutro puesto a tierra, de esta forma, cuando algún equipo operando en las líneas de distribución primaria tiene una falla de aislación, su carcaza queda a una tensión respecto del suelo del orden de 7 kV. En tales condiciones, si las mencionadas carcazas se conectan a tierra de protección se formará también un circuito en que quedan conectadas en serie las resistencias de la puesta a tierra de servicio de la subestación receptora, la resistencia de la puesta a tierra de protección del equipo fallado y las impedancias de las líneas de alimentación, la única diferencia con el caso de baja tensión está en la magnitud de voltaje aplicada al circuito equivalente de falla, la cual en este caso hará circular corrientes que harán operar las protecciones en tiempos siempre inferiores a los 3 seg. , de modo que la falla se podrá considerar siempre transitoria y no permanente como en el caso de BT ; en tales condiciones, la corriente tolerable por el cuerpo humano obedecerá a la ecuación de DALZIEL

y la tensión de seguridad no será de 50V, sino que será aquella que haga circular a través del cuerpo de la persona afectada un valor de corriente no superior al determinado, de acuerdo a la mencionada ecuación. Si analizamos con detención la forma en que una persona puede ser afectada por una falla a tierra, concluiremos necesariamente que al estar en la zona del electrodo, se presentan 2 posibilidades. Una de ellas, es la aparición de un voltaje entre ambos pies y su condición más desfavorable se presenta en el instante en que estos están se parados en la distancia de un paso, y la otra, es la posibilidad de tocar con la mano una carcaza energizada en cuyo caso la tensión queda aplicada entre las manos y los pies y su condición mas desfavorable se presenta cuando el brazo está estirado a su máximo alcance. En las figura siguiente se muestran gráficamente estas dos situaciones y se indican los respectivos circuitos equivalentes.

182


La primera condición analizada, corresponde a la aplicación de un voltaje de paso, diversas normas concuerdan al considerar como 1 mt el máximo de alcance de un paso ; la segunda condición, corresponde a la aplicación de un voltaje de contacto y las normas coinciden también, en señalar 1 mt

como máximo alcance del brazo. 4/2003 VOLTAJE DE PASO

Véase Hoja Norma figura 1 . Gradiente de Potencial SEC VOLTAJE DE CONTACTO

Calculando en el circuito equivalente la caída de voltaje que se produce entre ambos pies, la cual será el valor de la tensión de paso de acuerdo a la ley de Ohm :

Rc : Resistencia del cuerpo humano. Se usará 1.000 ohm, para una peor condición. Rp : Resistencia de contacto de los pies con el suelo se la supone igual a 3ρ s por cada pie ; Ic : Corriente de falla que circula por el cuerpo humano.

ρs

la resistividad del terreno.

Si cumplimos la condición de que Ifalla no exceda el valor máximo permisible de acuerdo a la ecuación de Dalziel, se obtendrá la siguiente relación que nos dará el máximo voltaje de paso permisible :

VOLTAJE DE PASO

siendo t el tiempo de duración de la falla.

183


De manera similar, podemos calcular la tensión de contacto, la cual en el circuito equivalente está dada por la caída de voltaje :

VOLTAJE DE CONTACTO

Los valores dados por las ecuaciones de voltaje de contacto y paso son los máximos valores de paso y de contacto que una persona puede soportar sin traspasar el umbral de la fibrilación ventricular, reiterando que se ha considerado este umbral como la condición más peligrosa en este tipo de fallas por cuanto para los tiempos previstos da operación de las protecciones, que deberán ser inferiores a 3 seg. Los otros efectos de la corriente sobre el cuerpo humano, no alcanzan a presentarse o carecen de peligrosidad. De la comparación de ambos valores de tensión, puede apreciarse que el cuerpo soporta una tensión de paso considerablemente mayor que la de contacto, lo cual era previsible puesto que al aplicar una tensión de paso la zona del corazón no está directamente comprometida.

LA DISTRIBUCIÓN DE GRADIENTE DE POTENCIAL DE UN ELECTRODO La distribución del potencial alrededor de un electrodo de barra, se muestra en la figura, en este caso, se presentan las condiciones más desfavorables de seguridad, por cuanto las gradientes de potencial son bastantes pronunciadas. Para mejorar estas condiciones, es usual en sistemas MT-AT recurrir a la construcción ELECTRODOS ENMALLADOS, comúnmente conocidos como MALLAS DE TIERRA.

Con esto se logra controlar las gradientes de potencial dentro de la zona cubierta por la malla variando las dimensiones físicas de ésta. Nivel de Tierra NT

0

0

0

0

0


184

La distribución de potencial en una malla, se muestra en la figura en ella se puede apreciar que se la zona cubierta por la malla, el valor presentan dos condiciones netamente diferenciadas ; sobre el NT mas desfavorable de tensión es el que se presenta entre el centro de cada retículo conductores que la forman, identificada en la figura por Vm ( tensión de mallas). Más allá de la periferia de la malla la distribución de potencial es similar a la de un electrodo de barra. Para suavizar las gradientes de potencial más allá de la superficie, algunos autores proponen como solución el ir aumentando progresivamente la profundidad de enterramiento de los conductores que forman la malla, desde el centro a la periferia; sin embargo, esta solución no resulta práctica en razón a que para obtener variaciones sensibles en las gradientes, se deben alcanzar profundidades de enterramiento de algunos metros, cosa que obviamente no resulta conveniente o simplemente no es posible realizar. En tales condiciones las mallas se diseñan para asegurar que una persona que se encuentre sobre ellas no sea sometida a tensiones de contacto peligrosas, en caso de falla, y una persona que se encuentre en la periferia, no sea sometida a tensiones de paso peligrosa. CONDICIONES DE DISEÑO DE UNA MALLA DE TIERRA Según, LAURENT Y KOCH, al circular corriente por una malla se produciría un potencial de malla que se puede determinar mediante la expresión: Potencial de malla

Potencial de paso

en la periferia

K m y Ks : Factores de forma de la malla dependiendo de sus dimensiones y forma geométrica. Ki y K” : Factor irregularidad que considera la influencia no homogénea del terreno en la distribución del flujo de corriente

ρ I L

a tierra.

: Resistividad aparente del terreno en que se construye la malla, en ohm·metro : Corriente de falla que circula a tierra a través de la malla en Amperes : Largo total del conductor enterrado que forma la malla, en metro.

En las tablas 1 y 2 se dan valores y relaciones para obtener Km , Ks , Ki y K” .

Comparando las expresiones anteriores se pueden establecer los valores que aseguren que una malla esta diseñada de modo que no signifique peligro para las personas que están paradas sobre ella o en su periferia. De esta manera, la tensión máxima de contacto a que puede quedar sometida una persona sobre la malla será Vm y su valor no deberá exceder de Vc , es decir debe cumplirse entonces : Vm < Vc

185


en la periferia se debe cumplir que :

Vpp < Vp

es decir,

Analizando estas expresiones, se puede concluir que la única variable que nos permite ajustar las gradientes de potencial a los valores requeridos es L (largo de conductor enterrado ), despejando su valor de las expresiones anteriores, se obtienen dos soluciones de las cuales se deberá adoptar la que de un mayor valor de L. Generalmente, esto se cumple para el largo necesario para controlar el voltaje de contacto, que esta dado por la expresión :

Desde el punto de vista económico de dimensionamiento de la malla, interesara ocupar el mínimo largo de conductor que permita la operación segura de la instalación. Lograr encontrar este valor mínimo requerirá generalmente de establecer una solución de compromiso entre los diversos factores que lo definen; así por ejemplo, se puede actuar sobre el valor de la corriente de falla variando el valor de la resistencia de la puesta a tierra, pero a su vez, habrá una variación en sentido contrario del tiempo de duración de la falla, el cual es dependiente de las características de operación de las protecciones y esta son función de la corriente de falla. De igual forma, el largo del conductor enterrado influye sobre el valor de resistencia, de modo que pareciéramos estar frente a un problema indeterminado. Sin embargo, podemos solucionarlo estableciendo las siguientes bases de cálculo : El valor de resistencia de puesta a tierra estará definido por las características de operación de las protecciones y el valor de la corriente de falla, de modo que al producirse una falla a tierra las protecciones deben operar en un tiempo seguro; luego, no existe un único valor típico de resistencia de puesta a tierra, sino que cada caso particular tendrá su propia solución y esta no necesariamente es única. Definido en cada caso el valor de resistencia de puesta a tierra, es posible definir la superficie necesaria de cubrir para obtener esta resistencia y calcular el largo de conductor enterrado de modo de lograr el control de las gradientes de potencial sobre la zona de malla. Finalmente, un aspecto que aún no habíamos mencionado, la sección del conductor enterrado se determina en función al máximo calentamiento permisible en los puntos más desfavorables en este conductor; estos puntos son las uniones y su temperatura permisible será función de la forma de efectuar la unión, así por ejemplo, para uniones soldadas con soldaduras de bajo punto de fusión, se considera 450°C y para uniones apernadas 250° C. Existen Tablas que muestran valores que permiten determinar la sección del conductor en función a la corriente de falla y al tiempo de operación de las protecciones y al tipo de uniones empleadas.

186


TABLA 1 : OBTENCION de Km, Ki y Ki” (DISTANCIA y diámetro /sección de conductores )

D 5,2 mts mm 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 7 8 9 10 15 20 25

21 mm2 0,2565 0,4774 0,6064 0,6654 0,769 0,833 0,876 0,919 0,956 0,989 1,02 1,048 1,097 1,139 1,177 1,21 1,339 1,431 1,502

7,3 mm 27 mm2 0,2028 0,4238 0,5528 0,644 0,715 0,773 0,822 0,865 0,902 0,936 0,966 0,994 1,043 1,086 1,123 1,16 1,286 1,535 1,448

8,1 mm 34 mm2 0,1850 0,406 0,535 0,627 0,690 0,756 0,805 0,847 0,885 0,918 0,949 0,979 1,025 1,068 1,105 1,129 1,258 1,359 1,431

9,1 mm 42 mm2 0,166 0,387 0,516 0,608 0,679 0,737 0,785 0,829 0,866 0,900 0,930 0,958 1,007 1,049 1,087 1,120 1,249 1,341 1,412

9,4 mm 53 mm2 0,162 0,384 0,513 0,604 0,675 0,733 0,782 0,825 0,862 0,896 0,926 0,954 1,003 1,048 1,083 1,117 1,248 1,337 1,428

10,5 mm 67 mm2 0,144 0,365 0,494 0,586 0,657 0,715 0,764 0,806 0,844 0,877 0,908 0,935 0,984 1,027 1,064 1,098 1,227 1,319 1,390

11,6 mm 85 mm2 0,126 0,347 0,476 0,568 0,639 0,697 0,748 0,788 0,825 0,859 0,890 0,917 0,966 1,006 1,046 1,080 1,209 1,30 1,34

13,3 mm 107 mm2 0,107 0,328 0,457 0,549 0,620 0,678 0,723 0,769 0,807 0,840 0,871 0,898 0,947 0,990 1,027 1,061 1,190 1,282 1,353

15,2 mm 127 mm2 0,085 0,306 0,435 0,527 0,598 0,656 0,705 0,747 0,785 0,818 0,849 0,876 0,925 0,969 1,005 1,039 1,168 1,259 1,391

16,9 mm 152 mm2 0,068 0,289 0,418 0,510 0,581 0,639 0,689 0,730 0,768 0,801 0,832 0,859 0,908 0,951 0,988 1,022 1,151 1,243 1,314

18,4 mm 202 mm2 0,055 0,276 0,405 0,496 0,567 0,625 0,674 0,717 0,754 0,788 0,818 0,845 0,895 0,937 0,975 1,009 1,138 1,229 1,300

20,6 mm 253 mm2 0,037 0,259 0,387 0,479 0,550 0,608 0,657 0,699 0,737 0,770 0,801 0,828 0,877 0,920 0,957 0,991 1,120 1,212 1,283

Nota : Los valores de Km están calculados para una malla a he = 0,6mt . Los datos de entrada a la tabla 1 son : D : Distancia entre conductores de la malla y d : Diámetro del conductor de la malla. El dato de entrada a la tabla 2 es n : Numero de conductores en

paralelo en el sentido del lado menor. Km se obtiene como

Km = f ( D, d ) + fn

Ki y Ki “ se obtienen directamente.

TABLA 2 : OBTENCION de Km, Ki y Ki” n

F(n)

Ki

Ki”

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

-0,0916 -0,1496 -0,1921 -0,2256 -0,2533 -0,2769 -0,2975 -0,3157 -0,3320 -0,3468 -0,3603 -0,3728 -0,3844 -0,3952 -0,4053 -0,4148 -0,4238 -0,4322 -0,4404 -0,4480

0,984 1,165 1,338 1,51 1,682 1,854 2,026 2,198 2,37 2,542 2,714 2,806 3,058 3,23 3,402 3,574 3,746 3,918 4,09

1,2902 1,5158 1,7394 1,963 2,1066 2,4102 2,6338 2,8574 3,081 3,3046 3,5282 3,7518 3,9754 4,199 4,4220 4,6462 4,8698 5,0934 5,317

187


TABLA 3 ( obtención de Ks ) n

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Dist. D entre conduc. paralelos











O,5mt

1,0mt

1,5mt

2mt

2,5mt

3mt

3,5mt

4mt

4,5mt

5mt

6mt

0,554 0,873 1,085 1,244 1,372 1,478 1,569 1,648 1,719 -

0,464 0,623 0,729 0,758 0,793 0,846 0,892 0,931 0,967 0,999 1,027 1,054 1,078 1,101 1,122 1,142 1,161

0,417 0,523 0,594 0,647 0,689 0,725 0,755 0,781 0,805 0,826 0,845 0,863 0,879 0,895 0,909 0,922 0,935

0,388 0,467 0,520 0,560 0,592 0,618 0,641 0,661 0,679 0,695 0,709 0,722 0,735 0,746 0,757 0,767 0,776

0,358 0,432 0,474 0,506 0,531 0,552 0,570 0,589 0,603 0,616 0,628 0,639 0,649 0,658 0,667 0,675 0,682

0,354 0,407 0,442 0,469 0,490 0,508 0,521 0,534 0,546 0,557 0,567 0,576 0,584 0,592 0,599 0,606 0,612

0,343 0,388 0,418 0,441 0,459 0,474 0,487 0,498 0,508 0,517 0,525 0,533 0,540 0,547 0,553 0,559 0,564

0,334 0,374 0,401 0,421 0,437 0,450 0,461 0,471 0,480 0,487 0,494 0,501 0,507 0,513 0,518 0,523 0,528

0,328 0,363 0,387 0,405 0,419 0,431 0,441 0,450 0,458 0,465 0,500 0,506 0,511 0,516 0,521 0,525 0,529

0,322 0,354 0,375 0,391 0,404 0,415 0,424 0,432 0,439 0,445 0,451 0,456 0,461 0,466 0,470 0,474 0,478

0,313 0,340 0,356 0,371 0,382 0,391 0,399 0,406 0,412 0,417 0,422 0,426 0,430 0,434 0,438 0,441 0,444

Nota : tabla calculada para mallas con conductores enterrados a he = 0,6 mts

Ejemplo de Calculo de una Puesta a Tierra MT Se construirá una subestación compuesta por dos transformadores de 500 kVA. cada uno, los niveles de cortocircuito en el Empalme, según datos proporcionados por la respectiva Empresa Eléctrica son de 2.850 Amperes para el cortocircuito trifásico y 2.500 A para el cortocircuito monofásico a tierra, en el lado de M.T., en el caso considerado, en 13,2 kV. Los valores de corriente de corto circuito indicados por la Empresa Eléctrica, se dan sin considerar el valor de la resistencia de la puesta a tierra que se va a diseñar, razón por la cual se deberá rectificar estos valores introduciendo la resistencia de puesta a tierra que se calcule. Se deberá fijar este valor de resistencia de puesta a tierra y como única ayuda para ello disponemos del criterio que establece que debe ser una resistencia lo suficientemente baja como para hacer operar las protecciones en un tiempo suficientemente corto de modo de no crear problemas de seguridad ni dificultades de operación de la instalación. Vemos entonces que en forma indirecta quienes fijan la magnitud de la resistencia de puesta a tierra son las características de operación de las protecciones, razón por la cual al iniciar este estudio debe estar perfectamente definido el tipo de protecciones que se usará y se deberá disponer de sus curvas características. En el caso que estamos estudiando, dado que la corriente nominal en MT de cada transformador es de 21,9 A, los supondremos protegidos por un fusible de 25A. de característica T, como los mostrados en las curvas características. El empalme lo supondremos protegido por un fusible de 50A, también de características T.

188


Por razones de seguridad el diseño de la puesta a tierra se hará siempre en función a las características de las protecciones de respaldo y no a las de la protección del transformador, en este caso en función a las características del fusible 50T que protege el empalme. De acuerdo al criterio del proyectista, el que deberá buscar una solución que ofreciendo las condiciones de seguridad que imponen las normas, resulte lo más económica de desarrollar que sea posible; se deberá seleccionar un tiempo de operación de las protecciones que sea adecuado a la solución del problema; este tiempo deberá desde luego, cumplir las condiciones de coordinación que impongan el resto de las protecciones del sistema. Supuesto obviado el problema de coordinación y no existiendo una receta general aplicable a todos los casos el proyectista ofrece como un posible criterio de trabajo el tratar de mantener, en la medida que sea posible, el tiempo de operación de las protecciones comprometidas bajo 0,5 seg. Naturalmente, que como todo criterio, éste es discutible y no se pretende de ningún modo que tenga una validez absoluta, de modo que cada proyectista podrá adoptarlo si estima que le conviene o simplemente aplicar otro mejor, sin embargo para el desarrollo, del ejemplo se trabajará sobre esta base y de los resultados se podrá determinar con claridad que ajustes serán necesario hacer en caso de seguir otro camino. En nuestro caso particular si suponemos como valor de corriente de cortocircuito a tierra 2.500A (lo cual solo es posible para Rpt =0) el tiempo de operación sería de 0,056 seg., si aceptamos en forma arbitraria que una corriente de 1.000A, con su correspondiente tiempo de operación de 0,28 seg., son aceptables como solución a nuestro problema, en tales condiciones la puesta a tierra deberá tener una resistencia que limite la corriente de cortocircuito a 1.000 A, lo que conducirá al valor siguiente : 2.500A 1.000A

0,28sg 0,056sg

189


Aplicando componentes simétricas :

si Rpt = 0

despejando :

Para un valor de puesta a tierra R cualquiera la corriente de falla a tierra será :

En esta última expresión reemplazando los valores calculados y tomando la corriente de 1.000 A. aceptada anteriormente, nos resultará un valor de R = 6,35 ohm ; por razones comodidad de cálculo nos conviene tomar un valor redondeado y nuevamente quedará a criterio del proyectista si este redondeo es por defecto o por exceso, en nuestro ejemplo, redondearemos a 7 ohm, con lo cual el valor de corriente de falla a tierra permanece prácticamente invariable respecto del que habíamos adoptado. De acuerdo a la formulas podemos determinar en primera aproximación la superficie necesaria de cubrir para obtener la resistencia de puesta a tierra especificada, tomando como dato el valor aproximado de resistividad equivalente que determinamos anteriormente y luego por aproximaciones sucesivas determinaremos la superficie y la resistividad equivalente correspondiente según lo explicado antes. Desarrollando los cálculos en la forma descrita, obtendremos como una solución posible una

malla cuadrada de 26 x 26 mt : VEA TIPOS DE ELECTRODOS DE TIERRA hoja NORMA 16.

NORMA 4-2003


190

Separación = 3,71 mts 26mt x 26 mt 416 MTS 350 ohms x mt

En ella se ha podido determinar que la variación de resistividad aparente no es significativa, de modo que en su diseño se seguirá empleando el valor de 350 ohm-mt. obtenido anteriormente; según esto la resistencia de la puesta a tierra aproximada será, de acuerdo a la expresión de LAURENT :

Malla Laurent

Si esta malla es evaluada según la formula de SCHWARTZ su valor en forma más precisa será < a 6,8 ohm satisfaciendo lo requerimiento. En caso contrario, será necesario aumentar el numero de barras paralelas, aumentado así el Lm y reduciendo aún más su Rpt. La sección necesaria del conductor que forma esta malla, considerando que la corriente de falla a tierra es de 1.000A y de acuerdo a lo indicado en la tabla, será de 4mm2 . Sin embargo, por consideraciones mecánicas esta sección es insuficiente y de acuerdo a lo exigido por las norma SEC, deberá colocarse una sección de 21 mm2 . COMPROBACIÓN CUMPLIMIENTO DE VOLTAJES LIMITES DE CONTACTO Y PASO

El próximo paso será verificar si la malla diseñada cumple las exigencias en cuanto al control de gradientes de potencial para lo cual será necesario calcular las tensiones de paso y de contacto que se producen en la malla y compararlas con los respectivos valores maximos tolerables. 1. COMPROBACIÓN TENSIÓN DE CONTACTO

De este calculo se ha considerado que la zona en que se encuentra la malla se ha cubierto con una capa de grava ( chancado de ripio ), cuya resistividad superficial es de 3.000 ohm-mt, en las condiciones mas desfavorables, vale decir, estando la grava mojada. Tomando los valores de Km y Ki de la tabla el voltaje de malla que se obtiene en la puesta a tierra diseñada será de :

Para aplicar esta expresión debemos recordar que la corriente de 1.000A calculada corresponde al valor permanente de corriente de falla y de acuerdo a lo que hemos visto antes, el valor inicial de dicha corriente será mayor por la presencia de la componente continua que decrece exponencialmente con el tiempo. El valor de corriente de falla con el cual debe dimensionar la puesta a tierra para tener un adecuado control de

191


gradientes se obtiene afectando el valor permanente por el "factor de asimetría" correspondiente que se da en función del tiempo de duración de la falla mostrada en la tabla que se muestran valores del factor de asimetría para tiempos de falla intermedios a los indicados. Los factores respectivos se pueden obtener por interpolación lineal. Factor de asimetría corriente de cortocircuito TIEMPO de FALLA sg

FACTOR

0,01 0,02 0,04 0,08 0,1

1,7 1,62 1,5 1,32 1,25

0,28

1,1

0,5 o mayor

1,0

En el ejemplo, el tiempo de duración de la falla es de 0,28 seg., lo que corresponde a un FACTOR = 1,1 entonces la corriente transitoria de falla será de I = 1000 x 1,1 = 1.100A. luego :

= 1.146 v valor que es más bajo que el valor de tensión de contacto tolerable, lo que nos indica que desde el punto de vista el diseño de la puesta a tierra es adecuado. 2. COMPROBACIÓN TENSIÓN DE PASO De acuerdo a la expresión la tensión de paso tolerable, en las condiciones que se están analizando será de :

y el voltaje de paso que se produce en la periferia de la puesta a tierra diseñada, de acuerdo a la expresión será :

lo que nos indica, de manera similar a la comprobación anterior, que también desde este punto de vista el diseño de la puesta a tierra es adecuado.

CONSIDERACIONES PRACTICAS PARA LA EJECUCIÓNDE LA MALLA PUESTA A TIERRA MT

La malla debe estar preferentemente ubicada debajo del equipo que se desea proteger, e incluso, es un buen punto de partida para el diseño de la puesta a tierra considerar la superficie del recinto de operación de la subestación como una primera posible solución. La condición, más favorable es que los límites del recinto de


192

operación coincidan con los límites de la malla de modo que a la zona de la malla solo tenga acceso personal calificado. Dicha condición no siempre es posible cumplir y por regla general, la malla traspasará los limites del recinto de operación; en tal caso, la superficie sobre la malla y hasta un límite de por lo menos 1,2 mt más allá del borde de ésta se deberá cubrir con un material de alta resistividad, como por ejemplo, baldosas, asfalto o una capa de chancado de por lo menos de 5 cm de espesor o un material equivalente. Debe evitarse la colocación de prados o jardines sobre la zona de la malla por cuanto dificultan grandemente el control de las tensiones de contacto y de paso. En algunos casos no se dispone en la zona de ubicación de la subestación, de la superficie necesaria para obtener las condiciones impuestas por los cálculos; en ellos es una solución aceptable es construir bajo los equipos una malla equipotencial de las dimensiones que el terreno permita y para obtener el valor de resistencia buscado construir una malla de resistencia en un punto remoto, desde luego lo más próximo que sea posible a la malla equipotencial. Ambas mallas deben interconectarse por lo menos en 2 puntos. Al adoptar este tipo de soluciones se debe ser extremadamente cuidadoso en cuanto a la posibilidad de transferir potenciales a otros puntos de la instalación ajenos al equipo protegido. ****

2.16. DETECCIÓN Y CORRECCION DEL FACTOR DE POTENCIA Las distribuidoras eléctricas penalizan en un 1% del valor neto de la factura cuando el FP < a 0,93 por cada 0,01.

CONSECUENCIAS EN LA RED ELECTRICA POR UN MAL FACTOR DE POTENCIA • • •

Tener el circuito líneas sobrecargadas o precisar de más sección. Consumo de energía superior al que se precisaría, de ser correcto el factor de potencia. Mayor coste de la energía consumida.

