CORPORACIÓN NACIONAL DEL COBRE DE CHILE CODELCO – CHILE
CRITERIO DE DISEÑO CORPORATIVO
ELECTRICIDAD
DCC2008-VCP.GI-CRTEL02-0000-001-0
REVISIÓN 0
SGP-GI-EL-CDI-001
VICEPRESIDENCIA CORPORATIVA DE PROYECTOS
GERENCIA DE INGENIERÍA
VIGENCIA 31 DE MARZO DE 2008
PREFACIO
La revisión anterior del presente criterio de diseño eléctrico fue emitida en cumplimiento del mandato de la Vicepresidencia Corporativa de Proyectos de Codelco – Chile de elaborar un conjunto de documentos técnicos, que organizados de una manera sistemática y accesible, constituyan un marco de referencia general para la ejecución de los diseños de ingeniería eléctrica de los proyectos que desarrolle la corporación a partir de 2006.
Este criterio se sustenta en tres bases. La primera son las normas técnicas que regulan las condiciones de diseño y uso de los equipos y materiales eléctricos, la segunda son las instalaciones existentes en las distintas divisiones de la Corporación, y la tercera es la amplia experiencia y lecciones aprendidas dentro de la Corporación en la selección, compra, uso y mantenimiento de equipos y materiales eléctricos.
En la presente revisión que anula y reemplaza la anterior se ha efectuado los siguientes cambios, agregados y mejoras.
i) Se ha eliminado el anterior Anexo 1 que contenía el listado de los Entregables de Ingeniería.
ii) Se ha eliminado el anterior Anexo 4. Regulación de voltajes en cables alimentadores.
iii) Se ha reordenado la secuencia y se ha mejorado la exposición de los capítulos. iv) Se ha mejorado la estructura de lo que ahora es al Anexo 1 Corrección por altitud
(derrateo).
v) Se ha agregado los variadores de frecuencia y los generadores de emergencia.
INDICE 1.0 OBJETIVO Y ALCANCE ...6 1.1 Objetivo ...6 1.2 Alcance...6 2.0 NORMAS Y REGLAMENTOS...6 3.0 NUMERACION DE EQUIPOS ...8
4.0 CONDICIONES AMBIENTALES Y SISMICAS ...8
4.1 General...8
4.2 Altura sobre el nivel del mar ...8
4.3 Temperatura...8
4.4 Velocidad del viento y nieve ...9
4.5 Condiciones sísmicas...9
5.0 CONDICIONES BASICAS DE DISEÑO ...11
5.1 Condiciones generales ...11
5.2 Márgenes de diseño para reservas de uso futuro ...12
5.3 Tensiones nominales en los sistemas eléctricos...12
5.4 Niveles básicos de aislamiento al impulso de rayo (BIL)...14
5.5 Distancias de seguridad en instalaciones...15
5.6 Factor de Potencia ...15
5.7 Regulación de Tensión...15
5.8 Niveles de cortocircuito ...16
5.9 Distorsión Armónica ...17
5.10 Clasificación de Áreas de Riesgo...22
6.0 EFICIENCIA ENERGÉTICA ...23
6.1 General...23
6.2 Sistema de Gestión de Indicadores de Eficiencia Energética ...23
6.3 Eficiencia Energética del Sistema Eléctrico...23
7.0 SISTEMA DE SUPERVISIÓN, CONTROL Y ADQUISICIÓN DE DATOS ...27
7.1 Sistema SCADA en Proyectos de Ampliación...27
7.2 Sistema SCADA en Proyectos nuevos...27
8.0 TRANSFORMADOR DE PODER...32
8.1 General...32
8.2 Conexión de los enrollados ...33
8.3 Tensiones nominales de los enrollados...33
9.0 TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN...35
9.1 General...35
9.2 Conexión de los enrollados ...35
9.3 Tensiones nominales de los enrollados...36
9.4 Nivel básico de aislamiento al impulso de rayo, BIL...36
9.5 Transformadores secos...36
10.0 SUBESTACIÓN UNITARIA...39
10.1 Subestación Unitaria para Montaje a la Intemperie...39
10.2 Subestaciones Unitarias para Montaje en Interior...41
10.3 Transformador de Distribución Montado sobre Postes...44
11.0 SWITCHGEAR DE MEDIA TENSIÓN ...44
11.1 Voltaje Nominal. BIL y Clase de Tensión ...44
11.2 Corrección por Altitud ...45
11.3 Características ...45
11.4 Conexión con S/E Unitaria ...47
12.0 SWITCHGEAR DE BAJA TENSIÓN...48
13.0 CENTRO DE CONTROL DE MOTORES DE MEDIA TENSIÓN...50
13.1 Voltajes nominales Clases de Tensión y BIL...50
13.2 Características ...50
13.3 Planos elementales de control e interconexiones ...52
14.0 CENTRO DE CONTROL DE MOTORES DE BAJA TENSIÓN...53
14.1 Características ...53
14.2 Planos elementales de control e interconexiones ...57
15.0 VARIADOR DE FRECUENCIA DE MEDIA TENSIÓN ...58
16.0 VARIADOR DE FRECUENCIA DE BAJA TENSIÓN...59
17.0 MOTOR DE MEDIA TENSIÓN ...60
18.0 MOTOR DE BAJA TENSIÓN ...63
19.0 RECTIFICADORES Y SISTEMAS DE CORRIENTE CONTINUA...66
19.1 Rectificadores de Potencia para Electroobtención y Electrorefinación...66
19.2 Rectificadores Auxiliares para electroobtención...69
19.3 Sistema de Barras de Corriente Continua ...70
20.0 CONDUCTORES...71
20.1 Normas...71
20.2 Tipos de cables según su aplicación ...72
20.3 Cables de Fuerza - Media Tensión...73
20.4 Cables de fuerza de baja tensión ...74
20.5 Cables para instalaciones de alumbrado...74
20.6 Cables para Mina Subterránea...75
20.7 Cables para mina a rajo abierto ...76
20.8 Sellado de pasadas de cables...77
