N° tesis:
PROYECTO FIN DE CARRERA
Presentado a
LA UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
Para obtener el título de
INGENIERO ELÉCTRICO (ELECTRÓNICO)
por
Oscar David Ariza Rocha
Diseño de Instalación de Cargadores Flash en una Estación de Pasajeros
de Transmilenio (Corferias)
Sustentado el 10 de junio de 2015 frente al jurado:
- Asesor: Mario Alberto Ríos Mesías, Profesor Titular, Universidad de los Andes
Diseño de Instalación de Cargadores Flash en una
Estación de Pasajeros de Transmilenio (Corferias)
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Contenido
1 INTRODUCCIÓN ... 52 MARCO TEÓRICO ... 7
2.1 Sistema TOSA 2013 y el Sistema de Recarga Flash ... 7
3 CONSIDERACIONES INCIALES DE DISEÑO ... 9
3.1 Estación de Pasajeros Corferias ... 9
3.2 Reglamentación, Normatividad y Estándares Aplicados ... 11
4 DISEÑO DE INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA PARA CARGADORES FLASH ... 12
4.1 Dimensionamiento de Equipos ... 12
4.2 Selección de Equipos ... 22
4.2.1 Transformador ... 22
4.2.2 Protecciones de Media Tensión ... 23
4.2.3 Switchgear Media Tensión [29] ... 24
4.2.4 Instrumentación y Medida Media Tensión ... 25
4.2.5 Switchgear Baja Tensión ... 25
4.2.6 Posibilidad de Utilizar Subestación CSS ... 26
4.2.7 Conductores y Canalización ... 26
4.3 Ubicación de Equipos ... 27
4.4 Presupuesto ... 28
5 CONCLUSIONES ... 30
6 REFERENCIAS ... 32
7 APENDICES ... 36
7.1 Figuras de Interés para el Diseño ... 36
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Índice de Figuras
Figura 1. Tipo de estación de carga y sus características [2] ... 7Figura 2. Nivel de Carga de la Batería en Función de la Distancia [3] ... 8
Figura 3. Ubicación Geográfica Estación Corferias [5] ... 9
Figura 4. Disposición de Rutas de la Estación Corferias [6] ... 10
Figura 5. Sección Transversal de la Estación Corferias [8] ... 10
Figura 6. Diagrama Básico del sistema Eléctrico de la Estación ... 12
Figura 7. Simulación de Llegadas en la Estación Corferias ... 13
Figura 8. Coordinación de Protecciones con ABB puerta 2 con transferencia ... 19
Figura 9. Coordinación de protecciones con Schneider Electric puerta 2 con Transferencia ... 20
Figura 11. Dimensiones Transformador ABB en pulgadas [37] ... 36
Figura 12. Swithcgear Tipo Pedestal de Media Tensión en pulgadas [38] ... 36
Figura 13. Switchgear de Baja Tensión Para Exteriores y con Protección contra Arco Eléctrico en mm [39] ... 37
Figura 14. Dimensiones Banco de Capacitores en mm [40] ... 37
Figura 15. Dimensiones CSS de 400 kV en mm [41] ... 38
Figura 16. Señal de Peligro de Muerte a ubicar en todos los equipos eléctricos y en el enrejado ... 38
Figura 17. Señal de Riesgo de Choque Eléctrico a ubicar en todos los equipos y en la rejilla de encerramiento ... 39
Figura 18. Vista Transversal Vagón 2 (W4) sin modificaciones en metros ... 39
Figura 19. Vista Transversal Vagón 1 (W3) sin modificaciones en metros ... 40
Figura 20. Vista de Plano Estación Corferias sin modificaciones en metros ... 40
Figura 21. Vista Lateral Corferias sin modificaciones en metros ... 40
Figura 22. Sector Estación Corferias ... 41
Figura 23. Vista de Plano con subestación modular en metros ... 41
Figura 24. Vista de planta Subestación modular en metros ... 42
Figura 25. Vista de planta estación CSS en metros ... 42
Figura 26 Vista de planta subestación CSS en metros... 43
Figura 27. Vista Lateral Estación con Subestación Modular en Metros ... 43
Figura 28. Vista lateral subestación modular en metros. Corte 1 ... 44
Figura 29. Vista lateral subestación modular en metros Corte 2 ... 44
Figura 30. Vista lateral subestación modular en metros. Corte 3 ... 45
Figura 31. Vista lateral estación con subestación CSS en metros. ... 45
Figura 32. Vista lateral subestación CSS en metros Corte 1 ... 46
Figura 33. Vista Lateral Subestación CSS en metros. Corte 2 ... 46
Figura 34. Vista lateral subestación CSS en metros. Corte 3 ... 47
Figura 35. Vista Transversal Cargadores Vagón 1 en metros ... 48
Figura 36. Vista Transversal Cargadores Vagón 2 en metros ... 48
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Figura 38. Vista transversal subestación CSS en metros ... 50
Índice de Tablas
Tabla 1. Parámetros Eléctricos de los Cargadores Tipo Flash [3] ... 8Tabla 2. Información sobre la estación Corferias. ... 10
Tabla 3. Parámetros de la Simulación Inicial del Sistema ... 15
Tabla 4. Cargas y Potencia Reactiva Inyectada... 16
Tabla 5. Resultados Peor Escenario de Generación ... 16
Tabla 6. Resultados Análisis de Corto Circuito ... 17
Tabla 7. Valor mínimo de los Interruptores ... 18
Tabla 8. Calibre mínimo de conductores de puesta a tierra ... 21
Tabla 9. Parámetros Malla Puesta a Tierra del Sistema ... 21
Tabla 10. Características Transformador... 23
Tabla 11. Características Eléctricas y Funciones de Operación Relé ... 23
Tabla 12. Características de interruptores comerciales [28] ... 24
Tabla 13. Conductores en el Sistema (todos los conductores se seleccionan de cobre) ... 27
Tabla 14. Canalización del sistema ... 27
Tabla 15. Costos de Construcción subestación modular... 28
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INTRODUCCIÓN
El uso de vehículos eléctricos como medio de transporte masivo es una de las principales preocupaciones de las áreas metropolitanas considerando los avances que han tenido estas tecnologías en los últimos años y los beneficios que estas traen a la comunidad. Para su implementación, se buscan soluciones que no afecten significativamente el funcionamiento de la ciudad y que puedan incorporarse a los sistemas de transporte establecidos con un bajo impacto.
Existen diversos sistemas de carga de vehículos eléctricos en funcionamiento a nivel mundial, sin embargo a la fecha sólo se ha implementado exitosamente un modelo con buses articulados (sistema actual en Bogotá), TOSA 2013 [1]. Su principal característica es la recarga de oportunidad o recarga tipo flash, la cual realiza recargas en las diferentes paradas del recorrido con una duración de 15 segundos, entregando hasta 400kW en este tiempo [2].
El siguiente proyecto de grado surge bajo el proyecto de la Universidad de los Andes “Movilidad Eléctrica- Vehículos Particulares y Flota de Servicio Público Colectivo con Buses Eléctricos: Redes eléctricas de sistema de recarga y su automatización e impacto sobre el sistema de Distribución” [3]. Este proyecto de grado consiste en el diseño de instalación de cargadores flash en la estación Corferias de la fase III de Transmilenio, basado en el sistema TOSA 2013 y restringido a la normatividad y reglamentación colombiana.