Consumen mucha energía radiactiva • • • • • •

Las bobinas de los aparatos de telemando Motores que funcionan en vacío o a poca carga. Motores sobredimensionados Motores con velocidades pequeñas Motores a los que llega tensión superior a la prevista Otros elementos inductivos

Mejora del factor de potencia Para mejorar el factor de potencia, es necesario reducir la energía reactiva de autoinducción a base de conectar condensadores a la red, (energía reactiva de capacidad).

•

EJEMPLO DE CALCULO DE CONDENSADOR

Potencia reactiva a reducir en la red, con los condensadores (Pxc)

193


KW : Potencia activa de la red ϕ1 : Angulo que se desea obtener ϕ2 : Angulo que se tiene y se desea mejorar

Cuanto mayor sea la V, menor deberá ser la capacidad. Por eso, en general, los condensadores se conectan en triángulo, por recibir mayor tensión que en estrella. En conexión estrella los condensadores han de ser 3 veces mayores en capacidad que si la conexión fuera en triángulo.

t = R·C

Para mejorar el FP dado que su bajo valor se debe a la presencia de una reactancia inductiva de un valor considerable, bastará conectar al circuito una reactancia capacitiva XL que compense parte o la totalidad del efecto inductivo. En el triangulo de la potencia de la figura, si P1 es la potencia aparente antes de mejorar el FP, W es la potencia activa y QL es la potencia reactiva inductiva, ϕ1 es el ángulo de desfase de W y P1 al conectar al circuito un condensador de potencia reactiva Qc , la potencia reactiva del condensador será:

P1

QL

194


Q = QL - QC , la potencia aparente resultante es P2 , menor que P1 el ángulo baja a un valor ϕ2 y la potencia activa permanece constante puesto que el condensador agregado sólo absorbe potencia reactiva El problema es entonces, calcular la magnitud del condensador para llevar el ángulo de desfase de un valor ϕ1 dado a un nuevo ϕ2. menor que ϕ1. De la misma figura se puede que, conociendo W:

( 1 ) tg ϕ1 = QL

( 2 ) tg ϕ2 = QL - QC

W

W

( 5 ) QC

( 4 ) QL = W · tgϕ1

Y la potencia aparente baja desde :

P1 =

W COSϕ1

= QL-W tgϕ2

( 3 ) QL – QC = W · tgϕ2

QC = W ( tgϕ1 − tgϕ2 )

P2 =

KVAR

W COSϕ2

Para lograr la corrección del FP se empleara dos tipos de dispositivos, el condensador estático y el condensador o motor síncrono. En nuestro país es normal el empleo de condensadores estáticos, dado que por las magnitudes de potencias manejadas en las instalaciones resulta más económico el empleo de motores de inducción y condensadores estáticos para la corrección que el empleo de motores síncronos. Como una buena aproximación se puede establecer que un motor de inducción resulta más económico que un motor síncrono, cuando una magnitud de velocidad expresada en rpm que resulta mayor que su magnitud de potencia expresada en HO, cuando esta relación se invierte resulta más económico el motor síncrono. Haciendo una breve descripción de un condensador o motor síncrono diremos que es una máquina rotatoria de corriente alterna, que gira a la velocidad sincrónica, cuyo rotor está formado por piezas polares excitadas por un campo magnético producido por una corriente continua, en tanto el estatores alimentado por corriente alterna. Variando la excitación de corriente continua se puede lograr que el motor absorba potencia reactiva inductiva o entregue potencia reactiva capacitiva. Trabajándolo en esta última condición se tiene un condensador síncrono y si además le acoplamos una carga mecánica en la polea tendremos un motor síncrono. El mejoramiento del FP puede hacerse conectando un condensador de la capacidad adecuada a cada artefacto que origine el problema, como es el caso por ejemplo, de la corrección del FP de las reactancias de las lámparas de descarga ( fluorescentes, mercurio o sodio ), conectando un condensador o grupo de condensadores de capacidad mayor a las barras del tablero general de la instalación cuando se trate de potencias medianas o bien conectando condensadores a los diversos tableros de distribución o tableros generales auxiliares cuando se trate de instalaciones extensas y de gran potencia de consumo.

195


Finalmente, en el caso de mejoramiento del FP obtenido al conectar un consumo resistivo puro, éste caso se puede presentar por ejemplo, cuando en un proceso es necesario agregar un horno secador que generalmente es un consumo de tipo resistivo, o bien, cuando se agrega una potencia considerable en alumbrado de tipo incandescente. La situación se analiza en el diagrama de la figura y vemos que la potencia activa aumenta de WM a WH, la potencia reactiva permanece constante y la potencia aparente crece de P1 a P2, por esta razón no obstante el ángulo baja de ϕ1 a ϕ2 no se puede considerar éste como un método de mejoramiento del FP y sólo será aplicable en donde se presente la necesidad de conectar un consumo resistivo puro. ****

TABLA : Factor multiplicador Para determinar CONDENSADOR EN KVAR y mejorar el FACTOR DE POTENCIA Factor de Potenci a inicial

0,50 0,55 0,60 0,65 0,70 0,75 0,80 0,85 0,90 0,95

FP deseado 0,8

FP deseado 0,85

FP deseado 0,86

FP deseado 0,88

FP deseado 0,90

FP deseado 0,92

FP deseado 0,94

FP deseado 0,96

FP deseado 0,98

FP deseado 1

0,982 0,769 0,583

1,112 0,899 0,713

1,135 0,926 0,740

1,191 0,979 0,793

1,248 1,035 0,849

1,306 1,093 0,907

1,369 1,156 0,970

1,440 1,227 1,041

1,529 1,316 1,130

1,1732 1,519 1,333

0,419

0,549

0,576

0,629

0,743

0,806

0,877

0,966

1,169

0,270 0,132 -

0,400 0,262 0,130

0,427 0,289 0,157 0,027

0,480 0,340 0,210 0,080

0,594 0,456 0,324 0,194 0,058

0,657 0,519 0,387 0,257 0,121

0,726 0,590 0,458 0,328 0,192 0,037

0,817 0,679 0,547 0,417 0,281 0,126

1,020 0,882 0,750 0,620 0,484 0,329

0,685 0,536 0,398 0,266 0,136

EJEMPLO : Una Instalación Eléctrica de 200KW se necesita mejorar el FACTOR DE POTENCIA de 0,85 a 0,94 : CONDENSADOR KVAR = POTENCIA KW · factor = 200KW · 0,257 = 52 KVAR

2.17. Referencia a la Norma SEC NCH 4-2003 De acuerdo a lo visto, revise la Norma 4-2003 contenida en el CD ROM.


3. DISEÑO

DE

196

PROYECTO ELÉCTRICO

3.1. Aplicación de autocad a planos eléctricos 3.2. Ejecutar guía Practica Nº 1 en sala de computación

3.3. Instalación ELECTRICA HABITACIONAL ( ELEVADA )

1. DATOS GENERALES DEL PROYECTO • • • •

Empalme trifásico Factor de potencia instalación Cos@ Caída de tensión máxima Factor de demanda

Sugerencias para la solución : • Numero de circuitos • Circuitos de alumbrado

: consumo : monofásicos 220V/ 50HZ : 0,95 : 2,5% ALIMENTADOR GENERAL : 0,35 ( sobre 3kW, según Norma : alimentador alumbrado )

: 17 ( ALUMBRADO : 8 FUERZA : 5 CALEFACCION : 4 ) : 1+4 ( portalámparas + enchufes lámparas comandadas )

75W/100W

• • • • • • • • • •

Circuitos de enchufes : 3 ( enchufes 150W ) Circuitos de Fuerza : 5 ( refrigerador , lavadora , lavavajillas, 2 tinas de hidromasaje ) Circuitos de Calefacción : 4 ( Horno microondas, secadora ropa, cocina eléctrica y Termo Eléctrico ) Considerar toda la instalación con : fase+neutro+protección Diseño de circuitos : 10, 16, 20 y 25 amperes Secciones del tablero distribución : Alumbrado, Calefacción y Fuerza Plano Proyecto : En archivo AUTOCAD en CDROM Requerimientos mandante : Entrega de plano arquitectura en AUTOCAD y respetar ubicación de centros, enchufes, interruptores, consumo potencia de artefactos, etc ) Caja de derivación : De acuerdo a criterio del proyectista. Diseñar de acuerdo : a la Normativa SEC y criterios técnico.

2. REQUERIMIENTO DEL PROYECTO :

1. CALCULO INSTALACION ELECTRICA HABITACIONAL 1.1. Dimensionar los circuitos ( numero de centros, potencias, corrientes y secciones de conductores ) 1.2. En plano arquitectura trazar la canalización del proyecto ( compruebe que funcione ) 1.3. Definir cantidad, tipo y secciones de conductores y ductos. 1.4. Definir los componentes del tablero de distribución Alumbrado – Fuerza - Calefacción 1.4.1. Disyuntores termo magnéticos ( sobrecarga , cto cto, Corriente ruptura Ka ) 1.4.2. Interruptores diferenciales ( protección contacto indirecto, sensibilidad y Inominal )


197

1.4.3. Selectividad y Corriente cto cto ( Icc suponga trafo 400KVA/13,7Ka/24mt/Sc : 35mm2 ) 1.5. Completar el Cuadro de cargas de Alumbrado, Calefacción y Fuerza. 1.6. Completar el cuadro de carga General. 1.7. Definir el Diagrama unilineal del Proyecto Eléctrico 1.8. Aplicar Factor de Demanda según norma SEC. 1.9. Defina el tipo de empalme ( por tabla ) que se debe solicitar a la Distribuidora Eléctrica.

2. CALCULO DE MALLA A TIERRA 2.1. ¿ Cual será el valor de Resistencia puesta a tierra ( Rpt ) mínimo para que opere el TABLERO AFC ? 2.2. Calcule la Resistencia puesta a tierra Rpt de Malla a Tierra para la protección a los usuario, por el método de Schwartz y Laurent. Suponga una resistividad del terreno de 43 ohm-mt. y un electrodo de ( 4x4mt /Sc:35mm2/he 0,6mt ). 2.3. Si utiliza una barra CU de 1,5mt . ¿ Qué Rpt se tendrá ?. Qué conviene hacer.

3. CALCULO INSTALACION ELECTRICA DE EDIFICIO y FUERZA Suponga, ahora que la instalación habitacional que calculo anteriormente, corresponde a un Departamento de 180mts2. En un edificio de 5 pisos, en el primer piso hay un Local con una red de 30 computadores que requiere de 6KW. En los restantes pisos : 1 departamento por piso. Considere , servicios comunes equivalente a 15KW ( iluminación escalera, portal, pasillos, etc ) y un circuito de FUERZA para un Ascensor que consume una potencia trifásica 18kW. Se pide que proyecte lo siguiente : 3.1. Alimentador del suministro a la sala de medidores concentrados del edificio .Considere 75mts. Máxima caída de tensión 2,3%. Ahora utilice suministro trifásico para cargas 220V/380V/50HZ

3.2. Los circuitos de derivación del medidor al tablero de distribución del edificio considere las siguientes distancias : Piso 1 : 25 mts Piso 2 : 36 mts Piso 3 : 44 mts Piso 4 : 53 mts Piso 5 : 66mts 3.3. Proyecte el punto de suministro para los servicios comunes y ascensor. Si prefiere USE CDROM ( carpeta calculo de edificios ) 3.4. Recalcule la malla a tierra BT definida en el punto 2. Qué puesta a tierra va utilizar para el edificio. 4. TARIFA ELECTRICA EMPALME DEL EDIFICIO 4.1. Determine la Tarifa más conveniente para el suministro electrico del edificio, suponiendo que la comunidad tiene una subestación de MT/BT. 5. CALCULO DE CONTAMINACION ARMONICA Debido a la alta concentración de cargas no lineal considere reforzar el Neutro según expresa la Norma 42003 para el circuito del piso 1 . ( Local ) . 5.1. Haga el siguiente supuesto. Con un Analizador de Calidad de la Energía ud detecto en el tablero del Local el siguiente espectro de corrientes armonicas : 50hz : 25,5 Amp / 150hz : 7 Amp / 250hz : 5 Amp / 350hz : 3 Amp. Determine la THDi contaminación armonica en corriente y considere que según Decreto D327 el nivel máximo recomendable es 20% de THDi. ¿ Cual es su recomendación al cliente ?. Fundamente.


3.5. DISEÑO DE INSTALACIONES Consideraciones para el Diseño

198

ELECTRICAS DE FUERZA.

VeaseCapitulo 12 Norma SEC 4-2003.

Exigencias generales

Se considerará instalación de fuerza a toda aquella instalación en que la energía eléctrica se use preferentemente para obtener energía mecánica y/o para intervenir en algún proceso productivo industrial. Los circuitos de fuerza deberán estar separados de los circuitos de otro tipo de consumos, sin embargo, podrán tener alimentadores o subalimentadores comunes. En las instalaciones de fuerza se empleará como sistema de canalización alguno de los indicados en la sección Nº 8 de la norma, de acuerdo a las características del ambiente y de la instalación. Los tableros o centros de control desde los cuales se protejan o comanden instalaciones de fuerza se construirán e instalarán de acuerdo a lo establecido en la sección Nº 6. Norma SEC. Todo tablero de comando o centro de control de equipos pertenecientes a una instalación de fuerza deberá instalarse con vista al equipo o máquina comandada. Se exceptuarán de la exigencia a aquellas máquinas o equipos que por razones de operación o de terreno deban instalarse en puntos remotos, en estos casos, sin embargo, deberá existir un enclavamiento que impida alimentar el equipo cuando se esté trabajando en él. Este enclavamiento se implementará de alguna de las siguientes formas: A ) Enclavamiento instalado para ser operado desde un punto con vista al equipo; B ) Un interruptor operado manualmente ubicado con vista al equipo que la desconecte de la alimentación. C ) Interruptor operado en forma manual, instalado en una ubicación remota sin vista al equipo, que lo desconecte de la alimentación de fuerza, cuya operación esté restringida sólo a personal autorizado. Para cumplir este fin se bloqueará la operación del interruptor mediante uno o mas candados de seguridad y se seguirá un procedimiento establecido en forma escrita para bloquear o desbloquear este interruptor.

Exigencias para los equipos Todos los equipos eléctricos y motores que formen parte de una instalación de fuerza deberán ser de un tipo adecuado al ambiente y condiciones de montaje en que se instalan. Todo motor deberá, traer marcada en forma legible e indeleble y colocada en un lugar fácilmente visible, una placa de características con a lo menos los siguientes datos:


199

• Nombre del fabricante o su marca registrada. • Voltaje nominal y corriente de plena carga. • Frecuencia y número de fases. • Temperatura ambiente nominal y elevación nominal de temperatura. • Tiempo en que se alcanza la temperatura de régimen permanente partiendo en frío. • Potencia nominal. • Factor de potencia a potencia nominal. • Número de certificado de aprobación entregado por un organismo competente.

Los motores de varias velocidades deberán tener indicadas la potencia nominal y corriente de plena carga para cada velocidad. Los actuadores de partida de motores deberán estar marcados con el nombre del fabricante o su marca registrada, voltaje nominal, corriente o potencia nominal, y todo otro dato necesario para indicar el tipo de motor para el cual son adecuados. Un actuador que tenga protecciones incorporadas deberá traer marcadas la corriente nominal de éstas y su rango de regulación. Los terminales de los motores y los actuadores deberán estar adecuadamente marcados, de modo que sea posible identificar las conexiones correctas. Los terminales de motores deberán estar encerrados en una caja de conexiones destinada exclusivamente a este fin. Las conexiones deben ser hechas dentro de esta caja, de modo que en ningún caso puedan recibir esfuerzos mecánicos y los ductos o cables de la canalización deberán fijarse a la caja de conexiones mediante boquillas o prensas estopa de material resistente a grasas o aceites.

Condiciones del diseño eléctrico Como base para la determinación de la capacidad de transporte de conductores, capacidad y regulación de las protecciones, dimensionamiento de alimentadores, etc., se tomará la corriente indicada en la placa de características de los motores. Si se trata de motores de varias velocidades, se tomará la mayor de las corrientes indicadas en la placa, excepto en lo que se refiere a la regulación de las protecciones la que se fijará de acuerdo a la condición en que el motor esté trabajando. Si se trata de motores de torque se utilizará como valor de referencia la corriente de rotor trabado. En el apéndice 4 Norma SEC, se muestran características de los motores más usuales.

Dimensionamiento de los conductores La sección mínima de conductor empleado para alimentar motores fijos será de 1,5 mm2. La sección de los conductores que alimenten a un motor de régimen permanente será tal que asegurar una capacidad de transporte, por lo menos, igual a 1,25 veces la corriente de plena carga del motor. La sección de los conductores que alimenten a un motor, sea éste de régimen periódico, intermitente o de breve duración, será tal que asegure una capacidad de transporte como mínimo igual a la corriente de plena carga afectada por un factor determinado de acuerdo a la tTABLA Nº 12.28. SEC La sección de los conductores conectados al rotor de un motor de rotor bobinado se fijará considerando en este caso la corriente nominal del rotor. La sección de los conductores que alimenten a un grupo de motores de régimen permanente será tal que asegure una capacidad de transporte como mínimo, igual a 1,25 veces la corriente de plena carga


200

del motor de mayor potencia, más la suma de las corrientes de plena carga de todos los motores restantes. En GRUPOS DE MOTORES en que existan motores de régimen permanente, periódico, intermitente y/o de breve duración, la sección de los conductores que alimentan al grupo deberá permitir una capacidad de transporte para una corriente que se determina como : • La suma de las corrientes de plena carga de los motores de régimen permanente, más • La suma de las corrientes de plena carga de los motores de régimen no permanente, afectada por el factor que corresponda, determinado de acuerdo a la tabla Nº 12.28, SEC más • 0,25 veces la corriente de plena carga del motor de mayor potencia afectada por el factor correspondiente de acuerdo a la tabla Nº 12.28 si el motor no es de régimen permanente. Si en grupos de motores existen enclavamientos que impidan el funcionamiento simultáneo de 2 motores o de dos grupos de motores, la sección de los conductores se determinará tomando en cuenta sólo a aquellos que puedan funcionar simultáneamente.

Protecciones a la sobrecarga Los conductores de circuito, los motores y los aparatos de control de motores deben protegerse de sobrecalentamientos debidos a sobrecargas, originadas durante la marcha del motor o provocadas por fallas en la partida. La protección de sobrecarga no protegerá contra cortocircuitos o fallas a tierra. Todo motor de régimen permanente cuya potencia sea superior a 1 HP deberá protegerse, contra las sobrecargas, mediante un dispositivo de protección que responda a la corriente del motor. Este protector tendrá una capacidad nominal o estará regulado a no más de 1,25 veces la corriente nominal del motor si se trata de motores con factor de servicio no inferior a 1,15 ó, a no más de 1,15 veces la corriente nominal del motor para todo otro caso.


201

NA.- El F.S. factor de servicio es un coeficiente usado en los motores fabricados de acuerdo a Normas Norteamericanas y señala la sobrecarga permanente que el motor tolera. Usualmente se lo identifica en placa por las letras F.S. o S.F. En caso que a través del protector no circule toda la corriente de carga del motor, como por ejemplo, si el protector queda incorporado a la conexión triángulo de los enrollados, el protector deberá regularse o tener una capacidad nominal de acuerdo a la corriente que por él circule. Todo motor de régimen permanente de potencia nominal inferior a 1 HP y partida manual que tenga su comando al alcance de la vista, se considerará suficientemente protegido por las protecciones de cortocircuito y de falla a tierra del circuito. Los motores de régimen permanente de potencia inferior a 1 HP y partida automática se deberán proteger contra la sobrecarga. Se considerará a este tipo de motores suficientemente protegido contra la sobrecarga y no necesitarán de protector si forman parte de un equipo que normalmente no está sujeto a sobrecargas. En estos casos, el equipo deberá tener una placa que indique que cuenta con dichos dispositivos de protección. En los motores de varias velocidades, cada conexión de enrollados, se considerará en forma Independiente para los efectos de dimensionar las protecciones. Los motores usados en condiciones de régimen de breve duración, intermitente o periódico, se considerarán protegidos contra la sobrecarga por las protecciones de cortocircuito y de falla a tierra. N.A.- El dispositivo usual de protección contra sobrecargas es el protector térmico. Se deberá colocar un elemento protector de sobrecarga en cada conductor activo de la alimentación al motor. Los dispositivos protectores de sobrecarga al operar, deberán interrumpir la circulación de corriente en el motor.

Protecciones de cortocircuito Todo motor deberá contar con una protección de cortocircuito. Esta protección se dimensionará de modo tal que sea capaz de soportar sin operar, la corriente de partida del motor. La capacidad nominal de las protecciones de cortocircuito de un motor se dimensionará comparando la característica de la corriente de partida y el correspondiente valor durante el período de aceleración del motor o máquina, si es que el motor parte acoplado a su carga, con la curva de respuesta de la protección seleccionada de modo que ésta no opere bajo condiciones normales de partida. En los casos en que el fabricante de un equipo indique valores máximos para los dispositivos de protección de éste, o bien sobre los motores del equipo se indiquen dichos valores máximos, éstos no deberán sobrepasarse aún cuando de acuerdo al párrafo precedente sea permisible un valor superior. Un grupo de motores de potencia individual no superior a 1 HP podrá tener una protección de cortocircuito única si se cumplen las condiciones siguientes: • La protección no podrá tener una capacidad nominal superior a 16 A. • La corriente nominal de cada motor no deberá exceder 8 A. Se aceptará que las protecciones de cortocircuito, de falla a tierra y de sobrecarga en marcha estén combinadas en un único dispositivo, en donde la capacidad nominal o la regulación de ésta proporcione protección de sobrecarga en marcha de acuerdo a las condiciones exigidas.


202

Para máquinas de varios motores o en que existan consumos combinados se aceptará una única protección de cortocircuito, cuya capacidad nominal no deberá exceder el valor señalado en la placa de la máquina.

Partidores e interruptores para motores Los motores podrán tener sistemas de partida directa o con tensión reducida. Se entenderá por partida directa a aquella en que en el instante de partida se aplica a los bobinados del motor, conectados en su conexión normal de funcionamiento, la tensión de la red; y por partida con tensión reducida a aquella en que mediante algún dispositivo adicional se aplica a los bobinados una tensión inferior a la de la red o se altera transitoriamente su conexión normal de funcionamiento. Las empresas eléctricas de distribución fijarán en sus respectivas zonas la potencia máxima de los motores, alimentados desde empalmes en baja tensión, que podrán tener partida directa, de modo de lograr que la corriente de partida no produzca perturbaciones en el funcionamiento de instalaciones vecinas. Para instalaciones conectadas a empalmes en media tensión, el instalador a cargo del proyecto o el montaje de la instalación deberá determinar la máxima potencia del motor que pueda tener partida directa, en función a la capacidad nominal y otras características del transformador que las alimente, considerando que la partida directa del motor no debe provocar perturbaciones en el resto de la instalación, en particular, no debe provocar problemas de parpadeo en los circuitos de alumbrado ni perturbaciones en los circuitos de procesamiento automático de datos. NA.- Pese a tener mas de cuarenta años de vigencia y haberse superado todas las condiciones técnicas que sirvieron de sustento a la disposición normativa que fija en 3 KW la potencia máxima permitida para partida directa de motores en instalaciones con empalmes en B.T., las Empresas Eléctricas no han actualizado esta disposición. En general dicha potencia podrá aumentarse respetando siempre el principio de no provocar perturbaciones en otras instalaciones o servicios. NA.- Se entenderá por partidor a un dispositivo de comando que permite hacer partir o detener un motor; la partida podrá ser directa o a tensión reducida. Eventualmente el partidor puede tener incluidas las protecciones de sobrecargas. Los partidores podrán hacer partir o detener el motor y deberán tener una capacidad de ruptura suficiente como para abrir la corriente de rotor trabado. Cada motor deberá tener su partidor individual. Este podrá ser un actuador de "partida y parada", un actuador estrella - triángulo, un autotransformador, un reóstato u otro aparato similar. Todo motor deberá tener un interruptor que permita desconectar del circuito al motor y a su partidor. El interruptor deberá ubicarse en un punto en que quede con vista al partidor del motor y deberá ser fácilmente accesible. Para motores de partida directa el interruptor puede ser empleado como partidor, siempre que esté ubicado con vista al motor. El interruptor que desconecta al motor del circuito deberá interrumpir todos los conductores activos de la alimentación. Cuando la instalación consista en un único motor podrá usarse como interruptor de desconexión, el del tablero de distribución, siempre que éste esté ubicado con vista al motor.

203


calculo de la Protección a la sobrecarga en general Para la protección contra la sobrecarga en general, la capacidad nominal o corriente de ajuste del dispositivo de protección , deberá ser como máximo un 25% más grande que la corriente del motor, si éste tiene FS mayor o igual a 1,15. y un 15% para FS < 1,15.