21.0 GENERADOR DE EMERGENCIA ...77 21.1 General...77 21.2 Alternador...78 21.3 Motor Diesel ...78 21.4 Estanque de Combustible ...79 21.5 Cubierta...79 21.6 Operación...79
22.0 SALAS ELÉCTRICAS DE ALBAÑILERIA ARMADA ...79
23.0 SALAS ELÉCTRICAS PREFABRICADAS ...81
24.0 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA...83
25.0 PROTECCION CONTRA DESCARGAS ATMOSFERICAS Y TRANSITORIOS85 26.0 CANALIZACIONES ...86 26.1 Escalerillas portaconductores...86 26.2 Conduits ...87 26.3 Bancos de ductos...88 27.0 INSTALACIÓN DE ALUMBRADO ...89 27.1 Niveles de alumbrado...89 27.2 Equipos de iluminación...91 27.3 Tableros de alumbrado...92 28.0 ENCHUFE DE FUERZA ...92
29.0 BATERIA CARGADOR Y UPS ...93
29.1 Baterías y cargadores ...93
29.2 Alimentación de instrumentos y PLC / DCS ...94
30.0 PANEL DE CONTROL ...94
31.0 BOTONERAS Y OTROS DISPOSITIVOS DE CONTROL ...95
31.1 Botoneras ...95
31.2 Bocinas de advertencia ...96
31.3 Partidores de motor manuales ...96
31.4 Interruptores de seguridad ...97
31.5 Lámparas piloto...97
32.0 CINTAS CALEFACTORAS ...98
33.0 PLACAS DE IDENTIFICACION ...98
1.0 OBJETIVO Y ALCANCE 1.1 Objetivo
Este documento establece los criterios generales de diseño eléctrico, para ser usados por los Contratistas de Servicios de Ingeniería, en el desarrollo de los proyectos de la Corporación Nacional del Cobre de Chile, en adelante, la Corporación o CODELCO, en las etapas de Ingeniería Conceptual, Básica y de Detalles.
1.2 Alcance
Los criterios de diseño eléctrico, que se establecen en este documento, interpretan y aplican los requerimientos y procedimientos señalados en las normas indicadas en el punto 2.0 siguiente, para ser aplicados en los Proyectos que desarrolle la Corporación.
Estos criterios se deberán usar en las instalaciones de fuerza, protecciones, medidas, control, alumbrado industrial, y alumbrado de oficinas, como así también en la selección, proceso de compra e instalación de los equipos y materiales eléctricos con los cuales se construyen y operan las instalaciones señaladas.
2.0 NORMAS Y REGLAMENTOS
EI diseño de los sistemas eléctricos, así como la fabricación, instalación, pruebas y operación de los diferentes equipos, deberán realizarse según la última edición de las siguientes normas y reglamentos:
ANSI American National Standard Institute ASTM American Society for Testing of Materials AREA American Railways Engineering Association FMEA Factory Mutual Engineering Association ICEA Insulated Cable Engineers Association IEC International Electrotechnical Commission IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers IES Illumination Engineers Society
IPCEA Insulated Power Cable Engineering Association ISO International Organization for Standardization NEC National Electrical Code
NEMA National Electrical Manufacturer’s Association NFPA National Fire Protection Association
NESC National Electrical Safety Code
OSHA U.S. Occupational Safety and Health Act U L Underwriters Laboratories
NCh Norma Oficial Chilena
NT Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio
Emitida dentro del D.F.L. N° 1 de 05/2005, se refiere a las exigencias a los propietarios de las instalaciones sujetas a la coordinación de la operación de los sistemas eléctricos interconectados.
Normas Corporativas de Codelco Chile:
NCC 21 Codelco Chile – Seguridad, prevención y protección contra incendio de instalaciones eléctricas.
NCC 22 Codelco Chile – Norma sobre Plantas de Extracción de Cobre por Solvente Electro-Obtención.
NCC 24 Codelco Chile – Análisis de Riesgos a las Personas, Medio Ambiente, Comunidad y Bienes Físicos, en Proyectos de la Corporación.
NCC 30 Mantenibilidad y Confiabilidad en Proyectos de Inversión.
NCC 32 Norma Corporativa – Eficiencia Energética en Proyectos de Inversión.
NEO 04 Norma Estándar Operacional N° 4 Sistemas de Bloqueo con Candado e Identificación con Tarjeta de Advertencia.
NEO 27 Norma Estándar Operacional N° 27 Seguridad, Prevención y Protección Contra Incendio en Instalaciones Eléctricas.
Normas Gubernamentales:
DS N° 72 Decreto Supremo–72 – Reglamento de Seguridad Minera. Modificado por el DS 132 del Servicio Nacional de Geología y Minas.
DS N° 91 Decreto Supremo–91 – Normas Eléctricas de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
DS N° 92 Decreto Supremo–92 – Competencia, calificación y acreditación de los profesionales de la especialidad de electricidad.
DS N° 119 Reglamento de sanciones en materia de electricidad y combustibles de 1989.
DS N° 298 Reglamento para la certificación de productos eléctricos y combustibles de 2006.
DS N° 594 Reglamento sobre condiciones sanitarias y ambientales básicas en los lugares de trabajo, del INP
DS N° 686 Norma de Emisión para la Regulación de la Contaminación Lumínica.