Así las cosas, el objetivo general del proyecto es realizar el diseño de instalación de cargadores flash en la estación de pasajeros Corferias del SITP de la ciudad de Bogotá. Para lograr el objetivo se deben cumplir los siguientes objetivos específicos:
Realizar la selección de equipos necesaria para la instalación de los cargadores flash en la estación de Transmilenio, conectados desde el operador de red CODENSA.
Buscar la disposición de equipos óptima para el cargador flash en la estación Corferias del SITP de la ciudad de Bogotá.
Realizar el dimensionamiento del banco de condensadores asociado a los cargadores flash.
Realizar el diseño básico y detallado para la instalación de cargadores flash en la estación de pasajeros, que cumpla con la normatividad y reglamentación vigente establecida en Colombia y por el operador de red CODENSA.
Realizar el presupuesto asociado a la instalación de cargadores flash en la estación de pasajeros, incluidos costos de equipos y cantidades de obra correspondientes.
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Por su parte, el proyecto entrega el diseño básico y detallado de la instalación de cargadores flash, donde se incluye: diagrama unifilar del sistema; características de los equipos seleccionados para la instalación; planos en AutoCAD de la disposición de equipos de la estación, partiendo desde la conexión de red con CODENSA hasta los cargadores flash; presupuesto de la instalación incluidas las cantidades de obra; diseño de malla de puesta a tierra para la subestación; simulaciones de funcionamiento incluido flujo de carga, corto circuito y coordinación de protecciones. El proyecto no se encarga de realizar las simulaciones de la red de CODENSA. Tampoco se encarga de un diseño civil exhaustivo, se centra en el sistema eléctrico necesario para los cargadores flash.
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MARCO TEÓRICO
2.1 Sistema TOSA 2013 y el Sistema de Recarga Flash
El proyecto TOSA 2013 es un modelo de transporte eléctrico netamente eléctrico para la ciudad de Ginebra, Suiza y desarrollado por ABB (Proveedor de Tecnología), TPG (operador del sistema de transporte), SIG (operador de red) y OPI (coordinador del proyecto). Surge bajo el aumento en la urbanización y la alta demanda de movilidad en la ciudad, buscando la disminución de la congestión vehicular, la emisión de gases de carbono y la emisión de ruido. Como característica del vehículo, se tiene un bus biarticulado de 19 metros con la capacidad de transportar 133 pasajeros (44 asientos, 2 espacios de sillas de ruedas y 86 personas de pie), el cual utiliza baterías de Li-Ti de 40kWh, con un consumo de 2kWh/km y con un rango teórico de 20 km de autonomía. El proyecto en este punto avanza desde el proyecto de demostración hasta la primera ruta piloto del sistema. [2]
La característica fundamental del sistema es la recarga flash o recarga de oportunidad, la cual se tiene en las paradas de la ruta, tiene un tiempo de recarga de 15 segundos y puede entregar hasta 400kW. Adicional a esto, se tiene una carga entre 3 y 4 minutos de 200kW en las terminales y una carga de 30 minutos a 50kW en los estacionamientos. La Figura 1 muestra el diagrama de bloques asociado a los tipos de recarga. Con esta modalidad de recarga se asegura que el vehículos complete su recorrido sin presentar inconvenientes de carga con la ventaja de disminuir el tamaño de las baterías a bordo. La Figura 2 muestra el nivel de la carga de la batería en función de la distancia recorrida, en carga punto de recarga (triángulos verdes) se aumenta en 3kWh la carga de la batería, por su parte el punto intermedio y el final representan las terminales del sistema.
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Figura 2. Nivel de Carga de la Batería en Función de la Distancia [3]
Los parámetros eléctricos asociados a los cargadores flash se muestran en la Tabla 1. Este consume una potencia de 50kVA durante 150 segundos. Mientras se carga el capacitor se tienen 7500 kVAs, al entregar la energía al bus se tienen aproximadamente 7407 kVAs, lo que muestra que el sistema tiene una eficiencia del 98,76 % en relación a la energía requerida y la energía suministrada al bus.
Tabla 1. Parámetros Eléctricos de los Cargadores Tipo Flash [3]
Cargador Potencia [kVA]
Factor de Potencia
Potencia Activa
Tipo de Rectificador
Tiempo de Carga[s] Flash 50 0,81 40,5 kW 12 Pulsos 150
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CONSIDERACIONES INCIALES DE DISEÑO
El proyecto consiste en el diseño de instalación de cargadores flash en la estación Corferias de Transmilenio, considerando los avances tecnológicos en la movilidad eléctrica y la necesidad de un medio de transporte limpio y de baja emisión de ruido para la ciudad. Se busca una solución económicamente viable, que cumpla con las restricciones determinadas por la reglamentación y normatividad colombiana, y cuya construcción no afecte de forma significativa la movilidad del sector.
3.1 Estación de Pasajeros Corferias
Uno de los puntos de partida es la investigación de la estación de pasajeros Corferias. Esta es una estación sencilla de dos vagones y cuatro puertas de la troncal el Dorado (Calle 26) de la fase III de Transmilenio. Se encuentra ubicada en la Calle 26 con Carrera 42 en la localidad de Teusaquillo a 6,32 km del Portal El Dorado [4]. La Figura 3 muestra la ubicación geográfica de la estación. La siguiente estación hacia el occidente es la estación Quinta Paredes ubicada a 0,53 km de la estación, mientras que hacia el oriente se encuentra la estación Ciudad Universitaria a 0,8 km de la estación. [3]
Figura 3. Ubicación Geográfica Estación Corferias [5]
Los servicios asociados a la estación en cada puerta se muestran en la Figura 4. Los servicios K6 y J6 son servicios complementarios ruta fácil; B16-K16, G43-K43 y H54-K54 son servicios expresos; K98-G48 con servicios expresos de domingos y festivos; K86-M86 son servicios con buses duales. Al realiza la simulación de tiempos de llegada de cada puerta, se encuentra un valor de 0,4 llegadas por minuto, es decir una llegada cada 2 minutos y medio.
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Figura 4. Disposición de Rutas de la Estación Corferias [6]
En la sección de ANEXOS se muestra la disposición física de la estación y sus alrededores donde se incluyen las vistas de planta y las transversales, obtenidas del contrato IDU 133 de 2005 [7]. Esta información es importante no sólo por la disposición de equipos sino para ver el impacto que puede tener en la movilidad del sector. La Figura 5 muestra la sección típica de la disposición de carriles, separadores y la estación en la ubicación de interés. Por su parte, la Tabla 2 resume la información de la estación de Corferias.
Figura 5. Sección Transversal de la Estación Corferias [8]
Tabla 2. Información sobre la estación Corferias.