In : Corriente nominal del protector ( A ) Pm : Potencia nominal del MOTOR ( W ) Vf : Tensión de fase del sistema ( V ) 220V VL : Tensión de línea del sistema ( V ) 380V FP : Factor de potencia

n

: Rendimiento del motor %

k

: 1,25 para F.S. >= 1,15 y 1,15 para F.S.< 1,15

Véase Apéndice 4 Norma 4-2003 Véase 12.3.12 Norma 4-2003 F.S. : Factor de Servicio motores

******


INSTALACIÓN DE FUERZA INDUSTRIAL TIPICA

204


3.6. INSTALACIONES DE COMPUTADORES

OPERACIÓN DE PROTECCIONES DIFERENCIALES

205

206


NOMBRE

FRECUENCIA

SECUENCIA


207


CASO 1 : RED DE COMPUTACIÓN SIN DIFERENCIALES HPI

EXISTE PELIGRO DE DISPARO INTEMPESTIVO

EXISTE PELIGRO DE DISPARO INTEMPESTIVO

DISPARO INTEMPESTIVO

208


209


210


CASO 2 : RED DE COMPUTACIÓN USANDO DIFERENCIALES HPI

NO EXISTE PELIGRO DE DISPARO INTEMPESTIVO DEBIDO A LA TEMPORIZACIÓN DEL HPI

NO EXISTE PELIGRO DE DISPARO INTEMPESTIVO DEBIDO A LA TEMPORIZACION DEL HPI


211



212


CONCLUSIONES FINALES : DIFERENCIALES HPI

213


3.7.

214

INSTALACIÓN DE DISTRIBUCIÓN ELECTRICA EN EDIFICIOS Véase 5.1.5. Norma SEC 4-2003

Los

alimentadores típicos tienen sus conductores alojados en el interior de un tubo rígido y autoextinguible, con un diámetro promedio de 110mm . Dependiendo de la potencia que precise el edificio y de acuerdo con el sistema de distribución empleado, pueden ser necesarios uno o dos tubos por cada línea de empalme. Este tipo de empalme es el más utilizado en los grandes núcleos habitacional, donde las redes de distribución pública discurren por el subsuelo de las calles y vías principales para no afectar así la estética de los edificios. La figura representa el esquema general del empalme subterráneo de un edificio en el que la caja general de protección y centralización de medidores se aloja en la parte inferior del mismo. En estos casos se realiza la distribución de energía eléctrica, por regla general, de forma ascendente. Debido a que este empalme tiene su origen en una red de distribución pública subterránea, como se muestra , es necesario conocer los métodos para canalizar esta red a través de las vías públicas de las ciudades. Los métodos utilizados son :

• Conductores enterrados directamente en zanjas • Conductores alojados en tubos subterráneos • Conductores al aire en el interior de galerías subterráneas. En general se distribuyen los conductores directamente enterrados en arena de río apisonada y sobre un lecho de esta misma arena compactada y con un espesor de 10 cm. Sobre esta arena se coloca la protección mecánica para advertencia en caso de apertura de la zanja, y que generalmente se compone de rasillas, ladrillos macizos o placas de hormigón. A unos 15 cm de esta placa se coloca la cinta de señalización de la existencia del cable enterrado. Esta cinta se encuentra enterrada en tierra de relleno apisonada; la zanja se completa finalmente con pavimento o tierra según los casos. En general se debe tener presente las siguientes normas :

• La longitud de la canalización debe ser lo más corta posible. • Su situación será tal que no implique desplazamientos futuros. • No existirán ángulos superiores a 90°. • El radio de curvatura de los cables no puede ser, en ningún caso, inferior a diez veces el diámetro exterior de los mismos. • Los cruces de calzada se trazan perpendiculares a las mismas. • La distancia a las fachadas no será inferior a 60 cm.


DISTRIBUCIÓN ELECTRICA TIPICA EN EDIFICIO

215


216

Véase 5.1.5. Norma SEC 4-2003 3.7.1. EMPALMES y LINEA REPARTIDORA En los edificios de altura se establecen en la norma 3 modalidades de ejecución de empalmes, a saber :

)CONCENTRADOS )VERTICALES )MIXTOS Este mismo criterio puede a aplicarse a colectivos horizontales extensos en que produzcan condiciones similares de un edificio de altura. En los empalmes concentrados, todas las cajas de empalme de las distintas dependencias y servicios del edificio estarán ubicadas en un recinto único destinado a este fin. La norma acepta este tipo de ejecución solo para edificios de hasta 5 pisos con cuatro departamentos u oficinas independientes por piso, si a éstos sumamos la existencia de un empalme monofásico para alumbrado general y uno trifásico para fuerza ( ascensores y bombas de agua, si existen ) lo cual da un máximo de 22 empalmes concentrados en este punto único. Esta disposición, que corresponde a la situación planteada por una forma constructiva típica, puede ser obviada cuando por razones de diseño arquitectónico se produce una gran concentración de oficinas o locales comerciales por piso; en tal caso la Norma acepta que el número de empalmes que puedan concentrarse sobrepasen a la cantidad fijada anteriormente sin fijar un límite. Esta condición se presenta en galerías comerciales, en las que existe una gran cantidad de locales de superficie generalmente pequeña. La Empresa Eléctrica alimenta estos empalmes a través de un arranque de la red que llega a una caja de fusibles y de allí pasa a una caja de distribución desde donde se deriva a cada empalme; en la figura se muestra una disposición de empalme concentrado. Cuando se exceden las limitaciones impuestas a la concentración de empalmes estos se pueden ejecutar en su modalidad vertical , en cuyo caso se colocarán las cajas de empalme piso por piso, o bien, en la modalidad mixta en la cual se pueden concentrar empalmes de grupos de pisos sin que se sobrepasen las condiciones impuestas en cada punto de concentración. La norma termina exigiendo la presentación de un detalle de montaje de los empalmes dentro del proyecto general de la instalación, además de las condiciones que impone CHILECTRA para la ejecución de este tipo de empalmes. Los empalmes en MT pueden presentar las siguientes alternativas: empalmes a la intemperie, los que adoptan generalmente la forma constructiva de un empalme aéreo con un módulo de medición en subestaciones modulares, y los empalmes dentro de construcciones los que tienen estar de acuerdo a las exigencias de CHILECTRA.


EMPALME CONCENTRADO

EMPALME VERTICAL Y MIXTO

217


EQUIPOS DE MEDIDA PROTECCIÓN Y TABLEROS

3.7.2.

CENTRALIZACIÓN DE MEDIDORES EDIFICIO

218


219


3.7.3.

220

PUESTA A TIERRA EN EDIFICIOS y PARRAYOS.

Elementos a conectar

Una vez realizada la toma de tierra, se conectan a los puntos de puesta a tierra todos los elementos metálicos con posibilidad de ponerse sobre la tensión de seguridad. De esta forma se consigue establecer una red equipotencial dentro del edificio en contacto con tierra. La norma tecnológica de edificación especifica los siguientes elementos que deben conectarse a tierra: • Centralización

de Medidores • Guías metálicas de los ascensores • Caja general de protección en el caso de que sea metálica. • Instalaciones de pararrayos, si existe. • Antenas de TV, FM y parabólicas • Instalaciones de fontanería, gas y calefacción. • Estructuras metálicas y armaduras de muros y soportes de hormigón, así como elementos metálicos significativos

La figura representa el esquema de conexión de todos estos elementos. Debido a la complejidad de alguno de estos elementos, en cuanto a su puesta a tierra, como pararrayos, antenas o redes equipotenciales de cuartos de baño o cocina.

PARARRAYOS EN EDIFICIOS. Consideraciones. Las instalaciones de pararrayos, desde el punto de vista de la construcción, vienen reguladas por la norma tecnológica de edificación, la cual define a los pararrayos como instalaciones de protección contra el rayo. Su instalación estará unida a la red de tierras del edificio.


221

El rayo es un fenómeno atmosférico muy complejo que da lugar a descargas eléctricas de intensidades comprendidas entre 10.000 y 500.000A, por tanto, sus efectos pueden ser devastadores si caen sobre edificios, fábricas, etc. En 1752, Benjamín Franklin inventó lo que sería el primer pararrayos, basado en el fenómeno del poder de las puntas.

• Partes de un pararrayos En todo pararrayos se distinguen tres partes fundamentales: cabeza de captación, red conductora (o línea principal de tierra) y toma de tierra.

1) CABEZA DE CAPTACIÓN Este componente tiene como objetivo principal captar la descarga del rayo. 2) RED CONDUCTORA Está formada por el cable encargado de unir la cabeza del pararrayos con el punto de puesta a tierra. Este cable es de cobre rígido, de 50 mm2 de sección como mínimo. Por cada pararrayos deben instalarse dos cables. Su instalación se realiza por la superficie visible del edificio, partiendo de la cabeza de captación y


222

llegando hasta el punto de puesta a tierra; la red se fija en la cubierta y muros del edificio mediante grapas y guías con aisladores, como muestra la figura. Al llegar la red conductora a una altura de 2 metros sobre la rasante del terreno se coloca un tubo de protección de acero galvanizado de 40 mm de diámetro. La resistencia eléctrica del conductor desde la cabeza de captación hasta el punto de puesta a tierra tiene que ser inferior a 2 OHM. Cabeza captación Fijación

Cable conductor de cobre 50mm2

Tubo protección

3 ) TOMA DE TIERRA Esta es la parte más importante de toda la instalación, ya que es la encargada de neutralizar en tierra la descarga de origen atmosférico; si por cualquier circunstancia, una vez captado el rayo, no se neutralizase las consecuencias serían imprevisibles. Generalmente se utilizan para ello las tomas de tierra del edificio, por lo que se tendrá que haber previsto que el valor máximo de la resistencia de paso a tierra sea inferior a 15 ohm. • EL PARARRAYOS DE PUNTAS Es el pararrayos inventado por Franklin , en él las descargas van a parar a la cabeza captadora, la cual debe estar más alta que los elementos a proteger. El pararrayos tiene una altura aproximada de 2 metros y está formado por un mástil de acero galvanizado de 50 mm de diámetro y una punta hecha de un material de alto punto de fusión como, por ejemplo, el tungsteno. La cobertura de protección de este pararrayos es un cono cuya altura equivale a la distancia entre el terreno y la punta de captación y de superficie; lo que constituye un círculo de radio igual a la altura antes descrita y con centro en la proyección sobre el terreno de la cabeza de captación.

Este tipo de pararrayos es muy indicado para construcciones aisladas de gran altura que tengan salientes destacados del resto del edificio.


223

• NORMAS DE INSTALACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LOS PARARRAYOS La norma tecnológica de edificación internacional obliga a la instalación de pararrayos en los siguientes casos : • En edificios de más de 43 m de altura. • En todos los edificios destinados a sustancias tóxicas, radiactivas, explosivas o de materiales inflamables. • En todos aquellos edificios cuyo índice de riesgo sea superior a 27, según la norma tecnológica de los edificios ( tipo de construcción, situación, etc .). Para la puesta en servicio de la instalación se llevan a cabo unas pruebas, consistentes en medir la resistencia eléctrica desde la cabeza de captación hasta el punto de puesta a tierra. Este valor nunca puede ser superior a 2 ohm. La revisión para el mantenimiento de los pararrayos se realiza cada 4 años, comprobándose el estado de corrosión y limpiando las cabezas de captación, a la vez que se verifica la sujeción del mástil. También se hará una medida de la resistencia de paso a tierra de la instalación. En el caso de descarga eléctrica hay que comprobar la continuidad eléctrica de la red conductora y su medida de resistencia. ANTENAS. CONSIDERACIÓN IMPORTANTE Las antenas de TV y FM son elementos capaces de captar descargas atmosféricas. En el caso de que el edificio posea instalación de pararrayos, las antenas quedará en su totalidad dentro del campo de protección del pararrayos.*******

224


CALCULOS ELECTRICOS EDIFICIOS DEPARTAMENTOS Y LOCALES COMERCIALES ESTIMACION DE POTENCIA DEL EDIFICIO

PROYECTO

0 4 1 1 20.000 41.000 300 0

Nº de DPTOS tipo con grado electrificaciòn "mìnima" (hasta 80 m2). 3000 W Nº de DPTOS tipo con grado electrificaciòn "media" (hasta 150 m2). 5000 W Nº de DPTOS tipo con grado electrificaciòn "elevada"(hasta 200 m2). 8000 W Nº de DPTOS tipo con grado electrificaciòn "especial", Potencia a determinar Demanda màxima en DPTOS especiales . Potencia en W Demanda SERVICIOS COMUNES (ascensor, alumbrado escalera, calefación, otros (W) Superficie útil total de LOCALES COMERCIALES en m2 Otros OFICINAS Y LOCALES especiales . Potencias en W

0 20 8 20 0 41 30 0

POTENCIA TOTAL PREVISTA EN EL EDIFICIO kW. . . . . . . . . . . DATOS GENERALES DE LOS CIRCUITOS Nº 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

CIRCUITO

Tensión V 380 LOCAL COMERCIAL 380 PLANTA 1 380 PLANTA 2 380 PLANTA 3 380 SERVICIO COMUN 380 CLIMATIZACIÓN 380 0 0 0

Tri/mono 3 3 1 1 1 3 3 0 0 0

EMPALME

Coseno Ø 0,91 0,95 0,95 0,95 0,95 0,91 0,92 0 0 0

Potencia W 119.000 30.000 20.000 8.000 20.000 15.000 26.000 0 0 0

Longitud mt F.correcc. 20 0,9 10 1 15 1 20 1 25 1 30 1 35 1 0 0 0 0 0 0 is = It · ft ·fn

119

U máx. % 3 3 3 3 3 3 3 0 0 0

CALCULOS ELECTRICOS POR CIRCUITOS

CIRCUITO Nº 1

EMPALME

1. DATOS DE PARTIDA TENSION 380 Voltios POTENCIA 119000 W atios LONGITUD 20 Metros COSENO Ø 0,91 CIRCUITO Trifásico 3 Caída de tensión máxima : 3

RESULTADOS INTENSIDAD SECCION CAIDA TENSION POTENCIA MAX. ADM PROTECCION

% NORMA

2. CALCULO DE LA INTENSIDAD DEL CIRCUITO

I =

119000 ------------------------------------- = 198,68 Amperios. 1,732 * 380 * 0,9

198,68 3,5 * 70 0,42 123.981 200

OTROS (RV. T-V-04) Sección1 70 mm2 Sección2 9,81 mm2 Imáx. 207 A. Caida Up 0,42 % Pmáx.1 123.981 W Pmáx.2 849.072 W Lmáx. 142,7 mts.

Amperios mm2 ,RV 0,6/1 kV. % W atios Amperios Correcta OTROS (DV.T-V-04) Sección 1 70 Sección 2 9,81 Sección T 70 I.máx. 202,5 Caida Up 0,42 Pmáx.1 121.286 Pmáx.2 849.072 Pmáx.3 121.286 Lmáx. 142,70

3. CALCULO DE LA SECCION DEL CONDUCTOR A ) Por intensidad admisible del conductor en función de la tabla Conductores : COBRE. Cables UNIPOLARES. Vease TABLA 8.7a AW G NORMA 4-200 Tipo de aislamiento:"R" Polietileno reticulado. RV 0,6/1 kV. Factores de corrección : 0,9 Para una intensidad de cálculo de : 198,68 amperios y aplicando los factores 70 de corrección 0,9 nos resulta un conductor de : mm2.

mm2 mm2 mm2 A. % W W W mts.

225


La intensidad máxima admisible de dicho conductor es de : ( 230 * 0,9 = 207) 207 Amperios Sección por intensidad admisible :

3,5*70mm2

( 3,0 % ) : B ) Por caída de tensión máxima admisible En este caso no influye el tipo de aislamiento del conductor, sino la longitud del circuito.

S =

1 * 119000 * 20 * 100 ---------------------------------------------56 * 380 * 3,0 * 380 La sección comercial sería de:

= 9,81 mm2

10 mm2

4. ELECCION DE LA SECCION RESUMEN P.R.C.(RV) E.P.R.(DV)

I.máx. 70 70

Umáx. 10 10

mm2 mm2

Sección elegida .....

3,5*70mm2

En línea repartidora y de conformidad a las Normas de las Empresas Distribuidoras de energía, los conductores serán de unipolares,de COBRE,con aislamiento del tipo RV ó DV, 0,6/1 kV. Densidad de corriente Densidad máx. Norma 2,84 A/mm2. A/mm2. 2,96

5. CALCULO DE LA CAIDA DE TENSION

1 * 119000 * 20 up = ------------------------------------------------56 * 380 * 70

= 1,60

voltios =

0,42

% < 3,0 % NORMA

P máx.admisible =

123.981 watios.

6. CALCULO DE LA POTENCIA MAXIMA ADMISIBLE A ) Por intensidad máxima admisible 123.981 watios

Pmáx1 = Imáx *1,73 * V * Cos Ø = B ) Por caída de tensión máxima admisible

849.072 watios

Pmax2 =(56* V * S *3,0 * V)/(L*100)=

C ) Potencia máxima admisible del circuito será menor calculada en A y B

D ) Pérdidas de potencia de la línea Pp = (100*P*L) / (56*S*V2*Cos2 Ø

0,51

watios

E ) Longitud màxima admisible para transportar la potencia del circuito, teniendo en cuenta la máxima caída de tensión por Norma Lmáx.=(56 * V * S * 3,0* V)/(P*100)=

7. RESUMEN EMPALME

142,70

Potencia kW. 119

metros.

Sección de conductor Fase. Neutro. 70 35

Diámetro tubo 125

Caja general de protección Inominal Ifusibles. Icc. 250 200 100 kA

Cobre.RV 0,6/1 kV.

226


CIRCUITO

2º

LO CAL CO M ERCIAL

1. DAT O S DE PARTIDA T ENSIO N : 380 Voltios PO TENCIA : 30000 W atios LO NG IT UD : 10 M etros CO SENO Ø : 0,95 CIRCUITO : Trifásico 3 Caída de tensión m áxim a : 3

RESULTADO S 47,98 10 0,37 35.640 50

INTENSIDAD SECCION CAIDA TENSION POTENCIA MAX. ADM PROTECCION

% NO RM A

O TRO S (PRC T-II): Sección1 10 m m 2 Sección2 1,24 m m 2 Im áx. 57 A. Caída Ut 0,79 % Pm áx.1 35.640 W P.m áx2 242.592 W Lm áx. 80,9 m ts.

2. CALCULO DE LA INT ENSIDAD DEL CIRCUITO

30000 I = --------------------------------------- = 47,98 Am perios. 1,732 * 380 * 1,0

Am perios mm2 % W atios Am perios O T RO S (PVC T Sección 1 Sección 2 Sección T I.m áx. Caída Up Pm áx.1 Pm áx.2 Pm áx.3 Lm áx.

3. CALCULO DE LA SECCIO N DEL CO NDUCT O R A ) Por intensidad adm isible del conductor en función de las tablas a1).-Conductores con aislam iento PRC,tabla (NO RM A): Para una intensidad de cálculo 47,98 10 m m 2, en cobre y 3 sección de unipolares,bajo tubo.

am perios,escogem os

a2).-Conductores con aislam iento PVC,tabla (NO RM A): Para una intensidad de 47,98 am perios, escogem os sección de 16 m m 2,en cobre y 3 unipolares bajo tubo. Sección m ínim a reglam entaria de 6m m 2 según Norm as de algunas Em presas Sum inistradoras. B ) Por caída de tensión m áxim a adm isible.NO RM A ( 3,0 % ) : En este apartado no influye el tipo de aislam iento del conductor,sino la longitud del circuito. 1 * 30000 * 10 * 100 S = ----------------------------------------56 * 380 * 3 * 380

4. ELECCIO N DE LA SECCIO N RESUM EN I m áx. U m áx.

= 1,24 m m 2

P.R.C.( II ) 10 6

.La sección

m ¡nim a

será de :

6 mm2

P.V.C. ( I ) 4*10 m m 2 16 mm2 Sección elegida ..... 6 mm2 La intensidad m áxim a adm isible de dicho conductor es de : 57 Am perios (19 * 3,0(factor Densidad m Densidad de corriente. 5,70 4,80 A/m m 2.

En derivaciones individuales ,y de conform idad a las Norm as de las Em presas Distribuidoras de energía,los conductores serán unipolares y de aislam iento 0,6/1kV. ó 750 voltios.

5. CALCULO DE LA CAIDA DE TENSIO N

1 * 30000 * 10 up = ---------------------------------------56 * 380 * 10

= 1,41

voltios =

0,37

% < 3,0 % NO RM A.

La caída de tensión total acum ulada será la de la línea repartidora m ás la de la derivación individual . Ut = U(línea rep.)+Up(deriv.indiv.)= = 0,79 % 0,42 + 0,37

227


7. CALCULO DE LA POTENCIA MAXIMA ADMISIBLE

A ) Por intensidad máxima admisible Pmáx1 = Imáx *1,73 * V * Cos Ø =

35.640 watios

B ) Por caída de tensión máxima admisible 242.592 watios

Pmáx2 = (56* V * S* 3,0 * V)/(L*100

C ) Potencia máxima admisible del circuito será la menor de la calculada en A y B 35.640 watios.

P máx.admisible D ) Pérdidas de potencia de la línea Pp = (100*P*L) / (56*S*V2*Cos2 Ø

0,41

watios

E ) Longitud màxima admisible para transportar la potencia del circuito,teniendo en cuenta la máxima caída de tensión Norma Lmáx.=(56 * V * S *3,0 * V)/(P*100) =

80,86

8. RESUMEN Potencia LOCAL COMERCIA kW. 30

CIRCUITO 3º

1. DATOS DE PARTIDA TENSION : 380 POTENCIA : 20000 LONGITUD : 15 COSENO Ø: 0,95 CIRCUITO : Monofásico Caída de tensión máxima :

metros.

Sección de conductores mm2. Fase. Neutro. Protección 10 10 10

Diámetro tubo. 29

Centralización Ifusibles. Icc. 50 100 kA

PLANTA 1

RESULTADOS Voltios Watios Metros

INTENSIDAD : SECCION : CAIDA TENSION : POTENCIA MAX. ADM : PROTECCION :

1 3

% NORMA


20000 I = --------------------------------------- = 55,40 Amperios. 1 * 380 * 1,0

OTROS (PRC T-II): Sección1 10 Sección2 2,47 Imáx. 64 Caída Ut 1,16 Pmáx.1 23.104 P.máx2 80.864 Lmáx. 60,6

55,40 10 0,74 23.104 63 mm2 mm2 A. % W W mts.

3. CALCULO DE LA SECCION DEL CONDUCTOR A) Por intensidad admisible del conductor en función de las tablas a1).-Conductores con aislamiento PRC,tabla (NORMA ): Para una intensidad de cálculo 55,40 sección de 10 mm2, en cobre y 1 unipolares,bajo tubo.

amperios,escogemos

a2).-Conductores con aislamiento PVC,tabla (NORMA): Para una intensidad de 55,40 amperios, escogemos sección de 25 mm2,en cobre y 1 unipolares bajo tubo. Sección mínima reglamentaria de 6mm2 según Normas de algunas Empresas Suministradoras.

Amperios mm2 % Watios Amperios Correcta OTROS (PVC T-I): Sección 1 25 Sección 2 2,47 Sección T 25 I.máx. 71 Caída Up 0,30 Pmáx.1 25.631 Pmáx.2 202.160 Pmáx.3 25.631 Lmáx. 151,62


228


B) Por caída de tensión máxima admisible.NORMA ( 3,0 % ) : En este apartado no influye el tipo de aislamiento del conductor,sino la longitud del circuito. 2 * 20000 * 15 * 100 S = ---------------------------------------56 * 380 * 3 * 380

4. ELECCION DE LA SECCION RESUMEN I máx. U máx.

= 2,47 mm2 .La sección m¡nima

será de :

P.R.C.( II ) 10 6

Sección elegida .....

P.V.C. ( I ) 25 6

6

mm2

4*10 mm2

Cobre ,P.R.C.(II).

La intensidad máxima admisible de dicho conductor es de : 64 Amperios (21 * 3,0(factor de corrección) = 64 ) Densidad de corriente. 5,54 A/mm2. En derivaciones individuales,y de conformidad a las Normas de las Empresas Distribuidoras de energía,los conductores serán unipolares y de aislamiento 0,6/1kV. ó 750 voltios.

Densidad máx. Norma 6,40 A/mm2.


2 * 20000 * 15 up = -------------------------------------56 * 380 * 10

= 2,82

voltios =

0,74

% < 3,0 % NORMA

La caída de tensión total acumulada será la de la línea repartidora más la de la derivación individual . Ut = U(línea rep.)+Up(deriv.indiv.)= = 1,16 % 0,42 + 0,74



23.104 watios

B ) Por caída de tensión máxima admisible Pmáx2 = (56* V * S* 3,0 * V)/(L*100

80.864 watios

C ) Potencia máxima admisible del circuito será la menor de la calculada en A y B. P máx.admisible

23.104

watios.


0,41

watios


7. RESUMEN PLANTA 1

Potencia kW. 20

60,65

metros.


Diámetro tubo. 29


229

DISEÑO, PRESUPUESTO Y PROGRAMACIÓN DE PROYECTO ELÉCTRICO CIRCUITO 4º

PLANTA 2

1. DATOS DE PARTIDA TENSION 380 Voltios POTENCIA 8000 Watios LONGITUD 20 Metros COSENO Ø 0,95 CIRCUITO Monofásico 1 Caída de tensión máxima : 3

RESULTADOS 22,16 6 0,66 16.967 32


% NORMA



8000 I = -------------------------------------- = 22,16 Amperios. 1 * 380 * 1,0

mm2 mm2 A. % W W mts.