En los casos en que entre las normas indicadas se presenten diferencias de grado o de procedimiento, que no sean resolubles mediante análisis, se deberá aplicar la norma más exigente. La decisión final sobre los criterios a prevalecer en cada caso residirá en los representantes nominados por CODELCO.
3.0 NUMERACION DE EQUIPOS
Los equipos eléctricos del proyecto, serán numerados según se indica en el Manual de Procedimientos del Proyecto.
4.0 CONDICIONES AMBIENTALES Y SISMICAS
4.1 General
Los valores de los parámetros ambientales indicados en la Tabla 4.1 son referenciales.
En cada Proyecto, para datos y detalles más precisos, se debe consultar la especificación Condiciones de Sitio.
4.2 Altura sobre el nivel del mar
El efecto de la altura sobre el nivel del mar y el consiguiente procedimiento de corrección por altitud se explica en forma detallada en el Anexo 1.
4.3 Temperatura
Los fabricantes de los equipos eléctricos desarrollan sus diseños para que sus equipos puedan operar a sus condiciones nominales de diseño a una temperatura ambiente máxima de 40°C, bajo condiciones especificadas por las normas en cada caso.
Si en el terreno la temperatura ambiente máxima es menor que 40 ºC, los equipos eléctricos podrían ser operados a una corriente y potencia mayor que la nominal, de acuerdo con las instrucciones del fabricante.
Si la temperatura ambiente máxima es mayor que 40 ºC, los equipos eléctricos deben ser operados a una corriente y potencia menor que la nominal, de acuerdo con las instrucciones del fabricante.
4.4 Velocidad del viento y nieve
Estos parámetros ambientales junto con la temperatura ambiente y la altura sobre el nivel del mar, son un conjunto muy importante de datos en el diseño de las líneas aéreas.
En cada Proyecto se deberá hacer una indagación y verificación cuidadosa de los valores de estos parámetros, considerando los valores indicados en la Tabla 4.1 solamente como referenciales.
4.5 Condiciones sísmicas
Las condiciones de sismicidad indicadas en la Tabla 4.1 de la página siguiente son solamente referenciales y están sujetas a lo que se indique en las especificaciones de Condiciones de Sitio de cada Proyecto y a las consideraciones y criterios de los especialistas civiles-estructurales.
Tabla 4.1 Condiciones Ambientales y Sísmicas – Valores referenciales
División
Ventanas
Norte Gaby Salvador Andina El Teniente
Condiciones ambientales y sísmicas
- - Minco Potrerillos Saladillo Mina MinCoFu Rancagua - Temperatura máxima, de diseño 40 ºC 40 ºC 40 ºC 40 ºC 40 ºC 40 ºC 40 ºC 40 ºC 40 ºC Temperatura máxima 30 °C 30 °C 30 °C 30 °C 20 °C 20 °C 30 °C 35 °C 32 °C Temperatura mínima -5 ºC -6 ºC -7 ºC -7 ºC -10 ºC -10 ºC - 9 ºC - 5 ºC 0 ºC Humedad media 23 @ 42 % 27.5 % 35 % 40 @ 60 % 46% 46% 86.6 % 20 @ 50 % 85 % Humedad máxima 100 % 100 % 50 % 100 % 60 % 60 % 99 % 80 % 100 % Humedad Mínima 5.9 % 2 % 8 % 10 % 23 % 23 % 13 % 6 % 40 % Ambiente Sucio y polvoriento, algunas zonas con gases y vapores corrosivos Sucio y polvoriento, algunas zonas con gases y vapores corrosivos Sucio y polvoriento, algunas zonas con gases y vapores corrosivos Sucio y polvoriento, algunas zonas con gases y vapores corrosivos Sucio y polvoriento, algunas zonas con gases y vapores corrosivos Sucio y polvoriento, algunas zonas con gases y vapores corrosivos Sucio y polvoriento, algunas zonas c.on gases y vapores corrosivos Sucio y polvoriento, algunas zonas con gases y vapores corrosivos Alto contenido de partículas de polvo metálico. Vapores ácidos. Neblina salina Altura metros s.n.m Mínima - Máxima 2750-2790 m.s.n.m. 2700 m.s.n.m. 2400 m.s.n.m. 2800 m.s.n.m. 1600-1700 m.s.n.m. 3000-4100 m.s.n.m. 1600-2300 m.s.n.m. 500 m.s.n.m. 50 m.s.n.m. Velocidad del Viento (máxima
registrada en la zona) 162 km/h 140 km/h 160 km/h 160 km/h 180 km/h 180 km/h 140 km/h 100 km/h 100 km/h Radiación solar, promedio
mensual máximo
450
W/m2 W/m420 2 W/m350 2 W/m400 2 W/m500 2 W/m600 2 W/m350 2 W/m300 2 W/m350 2
Precipitación de lluvia anual 37 mm 40 mm 55 mm 55 mm 830 mm 830 mm 760 mm 360 mm 400 mm Precipitación de Nieve anual Despreciable Despreciable Ocasionales 0.8 m Ocasionales 0.8 m 7 m 7-18 m 7.00 m Ocasional Despreciable
Zona 3 UBC zone 4 Zona 3 UBC zone 4 Zona 2 UBC zone3 Zona 2 UBC zone3 Zona 2 UBC zone3 Zona 3 UBC zone 4 Zona 3 UBC zone 4 Zona 2 UBC zone 3 Zona 2 UBC zone 3 Diseño sísmico: Zona Según
Norma NCh 2369 – UBC eq.