Ubicación Calle 26 con Carrera 42 Distancia de la Subestación Salitre 2,3 kilómetros
Ancho de los Vagones 7 metros
Tipo de Estación Estación Sencilla W3-W4 Longitud Total 96,4 metros Largo Vagón 2 (W4) 24 metros Largo de Vagón 1 (W3) 24 metros Largo Corredor de Conexión 34 metros Ancho del Corredor de Conexión 5,8 metros Longitud Rampa de Acceso 7,2 metros Altura Entre Suelo y Piso de la Estación 0,67 metros
Altura de la Estación 3,3 metros Altura Total 3,97 metros
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Como parámetro final se consideran las características eléctricas de distribución en la estación. Se tiene la posibilidad de conexión a media tensión a un voltaje nominal de 11,4 kV con un voltaje promedio de 1,013 p.u. y un voltaje mínimo de 0,977 p.u. [3] La Subestación asociada es la Subestación Salitre Ubicada a 2,3 km. [5] El nivel de corto de la subestación es de 16 kA. La red de distribución se da con conductor Triplex de Aluminio 240 mm2, el cual tiene capacidad de corriente de 230A, resistencia de
0,125Ω/km y reactancia de 0,1377 Ω/km [9]. La red de distribución se encuentra a 53 metros de la posible ubicación de la subestación [10].
3.2 Reglamentación, Normatividad y Estándares Aplicados
A la hora de realizar el diseño, es fundamental asegurarse que cumpla con la reglamentación y normatividad vigente (Marzo de 2015). Adicional a esto, entidades como la IEEE recomiendan prácticas de diseño para tener una mejor operación en el sistema. A continuación se listan los documentos asociados:
Reglamento de Instalaciones Eléctricas RETIE 2013- Ministerio de Minas y Energía [11]
Código Eléctrico Colombiano, Norma Técnica Colombiana 2050-ICONTEC [12]
IEEE 80: Guide for Safety in AC Substation Grounding [13]
IEEE Std C57.91 2011. IEEE Guide for Loading Mineral-Oil-Immersed Transformers and Step Voltage Regulators. [14]
IEEE Std C57.110 2008. IEEE Recommended Practice for Establishing Liquid-Filled and Dry-Type Power and Distribution Transformer Capability When Supplying Nonsinusoidal Load Currents [15]
IEEE Std C62.92.1 2000 IEEE Guide for the Application of Neutral Grounding in Electrical Utiliy Systems- Part 1: Introduction [16]
IEEE 242: IEEE Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems [17]
IEEE 399: IEEE Recommended Practice for Industrial and Commercial Power System Analysis [18]
IEEE 493: IEEE Recommended Practice for the Design of Reliable Industrial and Commercial Power Systems. [19]
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DISEÑO DE INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA PARA CARGADORES FLASH
A partir del diseño conceptual mostrado en la Figura 6 se realiza la selección de equipos. Es importante mencionar que sólo dos de los tres interruptores tras los transformadores pueden estar activados al tiempo, es decir, la suplencia sólo se activa cuando uno de los transformadores se encuentra fuera de servicio.
Figura 6. Diagrama Básico del sistema Eléctrico de la Estación
4.1 Dimensionamiento de Equipos
En primera instancia se realiza el modelamiento de la carga. Se tiene como supuesto que cada capacitor tiene una unidad de carga asociada. Se tiene una llegada de 2 minutos y medio en cada puerta en hora pico. Utilizando este valor se aplicó la metodología descrita en el Informe de Avance 3 del Proyecto de Movilidad Eléctrica [3] suponiendo que cada capacitor se carga tras su uso. Adicional a esto se tiene como supuesto que se pueden cargar el número de capacitores que sea necesario sin afectar el sistema. Los resultados de la simulación se muestran en la Figura 7, donde se simula una hora del periodo pico de operación. Se tiene una demanda máxima de 450 kW durante un periodo menor al 2%, lo que corresponde a 9 capacitores cargándose simultáneamente.
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Figura 7. Simulación de Llegadas en la Estación Corferias
A partir de la demanda simulada, se espera tener 3 supercapacitores por puerta para asegurar máxima disponibilidad. Hay un escenario en el cual los tres capacitores se recargan al tiempo, sin embargo esto se da justo cuando el articulado abandona la puerta, por lo que no se espera la llegada de un nuevo bus a la puerta, y en caso tal que ocurra, los preparativos como despliegue del cargador y estacionamiento del bus dan tiempo suficiente para terminar la carga. Así las cosas se requieren un total de 12 capacitores para atender la demanda total de la estación. Se tiene una demanda máxima instalada en la estación de 600 kW y una demanda máxima diversificada e 450 kW.
A continuación se dimensionan los transformadores del sistema. Se tiene que cada transformador en condiciones normales atiende dos puertas de diferentes vagones, por lo que en condiciones normales, el peor de los casos corresponde a 250kW. Adicional a esto, en cado de contingencia de uno de los transformadores, el otro debe estar en capacidad de atender la totalidad de la demanda en un periodo mínimo de 300 horas (tiempo estimado de reparación de un transformador). El estándar IEEE C57.91 [14] indica que un transformador puede operar a 300% de su capacidad nominal durante un periodo agregado de media hora en un día, correspondiente al 2,08% del tiempo, siempre y cuando se mantenga una temperatura máxima en
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sobrecarga de 170°C. Si se logra disminuir la temperatura, el tiempo de sobrecarga puede aumentar sin afectar la vida útil del equipo. Al asegurar una operación en las temperaturas recomendadas por la norma, la sobrecarga no va a afectar la vida útil del equipo. Se propone la utilización de transformadores de 250kW, el cual con un factor de potencia de 0,81 resulta ser de 308 kVA. Se aproxima a un transformador comercial de 300 kVA. En caso de contingencia de uno de los transformadores, el cual operaria en condiciones inferiores a su valor nominal durante el 62% y en sobrecarga mayor al 200% un tiempo menor al 5%, por lo que la vida útil no se vería comprometida. Adicional a esto se requiere un transformador K9 considerando que se tiene un rectificador de 12 pulsos como carga, una carga que distorsiona la onda de corriente. Así las cosas, se requieren dos transformadores de 300 kVA de 11,4/0,4 kV con factor de corrección K9 o equivalente.
La siguiente etapa es la selección de los diferentes conductores del sistema. Esta se hace según lo establecido en la sección 310 de la NTC 2050 [12]. Se tiene una carga máxima de 550 kVA a una tensión de 11,4kV, lo que corresponde a una corriente nominal de 27,85A. Si se hace un sobredimensionamiento del 125% considerando la característica no lineal de la carga se tiene una corriente de 34,8 A. Según la Tabla 310-79, se tiene que para tres circuitos a un voltaje mayor a 5001 V se requiere un conductor de cobre de calibre 6 AWG. Por su parte en baja tensión se tienen cuatro ramales, cada uno con potencia máxima de 150kVA a 400V, lo que equivale a 217A, teniendo una corriente de 270A con el sobredimensionamiento de carga no lineal. Aplicando la Tabla 310-16 se obtiene un conductor de cobre de 4/0 AWG con una capacidad térmica de 90°C.