3. CALCULO DE LA SECCION DEL CONDUCTOR A ) Por intensidad admisible del conductor en función de las tablas a1).-Conductores con aislamiento PRC,tabla(NORMA): Para una intensidad de cálculo 22,16 sección de 6 mm2, en cobre y 1 unipolares,bajo tubo.

amperios,escogemos

a2).-Conductores con aislamiento PVC,tabla (NORMA): Para una intensidad de 22,16 amperios, escogemos sección de 6 mm2,en cobre y 1 unipolares bajo tubo. Sección mínima reglamentaria de 6mm2 según Normas de algunas Empresas Suministradoras. ( 3,0 % ) : B ) Por caída de tensión máxima admisible.NORMA En este apartado no influye el tipo de aislamiento del conductor,sino la longitud del circuito. 2 * 8000 * 20 * 100 S = ---------------------------------------56 * 380 * 3 * 380


= 1,32 mm2 .La sección

P.R.C.( II ) 6 6

P.V.C. ( I ) 6 6

m¡nima

será de :

6

Sección elegida ..... 4*6 mm2 Cobre ,P.R.C.(II). La intensidad máxima admisible de dicho conductor es de : 47 Amperios (16 * 3,0(factor de corrección) = 47 )

Densidad de corriente. 3,69 A/mm2. En derivaciones individuales,y de conformidad a las Normas de las Empresas Distribuidoras de energía,los conductores serán unipolares y de aislamiento 0,6/1kV. ó 750 voltios.


2 * 8000 * 20 up = -----------------------------------------56 * 380 * 6

= 2,51

voltios =

mm2

0,66

% < 3,0 % NORMA

La caída de tensión total acumulada será la de la línea repartidora más la de la derivación individual . Ut = U(línea rep.)+Up(deriv.indiv.)= 0,42 + 0,66 = 1,08 %

Densidad máx. s/rgto. A/mm2. 7,83

230




16.967 watios

B ) Por caída de tensión máxima admisible 36.389 watios

Pmáx2 = (56* V * S* 3,0 * V)/(L*100

C ) Potencia máxima admisible del circuito será la menor de la calculada en A y B P máx.admisible

16.967 watios.


0,37

watios


Potencia kW. 8

7. RESUMEN PLANTA 2

CIRCUITO 5º

1. DATOS DE PARTIDA TENSION : 380 POTENCIA : 20000 LONGITUD : 25 COSENO Ø: 0,95 CIRCUITO : Monofásico Caída de tensión máxima :

90,97

metros.

Sección de conductores mm2. Fase Neutro Protección 6 6 6

Diámetro tubo 29

Centralización Ifusibles Icc 32 100 kA

PLANTA 3


INTENSIDAD SECCION CAIDA TENSION : POTENCIA MAX. ADM : PROTECCION :

1 3

% NORMA


20000 I = --------------------------------------- = 55,40 Amperios. 1 * 380 * 1,0


55,40 10 1,24 23.104 63 mm2 mm2 A. % W W mts.

3. CALCULO DE LA SECCION DEL CONDUCTOR A).-Por intensidad admisible del conductor ,en función de las tablas: a1).-Conductores con aislamiento PRC,tabla (NORMA): Para una intensidad de cálculo 55,40 sección de 10 mm2, en cobre y 1 unipolares,bajo tubo.

amperios,escogemos




231


B).-Por caída de tensión máxima admisible Norma ( 3,0 % ) : En este apartado no influye el tipo de aislamiento del conductor,sino la longitud del circuito. 2 * 20000 * 25 * 100 S = -----------------------------------------56 * 380 * 3 * 380



P.R.C.( II ). 10 6

P.V.C.( I ) 25 6

comercial

será de :

6

mm2

Sección elegida ..... 4*10 mm2 Cobre ,P.R.C.(II). La intensidad máxima admisible de dicho conductor es de : 64 Amperios (21 * 3,0(factor de corrección) = 64 )


Densidad máx. Norma 6,40 A/mm2.


2 * 20000 * 25 up = -------------------------------------56 * 380 * 10

= 4,70

voltios =

1,24

% < 3,0 % NORMA.




23.104 watios


48.518 watios


23.104

watios.


0,69

watios


7. RESUMEN PLANTA 3

Potencia kW. 20

60,65

metros.


Diámetro tubo. 29


232


CIRCUITO 6º

SERVICIO COMUN

1. DATOS DE PARTIDA TENSION : 380 Voltios POTENCIA : 15000 W atios LONGITUD : 30 Metros COSENO Ø: 0,91 CIRCUITO : Trifásico 3 Caída de tensión m áxim a : 3

RESULTADOS 25,04 6 0,93 24.557 32


OTROS (PRC T-II): Sección1 6 mm2 Sección2 1,85 m m 2 Im áx. 41 A. Caída Ut 1,35 % Pm áx.1 24.557 W P.m áx2 48.518 W Lm áx. 97,0 m ts.

% NORMA


15000 I = --------------------------------------- = 25,04 Amperios. 1,732 * 380 * 0,9

Am perios mm2 % W atios Am perios Correcta OTROS (PVC T-I): Sección 1 6 Sección 2 1,85 Sección T 6 I.m áx. 26 Caída Up 0,93 Pm áx.1 15.573 Pm áx.2 48.518 Pm áx.3 15.573 Lm áx. 97,04

3. CALCULO DE LA SECCION DEL CONDUCTOR A).-Por intensidad admisible del conductor ,en función de las tablas: a1).-Conductores con aislam iento PRC,tabla (NORMA): Para una intensidad de cálculo 25,04 sección de 6 mm2, en cobre y 3 unipolares,bajo tubo.

am perios,escogem os

a2).-Conductores con aislam iento PVC,tabla (NORMA): Para una intensidad de 25,04 am perios, escogem os sección de 6 m m 2,en cobre y 3 unipolares bajo tubo. Sección m ínim a reglam entaria de 6m m 2 según Norm as de algunas Em presas Sum inistradoras. B).-Por caída de tensión máxima admisible.NORM A ( 3,0 % ) : En este apartado no influye el tipo de aislam iento del conductor,sino la longitud del circuito. 1 * 15000 * 30 * 100 S = -------------------------------------56 * 380 * 3 * 380

4. ELECCION DE LA SECCION RESUM EN I m áx. U m áx.

= 1,85 m m 2 .La sección

P.R.C.( II ) 6 6

P.V.C. ( I ) 6 6

m ¡nim a

será de :

6

m m2

4*6 mm2 m m2 Sección elegida ..... Cobre ,P.R. La intensidad m áxim a adm isible de dicho conductor es de : 41 Am perios (14 * 3,0(factor de correcció

Densidad de corriente. 4,17 A/m m 2. En derivaciones individuales,y de conform idad a las Norm as de las Em presas Distribuidoras de energía,los conductores serán unipolares y de aislam iento 0,6/1kV. ó 750 voltios.


1 * 15000 * 30 up = -----------------------------------------56 * 380 * 6

= 3,52

voltios =

0,93

% < 3,0 % NORMA.

La caída de tensión total acum ulada será la de la línea repartidora m ás la de la derivación individual . Ut = U(línea rep.)+Up(deriv.indiv.)= 0,42 + 0,93 = 1,35 %

6. CALCULO DE LA POTENCIA M AXIM A ADM ISIBLE

mm2

Densidad m áx. Norm a 6,83 A/m m 2.

233



24.557 watios


48.518 watios

C ) Potencia máxima admisible del circuito será la menor de la calculada en A y B 24.557

P máx.admisible

watios.


1,12

watios


97,04

7. RESUMEN Potencia SERVICIO COMUN kW. 15

CIRCUITO 7º

1. DATOS DE PARTIDA TENSION : 380 POTENCIA : 26000 LONGITUD : 35 COSENO Ø: 0,92 CIRCUITO : Trifásico Caída de tensión máxima :

metros.


Diámetro tubo. 29


CLIMATIZACIÓN



3 3

% NORMA


26000 I = --------------------------------------- = 42,94 Amperios. 1,732 * 380 * 0,9


42,94 10 1,13 34.515 50 mm2 mm2 A. % W W mts.

3. CALCULO DE LA SECCION DEL CONDUCTOR A ) Por intensidad admisible del conductor ,en función de las tablas a1).-Conductores con aislamiento PRC,tabla (NORMA): Para una intensidad de cálculo 42,94 10 mm2, en cobre y 3 sección de unipolares,bajo tubo.

amperios,escogemos




234


B ) Por caída de tensión máxima admisible.NORMA ( 3,0 % ) : En este apartado no influye el tipo de aislamiento del conductor,sino la longitud del circuito. 1 * 26000 * 35 * 100 S = ---------------------------------------56 * 380 * 3 * 380



P.R.C.( II ) 10 6

P.V.C. ( I ) 16 6

m¡nima

será de :

6

mm2

4*10 mm2 Cobre ,P.R.C.(II). Sección elegida ..... La intensidad máxima admisible de dicho conductor es de : 57 Amperios (19 * 3,0(factor de corrección) = 57 )


Densidad máx. s/rgto. 5,70 A/mm2.


1 * 26000 * 35 up = -----------------------------------------56 * 380 * 10

= 4,28

voltios =

1,13

% < 3,0 % NORMA




34.515 watios


69.312 watios


34.515

watios.


1,33

watios

E ) Longitud màxima admisible para transportar la potencia del circuito, teniendo en cuenta la máxima caída de tensión Norma Lmáx.=(56 * V * S *3,0 * V)/(P*100) =

7. RESUMEN Potencia CLIMATIZACIÓN kW. 26

93,30

metros.


Diámetro tubo. 29


235


MEDIDORES TOTALMENTE CONCENTRADOS P . V . C.

CONDUCTORES 750 VOLTIOS.PVC

Nº

CIRCUITO

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

EMPALME LOCAL COMERCIAL PLANTA 1 PLANTA 2 PLANTA 3 SERVICIO COMUN CLIMATIZACIÓN

Intensidad A Sección 1-mm2 Sección 2-mm2 198,68 47,98 55,40 22,16 55,40 25,04 42,94 0,00 0,00 0,00

70 16 25 6 25 6 16 0 0 0

9,81 1,24 2,47 1,32 4,12 1,85 3,75 0,00 0,00 0,00

Sección T.

Up (%).

70 16 25 6 25 6 16 0 0 0

0,42 0,23 0,30 0,66 0,49 0,93 0,70 0,00 0,00 0,00

MEDIDORES TOTALMENTE CONCENTRADOS P.R.C. CONDUCTORES P.R.C. Nº CIRCUITO Intensidad A Sección 1-mm2 Sección 2-mm2 Sección T. 1 EMPALME 198,68 70 9,81 70 2 LOCAL COMERCIAL 47,98 10 1,24 10 3 PLANTA 1 55,40 10 2,47 10 4 PLANTA 2 22,16 6 1,32 6 5 PLANTA 3 55,40 10 4,12 10 6 SERVICIO COMUN 25,04 6 1,85 6 7 CLIMATIZACIÓN 42,94 10 3,75 10 8 0,00 0 0,00 0 9 0,00 0 0,00 0 10 0,00 0 0,00 0

Up (%). 0,42 0,37 0,74 0,66 1,24 0,93 1,13 0,00 0,00 0,00

Ut (%). Imaxcond A 0,42 0,65 0,72 1,08 0,92 1,35 1,12 0,00 0,00 0,00

203 48 71 29 71 26 48 0 0 0

Ut (%). Imaxcond A 0,42 207 0,79 57 1,16 64 1,08 47 1,66 64 1,35 41 1,55 57 0,00 0 0,00 0 0,00 0

Pmax.1 W

Pmáx.2 W

Pmax.3 W Long.máx mt Protección

121.286 30.013 25.631 10.469 25.631 15.573 29.065 0 0 0

849.072 388.147 202.160 36.389 121.296 48.518 110.899 0 0 0

121.286 30.013 25.631 10.469 25.631 15.573 29.065 0 0 0

Pmax.1 W

Pmax.2 W

123.981 35.640 23.104 16.967 23.104 24.557 34.515 0 0 0

849.072 242.592 80.864 36.389 48.518 48.518 69.312 0 0 0

Pmax.3. Long.máx mt Protección 123.981 142,70 200 35.640 80,86 50 23.104 60,65 63 16.967 90,97 32 23.104 60,65 63 24.557 97,04 32 34.515 93,30 50 0 0,00 0 0 0,00 0 0 0,00 0

142,70 129,38 151,62 90,97 151,62 97,04 149,29 0,00 0,00 0,00

E S Q U E M A V E R T IC A L D E L P R O Y E C T O E L E C T R IC O E D IF IC IO TABLERO DISTRIB

10

TABLERO DISTRIB

9

6 TABLERO DISTRIB

P tª. 3 ª

5 TABLERO DISTRIB

P tª. 2 ª

8

TABLERO DISTRIB

4

TABLERO DISTRIB

P tª. 1 ª

7

3

TABLERO DISTRIB

TABLERO DISTRIB

P t ª . B a ja

D e r iv a c io n e s 2

C E N T R A L IZ A C IO N D E M E D ID O R E S

S e r v ic io s c o m u n e s y o tro s

C .G .P .

1

A c o m e t id a

T ie r r a s

L ín e a r e p a r t id o r a

2

E s q u e m a y c á lc u lo s e lé c tr ic o s c o n d u c t o r e s P .R .C . 3 4 5 6 7

C ir c u ito D e r iv a c ió n P o t e n c ia

CAL CO M ERC

PLANTA 1

3 0 .0 0 0

I n t e n s id a d S e c c ió n

4 7 ,9 8 10

Im á x .c o n d . A is la m ie n t o L o n g it u d Ø tu b o Up % P r o t e c c ió n

1 C1

57 0 ,6 /1 k V . 10 29 0 ,3 7 50

8

9

10

PLANTA 2

PLANTA 3

2 0 .0 0 0

8 .0 0 0

2 0 .0 0 0

1 5 .0 0 0

2 6 .0 0 0

0

0

0

5 5 ,4 0 10

2 2 ,1 6 6

5 5 ,4 0 10

2 5 ,0 4 6

4 2 ,9 4 10

0 ,0 0 0

0 ,0 0 0

0 ,0 0 0

64 0 ,6 /1 k V . 15 29 0 ,7 4 63

P o te n c ia kW . 119

47 0 ,6 /1 k V . 20 29 0 ,6 6 32

64 0 ,6 /1 k V . 25 29 1 ,2 4 63

S . d e c o n d u c to r. Fase. N e u tro . 70 35

R V I C I O C O M UL I M A T I Z A C I Ó

41 0 ,6 /1 k V . 30 29 0 ,9 3 32

D iá m e tr o tu b o . 125

57 0 ,6 /1 k V . 35 29 1 ,1 3 50

0 0 ,6 /1 k V . 0 0 0 ,0 0 0

0 0 ,6 /1 k V . 0 0 0 ,0 0 0

C a ja g e n e r a l d e p r o t e c c ió n In o m in a l If u s ib le s . Ic c . 250 200 100 kA

0 0 ,6 /1 k V . 0 0 0 ,0 0 0

200 50 63 32 63 32 50 0 0 0

236


ESQUEMA UNILINEAL DERIVACIONES INDIVIDUALES Acometida Límite propiedad CLIENTE C.G.P.

Centralización de MEDIDORES

1 Línea repartidora

I.C.P.

M

M

M

M

M

M

M

M

M

Toma de tierra - Proteccion

Derivaciones individuales

Circuito 2 3 Derivación OCAL COMERCI PLANTA 1

4 PLANTA 2

5

6

7

8

9

10

PLANTA 3 ERVICIO COMUCLIMATIZACIÓN

Potencia Intensidad

30.000 47,98

20.000 55,40

8.000 22,16

20.000 55,40

15.000 25,04

26.000 42,94

0 0,00

0 0,00

0 0,00

Sección Imáx.cond. Aislamiento Longitud Ø tubo Up % Protección

10 57 0,6/1kV. 10 29 0,37 50

10 64 0,6/1kV. 15 29 0,74 63

6 47 0,6/1kV. 20 29 0,66 32

10 64 0,6/1kV. 25 29 1,24 63

6 41 0,6/1kV. 30 29 0,93 32

10 57 0,6/1kV. 35 29 1,13 50

0 0 0,6/1kV. 0 0 0,00 0

0 0 0,6/1kV. 0 0 0,00 0

0 0 0,6/1kV. 0 0 0,00 0

1 C1

Potencia S. de conductor. kW. Fase. Neutro. 119 70 35

Diámetro Caja general de protección tubo. Inominal Ifusibles. Icc. 125 250 200 100 kA

237


Revisión y mantenimiento de las Instalaciones eléctricas en las edificaciones

3.7.4.

MANTENIMIENTO PREVENTIVO

En los edificios destinados a departamentos, centros comerciales, edificios de oficinas e Industrias el mantenimiento preventivo de los materiales y equipos de la instalación eléctrica se recomienda con una periodicidad no superior a 3 años, mientras que en los edificios de usos especiales será cada 1 año.

)1.

CAJA GENERAL DE PROTECCIÓN

1. Apretado de conexiones, comprobación de los terminales y estado de los conductores. 2. Comprobación del estado de la cerradura. 3. Comprobación de la estanqueidad.

)2.

LÍNEA REPARTIDORA

1. Sección de los conductores y su estado. Comprobar que la potencia instalada y demandada por el edificio a plena carga está de acuerdo con la previsión de cargas realizadas inicialmente en el proyecto. 2. Comprobar la caída de tensión. 3. Comprobación del aislamiento de los conductores. 4. Inspección visual de los tubos de canalización, así como de sus anclajes y protección mecánica. 5. Comprobación de que por estas canalizaciones no se han introducido otras instalaciones como porteros automáticos, etc. 6. Comprobación de que los registros estén libres, accesibles y precintados. 7. Inspección de posibles derivaciones a instalaciones incontroladas. 8. Revisión de las placas cortafuegos, en el caso de que existan canaladuras verticales.

)3.

CENTRALIZACIÓN DE MEDIDORES

1. Comprobación de que el acceso esté libre de obstáculos. 2. Puerta con cerradura normalizada, rótulo exterior y apertura hacia el exterior. 3. Comprobación de ausencia de humedad, ventilación y perfectas condiciones del desagüe. 4. Inspección del estado de limpieza y de que no sea utilizado como trastero de la comunidad. 5. Comprobación de ausencia de conducciones no eléctricas. 6. Inspección de los fusibles calibrados y revisión de las conexiones y terminales (presión, calentamientos. etc.). 7. Inspección de los fusibles calibrados y revisión de las conexiones y terminales (presión, calentamientos, etc.). 8. Inspección del estado de las tapas de los módulos, facilidad de lectura de los equipos de medida (transparencia de los mismos). 9. Inspección de posibles derivaciones a instalaciones incontroladas.


238

10. Comprobación de precintos.

)4.

CIRCUITOS DE DERIVACIONES INDIVIDUALES

1. Comprobación del estado de la canaladura y de ausencia de otras conducciones no eléctricas. 2. Inspección del estado de las placas cortafuegos. 3. Estado y accesibilidad de los registros. 4. Estado y fijación de los tubos de las canalizaciones. 5. Comprobación de la sección de los conductores, de acuerdo con la potencia máxima demandada y la caída de tensión.

6. Estado del aislamiento de los conductores y utilización de los colores reglamentarios. 7. Revisión de las conexiones terminales en ambos extremos. 8. Inspección de posibles derivaciones a instalaciones incontroladas.

)5.

INSTALACIÓN INTERIORES DEL USUARIO

1. Estado del Medidor y evaluación de la calibración. 2. Interruptor diferencial de alta sensibilidad. Comprobación de la sensibilidad. 3. Interruptor general automático, calibrado para la sección de la derivación individual. 4.Disyuntores termomagneticos y (PÍAS), correctos y calibrados a la sección de los circuitos interiores que protegen. 5. Comprobación de que no existan instalaciones o aparatos eléctricos en los volúmenes de protección y prohibición en cuartos de baño y Cocina. 6. Inspección del estado de las tomas de corriente y de la continuidad del conductor de protección.

)6.

SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

1. Inspección de la instalación de toma de tierra anualmente, en la época en que el terreno esté más seco. 2. Inspección de la continuidad y conexiones de los circuitos de tierra. 3. Comprobación de la unión a tierra de: centralización de medidores, red equipotencial de cuartos de baño, ascensores, caja general de protección y en cualquier local donde exista la instalación de elementos destinados a servicios generales o especiales. 4. Comprobación de que los conductores de protección tengan la señalización correcta. 5. En el caso de una descarga de origen atmosférico o un cortocircuito franco, deberá medirse y comprobarse la resistencia de paso a tierra en todos los puntos de puesta a tierra. 6. Medición de la Resistencia de puesta a tierra 7. Estado del electrodo a tierra de servicio ( Barra Cu ) y electrodo de malla a tierra. 8. Si es posible evaluar la resistividad del terreno

)7.

GUÍA DE REVISIÓN DE LAS INSTALACIONES DE EMPALME

La revisión de las instalaciones de empalme lo debe realizar la Empresa Distribuidora de Energía Eléctrica de la zona. ********

239


3.7.5. DIAGNOSTICO Y MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES ELECTRICAS

SUBESTACIONES ELECTRICAS a la intemperie, susceptibles de presentar Fallas

1. APOYOS 1.1. Hormigón con grietas, rotura o desprendido 1.2. Metálicos oxidados 1.3. Metálicos con dobleces o flexiones 1.4. Metálico sin sistemas antiescalo 1.5. Desplomado, revirado o torsionado 1.6. Resistencia metálica insuficiente 1.7. Sin placa de señalización de peligro de muerte 1.8. Cimentación defectuosa 1.9. Carece de posapies para maniobras 2. HERRAJES 2.1. Oxidados 2.2. Mal apretado al apoyo 3. APARAMENTA EN MEDIA TENSION 3.1. Faltan autoválvulas 3.2. Faltan fusibles APR O XS 3.3. Funcionamiento defectuoso del seccionador 3.4. Estado defectuoso de botella terminal 3.5. Hay cables de MT en mal estado 3.6. Cadenas de amarre defectuosa 3.7. Aisladores rígidos con soporte defectuoso 3.8. La separación de conductores no es correcta 3.9. Hay conexiones flojas 4. TRANSFORMADOR 4.1. Nivel de liquido aislante bajo 4.2. Pérdida de liquido aislante en cuba o grifo de desagüe 4.3. Pasatapas con pérdidas de liquido aislante 4.4. Carece de sistema de regulación 4.5. Conexiones flojas 4.6. La potencia no corresponde con la autorizada 5. APARAMENTA EN BAJA TENSION

DEFECTO


5.1. Fusibles en mal estado 5.2. Disyuntores termomágneticos averiados 5.3. Conexiones flojas 5.4. Barras con síntomas de calentamiento por armónicos 5.6. Cables con síntomas de calentamiento 5.7. Mal funcionamiento de aparatos de medidas 5.8. Cuadro de medidas sin precintos 6. TOMAS A TIERRA 6.1. Defectos en las conexiones de puesta a tierra 6.2. Elementos no puestos a tierra 6.3. Conexiones del neutro a tierra de servicio defectuosa 6.4. Tierras insuficientemente separadas 6.5. Valores de tensión de paso superior a la máxima admisible 6.7. Valores de tensión de contacto superior a la máxima admisible 6.8. La superficie no es equipotencial

240

241


3.7.6. SUBSISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

Véase 2.5. Norma SEC 4-2003

Cualquier • • •

Comunidad constituida por los habitantes o Usuarios de edificios de altura, Condominios o similares

podrá optar a la alternativa de obtener energía eléctrica desde un SUBSISTEMA DE DISTRIBUCIÓN. Se denomina subsistema de distribución a una red eléctrica de distribución construida dentro de los límites de la propiedad del edificio o condominio, administrada y mantenida por la comunidad, sus representantes o quienes ella designe, cuya finalidad será proveer de energía eléctrica a cada uno de sus integrantes, en forma independiente del control de la Empresa Eléctrica concesionaria de la zona. Para todos los efectos, el subsistema de distribución será considerado como un único servicio, siendo referidas las obligaciones, derechos y deberes de la Empresa Eléctrica de distribución sólo con respecto al punto de empalme. La finalidad de un subsistema de distribución es la de aprovechar las ventajas económicas que ofrece la compra en grandes bloques de energía, por lo tanto al establecerse uno de estos subsistemas, quien lo establezca y lo opere deberá efectuar un estudio de alternativas en el que se demuestre que el costo final de la energía y/o las condiciones de calidad de servicio para el usuario individual ofrecerán una ventaja real con respecto a las ofrecidas por la Concesionaria local. Los subsistemas de distribución regularán su accionar mediante un contrato privado establecido entre sus integrantes y según un reglamento interno acordado y fijado de acuerdo a la legislación vigente. Para cumplir con los objetivos que dan origen a un subsistema de distribución, los interesados en constituirlo y administrarlo deberán presentar ante la Superintendencia un estudio elaborado, y firmado por un instalador con licencia para realizar este tipo de instalaciones, en el que se establezca: • Usuarios que se conectarán al subsistema • Constitución física del subsistema, mostrada a través de un proyecto consistente en los planos de las instalaciones, memorias de cálculo, memorias descriptivas de construcción y operación y un análisis detallado de los costos de construcción. La Superintendencia podrá exigir modificaciones o rechazar el estudio fundamentando su rechazo sobre bases técnicas, habiendo constatado que las instalaciones propias del subsistema no cumplen la normativa vigente, si tales observaciones no son subsanadas en plazo que ella misma determina. Las instalaciones constitutivas de un subsistema de distribución deberán construirse cumpliendo las exigencias de esta Norma y las normas correspondientes a las distintas modalidades constructivas de una red de distribución pública. Las Empresas Eléctricas Concesionarias locales no podrán oponerse a la constitución de un subsistema de distribución que haya cumplido todas las exigencias que impone la Norma SEC 4/2003. No obstante lo anterior, la constitución de un subsistema de distribución deberá ser oportunamente comunicado a la Empresa Eléctrica correspondiente, acompañando a dicha comunicación la documentación de constitución inscrita en la Superintendencia. Igual obligatoriedad se establece para las modificaciones técnicas o administrativas que se introduzcan al funcionamiento del subsistema. Los subsistemas de distribución deberán proyectarse y construirse de modo tal que cualquiera de sus usuarios individuales tenga la opción de desconectarse del subsistema y conectarse a la red de la Concesionaria Local. El


242

subsistema deberá proyectarse y construirse de modo de garantizar que en caso de una falla general interna, no atribuible a terceros, el usuario final en ningún caso permanecerá sin energía por un período superior a 12 horas y que la frecuencia media de este tipo de fallas no sea superior a una cada 3 años. El hecho de ser un usuario de un subsistema de distribución no exime del cumplimiento de las exigencias de esta Norma relativas a las instalaciones de consumo. Los subsistemas existentes a la entrada en vigencia de la Norma deberán regularizar su constitución y funcionamiento adecuándolos a sus exigencias en un plazo no superior a 1 año.