5.0 CONDICIONES BASICAS DE DISEÑO
5.1 Condiciones generales
En el diseño de las instalaciones eléctricas se debe considerar las siguientes condiciones básicas:
a) Cumplimiento de las metas de producción.
b) Confiabilidad en la continuidad de la operación de la Planta en el transcurso de su vida útil.
c) Condiciones de sitio
- Ubicación geográfica y accesos. - Altura sobre el nivel del mar. - Condiciones ambientales. - Sismicidad.
d) Provisión de espacios y condiciones de acceso adecuados para ejecutar las actividades de operación y mantenimiento en forma segura y expedita. e) Adquisición de los equipos y materiales eléctricos cumpliendo las
siguientes condiciones:
1. Aplicación de la Norma Corporativa NCC 32 “Eficiencia Energética en Proyectos de Inversión” y de los criterios indicados en el punto 6.0.
2. Elaboración de especificaciones técnicas y hojas de datos adecuadas a las condiciones y alcance del Proyecto.
3. Selección de equipos que tengan referentes equivalentes en capacidad de potencia y voltajes que ya estén probados en aplicaciones similares dentro o fuera de la Corporación.
4. No aceptación de equipos que sean prototipos o que sean estándares en sus diseños originales pero acondicionados con la sola finalidad de cumplir en forma puntual especificaciones del comprador. Se evita de esta manera incorporar elementos con características subestándar en las instalaciones de la Corporación.
5. Adquisición de equipos eléctricos diseñados y fabricados por fabricantes con recintos certificados como poseedores de estándares de calidad según ISO 9001:2000.
6. Adquisición de equipos eléctricos diseñados para ser entregados en fábrica con el mayor grado posible de armado, compatible con las necesidades de tener que separarlos en partes para cumplir las reglamentaciones regionales que rigen el transporte de vehículos y cargas de gran tamaño por vías marítimas viales y ferroviarias. 7. Incluir los requerimientos de Inspección Técnica en los procesos de
fabricación, pruebas, transporte y montaje.
5.2 Márgenes de diseño para reservas de uso futuro
Equipo Capacidad de reserva
Transformadores (potencia) 20%
Alimentadores (corriente) 20%
Switchgear (interruptores) 20 % Mínimo un (1) interruptor Centro de control de motores: Partidores 20 % Mínimo un (1) partidor de cada tamaño
Centro de control de motores y tableros: Interruptores
20 % Mínimo un (1) interruptor de cada tamaño
5.3 Tensiones nominales en los sistemas eléctricos
5.3.1 Voltajes nominales de Alta Tensión
En general los voltajes nominales en Alta Tensión se encuentran determinados por las empresas generadoras que suministran energía eléctrica a la Corporación.
Tabla 5.3.1
Voltajes nominales de Alta Tensión de Sistemas Eléctricos A usar en los Proyectos de Codelco Chile a partir de 2006
Voltaje
Nominal Codelco Norte Radomiro Tomic Gaby Salvador El Andina Ventanas Teniente El
220 kV X X X X X
110 kV X X X X
66 kV X X
Para fines de diseño, se debe considerar que en la llegada de la energía eléctrica suministrada por la empresa generadora, la tensión podrá variar dentro de un rango de –10 % a +10 % de la tensión nominal y que la frecuencia podrá variar dentro de un rango de -0,4 % a +0,4 % de su valor nominal de 50 Hz, según la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio en los sistemas interconectados.
Para corregir la variación de la tensión en la llegada de la energía eléctrica a la Planta, los transformadores de poder que la reciben deben llevar en su lado primario un cambiador de tap de operación automática bajo carga, con pasos no mayores que 1,25 %, que cubran el rango total de 20 %, con el tap inferior comenzando normalmente en el valor –10 %.
Si un análisis de la regulación del voltaje del sistema que alimentará la Planta, hecho por el Proyecto en acuerdo con la empresa generadora, lo recomienda, el tap inferior podrá comenzar en un valor más conveniente, mayor o menor que –10 %.
5.3.2 Voltajes nominales de Media Tensión
Los voltajes nominales de Media Tensión que deben ser usados en los proyectos corporativos, a partir de 2006, son los siguientes:
Tabla 5.3.2
Voltajes nominales de Media Tensión de Sistemas Eléctricos A usar en los Proyectos de Codelco Chile a partir de 2006
Voltaje
Nominal Codelco Norte Radomiro Tomic Gaby Salvador El Andina Ventanas Teniente El
34,5 kV X X X X X X X
23 kV X X X X X X X
13,8 kV X X X X X X X
6,9 kV X X
4,16 kV X X X X X X X
5.3.3 Voltajes de Baja Tensión
Los voltajes nominales de Baja Tensión que deben ser usados en los proyectos corporativos a partir de 2006, son los siguientes:
Tabla 5.3.3
Voltajes nominales de Baja Tensión de Sistemas Eléctricos A usar en los Proyectos de Codelco Chile a partir de 2006
Voltaje Nominal Codelco Norte Radomiro Tomic Gaby El
Salvador Andina Ventanas
El Teniente 400V (380V) X X 480V (460V) X X X 600V (575V) X X X X X X
5.4 Niveles básicos de aislamiento al impulso de rayo (BIL)
En los puntos 8.0 al 19.0 se indican los valores de BIL de las distintas Clases de Tensión de los equipos eléctricos.
Para más detalles, los Anexos 1 y 2 contienen una extensa exposición sobre los valores de BIL que establecen las normas ANSI e IEC.
5.5 Distancias de seguridad en instalaciones
Los valores de distancias de seguridad en las instalaciones eléctricas deben ser definidos por la ingeniería del Proyecto en concordancia con lo establecido en las normas pertinentes indicadas en el punto 2.0.