Se continúa la corrección del factor de potencia para asegurarse que este sobre 0,9. En primera instancia se corre un flujo de carga preliminar a plena carga. La Tabla 3 muestra los parámetros de simulación del sistema. Al realizar la primera simulación se tiene un factor de potencia de 0,78 en la conexión de CODENSA con una potencia de 470 kVA, lo que claramente esta fuera de los límites mínimos permitidos. Para tener una mayor flexibilidad se propone la utilización de dos bancos de capacitores que atenderían dos puertas cada uno. Considerando que la potencia del banco de capacitores puede modelarse como:
𝑄𝐶 = 𝑃 ∙ (tan 𝜙 − tan 𝜙′)
Donde QC es la potencia del banco de capacitores en kVAr, P la potencia activa de la carga en kW, 𝜙 el ángulo actual del factor de potencia y 𝜙′ el ángulo del factor de potencia deseado. Así las cosas, si se quiere un factor de potencia de 0,91 se requiere que para cada par de cargadores se tenga
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Tabla 3. Parámetros de la Simulación Inicial del Sistema
Elemento Parámetro Valor
SE Salitre Voltaje Nominal 11,4 kV Nivel de Corto 16 kA
Conductor de Distribución (C_D)
Material Aluminio Calibre 240 mm2
Capacidad de Corriente 230 A Resistencia 0,125 Ω/km Reactancia 0,1377 Ω/km
Longitud 2,3 km
Acometidas (C_1 y C_2)
Material Cobre Calibre 25 mm2
Longitud 53 m Resistencia 0,927 Ω/km Reactancia 0,151 Ω/km
Aislante XLPE
Transformadores (T1 y T2)
Potencia Nominal 300 kVA Nivel de Voltaje 11,4/0,4 kV
Impedancia 5,2% Tipo de Transformador K9
Aislamiento Aceite Aterrizaje ∆-Y aterrizado
Conexiones Vagón 2 (C3 y C2)
Material Cobre Recubrimiento THW2 Calibre 4/0 AWG Longitud 30m Resistencia 0,063 Ω/km Reactancia 0,051 Ω/km
Conexiones Vagón 1 (C1 y C4) Longitud 80 m Parámetros iguales a C3 y C5
Cargador Flash
Potencia 50 kVA Factor de Potencia 0,81 Voltaje de Operación 400 V
Modelamiento Rectificador de 12 pulsos
Considerando la disponibilidad comercial se opta por un banco de capacitores de pasos 10kVAr con una secuencia de 1.2.4 para atender las diferentes configuraciones
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de carga estando en los límites permitidos de voltaje. En total se requieren dos bancos de capacitores para cada una de las puertas. La Tabla 4 muestra la potencia inyectada en cada uno de los escenarios de carga por par de puertas.
Tabla 4. Cargas y Potencia Reactiva Inyectada
Número de Cargas 1 2 3 4 5 Potencia Reactiva (kVAr) 20 30 50 60 70
Tras definir el banco de capacitores se realiza el flujo de carga del sistema considerando tres parámetros fundamentales: el voltaje en cada uno de los nodos, el factor de potencia en el nodo de conexión con el operador de red B2 y la cargabilidad de los elementos. En caso que el voltaje de alguno de los elementos este fuera del rango de voltaje (0,95-1,05), el factor de potencia este debajo de 0,9 o que algún elemento se encuentre sobrecargado en estado estable (a excepción de los transformadores donde es posible tener sobrecargas), resultaría necesario hacer modificaciones al sistema.
Como resultado de la simulación se tiene que no se incumplen los límites establecidos de voltaje en el sistema. El resultado del peor escenario posible se muestra en la Tabla 5. Este corresponde al caso donde uno de los transformadores se encuentra fuera de servicio y existe carga máxima. El análisis completo de flujo de carga está contenido en la sección de ANEXO como flujo resultado de ETAP. Para disminuir el número de simulaciones se consideró un sistema simétrico, se consideraron las cargas como iguales y se miraron sólo casos que se consideran de interés. Adicional a esto es posible ver que al faltar un transformador no se incurre sólo en la sobrecarga del mismo, sino la disminución en el perfil de voltaje de cada uno de los nodos.
Tabla 5. Resultados Peor Escenario de Generación
Parámetro Límite de Operación Valor en la Simulación B3 0,9 – 1,05 p.u. 99,88 p.u. B4 0,9 – 1,05 p.u. 96,41 p.u. B5 0,9 – 1,05 p.u. 96,41 p.u. B6 0,9 – 1,05 p.u. 0,9593 p.u. B7 0,9 – 1,05 p.u. 0,9514 p.u. B8 0,9 – 1,05 p.u. 0,9569 p.u. B9 0,9 – 1,05 p.u. 0,9515 p.u. Factor de Potencia 0,9 0,919 Carga del Transformador 300% 120%
A continuación se realiza el análisis de corto circuito para determinar la corriente máxima en cada uno de los nodos en estado estable. Con el valor máximo de los mismos se realiza el dimensionamiento de conductores, protecciones, barras y el
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diseño de malla puesta a tierra de la subestación. Se realiza un análisis de corto según el estándar IEC 60909. La Tabla 6 muestra los resultados del análisis de corto circuito en el peor de los casos, donde 𝐼𝑘′′ es la corriente simétrica inicial de falla, 𝑖𝑝 la corriente pico de falla, 𝐼𝑏 la corriente simétrica de interrupción de la falla e 𝐼𝑘 la
corriente en régimen permanente de falla. Se tiene que la mayor magnitud de corriente se encuentra en los nodos asociados al lado secundario de los transformadores. Adicional a esto, se tiene un voltaje en la fase no fallada de 57% sobre la corriente nominal en la mayoría de los nodos, lo que no incumple con el estándar IEEE C62.92 (El coeficiente de tierra debe ser menor a 0.8) [16] y se asegura que el sistema esta efectivamente puesto a tierra.
Tabla 6. Resultados Análisis de Corto Circuito
Nodo Voltaje (kV)
Falla Trifásica (kA) Falla Línea a Tierra (kA)
𝐼𝑘′′ 𝑖𝑝 𝐼𝑘 𝐼𝑘′′ 𝑖𝑝 𝐼𝑏 𝐼𝑘
B2 11,4 8,7 16,1 8,7 8,7 16,1 8,7 8,7
B3 11,4 8,45 15,1 8,4 8,4 14,92 8,4 8,4
B4 0,4 8,7 19,1 8,7 8,8 19,3 8,8 8,8
B5 0,4 8,7 19,1 8,7 8,8 19,3 8,8 8,8
B6 0,4 7,05 13,4 7,05 6,4 12,2 6,4 6,4
B7 0,4 5,24 8,9 5,2 4,2 7,2 4,2 4,2
B8 0,4 7,04 13,4 7,05 6,4 12,2 6,4 6,4
B9 0,4 5,24 8,9 5,3 4,2 7,2 4,2 4,2
Nodo Falla Línea-Línea Falla Línea-Línea-Tierra
𝐼𝑘′′ 𝑖𝑝 𝐼𝑏 𝐼𝑘 𝐼𝑘′′ 𝑖𝑝 𝐼𝑏 𝐼𝑘
B2 7,6 13,9 7,6 7,6 8,8 16,1 8,8 8,8
B3 7,4 13,1 7,4 7,4 8,5 15,2 8,5 8,5
B4 7,6 16,6 7,6 7,6 8,8 19,2 8,8 8,8
B5 7,6 16,6 7,6 7,6 8,8 19,2 8,8 8,8
B6 6,1 11,7 6,1 6,1 7,2 13,6 7,2 7,2
B7 4,6 7,8 4,6 4,6 5,2 8,8 5,2 5,2
B8 6,1 11,6 6,1 6,1 7,2 13,6 7,2 7,2
B9 4,5 7,8 4,5 4,5 5,2 8,8 5,2 5,2
El siguiente punto del diseño corresponde a la selección de protecciones en el sistema. El valor correspondiente se elige según lo obtenido en la tabla anterior y los valores estándar de interruptores automáticos de disparo fijo que se encuentran en el Artículo 240-6 de la NTC 2050 [12], utilizando el valor en régimen permanente de la falla, no su valor pico. Así las cosas, los valores nominales de los interruptores para cada uno de los circuitos se resumen en la Tabla 7. Adicional a esto el estudio no cobija la coordinación de las protecciones de los cargadores, pues se asume que estos deberán operar independientes al sistema.