3.8. SISTEMAS DE EMERGENCIA

Véase 14.1. Norma SEC 4-2003

Los sistemas de emergencia serán necesarios en : • • • • •

•

Recintos asistenciales Educacionales Hoteles teatros Recintos deportivos Locales de reunión de personas, y todo otro recinto o institución de finalidades similares. También deben

contar con el respaldo de sistemas de emergencia aquellos procesos industriales cuya interrupción accidental pueda provocar daños ambientales severos. En el empalme y/o en el tablero general de toda instalación de consumo que cuente con un respaldo de un sistema de emergencia de transferencia y partida automáticas, se deberá colocar en forma visible un letrero indicando esta condición e indicando la forma en que este sistema de emergencia se debe desconectar en caso de siniestros, cuando es necesario que la instalación quede totalmente desenergizada. Los sistemas de emergencia alimentarán consumos tales como sistemas de sustentación de funciones biológicas vitales y sus sistemas periféricos esenciales para su funcionamiento, alumbrado y fuerza en salas de cirugía de centros asistenciales, sistemas de alarma contra incendio o contra robos, sistemas de combate y extinción de incendios, sistemas de alumbrado de escape y circulación de emergencia y otros similares. Aquellos procesos o sistemas industriales cuya interrupción provoque pérdidas económicas y que por esa razón sus usuarios o propietarios decidan alimentarlos desde una fuente alternativa a la red pública, no se considerarán sistemas de emergencia, sino a sistemas de autogeneración. Las instalaciones pertenecientes a un sistema de emergencia se canalizarán mediante alguna de los métodos prescritos en la sección 8 y todos los equipos empleados, distintos de los equipos convencionales, deberán ser aprobados para el uso especifico en sistemas de emergencia. Los sistemas de emergencia deberán ser probados periódicamente para comprobar su perfecto estado de funcionamiento y asegurar su correcto mantenimiento. De estas pruebas, por lo menos 1 cada año deberá ser supervisada por la Superintendencia o por el organismo inspectivo que ésta designe. Se llevará un registro escrito de las pruebas periódicas efectuadas al sistema de emergencia, en el cual se indicara las frecuencias con que estas pruebas se efectúan, las pruebas hechas y sus resultados. Este registro estará disponible cada vez que la Superintendencia lo requiera, en particular en cada ocasión en que se hagan las pruebas bajo su supervisión. En donde se utilicen baterías como fuente de alimentación para sistemas de emergencia, para hacer partir grupos de motor generador o para alimentar circuitos de control, deberá efectuarse un mantenimiento periódico, de acuerdo a las indicaciones del fabricante o las prácticas normales para estos casos. Los elementos de control adecuados para probar el


243

funcionamiento del sistema de emergencia en cualquier momento se ubicarán en el tablero general de la instalación, el tablero de transferencia u otra ubicación accesible que sea igualmente satisfactoria.

CLASIFICACION DE LOS SISTEMAS DE EMERGENCIA. Véase 14.2. Norma SEC 4-2003 Desde el punto de vista de las necesidades de continuidad de servicio para asegurar el normal desarrollo de los procesos o actividades ligados al funcionamiento de sistemas de emergencia, éstos se clasificarán como sigue :

Grupo 0. Sistemas de emergencia que alimenten consumos que, por la naturaleza de su finalidad no toleran interrupciones en su alimentación.

Grupo 1 Sistemas de emergencia que alimenten consumos que no toleran interrupciones > a 0,20 segundos y variaciones de frecuencia no mayores a ± 0,5%. Grupo 2 Sistemas de emergencia que alimenten consumos que no toleran interrupciones > 15 segundos.

Grupo 3 Sistemas de emergencia que alimenten consumos que toleran interrupciones > a las indicadas pero en ningún caso superiores a 15 minutos.

TIPOS DE SISTEMAS DE EMERGENCIA 1.

)

BATERÍAS DE ACUMULADORES. Los acumuladores que se utilicen para alimentar sistemas de

emergencia deberán ser de tipo estacionario. 2.

)

GRUPOS MOTOR -GENERADOR

Los grupos motor - generador accionados por motores de combustión interna podrán utilizarse para alimentar sistemas de emergencia; aquellos grupos motor generador destinados a servir sistemas del grupo 1 y grupo 2 deberán contar con equipos de control, que aseguren la transferencia automática; los que alimentan sistemas del grupo 3 podrán ser de transferencia manual : • Estos grupos motor generador deberán contar con un depósito de combustible que permita su funcionamiento a plena carga durante 90 minutos por lo menos. • Los equipos que utilicen baterías para su partida deberán tener un cargador automático. 3.

)

EMPALMES SEPARADOS

Para sistemas clasificados en el grupo 3 se aceptará como alimentación del sistema de emergencia un empalme distinto del principal, el cual deberá ser tomado desde un alimentador de la red de distribución distinto al del empalme principal.


4.

)

244

UNIDADES AUTOENERGIZADAS

Para sistemas de alumbrado de emergencia se podrán utilizar unidades autoenergizadas las que consisten en una batería recargable, libre de mantenimiento, un cargador, una o más lámparas montadas en la unidad, terminales que permitan la conexión de lámparas remotas y un sistema de control que conecte automáticamente las lámparas cuando falle la energía normal. 5.

)

UNIDADES DE POTENCIA SIN INTERRUPCIÓN ( UPS )

Las UPS consistirán en un banco de baterías el cual, mediante un sistema convertidor, transformará la tensión continua de salida en una tensión alterna casi sinusoidal con los valores nominales de tensión y frecuencia del sistema normal.

3.9.

LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS

En determinadas condiciones una instalación eléctrica debe ser conectada a la red de distribución de MT. Estas condiciones pueden originarse en la magnitud de la potencia solicitada por el consumo o simplemente en la no existencia de una red de distribución en BT. Respecto a las magnitudes de potencia "Empalmes", se establecen los límites da demanda para la conexión de instalaciones a BT o MT. Como el usuario en su instalación necesitará de un sistema de distribución en tensiones intermedias o en baja tensión, deberá proyectarse 1 o mas subestaciones transformadoras que proporcionen los niveles de tensión deseadas. 3.9.1. ASPECTOS GENERALES Las subestaciones estarán compuestas básicamente por uno o varios transformadores, todos los equipos de control y protecciones necesarios para su adecuado funcionamiento y operación, más todos los accesorios necesarios para su montaje. La cantidad de transformadores necesarios, así como su modalidad de operación y la potencia unitaria deberá ser cuidadosamente determinada por el proyectista en función a la importancia de la instalación, factores de demanda y diversidad, flexibilidad necesaria del sistema, mayor o menor necesidad de continuidad de servicio de los distintos procesos de trabajo, facilidades de mantención y otros factores similares. Es de gran importancia en la fijación de la cantidad de transformadores requeridos y su modalidad de operación para servir una carga dada tener en consideración factores , los cuales incidirán en el funcionamiento económico de la instalación o la magnitud de la inversión inicial. El numero de transformadores se fijará, en general, en función a las características de la instalación indicada mas arriba. Así por ejemplo, salvo circunstancias especiales que recomienden otra solución, para que demandas de hasta 500 kVA, en general convendrá el empleo de 1 transformador , sin embargo, una causa que podría originar la necesidad de colocar más de un transformador, aun en niveles de demanda de esta magnitud podría ser, el evitar interferencias entre los distintos consumos, por ejemplo, el evitar fenómeno de parpadeo, ( flicker ) de los sistemas de alumbrado originados por las partidas de motores dentro de una industria, los cuales podrían ser evitados por ejemplo, alimentando los diferentes tipos de consumos desde diferentes transformadores.

245


Respecto de la modalidad de operación de mas de un transformador, recordemos que existen las alternativas de hacerlos trabajar en forma independiente alimentando cada uno, sistemas radiales o de anillo y en paralelo, alimentando también sistemas radiales o anillos. La conexión en paralelo tiene como un importante factor en contra, el aumento considerable de las corrientes de cortocircuito, lo que incidirá en un mayor costo de los equipos de protección y de los alimentadores puesto que tanto unos como otros, se deberán sobredimensionar para alcanzar las capacidades de cortocircuito adecuadas. Como resultado obvio, esto significará un aumento de la inversión inicial en materiales y equipos para una subestación con transformadores en paralelo respecto de la misma subestación con los transformadores trabajando en forma independiente. Análisis ejemplo A primera vista esto haría aparecería como sumamente inconveniente la operación en paralelo de los transformadores ; sin embargo, recordando algunos aspectos elementales del funcionamiento de transformadores, veremos que no puede establecerse de buenas a primeras, la inconveniencia de una u otra modalidad de operación, sino que ésta se podrá recién establecer después de un cuidadoso análisis de cada caso particular. Para orientar este análisis, recordaremos que las pérdidas de un transformador se pueden evaluar mediante la expresión : Wp = Wo + Fc2 Wcc Wp : Wo : Wcc : Fc :

Perdidas del Trafo

Potencia perdida total en Watt Pérdidas en el hierro ( obtenidas de la prueba de vacío ) Pérdidas en el cobre ( obtenidas de la prueba de cortocircuito ) Factor de carga, dado por la relación:

Fc = Potencia de Carga en kVA Potencia Nominal en kVA Por otra parte debe recordarse también que Wo y Wcc , están generalmente en una razón del orden de 1 a 5, de modo que de acuerdo a lo anotado, las pérdidas sumadas de 2 transformadores funcionando en paralelo, a media carga ( Fc = 0,5 ) son considerablemente menores que las de uno solo funcionando a plena carga ( Fc = 1 ) esto se puede concluir de las expresiones : Plena carga Fc = 1 2 Trafo II

( Wcc=5Wo )

Fc = 0,5 ( Wo=1/5Wcc)

Wp = Wo + Fc2 · Wcc = Wo + Wcc = 6Wo = 12/10 · Wcc Wp = ( Wo + Fc2 · Wcc ) + ( Wo + Fc2 · Wcc ) Wp = 2·Wo + 0,5·Wcc = 9/10 · Wcc

Podría objetarse el ejemplo diciendo que un resultado igual se obtendría al trabajar los transformadores en forma independiente cada uno con un Fc = 0,5 pero ello es altamente improbable, por cuanto en forma independiente difícilmente podría lograrse una distribución de cargas igual, en cambio, al estar en paralelo como los transformadores se han especificado iguales las cargas se repartirán automáticamente en forma equilibrada.

246


De todo esto se desprende que el funcionamiento en paralelo con un adecuado factor de carga producirá a lo largo del tiempo una economía digna de tenerse en cuenta por la disminución relativa de las pérdidas, economía que puede perfectamente amortizar la mayor inversión inicial. Sin embargo, no se puede jugar indiscriminadamente con estos valores, puesto que por otra parte debemos recordar que el rendimiento de un transformador no es uniforme a lo largo de toda su curva de carga y el rendimiento máximo se obtendrá para un factor de carga de : Fc = Wo / Wcc Y de acuerdo a valores relativos de Wo y Wcc, este factor de carga para el rendimiento máximo será del orden de 0,5 , solo efectuando entonces la comparación entre los factores anotados, podrá establecerse la inconveniencia o conveniencia de una determinada modalidad de operación, en una de terminada situación. Finalmente, para concluir estos conceptos, analice las condiciones que deben cumplirse para conectar 2 o mas transformadores en paralelo. 3.9.2. CLASIFICACIÓN Y ELECCION La condición ideal para dicha interconexión es que los transformadores que intervienen sean idénticos, en cuyo caso, las cargas se repartirán por partes Iguales. En caso de no contar con transformadores idénticos, los que se interconecten deberán tener : igual razón de transformación, igual tipo de conexión, y en lo posible, igual impedancia porcentual, de no poder cumplir esta condición, la máxima diferencia permisible será del 10% y en lo posible, la impedancia mayor corresponderá al transformador de menor potencia y la razón entre las potencias nominales en ningún caso debe ser mayor de 3 a 1. En las Tablas A, B , se muestran las características eléctricas y dimensiones de los transformadores fabricados en el país. TABLA A : CARACTERÍSTICAS ELECTRICAS NORMALES DE TRANSFORMADORES según Norma NSEG 16 En 78

Potencia KVA 3 5 10 15 30 45 75 150 300

Perdidas en Perdidas en Perdidas Perdidas I excitación vació Wo vació Wo Totales Wcc Totales Wcc (% In ) (W) (W) (W) (W) Monofásico Monofásico Trifásico Monofásico Trifásico 40w 160w 6,5% 50w 200w 6,5% 75w 300w 6,0% 100w -

150w 210w 300w 350w 560w 800w

400w -

600w 900w 1.200w 1.700w 2.950w 5.000w

5,5% -

I excitación (% In Trifásico -

Impedancia %

6,5% 6,0% 5,5% 5,5% 5,5% 4,5%

4% 4% 4% 4% 4% 4%

Mono-Trifásica

4% 4% 4%

En la Tabla de potencias indicadas son las exigidas para utilizarse en las Redes de Distribución Pública. En instalaciones Interiores se podrán utilizar otras potencias no consideradas en ésta Tabla. En éste caso, se deben pedir en forma especificas las características técnicas al fabricante. El valor de Impedancia Zt ( secuencia positiva ) puede aceptarse como valido la relación Zo = 0,9·Z1 y Z2=Z1 para transformadores.

247


TABLA B : CORRIENTES NOMINALES PARA TRANSFORMADORES TRIFASICOS Potencia KVA

12KV In

12KV Fuse

15 30 45 75 100 * 150 200 * 250 * 300 400 * 500 * 600 * 750 *

0,7 A 1,5 A 2,2 A 3,6 A 4,8 A 7,2 A 9,6 A 12,0 A 14,5 A 19,3 A 24,1 A 28,9 A 36,2 A

3A 6A 6A 8A 10 A 12 A 15 A 20 A 20 A 25 A 30 A 40 A 50 A

13.2KV In 0,66 A 1,31 A 1,97 A 3,3 A 4,37 A 6,6 A 8,74 A 10,93 A 13,1 A 17,5 A 21,9 A 26,2 A 32,8 A

13.2KV Fuse 3A 6A 6A 8A 10 A 12 A 15 A 15 A 20 A 25 A 30 A 40 A 50 A

15KV In 0,58 A 1,16 A 1,73 A 2,89 A 3,85 A 5,78 A 7,7 A 9,63 A 11,6 A 15,4 A 19,3 A 23,1 A 28,9 A

15KV Fuse 3A 6A 6A 8A 10 A 12 A 15 A 15 A 20 A 20 A 25 A 30 A 40 A

Corriente secundario 22,7 A 45,5 A 68,2 A 114 A 152 A 227 A 303 A 379 A 455 A 606 A 758 A 909 A 1.136 A

Corresponden a potencias NO especificadas en la Norma NSEG 16 En-78. Las 3 tensiones indicadas a las de distribución en M.T. en las distintas zonas del país. En B.T. la tensión es 220V/380V/50HZ nota : Ver ejemplo del trafo 500KVA

DIMENSIONES DE TRANSFORMADORES Para montaje en un POSTE ( tipo mochila )

248


3.9.3.Exigencias

Subestaciones Eléctricas

Véase NSEG 5. En 71. articulo 37.

La Norma SEC, sobre subestaciones interiores clasifica las subestaciones de acuerdo a su forma constructiva en los siguientes tipos : •

SUBESTACIONES A LA INTEMPERIE Dentro de este grupo encontramos dos tipos:

•

SUBESTACIONES AÉREAS que se montan en estructuras formadas por postes de concreto y la ferretería soportante necesaria, elevadas a una altura adecuada para recibir la alimentación de la red aérea, sin sobrepasar los límites inferiores de altura permisible de líneas aéreas de la tensión considerada.

•

SUBESTACIÓN A NIVEL DEL SUELO en los cuales por razones de seguridad, de operación o de estética los equipos se montan en recintos cerrados o se construyen subestaciones del tipo modular.

•

SUBESTACIONES BAJO TECHO También las encontramos en dos tipos, aquellas en que el recinto de la subestación forma parte de un edificio destinado a usos generales (industrias, viviendas, recreación, reunión de personas, asistencial, educacional u otro fin cualquiera) y aquellas en que el recinto de la subestación es una construcción cuya finalidad exclusiva es la de contener a la subestación y se encuentra separado efectivamente de cualquier otra edificación.

•

SUBESTACIONES EN BÓVEDAS Se entiende por tales a todas las subestaciones construidas en un recinto subterráneo o semi-subterráneo, construido generalmente a la intemperie, cuya finalidad exclusiva es contener a la subestación.

•

SUBESTACIONES MODULARES Su característica distintiva es que todos sus equipos constituyentes están montados dentro de módulo en forma por armarios metálicos cerrados que forman un conjunto compacto y en que sus dimensiones se reducen al mínimo permisible por las distancias de seguridad.

Pueden instalarse en cualquiera de las condiciones estudiadas anteriormente, excepto por razones obvias como subestación aérea , variando en cada caso las exigencias constructivas de los módulos. La intención de esta clasificación es fundamentalmente diferenciar en forma clara, las diversas formas constructivas de modo de establecerle a cada una las disposiciones de seguridad adecuadas. Obviamente desde un punto de vista eléctrico, todas las subestaciones cumplen el mismo objetivo y de acuerdo a esto, deberán cumplir una serie de disposiciones comunes cualquiera sea su modalidad constructiva. Las diferencias constructivas harán aparecer exigencias adicionales a estas disposiciones comunes y el conjunto de ambas deberá respetarse en cada caso para tener una construcción de acuerdo a normas. Una de las condiciones más importante de cumplir en cualquier sistema eléctrico, dice relación con las protecciones de éste ; en el caso particular de las subestaciones, se han establecido al respecto las siguientes premisas :


249

Cada transformador deberá contar en su lado primario, con una protección de cortocircuito, cuya capacidad nominal no sea superior a 1,5 la corriente nominal del transformador, si se trata de fusibles, o su capacidad nominal o regulación no debe exceder 3 veces dicha corriente si se trata de interruptores automáticos. Desde luego, se puede prescindir de esta protección del alimentador primario si cumple esta condición, siempre que la distancia entre el transformador y la protección no sea superior a 200 m. Las protecciones deberán seleccionarse y mantenerse de modo que sus características de operación garanticen en todo momento una adecuada protección y una correcta coordinación con las demás protecciones, tanto aguas arriba como aguas abajo. El cumplimiento de esta última condición trae como consecuencia inmediata la prohibición de alterar las características de las protecciones o de reemplazar los elementos de operación de ellas por otros no calibrados ( reemplazo del hilo fusible o puenteo de las protecciones ). Además, requiere de un estudio de coordinación de las protecciones de la subestación con las de la instalación interior en la tensión inferior, así como con las protecciones del empalme puestas por la Empresa Eléctrica de Distribución. Normalmente entonces, este estudio de coordinación deberá ser puesto en conocimiento de la respectiva Empresa Eléctrica.

250


SUBESTACIÓN ÁEREA EN 2 POSTES

Fusibles aéreo 30Amp

TRAFO 500KVA MT : 13,2kv BT : 220V trifásicas

Alimentación a la Inst. Eléctrica RST y NEUTRO 758Amp x 220V Pot = 167KVA fase Pot Tot : 500KVA

3.10. Referencia a la Norma SEC NCH 4-2003 De acuerdo a lo visto, revise la Norma 4-2003 contenida en el CD ROM.


4. ESTUDIO

DE

4.1. INTRODUCCIÓN

251

COSTOS TARIFAS ELECTRICAS

Véase DFL1 Ley General Servicios Eléctrico Concesiones

Distribuidoras . Norma NCH 4-2003

Este capitulo del curso tiene por finalidad entregar una visión de las tarifas eléctricas vigentes en Chile y presentar ejemplos que permitan apreciar la conveniencia de alguna de las opciones. Esta política de difusión que impulsa la Comisión Nacional de Energía (CNE) tiene el propósito de crear conciencia sobre el uso eficiente y racional de la energía, que redundará en ahorros monetarios y en la preservación del medio ambiente. Los consumidores con potencias disponibles en sus empalmes superiores a 2 MW (clientes libres), adoptan algunas de las opciones en Alta Tensión, generalmente la horaria, y negocian libremente con la empresa eléctrica los precios unitarios de la energía (kWh) y de la potencia máxima (kW). Al resto de los consumidores. se les factura sus consumos de acuerdo a los precios que mes a mes se publican en un diario de circulación nacional, denominadas PLIEGO TARIFARIO (clientes regulados). Para que la opción adoptada por el cliente sea la más favorable, será necesario conocer el horario y el método de trabajo, las diferentes actividades, forma y cantidad del uso de la energía eléctrica y la coincidencia con que éstas se producen. El análisis y registro de los cargos contenidos en la factura deberá hacerse permanentemente para detectar cobros indebidos o cambios bruscos de energía y potencia. Cuidar el uso racional conducirá a obtener economías en la facturación.

252


4.2.

OPCIONES TARIFARIAS VIGENTES EN CHILE

ABRIL - SEPTIEMBRE

4.3.

ANÁLISIS DE PLIEGO TARIFARIO Y COSTOS ENERGIA Calificación de los Clientes, según la Distribuidora

253


4.4.

COSTOS DE TARIFAS ELECTRICAS

OCTUBRE a MARZO

254


4.5.

COSTOS TARIFAS AT

Los valores se ven en el Pliego de Tarifas Vigentes. El 1 de mayo comienza a regir el Cargo por Consumo Adicional

de INVIERNO

La legislación vigente establece el Cargo por Consumo Adicional de Invierno, el cual se aplica en cada mes de! periodo comprendido entre el 1 de Abril y el 30 de septiembre, siempre que el consumo mensual del cliente exceda los 250 kWh. Si este fuera el caso, a cada kWh consumido por sobre el Límite de Invierno se le aplica el cargo por energía adicional de invierno. El Límite de cada cliente será igual al mayor valor que resulte de comparar 200 kWh, con el promedio mensual de consumo registrado en el período comprendido entre 1 de octubre y el 30 de marzo, inmediatamente anterior, incrementado en un 20%. Su Límite de Invierno es informado en su boleta mensual de suministro eléctrico, en la columna del detalle de sus consumos.

EJEMPLOS

•

Si su Límite de Invierno es de 300 kWh mes, y su consumo en un mes de invierno es de 400 kWh, entonces usted tendrá un adicional de 100 kWh que se verá afectado por el Cargo por Consumo Adiciona! de Invierno.

•

Si su Límite de Invierno es menor a 250 kWh, por ejemplo 220 kWh, y su consumo es de 251 kWh, entonces usted tendrá un adicional de 31 kWh que se verá afectado por el Cargo por Consumo Adicional de Invierno.

•

Si su Límite de Invierno es menor a 250 kWh, por ejemplo 220 kWh, y usted consumió 250 kWh, entonces usted no tiene Consumo Adicional de Invierno.

¿Por qué se tiene que pagar Cargo por Consumo Adicional de Invierno? •

El sistema eléctrico del país debe estar dimensionado de tal forma que las centrales generadoras, líneas de transmisión y redes de distribución sean capaces de suministrar en todo momento los altos consumos solicitados por los clientes, aun cuando esto ocurra sólo durante unas pocas horas del día en los meses de invierno.

•

Así, para satisfacer los consumos de invierno, se debe disponer de una capacidad mayor a la requerida el resto del año, con instalaciones que pueden permanecer inactivas durante el período de menor consumo. Ello representa inevitablemente un mayor costo para la energía consumida en los meses de invierno.

•

Los clientes que no aumentan fuertemente sus consumos en invierno, en comparación con el promedio del resto del año, sólo pagan e! costo de la energía a un precio uniforme durante los doce meses del año. En cambio, aquellos clientes que tienen un aumento significativo del consumo entre mayo y septiembre, sobrepasando sus promedios normales, deben pagar e! mayor costo de operación y costear proporcionalmente ¡as inversiones que el país requiere para ese efecto.

¿Qué sucedería si no se cobrara en invierno el costo real de los mayores consumos de energía a los clientes que lo originan?