5.6 Factor de Potencia
Se debe cumplir con el Artículo 5-20 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.
Las instalaciones con voltaje superior a 100kV deberán contar con el equipamiento necesario que permita el control de voltajes y el suministro de potencia reactiva, debiendo tener en sus puntos de conexión al Sistema de Transmisión un factor de potencia 0,98 medido en intervalos integrados de 60 minutos en cualquier condición de carga.
En los casos en que el sistema eléctrico incluya rectificadores de electroobtención este requerimiento debe ser estudiado y ejecutado junto con la solución de los filtros de armónicas.
El no cumplimiento del requerimiento de factor de potencia 0,98 puede devenir en el pago de fuertes recargos por potencia reactiva en las facturas del pago mensual de la energía eléctrica consumida.
5.7 Regulación de Tensión
5.7.1 General
Mediante el análisis de flujos de potencia normalmente efectuado medio de un software tal como ETAP o EDSA, se debe verificar la regulación de voltaje en cada una de las barras de los CCMs y Switchgears alimentados por las subestaciones unitarias del sistema de distribución de media tensión de la Planta.
El estudio de flujos de potencia y regulación de voltaje además de la verificación de la corrección de la regulación de voltaje en cada punto del sistema eléctrico, proporciona la información sobre el tap en el que deben quedar conectados los transformadores de distribución.
5.7.2 En régimen permanente
En circuitos de Fuerza: Hasta 3 % entre el CCM alimentador y motor o consumo.
En circuitos de Alumbrado: Hasta 3 % entre el Panel Alimentador y el equipo de alumbrado.
5.7.3 En la partida de grandes motores
Hasta un 10 % de caída de tensión en la barra del equipo que alimenta al motor.
5.8 Niveles de cortocircuito
Debido a que la corriente de cortocircuito en un punto de falla es variable en el transcurso de tiempo entre el instante t=0 y el instante t=30 ciclos, para definir la magnitud de la corriente de cortocircuito se debe dar dos valores r.m.s., en t=1/2 ciclo y en t=30 ciclos. El valor en t=1/2 ciclo está relacionado con la componente continua, mientras que el valor de la corriente de cortocircuito en t=30 ciclos es prácticamente su valor de régimen permanente.
La razón entre el valores r.m.s. de la corriente de cortocircuito en t=1/2 ciclo y en t=30 ciclos varía entre 1 y 1,7, como función de la razón X/R del circuito en el punto de la falla y del instante en que ocurre el cortocircuito (referido a la onda de voltaje).
Cuando no se conoce el valor de la razón X/R se debe considerar igual a 14, al cual le corresponde:
• Constante de tiempo de 45 milisegundos.
• Amplitud de la componente continua = 30% (promedio aprox.)
• Factor de potencia 0.07.
• Razón Ir.m.s.(t=1/2 ciclo)/Ir.m.s.(t=30 ciclos) igual a 1,52.
Al dimensionar las subestaciones unitarias de los sistemas eléctricos de las plantas se debe cuidar que el valor r.m.s en el ½ ciclo no sea mayor que 65kA, para que la capacidad de cortocircuito de un MCC de Baja Tensión no tenga que exceder los 65kA.
Respecto de la capacidad de cortocircuito de los CCMs de Baja tensión es importante tener presente los dos siguientes aspectos.
• Según las normas NEMA Std ICS 18 y UL845 la capacidad de cortocircuito de un partidor combinado de B.T. es definida y medida para el conjunto de los componentes del partidor, sin mención de la capacidad de cortocircuito de cada uno de los componentes separadamente.
• Según las normas UL489, UL508, C37.04, C37.06, C37.09, C37.010, y Artículo 409 del NEC-2005, bajo cálculos con métodos autorizados y mediciones en laboratorios autorizados, es posible colocar en una parte de un CCM un dispositivo limitador de la corriente de cortocircuito que permita que los otros componentes de esa parte puedan tener individualmente una menor capacidad de cortocircuito que el Short Circuit Current Rating (SCCR) del CCM.
5.9 Distorsión Armónica
5.9.1 Introducción
Para un adecuado diseño de los sistemas eléctricos es necesario conocer las características de generación de armónicas de los equipos que pueden producirlas, así como también las limitaciones y restricciones del nivel de contaminación por armónicas de corriente permitido en las redes eléctricas nacionales.
En los estudios de armónicas se usa como referencia principal el estándar IEEE 519, el cual proporciona los lineamientos específicos para los límites de distorsión por corrientes armónicas.
5.9.2 Estándar IEEE 519
El estándar IEEE 519 establece las prácticas recomendadas y los requerimientos para el control de armónicas en los sistemas eléctricos de potencia. Las prácticas recomendadas para clientes individuales describen los límites de distorsión de corriente aplicables a consumidores. Estas recomendaciones apuntan a reducir el efecto de las armónicas en cualquier punto del sistema, estableciendo límites de los indicadores de armónicas en el punto común de conexión o PCC.
Los indicadores de distorsión armónica establecidos en la norma son los siguientes:
Distorsión armónica total o THD
Este indicador está definido por la siguiente expresión para la distorsión del voltaje: 1 2 100% h h THD V
V
=∑
⋅ Donde:V : h amplitud de la componente armónica de orden h del voltaje V V : 1 amplitud de la componente fundamental del voltaje V
h : 3, 5, 7, …
Distorsión de demanda total o TDD
Este indicador está definido por la siguiente expresión para la distorsión de corriente: 2 100% L h h TDD I
I
=∑
⋅ Donde:: amplitud de la componente armónica de orden h de la corriente I Ih
I : amplitud de la componente fundamental de la demanda máxima de la corriente I (demanda de 15 o 30 minutos)
L
h : 3, 5, 7, …
5.9.3 Prácticas recomendadas
La distorsión armónica del voltaje es una función matricial de las corrientes armónicas inyectadas y de las impedancias del sistema para cada frecuencia armónica, de manera que estableciendo límites a las corrientes armónicas generadas por los consumidores individuales es posible disminuir la distorsión de los voltajes.