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La coordinación de protecciones se hace a partir del estándar IEEE 242 [17]. Se sigue el proceso recomendado, comenzando por los equipos aguas abajo, hasta llegar al alimentador del sistema. Se sugiere un CTI entre 0.2 y 0.4 segundos entre protecciones como selectividad vertical. Considerando que se tiene un número significativo de elementos con las mismas características y un espacio reducido, no se tendrá muy en cuenta la selectividad horizontal, más aun considerando que se van a tener configuraciones que no afectan el funcionamiento normal del sistema. Con el estudio de secuencia provisto por ETAP se muestra que esto no tiene relevancia alguna en el caso de estudio.
Tabla 7. Valor mínimo de los Interruptores
Dispositivo Valor Nominal de Corriente (A)
Valor Nominal del Interruptor (A) Cargas Ramales y Conductores Asociados 208 225
Transferencias 300 300 Transformador de Baja 490 500 Transformador de Alta 19 20
Alimentación 19 20
Se realiza el estudio basado en los interruptores de dos fabricantes: ABB y Schneider Elecrtic. Se escogen estos fabricantes dado que son empresas consagradas en el sector eléctrico, una de las recomendaciones que se realiza en el estándar IEEE 242 [17]. Se seleccionan equipos con disparo de estado sólido, el cual se basa en electrónica de potencia. La principal motivación para utilizar estos interruptores es la flexibilidad que brindan para la configuración. Adicional a esto, se busca utilizar una misma familia de interruptores para dar un mejor desempeño del sistema.
En cuanto a la alternativa con ABB, se utilizan relés de protección tipo 51E para la alimentación de la red, relés TPU-2000R para el lado de alta de los transformadores, interruptores S6N de disparo de estado sólido a 0.48kV y capacidad máxima de 600 A en el lado de baja de los transformadores, interruptores S5L de disparo de estado sólido con capacidad máxima de 400A a 0.48 kV en la transferencia, interruptor S5L de disparo de estado sólido con capacidad máxima de 300A a 0.48kV en los ramales de alimentación de las cargas, e interruptores S4N de disparo de estado sólido con capacidad de 100A a 0.48kV en los bancos de capacitores. La Figura 8 muestra la coordinación de protecciones para este caso, más específicamente el caso en el que se tiene en funcionamiento la puerta 2 (una de las más alejadas de la subestación) en caso de estar funcionando la transferencia. Se muestra el criterio de selección vertical, donde los puntos más cercanos de las curvas TCC se tiene un distanciamiento mayor a los 0.2 segundos. Se tiene protección completa de los transformadores, asegurándose que la curva de daño este sobre las protecciones sin afectar la corriente de inrush
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propia del transformador. La curva de daño de los conductores se encuentra sobre los dispositivos de protección asociados.
Figura 8. Coordinación de Protecciones con ABB puerta 2 con transferencia
Los interruptores de Schneider Electric buscan ser de la misma familia de interruptores. En este caso se opta por la familia PowerPact LJ de Square-D una subdivisión de Schneider Eléctric los cuales tienen capacidad nominal de 250, 400 o 600A según el caso con un voltaje nominal de 0.48kV. Por su parte los relés de protección son propios de Schneider Electric, utilizando el modelo Sepam Serie 10 el cual funciona como dispositivo de sobrecorriente y sobrecarga, utilizando únicamente la primera función del mismo. La Figura 9 muestra la curva TTC de la puerta 2 con transferencia, al igual que en el caso anterior. Se tienen curvas más delgadas con respecto al caso de ABB por lo que respetar la selectividad de los 0.2 segundos resulta más fácil en esta ocasión. Se tiene protección completa de los conductores y de los transformadores para cada caso sin tener disparos indeseados por operación normal o arranque. Se considera que la coordinación de protecciones cumple con los requerimientos básicos.
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Figura 9. Coordinación de protecciones con Schneider Electric puerta 2 con Transferencia
Se realiza el diseño del sistema de puesta a tierra. Para ello se siguen los lineamientos establecidos en la sección 250 de la NTC 2050 al igual que la norma corporativa CODENSA CTS520 [21]. En primera instancia se elige el calibre de los conductores de puesta a tierra de los elementos según los dispositivos de protección seleccionados y acorde a la tabla 250-95 de la NTC 2050 [12]. La Tabla 8 muestra el calibre mínimo de los conductores de puesta a tierra para los equipos tanto de ABB como de Schneider Electric.
Después de definir los conductores se siguen los lineamientos planteados en el estándar IEEE 80 [13] para la determinación de los parámetros de la malla puesta a tierra. Los parámetros básicos de la malla se muestran en la Tabla 9. La composición del terreno hasta los 2 metros presenta limos orgánicos con arena y raíces, y una humedad de 24.7% [22]. Este tipo de terreno puede tener una resistencia entre 50 y 150 Ω·m [23] cuando el terreno es seco, por lo que se puede pensar utilizar el mejor de los casos al tener una alta humedad relativa, sin embargo al realizar las diferentes configuraciones permitidas por la normatividad, se tiene que disminuir aún más la resistividad del terreno, lo que aumenta los costos de la puesta a tierra. En cuanto a la resistividad de la superficie, la norma AP525 de construcción CODENSA [24]indica que
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se debe utilizar concreto de 210 kg/cm2, sin embargo el resto de la subestación, donde
el operario va a tener contacto real puede ser de libre elección, se elige gravilla triturada para dicho fin. Se esperan altos costos en la malla puesta a tierra dadas la magnitud de corriente de falla del sistema.