Si durante el período de mayor requerimiento del invierno no se aplicara el cobro correspondiente a la energía eléctrica adicional a quien la consume, sería necesario repartir el mayor costo entre todos los clientes de la empresa, con lo cual la gran mayoría estaría pagando el consumo adicional de una minoría de clientes. Los clientes que se encuentran en esta condición sólo representan el 7% aproximadamente del total de los clientes.

255


4.6. EVALUACIÓN DE COSTOS TARIFARIO USANDO EXCEL Tarifa BT1

CARGO FIJO MENSUAL $ ENERGIA BASE $/KWH ENERGIA ADICIONAL INV $/

2000

MES Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

697 40 74

TARIFA BT1

M KWH 122 99 100 138 190 220 250 238 216 200 205 199

LLIMITE INDIVIDUAL SEGUN D 632 LIMITE GENERAL SEGUN D 632

2001


200KWH 250KWH

M KWH 146 119 120 166 198 200 230 250 259 240 246 239

LIMITE INVIERNO MES octubre noviembre diciembre enero febrero marzo abril

2001


KWH M KWH 146 119 120 166 198 200 230 250 259 240 246 239

AÑO 2000 2000 2000 2001 2001 2001 2001 KWH LI

200 200 200 200 200

EM 200 205 199 146 119 120 166

SUMA 0

KWH EB 146 119 120 166 198 200 230 250 200 240 246 239

KWH EA

CEA

CF

0 0 0 0 59

FACTURACION EM MES Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

CEB 146 119 120 166 198 200 230 250 259 240 246 239

$ 5.840 $ 4.760 $ 4.800 $ 6.640 $ 7.920 $ 8.000 $ 9.200 $ 10.000 $ 8.000 $ 9.600 $ 9.840 $ 9.560

$ 4.366

$ 697 $ 697 $ 697 $ 697 $ 697 $ 697 $ 697 $ 697 $ 697 $ 697 $ 697 $ 697

TOTAL $ $ 6.537 $ 5.457 $ 5.497 $ 7.337 $ 8.617 $ 8.697 $ 9.897 $ 10.697 $ 13.063 $ 10.297 $ 10.537 $ 10.257 $ 106.890

PROMEDIO 0

20% 32

PCV 198

LI 200

256


TARIFA ELECTRICA BT-2 Cargo fijo mesual $ Energia ( $xKWH) Potencia contratada PP ($xKWH) Potencia contratada PPP ($xKWH) AÑO 2000

2000

2001

2001

DATOS POTENCIA CONTRATADA

491 22 10.434 7.689


M (kwh) 12.300 11.450 14.000 14.800 15.000 18.000 17.500 19.000 16.800 17.000 14.600 14.000

DL (kw) 140 130 159 168 171 205 199 216 191 193 166 159

AÑO 2001


PP Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

M (kwh) 13.530 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

DL (kw) 154 143 175 185 188 225 219 238 210 213 183 175

POT CONTR kw 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

FIJO $ 491 491 491 491 491 491 491 491 491 491 491 491

ENERGIA $ 297.660 277.090 338.800 358.160 363.000 435.600 423.500 459.800 406.560 411.400 353.320 338.800

PPP Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

M (kwh) 13.530 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

DL (kw) 154 143 175 185 188 225 219 238 210 213 183 175

POT CONTR kw 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

FIJO $ 491 491 491 491 491 491 491 491 491 491 491 491

ENERGIA $ 297.660 277.090 338.800 358.160 363.000 435.600 423.500 459.800 406.560 411.400 353.320 338.800

100

KW

M (kwh) 13.530 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

DL (kw) 154 143 175 185 188 225 219 238 210 213 183 175

POT CONTR $ 1.043.400 1.043.400 1.043.400 1.043.400 1.043.400 1.043.400 1.043.400 1.043.400 1.043.400 1.043.400 1.043.400 1.043.400 TOTAL ANUAL $

Total $ 1.341.551 1.320.981 1.382.691 1.402.051 1.406.891 1.479.491 1.467.391 1.503.691 1.450.451 1.455.291 1.397.211 1.382.691 16.990.382

POT CONTR $ 768.900 768.900 768.900 768.900 768.900 768.900 768.900 768.900 768.900 768.900 768.900 768.900 TOTAL ANUAL $ AHORRO

Total $ 1.067.051 1.046.481 1.108.191 1.127.551 1.132.391 1.204.991 1.192.891 1.229.191 1.175.951 1.180.791 1.122.711 1.108.191 13.696.382 3.294.000


257

258


Cargo Fijo mens $ Energia $/kwh Demanda max PP ($/KW Demanda max PPP ($/KW

TARIFAELECTRICABT-3

734 22 10.434 7.689

AÑO MES 2000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

M(kwh) 12.300 11.450 14.000 14.800 15.000 18.000 17.500 19.000 16.800 17.000 14.600 14.000

DL (kw) 140 130 159 168 171 205 199 216 191 193 166 159

AÑO PP 2000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

M(kwh) 13.530 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

DL (kw) 154 143 175 185 188 225 219 238 210 213 183 175

DM(KW) 211 211 211 211 211 225 222 238 232 232 232 232

FIJO$ 734 734 734 734 734 734 734 734 734 734 734 734

ENERGIA$ 297.660 277.090 338.800 358.160 363.000 435.600 423.500 459.800 406.560 411.400 353.320 338.800

DM$ 2.201.574 2.201.574 2.201.574 2.201.574 2.201.574 2.347.650 2.316.348 2.483.292 2.420.688 2.420.688 2.420.688 2.420.688 ANUAL $

Total $ 2.499.968 2.479.398 2.541.108 2.560.468 2.565.308 2.783.984 2.740.582 2.943.826 2.827.982 2.832.822 2.774.742 2.760.222 32.310.410

PPP AÑO 2001 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

M(kwh) 13.530 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

DL (kw) 154 143 175 185 188 225 219 238 210 213 183 175

DM(KW) 211 211 211 211 211 225 222 238 232 232 232 232

FIJO$ 734 734 734 734 734 734 734 734 734 734 734 734

ENERGIA$ 297.660 277.090 338.800 358.160 363.000 435.600 423.500 459.800 406.560 411.400 353.320 338.800

DM$ 1.622.379 1.622.379 1.622.379 1.622.379 1.622.379 1.730.025 1.706.958 1.829.982 1.783.848 1.783.848 1.783.848 1.783.848 ANUAL $ AHORRO

Total $ 1.920.773 1.900.203 1.961.913 1.981.273 1.986.113 2.166.359 2.131.192 2.290.516 2.191.142 2.195.982 2.137.902 2.123.382 24.986.750 7.323.660

2001

AÑO 2001

* *


M(kwh) 13.530 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

DL (kw) 154 143 175 185 188 225 219 238 210 213 183 175

PROMEDIO AFACTURAR 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 221 225 222 222 232 238 232 232 232 232 232 232 232 232

259


TARIFA ELECTRICA BT-4.1 Cargo Fijo mensual $ Cargo Energia base ($/KWH) Potencia Contratada HP ($/KW Potencia Contratada FP ($/KW

DATOS PCHP PCFP

491 22 8.614 1.820


M (KWH) 12.300 11.450 14.000 14.800 15.000 18.000 17.500 19.000 16.800 17.000 14.600 14.000

DLHP(KW) 140 130 159 168 171 205 199 216 191 193 166 159

DLFP(KW) 49 46 56 59 60 72 70 76 67 68 58 56


M (KWH) 13.530 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

PCHP (KW) 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250

PCFP(KW) 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90

250 90


FIJO $ 491 491 491 491 491 491 491 491 491 491 491 491

ENERGIA $ 297.660 277.090 338.800 358.160 363.000 435.600 423.500 459.800 406.560 411.400 353.320 338.800

KW KW

M (KWH) 13.530 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

PCHP $ 2.153.500 2.153.500 2.153.500 2.153.500 2.153.500 2.153.500 2.153.500 2.153.500 2.153.500 2.153.500 2.153.500 2.153.500

DLHP(KW) 154 143 175 185 188 225 219 238 210 213 183 175

DLFP(KW) 54 50 61 65 66 79 77 83 74 75 64 61

PCFP $ 163.800 163.800 163.800 163.800 163.800 163.800 163.800 163.800 163.800 163.800 163.800 163.800 TOTAL $

TOTAL $ 2.615.451 2.594.881 2.656.591 2.675.951 2.680.791 2.753.391 2.741.291 2.777.591 2.724.351 2.729.191 2.671.111 2.656.591 32.277.182


FACTURACION $

260

261


TARIFA ELECTRICA BT-4.2 Cargo Fijo mensual $ Cargo Energia bases ($/KW PCHP PCFP AÑO 2000


DATOS PCFP

733 22 8.613 1.820 M(KWH) 12.300 11.450 14.000 14.800 15.000 18.000 17.500 19.000 16.800 17.000 14.600 14.000

DLHP(KW) DLFP(KW) 140 49 130 46 159 56 168 59 171 60 205 72 199 70 216 76 191 67 193 68 166 58 159 56

DEMANDA DE FACTURACION EN HP 2000 2001 DLHP Kw DLHP Kw Enero 140 154 Febrero 130 143 159 175 Marzo 185 Abril 168 Mayo 171 188 Junio 205 225 Julio 199 219 Agosto 216 238 Septiembre 191 210 Octubre 193 213 Noviembre 166 183 Diciembre 159 175

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

MKwH 13.530 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

DMHP Kw PCFP Kw 211 90 211 90 211 90 211 90 188 90 225 90 219 90 238 90 210 90 232 90 232 90 232 90

90

AÑO 2001

KW


M(KWH) 13.530 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

DLHP(KW) 154 143 175 185 188 225 219 238 210 213 183 175

PCFP $ 163.800 163.800 163.800 163.800 163.800 163.800 163.800 163.800 163.800 163.800 163.800 163.800 TOTAL

TOTAL $ 2.279.536 2.258.966 2.320.676 2.340.036 2.146.777 2.538.058 2.474.280 2.674.227 2.379.823 2.574.149 2.516.069 2.501.549 29.004.146

PROME Kw DMHP Kw 211 211 211 211 211 211 211 211 X 188 X 225 X 219 X 238 210 X 232 232 232 232 232 232 FIJO$ 733 733 733 733 733 733 733 733 733 733 733 733

ENERGIA$ 297.660 277.090 338.800 358.160 363.000 435.600 423.500 459.800 406.560 411.400 353.320 338.800

DMHP $ 1.817.343 1.817.343 1.817.343 1.817.343 1.619.244 1.937.925 1.886.247 2.049.894 1.808.730 1.998.216 1.998.216 1.998.216

DLFP(KW) 54 50 61 65 66 79 77 83 74 75 64 61


FACTURACION $

262

263


TARIFA ELECTRICA BT-4.3 Cargo Fijo mensual $ Cargo Energia base ($/Kwh Cargo DMHP ( $/KW) Cargo DMFP ( $/Kw ) AÑO 2000


871 22 8.613 1.820 M (KWH) 12.300 11.450 14.000 14.800 15.000 18.000 17.500 19.000 16.800 17.000 14.600 14.000

DLHP(KW) 140 130 159 168 171 205 199 216 191 193 166 159

DLFP(KW) 49 46 56 59 60 72 70 76 67 68 58 56

DMHP 211 211 211 211 188 225 219 238 210 232 232 232

FACTURAC HP Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

2000 DLHP 140 130 159 168 171 205 199 216 191 193 166 159

2001 DLHP 154 143 175 185 188 225 219 238 210 213 183 175

PROMEDIO 211 211 211 211 X X X X X 232 232 232

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

M Kw 13.530 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

DMHP Kw 211 211 211 211 188 225 219 238 210 232 232 232

DMFP Kw 74 74 74 74 74 78 78 81 81 81 81 81

RESUMEN BT2

PP 16.990.382

PPP 13.696.382

AHORRO 3.294.000

BT3

32.310.410

24.986.750

7.323.660

BT4-1 BT4-2 BT4-3

32.277.182 29.004.146 28.734.622

AÑO 2001


FACTURAC FP Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

2000 DLFP 49 46 56 59 60 72 70 76 67 68 58 56

FIJO $ 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871 871

ENERGIA $ 297.660 277.090 338.800 358.160 363.000 435.600 423.500 459.800 406.560 411.400 353.320 338.800

M (KWH) 13.530 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

DLHP(KW) 154 143 175 185 188 225 219 238 210 213 183 175

DLFP(KW) 54 50 61 65 66 79 77 83 74 75 64 61

2001 DLFP 54 50 61 65 66 79 77 83 74 75 64 61

PROMEDIO 74 74 74 74 74 78 78 81 81 81 81 81

DMFP 74 74 74 74 74 78 78 81 81 81 81 81

DMHP $ 1.817.343 1.817.343 1.817.343 1.817.343 1.619.244 1.937.925 1.886.247 2.049.894 1.808.730 1.998.216 1.998.216 1.998.216

DMFP $ 134.680 134.680 134.680 134.680 134.680 141.960 141.960 147.420 147.420 147.420 147.420 147.420 TOTAL

TOTAL $ 2.250.554 2.229.984 2.291.694 2.311.054 2.117.795 2.516.356 2.452.578 2.657.985 2.363.581 2.557.907 2.499.827 2.485.307 28.734.622


4.7

264

265


4.8. CRITERIO PARA LA ELECCIÓN DE UNA TARIFA OPTIMA 1. Evaluar cronológicamente el consumo eléctrico 2. Evaluar los tipos de tarifas 3. Evaluar costos del Pliego Tarifario 4. Efectuar mediciones demanda potencia 4.9. VEASE DECRETO COMISIÓN NACIONAL ENERGÍA. C.N.E.

DE DE

LA LA

266


5. EVALUACION Y PRESUPUESTO PROYECTO ELÉCTRICO

DE

5.1. EVALUACION EN INVERSIÓN APLICADA A PROYECTOS ELÉCTRICOS

MÉTODO PARA EVALUAR INVERSIÓN EN EQUIPOS ELÉCTRICOS METODOLOGÍA APLICABLE A

SUBESTACIONES Y GENERADOR ELÉCTRICO

Sin lugar a dudas, el profesional ELÉCTRICO se preguntará que importancia tiene evaluar en términos económicos un proyecto eléctrico a un cliente. A continuación, se entregan las pautas generales a tener presente en esta toma de decisiones aplicables a 2 casos dado su nivel de inversión, vida útil en el tiempo y liquidación final del equipo.

5. 2. CASO :

GRUPO GENERADOR ELECTRICO

El método se aplica evaluando el proyecto actual sin la adquisición del generador eléctrico. Posteriormente se debe evaluar la alternativa considerando la adquisición del generador y todos su beneficios que aportará. Por último se efectúa un proyecto diferencial o comparativo el cual sus flujos de caja neto de deben cubrir la inversión del equipo a la tasa de costo del capital, dentro del periodo de evaluación elegido ( años ).

5. 3. CASO :

SUBESTACIÓN ELECTRICA MT-BT

En este caso el método practico debe ser aplicado de la siguiente forma . “ Evaluadas 2 alternativas de adquisición o compras a diferentes proveedores para un determinado equipo eléctrico, se debe elegir aquella inversión que tenga el Valor Actual Neto VAN más positivo “.

267


METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN DE LA INVERSIÓN de PROYECTO

INVERSION INICIAL del EQUIPO y puesta en marcha

Gastos de mantención

Ventas o Beneficios

Personal OPERATIVO

FLUJO DE CAJA Proyecto Ingresos, gastos, impuesto, depreciación, liquidación equipo, etc

Método TIR/VAN

Método Costo/beneficio

FINANCIAMIENTO Para la adquisición del equipo BANCO Y/O EMPRESA

Depreciación del EQUIPO durante su vida útil


• • •

268

HORIZONTE DE EVALUACIÓN ELEGIDO VIDA UTIL DEL PROYECTO TASA DE COSTO DEL PROYECTO %

DEPRECIACIÓN DEL ACTIVO FIJO

Es difícil encontrar proyectos que no utilicen para su implementación algún tipo de activo fijo. La depreciación representa el desgaste de los activos fijos, como obras físicas, equipos, máquinas, instrumentos, etc. que se produce por efecto de su uso. Las inversiones en terreno y el capital de trabajo no sufren depreciación, puesto que no se produce desgaste derivado de su uso. El desgaste por “depreciación” no significa un gasto real, ya que la inversión se realiza al adquirir el activo fijo. Mas bien, es un gasto contable que permite compensar, mediante la reducción de pago de impuestos, las ganancias que pudiera generar el proyecto o negocio. A mayor gasto por depreciación, el ingreso afecto a impuesto disminuye, por lo tanto, el impuesto pagadero por la utilidad del proyecto. El tipo de depreciación aplicable y la calificación de los activos esta fijada por el servicios de impuestos interno. la contabilidad generalmente asigna valor $ 1 al termino de su vida útil al activo fijo. Por el contrario, la “ evaluación de proyectos, no necesariamente aplica éste principio, ya que fundamentalmente busca proyectar y rentabilizar de la manera más real los valores monetarios utilizados. La evaluación de proyectos en la empresa sería como una brújula en un barco que permite orientar el rumbo. DEPRECIACIÓN LINEAL La depreciación se efectúa en partidas iguales o lineales en el transcurso de la vida útil del activo. La expresión matemática para calcular, es la siguiente :

1

D = Va - Vd n D Va Vd n

: Depreciación de la inversión ( Subestación o Grupo Eléctrico ) $/años : Valor de adquisición del equipo eléctrico $ : Valor de desecho del equipo eléctrico $ : años de vida útil del equipos en el proyecto

EJEMPLO Una SUBESTACIÓN ELECTRICA de alta tecnología, es adquirida en $ 12.000.000. Se estima una vida útil de uso de 12 años, momento en cual se espera liquidar en $ 2.500.000. (valor de desecho). Calcule la depreciación de anual de la SUBESTACION. Solución: Aplicando la ecuación se tiene lo siguiente: D = (12.000.000 – 2.500.000) /12 = 9.500.000/ 12 = $ 792.000 / ANUAL Se obtiene una depreciación de $792 mil anual, por el efecto de desgaste en el uso del activo durante los 12 años.

269


CRITERIO :

VAN y COSTO/BENEFICIO El concepto teórico

Este criterio o medición, permiten decidir la conveniencia económica de un proyecto. El punto básico de la evaluación y de todo análisis financiero es conocer en simulación cuales decisiones, proyectos o negocios aumentaran el valor de la empresa. La evaluación de proyectos se ha creado para responder si

-

Aceptar la ejecución de un proyecto

-

En dos proyectos mutuamente excluyente cuál debe elegirse

-

Cuantos proyectos en total deben aceptarse

VALOR ACTUAL NETO ( VAN ) Este método considera el valor presente de los flujos de caja futuros actualizados a la tasa de costo de capital pertinente y deducida la inversión inicial del proyecto. Es una medida de utilidad o ganancia expresada en $. El método, obtiene el valor presente de los flujos netos de efectivo que se esperan de una inversión, descontado al costo de capital y deducida la inversión inicial del negocio. Si el valor presente neto (VAN) es POSITIVO, el proyecto o negocio debe ACEPTARSE. Si el valor presente neto (VAN) es NEGATIVO, el proyecto o negocio debe RECHAZARSE o postergarse. Si dos proyectos son MUTUAMENTE EXCLUYENTES entre sí, el que tenga el VAN más positivo debe aceptarse. La fórmula general del VALOR ACTUAL NETO V.A.N. , es la siguiente :

n

VAN = - Io +

Σ

Ft ( 1 + i )t

t=1

Donde :

Io Ft i t

: Inversión inicial del proyecto o equipo $ : Flujo de caja neto en el periodo t ( anual o mensual) $ : Tasa de descuento o costo inversión equipo ( anual o mensual) % BANCO-FINANCIERA : Numero de meses o años elegidos para evaluar el proyecto

INDICE DE BENEFICIO/COSTO INDICE RENTABILIDAD

IR =

BENEFICIO = COSTO

VP Io

Objetivo : Este índice muestra la rentabilidad relativa de cualquier proyecto o el valor presente neto de los flujos por $ de costo invertido.****

270


EJEMPLO DE APLICACIÓN 5.2.

REDUCCIÓN DE COSTOS E INVERSIÓN. GENERADOR ELECTRICO

El ejemplo tiene por objetivo Evaluar la conveniencia de reemplazar el consumo eléctrico kwh de alto costo en HRS DE PUNTA ( Abril - Septiembre ) por el suministro de un Generador Eléctrico. 2. ¿ Qué monto del costo del equipo se puede recuperar ? 3. Evitar perdidas de Producción por Corte de Energía Eléctrica nota : Los datos del ejemplo no son reales. El objetivo es mostrar la metodología. 1.

INFORMACIÓN PRELIMINAR •

PERIODO DE EVALUACION

: 7 AÑOS

•

INVERSIÓN EN EQUIPO Io

: $ 21,5 MILLONES ( incluye gastos instalación, montaje, etc )

•

COSTO FINANCIERO DE Io

: 23% anual ( préstamo banco )

•

IMPUESTO A LA UTILIDAD EMPRESA

: 15% anual

•

DEPRECIACIÓN UTILIZADA EQUIPO

: Tipo ACELERADA ( D = n ( Va-VL ) / N ( N+1/2 )

•

VALORLIQUIDACION DEL EQUIPO

: $ 3 MILLONES, en el año 7

•

VALORDE MERCADO DEL EQUIPO

: $ 5 MILLONES en el año 7

1. PROYECTO ACTUAL : ( sin comprar el generador Eléctrico ) •

GASTO EN ENERGIA ELECTRICA

: $ 15 MILLONES ANUAL con un aumento del 3%

•

GASTO POR MANTENCIÓN DE LA IE

: 10% del GASTO ENERGIA ANUAL

•

PERDIDAS POR CORTE DE ENERGIA

: $ 3 MILLONES ( detención proceso productivo, etc ) ANUAL

2. PROYECTO REEMPLAZO : ( con la compra del generador Eléctrico ) •

BENEFICIO POR LA ADQUISICIÓN DEL EQUIPO

: $ 3 MILLONES ANUAL

•

NUEVO GASTO DE ENERGÍA ELECTRICA


•

GASTO POR MANTENCION DE LA IE

: $ 1 MILLON ANUAL

•

GASTO POR COMBUSTIBLE Y MANTENCION EQUIPO


•

DEPRECIACIÓN EQUIPO

: $ 4,2 MILLONES año 1 a $ 0,6 MILLONES año 7

•

INVERSIÓN EN EL EQUIPO

: $ 21,5 MILLONES

•

COSTO FINANCIERO

:

23% ANUAL ( pago al Banco por compra equipo )

SE PIDE EVALUAR LO SIGUIENTE : 1.

¿ SE DEBE ADQUIRIR EL NUEVO EQUIPO GRUPO GENERADOR ELECTRICO ?

2.

¿ LOS BENEFICIOS CUBREN LA INVERSIÓN REQUERIDA Y SU COSTO FINANCIERO ?

3. 4.

DEFINA UNA ALTERNATIVA DE CÓMO PAGAR LA INVERSIÓN. ¿ EN CUANTOS AÑOS SE TERMINA DE PAGAR EL EQUIPO ? **********

271


Estudio Proyecto: GRUPO GENERADOR ELECTRICO

RENTABILIDAD

PROYECTO GRUPO GENERADOR ELECTRICO IMPUESTO UTILIDAD % 15 PERIODO DE EVALUACION: 7 AÑOS PROYECTO PURO(1 ) FINANC(3 ) 1 DEPRECIA LINEAL(1 ) ACELER(2 ) 3

0

T.I.R. AJUSTABLE % V.A.N. $ T.I.R AUTOMATICA %

2006

2007

2008

2009

2010

UTILIDAD TASA DESCUENTO % V.A.N. $

12,94 (78.352) #¡DIV/0!

2011

2012

2013

2014

2015

INGRESOS DEL PROYECTO VEN TAS N ETAS A VEN TAS N ETAS B VALO R M ERCAD O A.FI JO O TRAS VEN TAS TOTAL VENTAS

0

0 0 0 0 0

0 0 0 0 0

0 0 0 0 0

0 0 0 0 0

0 0 0 0 0

0 0 0 0 0

0 0 0 0 0

0 0 0 0 0

0 0 0 0 0

0 0 0 0 0

FACTURA EN ERGI A ( 3% AN UAL ) M AN TEN CI O N ELECTRI C 10% PERD I D AS PO R CO RTE EN ER 20% GASTO AD M I N I STRACI O N GASTO S FI N AN CI ERO# # # % D EPRECI ACI O N ACTI VO FI JO VALO R LI BRO ACTI VO FI JO TOTAL EGRESOS

0 0

15.000 1.500 3.000 0 0 0 0 19.500

15.450 1.540 3.000 0 0 0 0 19.990

15.913 1.591 3.000 0 0 0 0 20.504

16.390 1.639 3.000 0 0 0 0 21.029

16.881 1.688 3.000 0 0 0 0 21.569

17.388 1.738 3.000 0 0 0 0 22.126

17.909 1.790 3.000 0 0 0 0 22.699

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

UTILIDAD ANTE IMPUESTO IMPUESTO ANUAL 15 % UTILIDAD NETA

0 0 0

(19.500) (2.925) (16.575)

(19.990) (2.999) (16.992)

(20.504) (3.076) (17.428)

(21.029) (3.154) (17.875)

(21.569) (3.235) (18.334)

(22.126) (3.319) (18.807)

(22.699) (3.405) (19.294)

0 0 0

0 0 0

0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0

0

0

0

EGRESOS DEL PROYECTO

D EPRECI ACI O N ACTI VO FI JO VALO R LI BRO ACTI VO FI JO AM O RTI ZACI O N D EUD A APO RTE PREST/ CAP.TRAB INVERSION ACTIVO FIJO INVERSION ACTIVO NOMINAL INVERSION CAPT. TRABAJO RECUPERACION CAP.TRABAJO

FLUJO DE CAJA

$

0

0 0 0

0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

(16.575) (16.992) (17.428) (17.875) (18.334) (18.807)

0 0 0 0 0 0 0 0

(19.294)

272


Estudio Proyecto: GRUPO GENERADOR ELECTRICO

RENTABILIDAD

PROYECTO GRUPO GENERADOR ELECTRICO IMPUESTO UTILIDAD % 15 PERIODO DE EVALUACION: 7 AÑOS PROYECTO PURO(1 ) FINANC(3 ) 1 DEPRECIA LINEAL(1 ) ACELER(2 ) 2

0

2006

T.I.R. AJUSTABLE % V.A.N. T.I.R AUTOMATICA % 2007

2008

2009

$

UTILIDAD TASA DESCUENTO % V.A.N. $

12,94 (66.971) #¡DIV/0!