Para disminuir la distorsión armónica del voltaje se ha adoptado como estándar limitar individualmente las armónicas de voltaje a valores comprendidos entre 01% y 3% de la fundamental, mientras la distorsión armónica total THD es
limitada a 5%, y todo ello según sea la magnitud de la Razón de Cortocircuito (SCR) en el punto común de conexión del sistema eléctrico.
La Tabla 10-1 y la Tabla 11-1 de la norma IEEE Std 519-1992 indican los valores máximos que pueden alcanzar los armónicos inyectados a un sistema eléctrico en función de la SCR y en función del nivel de voltaje del sistema eléctrico.
Tabla 5.9.3-1 (Tabla 10-1 de IEEE 519)
SCR en PCC
Máximo individual de armónica
de voltaje (%) Consideraciones
10 2,5 – 3,0 Sistema dedicado
20 2,0 – 2,5 1 a 2 consumidores grandes
50 1,0 – 1,5 consumidores grandes Unos pocos
100 0,5 – 1,0 5 a 20 consumidores medianos
1000 0,05 – 0,10 Muchos consumidores pequeños
Tabla 5.9.3-2 (Tabla 11-1 de IEEE 519 Límites de Distorsión de Voltajes)
Voltaje de barra en el PCC Máximo individual de armónica de voltaje (%) THD (%)
69kV y menores 3,0 5,0
Mayores a 69kV hasta 161kV 1,5 2,5
Mayores a 161kV 1,0 1,5
Las siguientes tablas de la norma IEEE 519-1992 contienen las recomendaciones para limitar las armónicas en el “peor caso” de una operación normal, considerando condiciones de operación que permanecen tiempos mayores que una hora. Para condiciones que permanecen tiempos del orden del minuto o menos, estos límites pueden ser excedidos en un 50 %.
Tabla 5.9.3-3 (Tabla 10-3 de IEEE 519)
Distorsión Máxima de Corrientes Armónicas en porcentaje de IL
(120V hasta 69kV)
Orden de armónica (impares) ISC/IL <11 11≤h<17 17≤h<23 23≤h<35 35≤h TDD <20* 4,0 2,0 1,5 0,6 0,3 5,0 20<50 7,0 3,5 2,5 1,0 0,5 8,0 50<100 10,0 4,5 4,0 1,5 0,7 12,0 100<1000 12,0 5,5 5,0 2,0 1,0 15,0 >1000 15,0 7,0 6,0 2,5 1,4 20,0
Tabla 5.9.3-4 (Tabla 10-4 de IEEE 519
Distorsión Máxima de Corrientes Armónicas en porcentaje de IL
(mayor a 69kV hasta 161kV)
Orden de armónica (impares) ISC/IL <11 11≤h<17 17≤h<23 23≤h<35 35≤h TDD <20* 2,0 1,0 0,75 0,3 0,15 2,5 20<50 3,5 1,75 1,25 0,5 0,25 4,0 50<100 5,0 2,25 2,0 0,75 0,35 6,0 100<1000 6,0 2,75 2,5 1,0 0,5 7,5 >1000 7,5 3,5 3,0 1,25 0,7 10,0
Tabla 5.9.3-5 (Tabla 10-5 de IEEE 519)
Distorsión Máxima de Corrientes Armónicas en porcentaje de IL
(mayor a 161kV)
Orden de armónica (impares) ISC/IL
<11 11≤h<17 17≤h<23 23≤h<35 35≤h TDD
<50 2,0 1,0 0,75 0,3 0,15 2,5
≥50 3,0 1,5 1,15 0,45 0,22 3,75
Para estas tablas IEEE 519 establece:
• Las armónicas pares están limitadas al 25% de los límites para armónicas impares.
• Las distorsiones de corriente que dan lugar a componentes de corriente continua, por ejemplo en rectificadores de media onda, no son permitidas.
• Todos los equipos de generación están limitados a estos valores de distorsión de corriente, independiente de la SCR.
5.9.4 Normativa nacional
Las siguientes tablas del Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos – Decreto Supremo N° 327, indican las exigencias de calidad de servicio y los límites de corrientes armónicas aplicables a sistemas de potencia.
Tabla 5.9.4-1
MAXIMA DISTORSION DE ARMONICAS DE CORRIENTE PARA ARMONICAS IMPARES
Isc / IL H < 11 11≤ H <17 17≤ H <23 23≤ H <35 H > 35 Índice Distorsión %
≤ 20 4.0 2.0 1.5 0.6 0.3 5.0
20 – 50 7.0 3.5 2.5 1.0 0.5 8.0
50 – 100 10.0 4.5 4.0 1.5 0.7 12.0
100–1000 12.0 5.5 5.0 2.0 1.0 15.0
≥ 1000 15.0 7.0 6.0 2.5 1.4 20.0
Las armónicas pares están limitadas al 25% de los límites establecidos para las armónicas impares.
Todos los equipos de generación de potencia están limitados a los valores indicados de distorsión armónica de corriente, independiente de la razón Isc / IL.
Ddonde:
Isc = Máxima corriente de cortocircuito en el Punto Común de Conexión (PCC). IL = Corriente nominal de carga (a 50 Hz) en el PCC.