Tabla 8. Calibre mínimo de conductores de puesta a tierra
Elemento Dimensión de Protección (A)
Dimensión
Conductor Caso de Estudio Banco de Capacitores 100 8 AWG ABB
Cargas 300 4 AWG ABB
Transferencia 400 3 AWG ABB Transformador Baja 600 1 AWG ABB Transformador Alta 25 10 AWG ABB Relé Alta Tensión 25 10 AWG Schneider Electric Banco de Capacitores 250 4 AWG Schneider Electric Cargas 400 3 AWG Schneider Electric Transferencia 400 3AWG Schneider Electric Transformador Baja 600 1 AWG Schneider Electric Transformador Alta 25 10 AWG Schneider Electric Relé Alta Tensión 25 10 AWG Schneider Electric
Tabla 9. Parámetros Malla Puesta a Tierra del Sistema
Parámetro Valor Largo del Área Ocupada 6 metros Ancho del Área Ocupada 10 metros Máxima Corriente de Falla 8,7 kA Máxima Corriente Disipada en la Malla 6,22 kA Conductor a Utilizar Cobre 97% 4/0AWG Resistividad del Terreno 40 Ω·m Resistividad de la Superficie 5000 Ω·m Espesor de la superficie 15 cm Distancia Entre Conductores 2,5 m Número de Varillas de Puesta a Tierra 12 Longitud de Varillas Puesta a Tierra 2.44 m Varillas Puesta a tierra Cu 5/8 ‘’ Máximo Voltaje de Toque Permitido 1436 V Máximo Voltaje de Paso Permitido 5110 V GPR Calculado 12619 V Voltaje de Malla Calculado 1416 V Voltaje de Paso Calculado 2964 V Resistencia de la Malla 2.42 Ω
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4.2 Selección de Equipos
Tras haber definido las características del sistema y realizar el dimensionamiento de los equipos necesarios se realiza la selección de equipos. Como se mencionó anteriormente, para evitar problemas de compatibilidad se seleccionan equipos de la misma casa. Se plantean dos posibilidades para la selección de equipos, la utilización de unidades modulares o la posibilidad de utilizar una subestación compacta (CSS).
4.2.1 Transformador
Dadas las condiciones del sistema, el transformador debe tener las siguientes características:
Capacidad de 300 kVA
Transformación de 11.4 kV a 400 kV con una conexión ∆-Y.
Funcionamiento con un factor de corrección armónica K-9 o equivalente.
Debe ser apto para exteriores, para condiciones urbanas y niveles importantes de polución.
Debe ocupar la menor área posible considerando las restricciones de tamaño que se tienen en el sistema.
Se debe considerar el derratéo correspondiente a los 2600 m.s.n.m.
Se recomienda la utilización de transformadores tipo pedestal
Se tiene un factor de derratéo de 0.3% por cada 100 metros sobre el nivel del mar [25] a partir de los 1000 metros. Así las cosas se tiene un derratéo de 4.8% por altura. Adicional a esto, debido a las componentes armónicas se tiene un derratéo de 15% sobre la capacidad del transformador; así las cosas se tiene un derratéo del 19.8% sobre el valor nominal de potencia, siendo este un transformador equivalente de 374 kV, que cercano a un valor comercial resulta ser de 400 kVA. Es importante resaltar el efecto tan importante que tiene la corriente armónica en el sistema causada por cargas no lineales. La Tabla 10 muestra algunos de los parámetros de transformadores del mercado. Este tiene un costo sin IVA de $380.086.000 COP [26].
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Tabla 10. Características Transformador
Parámetro Valor Voltaje en el Lado de A.T. 11.400 V Voltaje en el Lado de B.T. en Plena Carga 400 V Potencia Nominal 400 kVA Tipo de transformador Radial Aislamiento Aceite Mineral Dieléctrico Temperatura de elevación 65 °C Frecuencia de Operación 60 Hz Configuración de Conexión DYn5 Derivaciones +1 -3x2.5% Tipo de Diseño del gabinete Frente Muerto Protección contra Corrosión C3
4.2.2 Protecciones de Media Tensión
La selección del relé se da según la simulación realizada, se tienen dos opciones de relé: Relion REF 610 de ABB y el Sepam Serie 10 de Schneider Electric. Si bien es cierto que se tienen estas opciones, el diseño no se limita a las mismas, las condiciones mínimas que debe presentar se muestran en la Tabla 11. Características Eléctricas y Funciones de Operación Relé. Adicional a esto debería tener la posibilidad de registro de eventos para tener futuras referencias. El costo de mercado de este tipo de relés de protección es de UD$4.100 [26] para uno de los fabricantes.
Tabla 11. Características Eléctricas y Funciones de Operación Relé
Características Valor Funcionalidad Protección de elemento en general Voltaje de Entrada AC 120 V Entradas de corriente 4 (5A) Frecuencia nominal 60 Hz Protocolo de comunicaciones DNP 3.0 Protección de sobrecorriente trifásica 1ª etapa ANSI 51 Protección de sobrecorriente trifásica 2ª etapa ANSI 50/51 Protección de sobrecorriente trifásica instantánea ANSI 50 Protección de discontinuidad de fase ANSI 46 Protección de falla a tierra temporizada ANSI 51N
Recierre ANSI 79
En cuanto al interruptor asociado, se eligen interruptores de 20kA a 11,4 kV. Considerando las tecnologías actuales se sugiere la utilización de interruptores de tubos de vacío los cuales tienen una disminución en el tiempo de interrupción y resultan más
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flexibles en su operación. Algunas características de interruptores comerciales se muestran en la Tabla 12. El costo asociado de cada unidad para uno de los fabricantes en el mercado es de USD13.582. [27]
Tabla 12. Características de interruptores comerciales [28]
Parámetro Valor
Valor de Voltaje 5-15 kV Corriente a Plena Carga 1200 A Máxima Corriente de Falla 20 kA
Close and Latch 52 kA
Nivel Básico de Impulso 95 kV Tiempo de Interrupción 3 ciclos Tiempo de cierre 50-80 ms
4.2.3 Switchgear Media Tensión [29]
Para la selección del Switchgear o cuadro de carga de media tensión se deben tener las siguientes características:
Montaje Tipo Pedestal Acorde al Diseño
Seccionador a tierra
Swiche de transferencia
Capacidad de entrada de dos líneas trifásicas a 11,4 kV
Parrarrayos
Cuchillas de operación sin carga
Espacio para cuatro interruptores trifásicos, dos para las líneas de entrada y dos para los transformadores de media a baja tensión.
Relés de protección asociados a cada uno de los interruptores, por lo que se requieren cuatro en total.
Medidor digital con comunicación digital.
Módulo GSM para envío de datos y control remoto de la subestación
Equipos de instrumentación para los relés y el medidor, necesitando cinco transformadores de corriente y cinco transformadores de potencial.
Protección contra arco eléctrico a 0.5 segundos
Voltaje de Operación nominal de 11,4 kV
Corriente a plena carga mínimo de 30A.
Capacidad de corriente de cortocircuito de 20 kA.
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4.2.4 Instrumentación y Medida Media Tensión
En esta sección se dan las características de cuatro equipos fundamentales de media tensión: transformadores de potencial (PT), transformadores de corriente (CT), medidor de energía y módulo de comunicaciones. Los PT deben soportar las corrientes de corto y plena carga calculadas para el sistema, teniendo un índice de transformación de 11,4 kV a 120V, lo que equivale a una relación de 95:1. Los CT deben ser aptos para trabajar a 11,4kV. En este caso se requiere un margen de corrientes hasta de 16kA a una corriente de 5A, teniendo así una relación 20:1. El medidor de energía debe medir energía activa y reactiva, debe tener la posibilidad de visualizar valores previos, tener comunicación con los otros módulos, indicar máximo y mínimos, y tener un consumo aproximado de 2W. Finalmente se requiere un módulo de comunicación y control GSM, que permita el recibo y envío de datos. Se sugiere que este tenga una antena asociada y pueda ser monitoreado vía celular. Se requiere protección IP 40 en el mismo.