2010

2011

2012

2013

2014

2015

INGRESOS DEL PROYECTO VEN T AS N ET AS A VEN T AS N ET AS B VALO R M ERCAD O A.FI JO O T RAS VEN TAS TOTAL VENTAS

0

3.000 0 0 0 3.000

3.000 0 0 0 3.000

3.000 0 0 0 3.000

3.000 0 0 0 3.000

3.000 0 0 0 3.000

3.000 0 0 0 3.000

3.000 0 5.000 0 8.000

0 0 0 0 0

0 0 0 0 0

0 0 0 0 0

FACT URA EN ERGI A ( 3% ) M AN T EN CI O N ELECT RI C CO M BUST I BLES GAST O AD M I N I ST RACI O N GAST O S FI N AN CI ERO# # # % D EPRECI ACI O N ACT I VO FI JO VALO R LI BRO ACT I VO FI JO TOTAL EGRESOS

0 0

12.000 1.000 2.000 0 0 4.250 0 19.250

12.360 1.000 2.000 0 0 3.643 0 19.003

12.730 1.000 2.000 0 0 3.036 0 18.766

13.112 1.000 2.000 0 0 2.429 0 18.541

13.911 1.000 2.000 0 0 1.821 0 18.732

14.328 1.000 2.000 0 0 1.214 0 18.542

14.758 1.000 2.000 0 0 607 3.000 21.365

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

UTILIDAD ANTE IMPUESTO IMPUESTO ANUAL 15 % UTILIDAD NETA

0 0 0

(16.250) (2.438) (13.813)

(16.003) (2.400) (13.602)

(15.766) (2.365) (13.401)

(15.541) (2.331) (13.209)

(15.732) (2.360) (13.373)

(15.542) (2.331) (13.211)

(13.365) (2.005) (11.360)

0 0 0

0 0 0

0 0 0

4.250 0 0 0 0 0 0 0

3.643 0 0 0 0 0 0 0

3.036 0 0 0 0 0 0 0

2.429 0 0 0 0 0 0 0

1.821 0 0 0 0 0 0 0

1.214 0 0 0 0 0 0 0

607 3.000 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0

0

0

0

EGRESOS DEL PROYECTO

D EPRECI ACI O N ACT I VO FI JO VALO R LI BRO ACT I VO FI JO AM O RT I ZACI O N D EUD A APO RT E PREST / CAP.T RAB INVERSION ACTIVO FIJO INVERSION ACTIVO NOMINAL INVERSION CAPT. TRABAJO RECUPERACION CAP.TRABAJO

FLUJO DE CAJA

$

0

20.000 1.000 500

(21.500)

(9.563) (9.960) (10.365) (10.781) (11.551) (11.997)

(7.753)

273


Estudio Proyecto: EVALUACION GRUPO GENERADOR

RENTABILIDAD

PROYECTO EVALUACION GRUPO GENERADOR IMPUESTO UTILIDAD % 0 PERIODO DE EVALUACION: 7 AÑOS PROYECTO PURO(1 ) FINANC(3 ) 1 DEPRECIA LINEAL(1 ) ACELER(2 ) 3

0

T.I.R. AJUSTABLE % V.A.N. $ T.I.R AUTOMATICA % 2008

2009

2010

UTILIDADES TASA DESCUENTO % V.A.N. $

4,09 23.622 27,65

2011

2012

2013

2014

2015

23,00 2.789

2006

2007

2016

(9.563) 0 0 0 (9.563)

(9.960) 0 0 0 (9.960)

(10.365) 0 0 0 (10.365)

(10.789) 0 0 0 (10.789)

(11.551) 0 0 0 (11.551)

(11.957) 0 0 0 (11.957)

(7.753) 0 0 0 (7.753)

0 0 0 0 0

0 0 0 0 0

0 0 0 0 0

0 0 0 0 0

0 0

(16.515) 0 0 0 0 0 0 (16.515)

(16.992) 0 0 0 0 0 0 (16.992)

(17.428) 0 0 0 0 0 0 (17.428)

(17.875) 0 0 0 0 0 0 (17.875)

(18.334) 0 0 0 0 0 0 (18.334)

(18.807) 0 0 0 0 0 0 (18.807)

(19.294) 0 0 0 0 0 0 (19.294)

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

(21.500) 0 (21.500)

6.952 0 6.952

7.032 0 7.032

7.063 0 7.063

7.086 0 7.086

6.783 0 6.783

6.850 0 6.850

11.541 0 11.541

0 0 0

0 0 0

0 0 0

0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

6.952

7.032

7.063

7.086

6.783

6.850

11.541

0

0

0

0

INGRESOS DEL PROYECTO PRO YECT O CO N GEN ERAD O VEN T AS N ET AS B VALO R M ERCAD O A.FI JO O T RAS VEN T AS TOTAL VENTAS

(21.500) 0 (21.500)

EGRESOS DEL PROYECTO PRO YECT O SI N G EN ERAD O R M AN T EN CI O N ELECT RI C CO M BU ST I BLES G AST O AD M I N I ST RACI O N G AST O S FI N AN CI ERO23,0 % D EPRECI ACI O N ACT I VO FI JO VALO R LI BRO ACT I VO FI JO TOTAL EGRESOS UTILIDAD ANTE IMPUESTO IMPUESTO ANUAL 0 % UTILIDAD NETA D EPRECI ACI O N ACT I VO FI JO VALO R LI BRO ACT I VO FI JO AM O RT I ZACI O N D EU D A APO RT E PREST / CAP.T RAB INVERSION ACTIVO FIJO INVERSION ACTIVO NOMINAL INVERSION CAPT. TRABAJO RECUPERACION CAP.TRABAJO

FLUJO DE CAJA

$

0

0

0 0 0

(21.500)

274


CONCLUSIONES FINALES •

El van del proyecto > $ 0, lo cual significa que con el ahorro de costos en 7 años, el proyecto paga la inversión al termino del año 7 y aún queda un excedente de $ 2.789.000 ( ver flujo de caja anterior, recuadro superior derecho ). El plan de financiamiento para pagar los $ 21,5 millones al costo financiero de 23% anual de inversión en equipos, es el que se muestra a continuación :

Estudio Proyecto: EVALUACION GRUPO GENERADOR

pag:6/7 12-Ene-00

PROYECTO : EVALUACION GRUPO GENERADOR Capital Empresa : Capital Prestamo: 21.500.000 Total Capital : 21.500.000 FINANCIAMIENTO USO DE FONDOS MONTO PRESTAMO TASA INTERES %

6 N. CUOTAS 0 P. GRACIA [Conversor Tasa interés 23,0 Tasa anual 1,740 Tasa Mens.

PRESTAMO BANCO COMPRA GRUPO GENERADOR 21.500.000 23,00 0

: : : :

CALCULO DE TASA PONDERADA Tasa Empre 0,0 Tasa Prest 26,0 Tasa Ponde 26,00

PESOS PERIODO AÑOS

PRESTAMO

SALDO INICIAL $

$

TASA DE AMORTIZAC. INTERES $ $

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

21.500.000 4.945.000 2.007.000 19.493.000 4.483.390 2.548.610 16.944.390 3.897.210 3.165.790 13.778.600 3.169.078 3.916.922 9.861.678 2.268.186 4.514.814 5.346.863 1.229.779 5.346.863 0 0 0 0 0 0 Al flujo de caja para descontar la 0 0 0 inversión en el EQUIPO ELECTRICO 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL $

0

19.992.642

CUOTA $

SALDO FINAL $

FLUJO CAJA PROYECTO

$

6.952.000 19.493.000 6.952.000 7.032.000 16.944.390 7.032.000 7.063.000 13.778.600 7.063.000 7.086.000 9.861.678 7.086.000 6.783.000 5.346.863 6.783.000 6.576.642 0 6.850.000 0 0 11.541.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ___________________________________ 21.500.000 41.492.642

275


5.4. CUBICACIÓN DE MATERIALES ELÉCTRICOS ( por sectores ) A partir del Plano del Proyecto y su escala (1:50, ej. significa que 1 cm equivale a 50cm real ) se puede determinar la longitud de conductores, canalización y materiales necesario para ejecutar el proyecto. Como la obra se ejecuta sectores o áreas de la planta, entonces se puede usar EXCEL para ordenar esta CUBICACION y vincular a otra planilla llamada PRESUPUESTO con la cantidad de materiales equerido. Posteriormente, se vinculará con MS-PROJECT para determinar el PRESUPUESTO REAL DEL PROYECTO DATOS DE ENTRADA

Cantidad requerida

CUBICACIONDEMATERIALES cant Disponible COMPRA Mercado

Cod Itemmaterial/especif tecnica

tierra TAB EMP P+S AFC MED TERRAZA Cant. Cant. Cant. Cant.

CANT req

sectores COMED Cant.

COMEDDIA Cant.

COCINA LAVADERO DORMS1 Cant. Cant. Cant.

DORMS2 Cant.

60 30 5 13 28 28 150 12 5

45 0 3 5 20 20 112,5 2 5

0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0

CANALIZACION 1 2 3 4 5 6 7 8 9

DUCTOTPR16mm DUCTOTPR3/4mm CAJADERIVACIONENCHUFE CAJADERIVACIONPOTMaterial ALAMPARA a COPLASTUBO comprar TERMNALES ABRAZADERASTUBO CAJADERIVACIONINTERRUPTOR CAJADERIVACIONPORTALAMPARA

35,0 10,0 8,0 18,0 0,5 0,5 2,6 14,0 10,0

tira 3 mts tira 3 mts c/u 1 c/u c/u 1 c/u bolsa 100 unidad bolsa 100 unidad bolsa 100 unidad c/u 1 c/u c/u 1 c/u

105 30 8 18 48 48 263 14 10

mts mts c/u c/u unidad unidad unidad c/u c/u

0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0

1 2 3 4 5 6 7 8

CONDUCTOR CONDUCTORROJO1,5MM NYA CONDUCTORNEGRO1,5MMNYA CONDUCTORAZUL1,5MMNYA CONDUCTORROJO2,5MM NYA CONDUCTORBLANCO2,5MMNYA CONDUCTORAZUL2,5MMNYA CONDUCTORBLANCO1,5MMNYA CONDUCTORVERDE/VERDEAMARILLO2,5MMNYA

0,6 0,7 1,0 0,6 0,3 0,3 1,0 0,3

rollo rollo rollo rollo rollo rollo rollo rollo

100 100 100 100 100 100 100 100

mts mts mts mts mts mts mts mts

60 65 100 56 28 28 99 28


60 65 62,5 56 9,1 9,1 65 9,1

0 0 37 0 18,9 18,9 34,1 18,9

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

1 2 3 4 5

PORTALAMPARA ENCHUFE2+1doble INTERRUPTORES1EFECTO INTERRUPTORES2EFECTOS APLIQUEEXTERIOR

11 8 4 6 7

c/u c/u c/u c/u c/u

1 1 1 1 1

c/u c/u c/u c/u c/u

11 8 4 6 7

c/u c/u c/u c/u c/u

6 5 3 5 7

5 3 1 1 0

0 0 0 0 0

0 0 0 0 0

0 0 0 0

0 0 0 0

0 0 0 0

1 2 3 4

TOMATIERRA TUBOTPR1/2" TIERRAPROTECCION/NEUTRO CABLE4MM2 NSYA BARRACOPERFOUL CAMARILLA

0 0 0 0

mts mts c/u c/u

1 1 1 1

mts mts c/u c/u

0 0 0 0

mts mts c/u c/u

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

EQUIPO/PROTECCIONES/MANDO/MEDIDA MEDIDORTRIFASICO220V/50HZ CAJAEMPALMEMONOFASICO CAJATABLEROALUM+FUERZA+CALEFACC DISYUNTOR1x10A DISYUNTOR1x16A DISYUNTOR1X20A DISYUNTOR1x40A PROTECCIONDIFERENCIA2x25Ax30ma PROTECCIONDIFERENCIA2x30Ax30ma PROTECCIONDIFERENCIA2x40Ax30ma DISYUNTOR3X16A DISYUNTOR3X40A INTERRUPTOR 3X63A REGLETACONECCION

1 1 1 8 7 1 7 12 1 1 1 1 1 1

c/u c/u c/u c/u c/u c/u c/u c/u c/u c/u c/u c/u c/u c/u

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1


1 1 1 8 7 1 7 12 1 1 1 1 1 1


1 2 3 4

SOLDADURAS HUINCHAAISLADORA TORNILLOS DISCOESMERIL

0 0 0 0

carrete c/u c/u c/u

1 1 1 1

carrete c/u c/u c/u

0 0 0 0

carrete c/u c/u c/u

APARATOS

MATERIALESVARIOS

0 0 0 0

1 1 1 8 7 1 7 12 1 1 1 1 1 1


276

5.5. MEMORIA TÉCNICA DEL PROYECTO LOS PROYECTOS.

El estudio técnico de un proyecto de instalación eléctrica deberá contemplar a lo menos las siguientes partes : MEMORIA EXPLICATIVA, debe contener la siguiente información :

1. Descripción de la obra 2. Cálculos justificativos 3. Especificaciones técnicas 4. Cubicación de materiales La descripción de la obra. los cálculos justificativos y las especificaciones técnicas se presentarán mecanografiados en formato A4 de la serie normal de formatos indicada en la norma NCh 13. Of PLANOS El proyecto de toda instalación eléctrica (alumbrado, fuerza motriz, calefacción u otra) ejecutada en "recintos peligrosos", " locales de reunión de personas " y "recintos públicos o de diversión", deberá contener un estudio técnico completo, el que incluirá toda información técnica indispensable. No obstante, en proyectos de este tipo, de una potencia instalada total inferior a 20 KW y cuya sencillez haga necesario sólo el empleo de cálculos" simples de desarrollo suficientemente conocido, sólo se exigirá la expresión gráfica de los resultados sobre el plano.

5.6. PRESUPUESTO DEL PROYECTO ELECTRICO Y FORMAS DE PAGO

277


PRESUPUESTO DE MATERIALES ELECTRICOS Cod 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Cant COMPRA

Item material/especif tecnica CANALIZACION DUCTO TPR 16 mm DUCTO TPR 3/4 mm CAJA DERIVACION ENCHUFE CAJA DERIVACION POTALAMPARA COPLAS TUBO TERMNALES ABRAZADERAS TUBO CAJA DERIVACION INTERRUPTOR CAJA DERIVACION PORTALAMPARA

35,0 12,0 8,0 18,0 0,5 0,5 2,6 14,0 10,0

CONDUCTOR ROJO 1,5MM NYA 0,6 NEGRO 1,5MM NYA 0,7 AZUL 1,5MM NYA 1,0 ROJO 2,5MM NYA 0,6 BLANCO 2,5MM NYA 0,3 AZUL 2,5MM NYA 0,3 BLANCO 1,5MM NYA 1,0 VERDE/VERDE AMARILLO 2,5MM NY 0,3

1 2 3 4 5 6 7 8

CONDUCTOR CONDUCTOR CONDUCTOR CONDUCTOR CONDUCTOR CONDUCTOR CONDUCTOR CONDUCTOR

1 2 3 4 5

APARATOS PORTALAMPARA ENCHUFE 2+1 doble INTERRUPTORES 1 EFECTO INTERRUPTORES 2 EFECTOS APLIQUE EXTERIOR

1 2 3 4

TOMA TIERRA TUBO TPR 1/2" TIERRA PROTECCION/NEUTRO CABLE 4MM2 NSYA BARRA COPERFOUL CAMARILLA

1,0 30,0 1,0 3,0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

EQUIPO/PROTECCIO/MANDO/MEDIDA MEDIDOR TRIFASICO 220V/50HZ CAJA EMPALME MONOFASICO CAJA TABLERO ALUM+FUERZA+CALEFACC DISYUNTOR 1x10 A DISYUNTOR 1x16A DISYUNTOR 1X20A DISYUNTOR 1x40A PROTECCION DIFERENCIA 2x25Ax30ma PROTECCION DIFERENCIA 2x30Ax30ma PROTECCION DIFERENCIA 2x40Ax30ma DISYUNTOR 3X16A DISYUNTOR 3X40A INTERRUPTOR 3X63A REGLETA CONECCION

1,0 1,0 1,0 8,0 7,0 1,0 7,0 12,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0

1 2 3 4

MATERIALES VARIOS MATERIALES VARIOS SOLDADURAS HUINCHA AISLADORA TORNILLOS

11,0 8,0 4,0 6,0 7,0

UNIDAD

tira tira c/u c/u bolsa bolsa bolsa c/u c/u

mts mts c/u c/u unidad unidad unidad c/u c/u

$ $ $ $ $ $ $ $ $

350 280 50 45 250 180 150 50 42

rollo rollo rollo rollo rollo rollo rollo rollo

100 100 100 100 100 100 100 100


$ $ $ $ $ $ $ $

c/u c/u c/u c/u c/u

1 1 1 1 1

c/u c/u c/u c/u c/u

$ 250 $ 300 $ 550 $ 750 $ 800

mts mts mts mts


DESDE EXCEL CUBICA 1,0 rollos 1,0 carrete CION 10,0 2,0

3 3 1 1 100 100 100 1 1

Precio UNITARIO

c/u c/u

1 1 1 1

mts mts c/u c/u

5.500 6.000 5.500 5.400 5.500 5.500 5.600 5.600

TOTAL $

Costo unid REF

12.250 3.360 400 810 120 86 394 700 420 $ 18.540

$ $ $ $ $ $ $ $ $

$ 3.300 $ 3.900 $ Costo 5.473 $ 3.024 Real >= $ 1.540 $ Costo 1.540 $teorico 5.550 $ 1.568 $ 25.894

$ $ $ $ $ $ $ $

$ 2.000 $ 1.200 $ 2.200 $ 4.500 $ 5.600 $ 15.500

$ $ $ $ $

$ $ $ $ $ $ $ $ $

117 93 50 45 2,5 1,8 1,5 50,0 42,0

suma ref

Tierra P+S cant

$ 12.250 2800 $ 400 $ 810 $ 120 $ 86 $ 394 $ 700 $ 420 $ 16.860

0 0 0 0 0 0 0 0 0

55 60 55 54 55 55 56 56

$ $ $ $ $ $ $ $ $

3.300 3.900 5.473 3.024 1.540 1.540 5.550 1.568 25.894

250 300 550 750 800

$ $ $ $ $ $

$

TABLERO AFC cant $

$ $ $ $ $ $ $ $ $ $

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

$ $ $ $ $ $ $ $ $

0 0 0 0 0 0 0 0 0

2.000 1.200 2.200 4.500 5.600 15.500

0 0 0 0 0

$ $ $ $ $ $

$ $ $ $ $ $ $ $ $ $

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0

$ $ $ $ $ $ $ $ $

0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0

$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

$ $ $ $

1.200 150 3.000 300

$ $ $ $

1.200 4.500 3.000 900 $ 9.600

$ $ $ $

1.200 150 3.000 300

$ $ $ $ $

0 0 0 0 0

0 0 0 0

$ $ $ $ $

0 0 0 0 0

0 0 0 0

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1


$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

85.000 12.000 10.000 2.800 3.000 3.500 2.950 3.500 2.500 4.500 1.000 2.000 3.600 1.000

$ 85.000 $ 12.000 $ 10.000 $ 22.400 $ 21.000 $ 3.500 $ 20.650 $ 42.000 $ 2.500 $ 4.500 $ 1.000 $ 2.000 $ 3.600 $ 1.000 $ 231.150

$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

85.000 12.000 10.000 2.800 3.000 3.500 2.950 3.500 2.500 4.500 1.000 2.000 3.600 1.000

$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

0 12.000 10.000 2.800 24.000 24.500 2.950 24.500 30.000 4.500 1.000 2.000 3.600 1.000 142.850

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 1 8 7 1 7 12 1 1 1 1 1

1 1 1 1

mts carrete c/u c/u

$ $ $ $

350 420 3 1.250

$ $ $ $

$ $ $ $

350 420 3 1.250

$ $ $ $ $

0 0 0 0 0

0 0 0 0

$ $ $ $ $

0 0 0 0 0

0 0 0 0

350 420 30 2.500 $ 3.300

$ 303.984

$ 201.104

EMPALME Medid cant $

$0

$ $ $ $ $ $ $ $ $ $

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

60 30 5 13 28 28 150 12 5

0 0 0 0 0 0 0 0

$ $ $ $ $ $ $ $ $

0 0 0 0 0 0 0 0 0

60 $ 65 $ 63 $ 56 $ 9 $ 9,1 $ 65 $ DESDE 9 $

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0

$ $ $ $ $ $

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0

0 0 0 0

$0 $0 $0 $ 2.800 $ 24.000 $ 24.500 $ 2.950 $ 24.500 $ 30.000 $ 4.500 $ 1.000 $ 2.000 $ 3.600 $ 1.000 $ 120.850 $ $ $ $ $

1 TERRAZA Cant. $

0 0 0 0 0

$ 120.850

0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0

$ $ $ $ $ $ $ $ $

7.000 2.800 250 585 70 50 225 600 210 $ 10.980

45 0 3 5 20 20 113 2 5

3.300 3.900 3.438 3.024 501 501 3.640 510 $ 18.812

0 0 37 0 19 19 34 19

3 1 1 1 0

EXCEL CUBICA 5 $ 1.250 CION 3 $ 900 PARCIAL 3 $ 1.650 5 7

2 COMEDOR Cant. $

$ 3.750 $ 5.600 $ 13.150

$ $ $ $ $ $ $ $ $

SECTORES COMEDOR D Cant. $

5.250 0 150 225 50 36 169 100 210 $ 5.880

0 0 0 0 0 0 0 0 0

$ $ $ $ $ $ $ $ $

0 0 0 0 0 0 0 0 0

$ $ $ $ $ $ $ $

0 0 2.035 0 1.040 1.040 1.910 1.058 $ 7.082

0 0 0 0 0 0 0 0

$ $ $ $ $ $ $ $

0 0 0 0 0 0 0 0

$ $ $ $ $

750 300 550 750 0 $ 2.350

0 0 0 0 0

$ $ $ $ $

0 0 0 0 0

$0

$0

$0

$0

Con las cantidades de material $0 $0 electrico requerido para cada $0 SECTOR, se puede costear el $0 PRESUPUESTO a partir de las $0 $ 12.000 unidades de medidas de cada item $ 10.000 requerido. $0 $ 0 PRESUPUESTO estará calculado El $0 no $ 0 sólo como un TOTAL, sino que $0 además : $0 $0 • $ SECTORES de instalación ( $0 terraza, etc ) $0 $0 • $ TIPOS DE MATERIAL ( $0 canaliz, conductor, etc ) $ 22.000 • Esta planilla alimentará el $0 $0 control de costo de la OBRA $0 a través de MS-PROJECT $0 $0 $ 22.000

$ 42.943

$ 15.312

$0

278

DISEÑO, PRESUPUESTO Y PROGRAMACIÓN DE PROYECTO ELÉCTRICO DETERMINACIÓN “ DE PAGO POR ESTADO DE AVANCE “ DE UNA OBRA ELECTRICA, considerando el costo de capital invertido

A N A LI SI S D EL CO STO FI N A N CI ERO D E CA PI TA L PA RA U TI LI Z A R EN EL PRESU PU ESTO D E U N PRO YECTO ELECTRI CO

Si no dispone de un capital para iniciar la ejecución de la Obra Eléctrica, deberá pedir un prestamo como capital de trabajo Ejem plo

INVERSION MATERIALES OBRA DE MANO IM PREVISTOS

$ 2.000.000 $ 1.500.000 $ 0

INVERSION COSTO FINANCIERO

$ 3.500.000 MENSUAL 2,1

UTILIDAD neta TOTAL

20% $ 3.500.000 $ 700.000

FORMA DE PAGO CLIENTE UTILIDAD PAGO PRESTAMO

50% $ 350.000 $ 1.750.000

30% $ 210.000 $ 1.050.000

20% $ 140.000 $ 828.841

PRESUPUESTO DEBE PAGAR CLIENTE TOTAL $ 4.328.841

$ 2.100.000

$ 1.260.000

$ 968.841

(1) 1

CALCULO PAGOS IGUALES

PRESTAMO Tasa Interés % Num. Pagos VALOR CUOTA $

$3.500.000 2,1 3 $1.216.006,1

0,0% 0,00%

Tasa anual Tasa Mensual

en pesos $

4

PRESTAM O

C A P ITA L INVERSION MATERIAL PAGO OBRA MANO TOTAL CAPITAL 5

6

MES FLUJO NETO EMPRESA

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

0

2 CONVERSOR TASA INTERÉS

Montos

Interés %

$2.000.000 $1.500.000 $3.500.000

2,1 2,1 2,10

3

EVALUACION RAPIDA DE PROYECTOS &, NEGOCIOS

INVERSION RENTABILIDAD

$1 0,0%

$1 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0

7

8

9

10

11

12

PAGO PRESTAMO

DEUDA INICIAL

INTERESES

CAPITAL

DEUDA FINAL

Prestamo adicional

$0

$3.628.841

$0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0

$1.750.000 $1.050.000 $828.841 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0

$128.841

$3.500.000

$3.500.000

$73.500

$1.676.500

$1.823.500

$0

$1.823.500

$38.294

$1.011.707

$811.794

$811.794

$17.048

$811.793

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

Capital $0 $0 préstamo para $0 iniciar $0 la Obra $0 totalmente $0 pagado. $0 $ $0 3,5 $0 millones + $0 interés del $0 2,1% $0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0


6. PROGRAMACIÓN

DE LA

279

OBRA ELECTRICA

280


6.1. APLICACIÓN DE HERRAMIENTA GESTION DE PROYECTOS MS-PROJECT

FUNDAMENTOS DE PROYECTOS

Un proyecto es una secuencia bien definida de eventos con un principio y un fin, dirigido a alcanzar un objetivo claro, preciso y ejecutado por personas dentro de parámetros establecidos como tiempo, presupuesto, recursos humanos, físicos, materiales y calidad final. Un proyecto es algo diferente a lo que se realiza todos los días porque su objetivo es un evento especifico y no rutinario. Al no ser el proyecto rutinario necesita una planificación. La cantidad de planificación que se requiera dependerá de la complejidad del proyecto. A mayor complejidad del proyecto se requiere una mayor planificación. USO DEL PROGRAMA COMPUTACIONAL MS-PROJECT. Hoy en día, para la gestión y seguimiento de proyectos es imprescindible el uso de algún software computacional existente en el mercado. Estos facilitan en forma eficaz , el control de las variables de un proyecto. Sin embargo, es vital conocer los fundamentos y conceptos relativos al control de proyectos a nivel Intermedio, objetivo de éste curso. Se usará MS-PROJECT como un software ampliamente difundido y utilizable en conjunto con EXCEL ofreciendo así una buena potencialidad.