Para el caso de Clientes en PCC’s comprendidos entre 69 kV y 154 kV, los límites son el 50% de los límites establecidos en la Tabla.
Para el caso de Clientes en PCC’s superiores a 154 kV, se aplicarán los límites de 110 kV en tanto el Ministerio de Economía, no fije la Normativa respectiva.
Tabla 5.9.4-2
Armónicas impares múltiplos ≠ de
3 Armónicas impares múltiplos de 3 Armónicas pares
Armónica tensión % Armónica tensión % Armónica tensión % Orden ≤ 110kV < 110Kv Orden ≤ 110kV < 110Kv Orden ≤ 110kV < 110Kv 5 6 2 3 5 2 2 2 1.5 7 5 2 9 1.5 1 4 1 1 11 3.5 1.5 15 0.3 0.3 6 0.5 0.5 13 3 1.5 21 0.2 0.2 8 0.5 0.2 17 2 1 > 21 0.2 0.2 10 0.5 0.2 19 1.5 1 12 0.2 0.2 23 1.5 0.7 > 12 0.2 0.2 25 1.5 0.7 > 25 0.2+1.3*25/h 0.2+0.5*25/h
5.10 Clasificación de Áreas de Riesgo
La clasificación de los lugares de instalaciones como áreas de riesgo debe ser de acuerdo con:
• Lo que establece el NEC en sus artículos 500 al 504, que cubren los requerimientos eléctricos para los equipos y cableados en todos los voltajes, en Clase I Divisiones 1 y 2; Clase II Divisiones 1 y 2; y Clase III Divisiones 1 y 2, donde puede haber riesgo de incendio o explosión debido a gases o vapores, líquidos inflamables, polvo combustible, fibras inflamables.
• Lo que establece la norma NFPA 36 Standard for Solvent Extraction Plant, 2004 Edition
• Lo que establece la norma corporativa NCC 22. Norma sobre Plantas de Extracción de Cobre por Solvente Electro-Obtención.
• La condición adicional que las áreas de lixiviación, extracción por solventes, patio de estanques y electroobtención deben ser consideradas áreas con ambiente corrosivo.
6.0 EFICIENCIA ENERGÉTICA 6.1 General
La norma corporativa NCC32 de Eficiencia Energética en Proyectos de Inversión busca asegurar la incorporación de criterios de eficiencia energética en los diseños de los proyectos mediante el análisis multidisciplinario del uso de la energía.
En el ámbito del diseño de la disciplina eléctrica, la norma indica dos campos principales de requerimientos: el Sistema de Gestión de Indicadores de Eficiencia Energética y la Eficiencia Energética del Sistema Eléctrico.
6.2 Sistema de Gestión de Indicadores de Eficiencia Energética
El Sistema de Gestión de Indicadores de Eficiencia Energética radica en los sistemas informáticos de la planta, y sus requerimientos de diseños son definidos por el Equipo de Eficiencia Energética del proyecto.
Sin embargo, para los Indicadores de Eficiencia Energética definidos por el proyecto y cuyo alcance esté dentro del diseño del Sistema Eléctrico se deberá disponer de las mediciones de energía consumida por los procesos.
Estas mediciones deberán ser adquiridas y centralizadas por el sistema SCADA eléctrico, las cuales quedarán disponibles en los registros de bases de datos del sistema para ser comunicadas a los sistemas de información del Sistema de Indicadores de Eficiencia Energética.
6.3 Eficiencia Energética del Sistema Eléctrico
En un proyecto, desde el punto de vista de las pérdidas, a partir del punto en que se recibe la energía eléctrica suministrada por la empresa generadora, el Sistema Eléctrico puede ser visualizado como un conjunto de agrupaciones de Conductores, Equipos y Motores, en los cuales ocurren pérdidas de potencia. 6.3.1 Pérdidas en conductores
La pérdida de potencia en cada tramo de conductor puede ser representada por el producto R I2, donde I es la corriente que circula a través del tramo de conductor y R es la resistencia efectiva del tramo de conductor, que incluye:
• El efecto de la sección del conductor.
• El efecto del largo del conductor.
• El efecto de la temperatura en el conductor.
• El efecto de la frecuencia de la corriente que circula en el conductor.
• El efecto de los conduits o canaletas de metal por los cuales va apoyado y/o protegido.
• El efecto de otros conductores.
Aquí se incluye también las barras que normalmente conectan los transformadores con los switchgears y las líneas de transmisión aéreas.
Magnitud Son del orden de 1 % a 2 % de la potencia instalada en una Planta.
Características Dadas la corriente y la longitud de un conductor, resta solamente determinar la sección del cable, cumpliendo con los dos siguientes requerimientos:
a) Que la regulación de voltaje sea 3 %. Sea S1 la menor sección que cumple este requerimiento.
b) Que para secciones iguales y mayores que S1, sea mínimo el valor de la suma {Costo de capital + Costo de Pérdidas, en la vida útil de la Planta}.
Normalmente los cables se compran especificando la sección S1, cumpliendo solamente el requerimiento a).
Sin embargo, para cumplir con la norma corporativa de eficiencia energética en proyectos de inversión se debe cumplir también el requerimiento b).
6.3.2 Pérdidas en los Motores
La pérdida de potencia en cada motor es representada por los valores de eficiencia para valores de carga entre un 75 % y 100 % de carga nominal, proporcionados por el Fabricante. Por eficiencia energética, no es recomendable usar un motor con una carga promedio menor que 90 % de la potencia nominal.
Magnitud Son del orden de 2 % a 4 % de la potencia instalada en la Planta.