4.2.5 Switchgear Baja Tensión
Se requiere de dos switchgear de baja tensión para la operación del sistema, cada uno con la capacidad de conectar. Este debe soportar una corriente máxima de corto de 19,1 kA y una corriente nominal 500A en su terminal principal, funcionar a 400V, tener una frecuencia nominal de 60Hz, capacidad de tener cuatro terminales de conexión (dos puertas, entrada de trasformador y transferencia) con espacio suficiente para las protecciones asociadas, tener la posibilidad de un swiche de transferencia, ser de tipo pedestal y funcionar en exteriores en una atmósfera con polución. Considerando que debe tener protección contra arco eléctrico, se puede ver en sus dimensiones (Sección de APENDICES), que esta requiere una chimenea para emisión de energía en caso de presentar arco eléctrico.
Adicional a esto hay que tener en cuenta los interruptores de baja tensión. Se requiere un interruptor con corriente nominal de 500 A y corriente máxima de 19.3 kA; un interruptores con corriente nominal de 225 A y corriente máxima de 8,9 kA; un interruptor con corriente nominal de 225 A y corriente máxima de 13,4 kA; y un interruptor para la transferencia de 300 A y corriente máxima de 19,1 kA. Adicional a esto se requiere una transferencia con enclavamiento mecánico para evitar tener doble alimentación en las cargas. Todos estos espacios se encuentran contemplados dentro de las dimensiones del switchgear.
4.2.6 Banco de Capacitores
Se requieren dos bancos de capacitores en el diseño realizado para tener una corrección en el factor de potencia y mejorar el perfil de voltaje en los nodos. Se requiere un banco de capacitores de 70 kVAr. Al mirar la disponibilidad comercial, existe este tipo de banco de capacitores, sin embargo tiene un límite máximo de altura de 2000m, por lo que el factor de potencia no se va a corregir completamente cuando se está operando toda la carga. Considerando que este escenario es poco probable, no resulta un inconveniente
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para la operación normal del sistema. Las características mínimas del banco de capacitores a utilizar son:
Funcionamiento a 400V. En este caso, a diferencia de la mayoría de equipos, el nivel de voltaje de operación resulta fundamental pues en este caso puede cambiar el valor real del banco.
Es posible que un banco de capacitores se vea derrateado por la altura, por lo que se sugiere la utilización de bancos de 100 kVAr con secuencia 1.1.1.1.1.
Este como el resto de equipos debe soportar el funcionamiento en exteriores.
Debe tener una medida de energía reactiva, para que automáticamente cambie su valor en límites previamente establecidos.
4.2.7 Posibilidad de Utilizar Subestación CSS
A la hora de realizar el diseño, existe la posibilidad de no tener un diseño modular, sino la utilización de un único módulo de medida. Para ello existen las subestaciones CSS que en una misma estructura alojan los equipos de baja tensión, media tensión y el transformador. En este tipo de estructura se tienen menores tamaños, sin embargo se tiene un aumento en los costos y ya no se tiene un sistema tan flexible y adaptable a cambios. Los equipos seleccionados en este tipo de subestación tienen las mismas características de los equipos de arriba, a diferencia que estos no son de tipo pedestal, debido a esto no se requiere realizar un nuevo análisis.
4.2.8 Conductores y Canalización
Ya se realizó la selección de algunos de los conductores. Se realiza el cálculo del resto de conductores asociados utilizando la sección 310 de la NTC 2050. Adicional a esto se eligen los ductos a utilizar. Parámetros de interés como la sección transversal de los conductores también es tenida en cuenta. La Tabla 13 muestra los conductores seleccionados para cada conexión. La Tabla 8 muestra el calibre de los conductores de puesta a tierra, todos ellos estando desnudos. Finalmente se especifica la canalización a utilizar, se opta por tubo (conduit) metálico flexible hermético a los líquidos siguiendo los lineamientos de la sección 351 de la NTC 2050 y los valores establecidos en la Tabla C3 del mismo documento. Es importante mencionar que no se tendrá en cuenta el conductor asociado a las acometidas de media tensión dado que esta obra civil ya se realizó para el alumbrado en el separador de la Avenida el Dorado. Todos estos se disponen en una configuración triangular. Esta información se resume en la Tabla 14 del presente documento.
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Tabla 13. Conductores en el Sistema (todos los conductores se seleccionan de cobre)
Ubicación Calibre Aislamiento Diámetro (mm)
Longitud (m)
Ampacidad (A) Acometida 1 2 AWG XLPE 25,6 51 130 [30] Acometida 2 2 AWG XLPE 25,6 51 130 Transformador M.T. 1 2 AWG XLPE 25,6 3,4 177 [31] Transformador M.T. 2 2 AWG XLPE 25,6 6,8 177 Transformador B.T. 1 2x 4/0 AWG THWN 15,2 6 225 Transformador B.T. 2 2x4/0 AWG THWN 15,2 2,3 225 Puertas Vagón 1 4/0 AWG THWN 16,7 65 260 Puertas Vagón 2 4/0 AWG THWN 16,7 8 260 Capacitores 2 AWG THWN 10,1 5 110
Tabla 14. Canalización del sistema
Ubicación Número de Conductores
Material Tamaño (mm)
Longitud (m) Puertas Vagón 1 4 Conduit Flexible Metálico 53 65 Puertas Vagón 2 4 Conduit Flexible Metálico 53 8 Transformador B.T. 12 Conduit Flexible Metálico 91 6 / 2,3 Transformador M.T. 3 Conduit Flexible Metálico 27 3,4 / 6,8 Capacitores 4 Conduit Flexible Metálico 35 5
4.3 Ubicación de Equipos
Se realiza la ubicación de equipos teniendo en cuenta la normatividad colombiana y las especificaciones técnicas, principalmente se sigue lo establecido en el artículo 13 del RETIE 2013, en el cual se establecen las distancias de seguridad en instalaciones eléctricas. Para un voltaje entre 301V y 750 V se tiene una distancia límite de aproximación de 30cm y un límite de aproximación técnica de 2,5 cm. La distancia de seguridad en zonas de construcción para voltajes menores a 1kV es de 1,7 metros mientras que para voltajes de 11,4 kV es de 2,3 metros. Finalmente la distancia mínima entre partes energizadas en exteriores para partes energizadas a 13,8 kV es de 30cm. Teniendo esto en cuenta y las normas de construcción AP525 [24] y CTS523-2 [32] se realiza la ubicación de los equipos en el sistema. En los APENDICES se muestra los planos correspondientes a la instalación del equipo eléctrico en formato .dwg y pdf, mientras que en la sección de apéndices se tiene una aproximación a la disposición realizada. Es importante aclarar que en los planos no se agregaron las indicaciones de alta tensión, sin embargo cada equipo eléctrico al igual que el enrejado debe tener las señales preventivas según lo dictado en la norma de construcción CTS502-4 [33]; las señales a utilizar se muestran en la sección de APENDICES.
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4.4 Presupuesto
Como sección final de la selección de equipos se realiza un presupuesto asociado a las diversas tecnologías. Los costos asociados a equipos se obtienen ya sea de fabricantes reconocidos o por las unidades constructivas dictadas por la CREG [34] para equipos en el nivel II de tensión. Adicional a esto, se realiza el cambio de pesos de diciembre de 2001 a la fecha según la inflación dada por el DANE [35] y la tasa cambiaría de dólares a pesos colombianos del 25 de mayo de 2015, siendo esta de COP 2500,22. La Tabla 15 resume los costos de realizar una subestación modular. Adicional a esto se realiza una aproximación de la subestación CSS a partir de las unidades constructivas de la CREG, resaltando que esta es una aproximación y puede diferir considerablemente del precio real de mercado de una de estas subestaciones, tomando el precio FOB considerando que estas subestaciones pueden ser ensambladas y vendidas en el territorio nacional.