ALGUNAS APLICACIONES TIPICAS • • • • •

PLANIFICACIÓN DE LA OBRA ELECTRICA CALCULAR EL PRESUPUESTO DE UN PROYECTO ELECTRICO CONTROLAR EL AVANCE DE LA EJECUCION DE UNA OBRA ELECTRICA OBTENER INFORMES PARA DEFINIR LAS ACTIVIDADES DEL PERSONAL TÉCNICO EN OBRA OBTENER INFORMES DE AVANCE PARA JUSTIFICAR LA FECHA DE TERMINO Y EL USO DEL PRESUPUESTO ASIGNADO A LA OBRA ELECTRICA


281

EVALUAR EL PROYECTO ELECTRICO Y DEFINIR UN OBJETIVO Para preparar un proyecto es conveniente seguir los siguientes pasos:

4

1. Considere que el proyecto es complejo y requerirá bastante planificación. ¿ requiere el proyecto mucha gente, utilización de nuevos procedimientos o tecnología, costos muy controlados, muchas variables, pasos o etapas que dependen de otras etapas, fases que necesitan coordinación ?. ¿ Requiere el proyecto únicamente una o dos personas, presupuestos flexibles, o una simple secuencia de eventos ?.

2. Escribir las restricciones dentro de los que deberá trabajar para llevar a cabo el proyecto. Identificar los costos, plazos u otras restricciones de tiempo y de las personas que necesitan aprobación.

3.

Definir los objetivos del proyecto. Deberá considerar el alcance, quién o cuantos serán afectados y la duración. Considere criterios de identificación que determinarán la finalización del proyecto.

DESARROLLO DE LAS FASES DEL PROYECTO Después de definir los objetivos del proyecto, se debe desarrollar los detalles de como y cuando se alcanzará ese objetivo. Partes de un proyecto: Este se compone de lo siguiente :


282

TAREAS HITOS RECURSOS HUMANOS, FISICOS, MATERIALES PRESUPUESTO $ Todo proyecto considerable puede ser dividido en una serie de tareas bien definidas. Cada tarea llevará un cierto tiempo para ser terminada. Algunas tareas pueden realizarse simultáneamente , mientras que otras necesitan ser ejecutadas en una secuencia, una después de la otra. También se deben definir algunos objetivos intermedios o “ Hitos” que pueden ser considerados para controlar el avance del proyecto antes de que finalice. Además, cada tarea requiere de la disponibilidad de los recursos adecuados: gente, equipos, etc.

6.2. CALENDARIO DE ACTIVIDADES GANTT Y PERT


283

DIAGRAMA PERT También conocido como el DIAGRAMA DE RED puede ser más ilustrativo que el diagrama de Gantt cuando es más importante centrar la atención en las "relaciones entre tareas" de un proyecto más que en el plan en sí. Se puede observar con mayor facilidad la interdependencia de las tareas en un diagrama PERT. Cada tarea está representada por un recuadro, llamada NODO, que contiene información básica sobre la tarea.

Las tareas que dependen de otras para ser completadas o simplemente siguen a otra en una secuencia de eventos, aparecen conectadas por líneas llamadas LINEAS DE VÍNCULO.

TIPOS DE VINCULACIONES ENTRE ACTIVIDADES DE TRABAJO 1)

RELACION FIN A COMIENZO (FC)

Una relación fin a comienzo, es la relación por omisión con la que se vinculan las tareas. Terminada la primera tarea, se da comienzo a la siguiente.

2)

RELACION FIN A FIN (FF)

Es la relación que permite que ambas tareas finalicen simultáneamente. Ejemplo: El computador nuevo, debe estar instalado al momento de tener la copia de los archivos de la computadora antigua.

3)

RELACION COMIENZO A COMIENZO (CC)

Significa que dos tareas comienzan, simultáneamente. Ejemplo: empezar a comedor e iniciar la pintura en el baño.

4)

colocar cerámica en el

RELACION COMIENZO A FIN (CF)

Es la menos común, pero puede ocurrir cuando la finalización de una tarea depende del inicio de una tarea posterior. Ejemplo: atender a los clientes en el mesón antiguo, hasta instalar mesón nuevo.


284


INFORMACIÓN GENERAL DE LA TAREA Esta opción tiene 4 alternativas, que son : GENERAL, PREDECESORAS, RECURSOS, AVANZADO Y NOTAS

RECURSOS HUMANOS ASIGNADOS A LAS TAREAS

285


286

OPCION AVANZADO

NOTAS

Permite dejar NOTAS relacionadas con la tarea o actividad elegida.

TRABAJO ASOCIADOS A OTROS PROGRAMAS Esta opción además nos permite conectarnos con otros programas de aplicación. Para asignar un Presupuesto de Materiales a una Tarea por ejemplo, podemos utilizar EXCEL, el cual permitiría mantener actualizado el costo de ésta tarea cuando hay cambios en precios unitarios y/o cantidad de materiales o insumos utilizados en el proyecto. *****


4

PLAN DE PROYECTO

287


6.3. ASIGNACIÓN DE

288

RECURSOS Y HORARIOS

RECURSOS HUMANOS, FISICOS, MATERIALES Y COSTOS

La gente, grupos de personas, equipos, maquinas, vehículos, materiales, instalaciones, etc., constituyen el FONDO DE RECURSOS para el proyecto. La manera más rápida de asignar recursos es seleccionar una tarea o grupo de tareas. Cuando se asigna un nuevo recurso a una tarea, se puede añadir detalles opcionales sobre el recurso como: costos horarios o tarifas, código, capacidad máxima, etc. Cuando se asigna un nuevo recurso a una tarea, su nombre se agrega en forma automática al fondo de recursos. Una vez que el recurso es agregado al fondo de recursos, se puede asignar a cualquier otra tarea introduciendo su nombre o seleccionándolo de la lista de nombre de recursos del fondo.

2 34

FONDO DE RECURSOS Y ASIGNACION


INFORMACIÓN GENERAL DEL RECURSO

COSTOS ASOCIADOS AL RECURSO

289

290


Cómo calcula Project los costos Antes de que Project pueda calcular con precisión los costos de tareas y recursos, es necesario especificar los costos de los componentes y los métodos de cálculo de costos que se desea que utilice Project. A continuación, se enumeran los posibles tipos de costos, los métodos de cálculo y otros factores que pueden afectar a los costos calculados:

• 1.

Los costos de recursos basados en tasas Son los costos de los recursos de trabajo, como personas o equipos, a los que se han asignado tasas estándar y (si es necesario) tasas de horas extra, normalmente por hora. Cuando se asigna un recurso a una tarea. Project calcula el costo total del recurso utilizando las tasas de recursos por horas que se han especificado y el tiempo de ejecución de la tarea. Costo de Eléctrico basado en tasas = Tasa de pago x Tiempo trabajado Ejemplo •

Costo de Eléctrico = $ 3.000 /hora x 8 horas

= $ 24.000

2. Los costos de materiales basados en tasas

Son los costos de los recursos materiales consumibles, como suministros o materiales de construcción de la obra eléctrica, a los que se han asignado tasas estándar. Las tasas de los recursos materiales se asignan por unidad de material, como tasa por metro o tasa por tonelada. Cuando se asigna un recurso material a una tarea, Project calcula los costos totales de material utilizando la tasa del recurso material que se ha especificado y la cantidad de material necesaria para completar la tarea.

Costo de material basado en tasas = Costo / unidad x Cantidad de unidades utilizadas Ejemplo Costo de conductor eléctrico 1,5mm = $ 60 / mts x 70 mts = $ 4.200

Los costos de horas extra

Son los costos imputados al volumen de trabajo

correspondiente a una asignación programado para su realización fuera de las horas laborables normales asignadas a un recurso y que se carga a la tasa de horas extra del recurso. Project no calcula automáticamente las horas adicionales como horas extra, a menos que las horas adicionales se asignen de forma específica como horas extra. Además, Project sólo aplica tasas de horas extra a los recursos de trabajo, pero no a los recursos materiales.

Costo horas extra = Tasa de hora extra x tiempo trabajado Ejemplo : Costo de horas extra de un Eléctrico = $ 4.500 /hora x 3 horas = $ 13.500 • 3. Los costos por uso

Son tarifas definidas y únicas para el uso de un recurso

como un equipo. No dependen nunca del volumen de trabajo que se ha de realizar, y se asignan cada vez que se utiliza el recurso. Pueden especificarse costos por uso además de los costos basados en tasas. Por ejemplo, el arriendo de un equipo puede suponer un costo por entrega o de instalación cada vez que se utilice, además de un cargo por hora.

Costo por uso = Tarifa fija por cada uso de un recurso de trabajo o de un recurso de material


291

Ejemplo: Costo del arriendo de un equipo de pintura = $ 10.000 Trato por trabajo terminado para un Eléctrico = $ 45.000 El costo por uso de un recurso material se aplica realmente una sola vez. En los recursos de trabajo, el costo por uso depende del valor del campo Unidades en el cuadro de diálogo Información de la asignación. Por ejemplo, si la asignación de un recurso es del 50%. sólo se aplica el 50% del costo por uso. Si la asignación del recurso es del 200% el costo por uso se multiplica por 2.

• 4. Los costos fijos :

son los costos establecidos para una tarea que permanece constante, independientemente de la duración de la tarea o del trabajo realizado por un recurso. El costo de un recurso basado en tasas puede aumentar cuando una tarea requiere más tiempo, pero un costo fijo nunca aumenta. ( por ejemplo : el costo de un pintor que cobra por horas el trabajo de pintar una casa es mayor si tarda 2 días en lugar de 1 día. Sin embargo, las cantidades de pintura y demás materiales necesarias para el recubrimiento serán las mismas, independiente del tiempo de ejecución de la tarea. Si no desea especificar una lista detallada de materiales por tarea basta con que especifique el costo total de todos los materiales como un costo fijo. Pueden asignarse costos fijos a una tarea y añadirse a costos basados en tasas.

Costo fijo = Costo que permanece constante aunque cambie la duración de la tarea Ejemplos :

Costo de pintura = $ 2.000 /lata x 10 latas = $ 20.000

Costo del arriendo de un equipo eléctrico medición = $ 10.000 Costo por trabajo vendido = $ 70.000


COSTOS DEL RECURSO USANDO OTRAS APLICACIONES

CALENDARIO DE TRABAJO

292


presupuesto del proyecto

293


294

CREACION DE UNA LINEA BASE Después de resolver los conflictos entre recursos del plan, éste constituye el PLAN ACTUAL y representa la mejor estimación de como podría ser llevada la ejecución del proyecto. Por lo tanto, ahora se debe guardar esta información del proyecto como una LINEA BASE para comparaciones con el AVANCE REAL DEL PROYECTO. Se almacena ( Seguimiento) como una copia de la información de tareas y recursos. Esta información es “congelada” y utilizada únicamente con propósito de referencia en relación a la información real del proyecto.

INFORMES DE USO COMUN PARA LA GESTION En un INFORME , la información de proyecto es resumida y organizada de manera que mejor comunique un aspecto especifico del proyecto. Se debe imprimir un informe en lugar de una presentación cuando se desea transmitir más detalles de los que aparece en una presentación. El programa computacional le ofrece 5 categorías de informes: cada categoría contiene varios tipos de informes, entre los que se puede elegir:

Categoría de informes : General Descripción: Presenta la información seleccionada en toda la duración del proyecto, como tareas de resumen, tareas criticas, hitos y programas. Tipo de informes: Resumen proyecto, tareas nivel superior, tareas criticas, hitos, días laborales. Categoría de informes : Actividades actuales Descripción: Presenta información de tareas seleccionadas, como tareas sin comenzar, en progreso o finalizadas, tareas bajo programación o que empezarán pronto. Tipo de informes: Tareas sin comenzar, Tareas que comienzan pronto, tareas en curso, tareas ejecutadas, tareas que deberían haber comenzado y tareas pospuestas. Categoría de informes: Costos Descripción: Presenta información seleccionada sobre costos, como el presupuesto para todas las tareas durante todo el proyecto, tareas y recursos que se salen del presupuesto y costos por tareas mostradas en períodos de una semana.


295

Tipo de informes: Presupuestos, tareas con presupuestos sobrepasados, Recursos con presupuesto sobrepasado y valores $ acumulado. Categoría de informes : Asignaciones Descripción : Presenta información de asignación de recursos seleccionada, como programación de tareas para todos los recursos durante todo el proyecto, tareas y recursos específicos y recursos sobreasignados. Tipo de informes: Tareas y recursos humanos, tareas, recursos humanos y fechas, lista semanal de tareas y recursos sobreasignados.

Categoría de informe: Carga de trabajo Descripción : Informes de tablas cruzadas que presentan información de uso de tareas y de recursos. Tipo de informes: Uso de tareas y uso de recursos.

ESTADÍSTICA DEL PROYECTO


296

6.4. PROGRAMACIÓN DE UNA OBRA ELECTRICA Y PRESUPUESTO La programación de una Obra Eléctrica podría ser “parte” de lo que muestra la siguiente figura

6.6. Referencia exigencias competencias laborales : Revise en detalles las recomendaciones que sugiere las competencias laborales respecto a la gestión de proyectos aplicado a Obras Eléctricas.****


7. SUPERVISIÓN

DE LA

OBRA ELECTRICA

7.1. COORDINACIÓN DE LA PLANIFICACIÓN Y OBRA

7.1.

7.2.

297


298

7.3. HERRAMIENTA COMPUTACIONAL PARA SUPERVISAR ( MS-PROJECT )

SUPERVISIÓN Y SEGUIMIENTO DEL AVANCE DE LA OBRA

Seguir el avance del proyecto significa actualizar y analizar la ejecución del proyecto una vez que se encuentra en la fase de la ejecución real. Antes de comenzar el proyecto, se crea una LINEA BASE, que es una copia del plan original, la cual no se modifica. Durante el proyecto se compara la programación actual con la línea de base. En ésta fase del proyecto se puede utilizar la BARRA DE HERRAMIENTA SEGUIMIENTO, ésta contiene los botones preciso para ejecutar el seguimiento del proyecto. Para realizar el seguimiento del avance del proyecto, se trabaja con 3 tipos de información: Línea base, vigente y actual.


299

) INFORMACIÓN EN LINEA BASE Este es el plan fijo como debería ser llevado el proyecto. También conocido como INFORMACIÓN PLANIFICADA. Esta información no cambia a no ser que se especifique que desea modificar la línea de base. Ej: arrendar equipo 27/SEP/xx para 2 días a costo fijo de $ 40.000.-

) INFORMACIÓN VIGENTE Es el plan cambiante de trabajo para las próximas tareas una vez que se esta realizando el proyecto. La programación podría cambiar conforme recibe nueva información y efectúa ajustes. La información revisada es la información vigente de la tarea. Ej: El equipo resulta estar disponible a partir del 28/SEP/xx y ahora a un costo de $ 50.000.-

)

INFORMACION ACTUAL

Se refiere a las tareas ya están en avance o que han finalizado. Cuando introduce fechas actuales para tareas ya finalizadas, las fechas de comienzo y de fin de las restantes tareas son automáticamente actualizadas. Ej: La tarea finalizo con una duración de 3 días y no 2. A partir de ésta tarea la programación se actualiza.

)QUÉ INFORMACIÓN DEBE ACTUALIZAR ? Una vez creada la programación y establecida la línea de base, puede actualizar la programación con la frecuencia que desee. Para actualizar la programación, evalúe el estado de cada tarea e indique en la programación la información relacionada. Se puede controlar cualquier información que se incluya en la línea de base, a grandes rasgos o en detalle, en una vista. Sólo tiene que elegir la información que desea actualizar. Si va a realizar un seguimiento del progreso, lo mejor es empezar por controlar las fechas reales de comienzo y de fin de cada tarea. Al comparar las fechas reales de comienzo y de fin con las de la línea de base, se puede predecir si el proyecto va a finalizar a tiempo. Cuando se realiza el seguimiento de un proyecto con cierto grado de detalle, se recopila la información para controlar el progreso de las tareas, los costos y el plan del personal del proyecto. Esta información se puede utilizar para planear proyectos futuros de forma más eficaz. Para controlar la programación al detalle, puede realizar un seguimiento de algunas o todas las variables del proyecto.

)Actualizar el proyecto es un proceso continuo de modificación de la programación vigente (para las próximas tareas) y de introducción de información actual (para las tareas que ya han comenzado). Debido a que las tareas previas afecta a la fecha de comienzo y fin de futuras tareas, el programa computacional recalcula la programación para futuras tareas. El plan final cambia, pero la línea de base comparativa no se modifica. Se recomienda en ésta fase utilizar la pantalla dividida

300

DISEÑO, PRESUPUESTO Y PROGRAMACIÓN DE PROYECTO ELÉCTRICO PANTALLAS PARA EL CONTROL DE AVANCE DEL PROYECTO ELECTRICO

Actividad ejecutada en un

50%

$ 3.900

7.4. Referencia exigencia competencias laborales Revise en detalle las exigencias laborales en relación a la Supervisión de una Obra Eléctrica


8. RECEPCIÓN

8.1.

8.2.

DE LA

OBRA ELECTRICA

301


8.3.

8.4.

302


8.5

303


304

8.6. HERRAMIENTA ( INSTRUMENTAL ) PARA RECEPCIÓN DE OBRA ELECTRICA

nota : Para mayor información técnica ver el CD ROM AYUDA Para una evaluación y análisis integral de la recepción de una Obra Eléctrica, se sugiere utlizar un Registrador/Analizador Eléctrico y comparar los resultados obtenidos con NORMAS ELECTRICAS INTERNACIONALES.

1.

MEDICIÓN DE LA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO


2.

PRUEBA PROTECTOR SOBRETENSIÓN -VARISTOR

3. PRUEBA CONTINUIDAD CONDUCTOR TIERRA DE PROTECCIÓN

305


4.

MEDIDA DE CONTINUIDAD

5.

MEDIDA DE RESISTENCIA PUESTA A TIERRA Rpt

•

3 METODOS

1. METODO CLASICO 4 ELECTRODOS

306


2.

MEDICION EN COMBINACION CON ELECTRODO INDUCTIVA

307

308


3.

6.

MEDICION CON 2

ELECTRODOS INDUCTIVOS

MEDIDA DE RESISTIVIDAD DEL TERRENO

r


7.

PRUEBA DEL CONDUCTOR PROTECCIÓN

8. PRUEBA VOLTAJE CONTACTO. SEGURIDAD INTERRUPTOR DIFERENCIAL / FAULT LOOP RESÍST

309


310


311

9. PRUEBA DEL TIEMPO DE OPERACIÓN DEL INTERRUPTOR DIFERENCIAL

10. PRUEBA CORRIENTE DE FUGA DEL INTERRUPTOR DIFERENCIAL


11.

PRUEBA AUTOMATICA DEL INT. DIFERENCIAL

312


313

12. PRUEBA IMPEDANCIA DE FALLA-LOOP Y CORRIENTE PRESUNTA DE CORTOCIRCUITO Icc

13.

PRUEBA VOLTAJE CONTACTO CARCAZA Y CORRIENTE

PRESUNTA DE CORTOCIRCUITO Icc


14.

PRUEBA IMPEDANCIA LINEA Y CORRIENTE PRESUNTA DE

CORTOCIRCUITO Icc

15. PRUEBA RESISTENCIA NEUTRO Y TIERRA DE PROTECCIÓN Y CORRIENTE PRESUNTA DE CORTOCIRCUITO Icc

314


16.

PRUEBA ROTACIÓN DE LAS FASES R,S,T

17.

MEDICIÓN DE CORRIENTE NOMINAL Y PEAK

315


18.

MEDIDA DE NIVEL DE ILUMINACIÓN

19. TRAZADO (LEVANTAMIENTO )( DE LA INSTALACION ELECTRICA FRECUENCIA PORTADORA : 3,6KHZ

316


20.

21.

MEDICION DE LA POTENCIA W,VA, VAR, PF

MEDICIÓN DE ENERGIA ELÉCTRICA KWH

317


22.

318

MEDIDA DE DISTORSION ARMONICA TOTAL DHT%

VOLTAJE Y CORRIENTE

HASTA EL

ARMONICO 51º


8.7. REVISIÓN EXIGENCIAS COMPETENCIAS LABORALES Revise las exigencias de estas competencia en más detalles en relación a la recepción de obras eléctricas.**

319


320

BIBLIOGRAFÍA

• • • • • • • •

• • • • • • • • •

INSTALACIONES ELÉCTRICAS / DISEÑO Y EJECUCIÓN DE CIRCUITOS J. Araya – F. Sandoval Colección Teleduc, U. Católica año, 1995. Inacap. INSTALACIONES ELÉCTRICAS EN BAJA TENSIÓN Ángel Lagunas Márquez España, Editorial Paraninfo, año 2003 ELECTRICIDAD INDUSTRIAL José Roldan Viloria, Editorial Paraninfo, año 1998 sexta edición FUNDAMENTOS DE ELECTRICIDAD Y ELECTRÓNICA Philco ISE, Editorial Philco, año 1960 INTRODUCCIÓN AL PROYECTO ELÉCTRICO Jorge Valenzuela USACH, edición XP , año 1977 GUÍA DE LA POTENCIA Legrand, Manual Técnico 2004 COSTOS DE LAS TARIFAS ELÉCTRICAS EN CHILE Comisión Nacional de Energía CNE, Boletín Técnico 2000 PREPARACIÓN Y EVALUACIÓN DE PROYECTOS DE INVERSIÓN Nassir Zapag y Reinaldo Zapag, Editorial U de Chile, año 1984. Escuela de Economía y Administración GESTIÓN DE PROGRAMACIÓN Y COSTOS DE PROYECTOS PROJECT Microsoft Ms-Project, Microsoft edición año 2000 MANUAL USUARIO AUTOCAD Autocad Microsoft, Instructivo computacional software autocad PUBLICACIONES DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS Legrand, Boletín Técnico, Legrand año 1999 INSTALACIÓN ELÉCTRICAS EN EDIFICIOS Alberto Guerrero, Editorial McGraw-Hill, año 2003 MANUAL DE INSTRUMENTO CERTIFICADOR EUROTEST PARA IE KOBAN España, año 2004 NORMA INST. ELECTRICAS BT 2/84 – 4/2003 10/84 SEC CHILE, Servicios Eléctricos y Combustible Norma 2003 Chile MANUAL DE PROYECTOS Y NEGOCIOS Daniel Henríquez Santana, Librería Universitaria, año 2003 U de Chile TABLAS PARA LA ELECTROTECNIA A. SCHILLO, Editorial Reverte S.A. año 1964 TEORÍA DE CIRCUITOS Enrique Ras Oliva Editorial Marcombo 1969

TEXTO ESTUDIO DISEÑO ELECTRICO

Recommend Documents