Tabla 15. Costos de Construcción subestación modular.
Elemento Unidades Precio Unitario (COP)
Subtotal (COP)
Transformador 2 380.086.000 760.172.000 Interruptor Media Tensión 4 33.957.988 135.831.952 Relé Media Tensión 4 10.250.902 41.003.608 CT y PT Media Tensión 5 543.932 2.719.662 Medidor de Energía 1 3.612.300 3.612.300 Módulo de Comunicación 1 4.124.000 4.124.000 Switchgear Media Tensión 1 4.756.730 4.756.730 Switchgear Baja Tensión 1 2.000.000 2.000.000 Banco de Capacitores 2 9.000.000 18.000.000 Interruptor Baja Tensión 500ª 2 3.460.000 6.920.000 Interruptor Baja Tensión 300ª 1 2.320.700 2.320.700 Interruptor Baja Tensión 225ª 4 2.320.700 9.282.800 Interruptor Baja Tensión 100ª 2 1.362.700 2.725.400 Juego de Pararrayos 1 3.087.149 3.087.149 Seccionador Trifásico 1 23.012.531 23.012.531 Swiche de Transferencia 1 4.232.772 4.232.772 Cable Triplex 2 AWG 102 64.000 6.528.000 Cable XLPE 2 AWG 33 24.229 799.557 Cable Cu THWN 3/0 AWG 44 26.750 3.531.000 Cable Cu THWN 4/0 AWG 155 32.471 18.670.825 Cable Cu 8 AWG 2 2.358 4.716 Cable Cu 4 AWG 140 6.301 882.140 Cable Cu 2 AWG 2 9.677 13.354 Cable Cu 1/0 AWG 4 15.139 60.556 Cable Cu 4/0 AWG 76 32.973 2.505.948
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Elemento Unidades Precio Unitario (COP)
Subtotal (COP)
Cable Cu 10 AWG 18 1.477 26.586 Conduit Flexible Metálico 53mm 140 26.577 3.720.780 Conduit Flexible Metálico 91 mm 11 45.649 502.139 Conduit Flexible Metálico 27 mm 5 3.278 16.390 Conduit Flexible Metálico 35 mm 33 9.622 317.526 Soportes Metálicos 113 5.950 672.350 Gravilla Lavada 6.6 m3 57.420 378.972
Concreto 7.4 m3 265.000 1.961.000
Varillas 5/8 ‘’ 12 88.800 1.065.600 Actividades de Obra Civil 10.322.590
Subtotal 1.074.210.753
IVA 170.222.106
TOTAL 1.244.432.859
Para el cálculo de la obra civil se remitió a los precios establecidos por el IDU para cada caso, más específicamente al listado de precios de referencia de actividades de obra. Los costos se resumen en la Tabla 16.
Tabla 16. Actividades de Obra Civil Subestación Modular [36]
Actividad Cantidad Costo Unitario (COP) Subtotal (COP) Cuadrilla Técnico Eléctrico y 2
Ayudantes
15 días 136.942 2.054.133
Concreto 3000 PSI 7,4 m3 371.729 2.750.797
Excavación Manual 0-2 m 36 m3 21.226 764.140
Relleno 36 m3 119.967 4.318.820
Instalación ducto PVC 175 ML 2.484 434.700
Total 10.322.590
Es importante mencionar que el presupuesto no tiene en cuenta el costo asociado a los cargadores flash dado que este no es un producto comercial, por lo que su precio en el mercado aún resulta incierto. Así las cosas, el presupuesto planteado es exclusivo a los requerimientos eléctricos para el funcionamiento del sistema. En caso tal que en un futuro se estableciera un valor comercial para los cargadores, resulta interesante ver el porcentaje asociado a los cargadores en comparación al resto de la obra eléctrica. De esta forma también se puede ver que tan viable económicamente es la implementación del sistema de recarga flash en el sistema de Transmilenio.
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CONCLUSIONES
Se cumple el objetivo general del proyecto, tras realizar el diseño específico de la instalación de cargadores flash en la estación de pasajeros de Transmilenio, logrando hacer:
El dimensionamiento del número de cargadores según la demanda del sistema, necesitando 3 cargadores por puerta, lo que equivale a 12 capacitores en total.
La selección de equipos que cumpla con las restricciones de los cargadores.
La disposición de equipos dentro de la estación, haciendo planos de vistas transversales y de planta del sistema para subestación modular y CSS.
El presupuesto asociado a la estación modular considerando equipos, cantidades y actividades de obra, teniendo un costo aproximado del proyecto de COP 1.244.432.859
Asegurarse que el diseño cumpliera con la ley colombiana (RETIE), normatividad (NTC 2050 y Likinormas) y las recomendaciones internaciones (IEEE).
Es importante considerar que se realizó el diseño de una única estación, asumiendo que todas las puertas tendrían cargadores y que estas funcionarían a la máxima capacidad. Como trabajo futuro y partiendo del diseño realizado, se deberá realizar el diseño para cada estación individualmente, esta vez considerando que las estaciones no siempre cargadores en cada una de sus puertas. Tras un algoritmo de optimización es posible encontrar el número de cargadores por puerta del sistema, y así poder realizar un diseño específico para cada estación.
Considerando que la legislación colombiana aún no considera el efecto de los armónicos en facturación y penalización por su inyección a la red, no se realizó el estudio correspondiente. Si bien es cierto que se realizó el sobredimensionamiento, no se tomaron correctivos para la inyección de armónicos al sistema dada la naturaleza del sistema. Una de las ventajas de realizar un diseño modular es que este permite modificaciones en el sistema sin tener grandes impactos en el diseño o en el funcionamiento básico. Así, en caso de requerir un filtro armónico, se podría pensar en su instalación sin tener un efecto considerable.
En el diseño no se consideró el efecto de las protecciones y el comportamiento de los cargadores en una curva TCC, se tomaron como cargas lineales. Si se quisiera tener un diseño más cercano a la realidad, se sugiere la utilización del modelo real del cargador. Es probable que la selección de equipos no se vea modificada, pues al utilizar interruptores de estado sólido y relés programables, sólo se requiera un reajuste de los parámetros de los mismos para asegurar el funcionamiento.
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Se buscó que el presupuesto realizado fuese lo más cercano al costo real de construcción, sin embargo se incurre en cierta incertidumbre dadas las fuentes de información; se mezclan las unidades constructivas dadas por la CREG, precios dentro del mercado colombiano y precios dentro de otras economías. Adicional a esto hay factores que no se tomaron en cuenta en el análisis. Como trabajo futuro, y tras la determinación de un fabricante o fabricante específico, se podrá hacer un presupuesto más cercano a la realidad. Por este motivo no se realizó el presupuesto asociado a la subestación CSS, la cual depende en una mayor medida del fabricante seleccionado y las características propias del centro de trasformación.
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REFERENCIAS
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