Características Son muy variables, dependiendo en cada caso del tipo de motor seleccionado. Esto lleva a los motores de alta eficiencia.
Pero también dependen mucho de la curva {Potencia versus Tiempo a lo largo de su vida útil}. Para cada motor, durante los intervalos de tiempo en el que opere a una potencia menor que 90 % de su potencia nominal, se “pierde eficiencia”, lo que para el total de motores de la Planta suma una cantidad importante.
Globalmente los motores representan aproximadamente el 40 % de la potencia instalada de una Planta. Por esta razón es necesario considerar la suma {Costo de capital + Costo de Pérdidas, en la vida útil de la Planta}, en la evaluación de las ofertas de los proveedores.
6.3.3 Pérdidas en otros Equipos
La pérdida de potencia en cada equipo es representada por el valor proporcionado por el Fabricante, normalmente referido al valor nominal de la corriente del equipo.
Magnitud Globalmente son del orden de 0,5 % a 1,5 % de la potencia instalada de una Planta.
En los transformadores es del orden de 0,25 % a 0,75 % de sus potencias nominales.
En los switchgears y similares es menor que para los transformadores. Si ellas se expresaran en relación a la potencia nominal del transformador que los alimenta, serían del orden de 0,05 % a 0,1 %.
En los rectificadores de electroobtención y electrorefinación son del orden de 1% a 2 % de su potencia nominal, valor importante porque la potencia de estos equipos es del orden de la mitad de la potencia instalada total de una Planta.
Características En el caso de los transformadores y rectificadores, sus pérdidas son poco diferentes entre los fabricantes, pero como estos equipos representan más de la mitad de la potencia instalada de una Planta, es necesario considerar la suma {Costo de capital + Costo de Pérdidas (incluyendo equipos auxiliares), en la vida útil de la Planta}, en la evaluación de las ofertas de los proveedores.
En el caso de los switchgears y similares, sus pérdidas son poco diferentes entre los fabricantes y no tienen una magnitud que justifique considerarlas en las evaluaciones de las ofertas de los proveedores.
6.3.4 Pérdidas globales
La pérdida total en el sistema eléctrico es del orden de 3,5 % a 7,5 % de la potencia instalada de la Planta.
6.3.5 Evaluación de las pérdidas
En la selección y adquisición de los motores, equipos y conductores relacionados con grandes consumos de energía, se debe hacer una evaluación que incluya las pérdidas a lo largo de la vida útil de la Planta.
Para cumplir con lo anterior, en las especificaciones técnicas de los equipos eléctricos, se debe pedir y señalar a los fabricantes:
• Que garanticen los valores de las pérdidas totales del equipo ofrecido.
• Que en la evaluación económica de su oferta, el valor neto actualizado de las pérdidas garantizadas será calculado con el valor neto actualizado de pérdidas del Proyecto, y agregadas al precio del equipo. Ver punto 6.3.6.
• Que en el caso que no se cumplan los valores garantizados de rendimiento, se aplicará una multa igual a la diferencia {kW de pérdidas garantizadas - kW de pérdidas efectivas}, multiplicada por el valor neto actualizado de pérdidas del Proyecto. Ver punto 6.3.6.
6.3.6 Valor neto actualizado de las pérdidas en el sistema eléctrico
Equipo Evaluación de Pérdidas
Transformadores (potencia y distribución) US$/kW _____ (Por Proyecto)
Rectificadores de EW US$/kW “
Variadores de Frecuencia y Cicloconvertidores US$/kW “
Motores A.T. y B.T. US$/kW “
Barras de Corriente Continua US$/kW “ Barras y Cables Alimentadores de Fuerza US$/kW “
7.0 SISTEMA DE SUPERVISIÓN, CONTROL Y ADQUISICIÓN DE DATOS
7.1 Sistema SCADA en Proyectos de Ampliación
Cuando el proyecto en desarrollo corresponda a una ampliación de una unidad productiva existente, los criterios y requerimientos a considerar para la especificación del sistema de supervisión, control y adquisición de datos, SCADA, serán aportados por la División o por el Centro de Trabajo correspondiente.
7.2 Sistema SCADA en Proyectos nuevos
Deben ser considerados los siguientes aspectos: 7.2.1 Norma Técnica de Calidad y Seguridad de Servicio
7.2.1.1 Cumplimiento de la Norma Técnica de Calidad y Seguridad de Servicio, emitida dentro del D.F.L. N° 1 de 05/2005, referente a las exigencias del Centro de Despacho Económico de Carga, CDEC, a los propietarios no regulados de las instalaciones sujetas a la coordinación de la operación de los sistemas eléctricos interconectados.
• Cumplir con las exigencias de diseño y mantenimiento de sus instalaciones.
• Cumplir con las exigencias de coordinación con el CDEC.
• Cumplir con la entrega de la información técnica requerida por la Dirección de Planificación (DP) y por la Dirección de Operaciones (DO) del CDEC.
• Disponer de los medios necesarios para ejercer un adecuado Control de Tensión y de Frecuencia.
• Disponer de los medios necesarios ejecutar un Esquema de Desconexión de Automática de Carga (EDAC), por sub-frecuencia o sub-tensión.
7.2.1.2 Los proyectos deben diseñar y construir las facilidades que sean necesarias para obtener y hacer entrega de la siguiente información técnica requerida por el CDEC:
• Información Técnica de las instalaciones
• Información del Sistema de Control estadístico de las instalaciones
• Estudios de Esquemas de Desconexión Automática de Carga (EDAC)
• Estudios de Plan de Recuperación del Sistema (PRS)
• Estudios de Control de Frecuencia y Requerimientos de Potencia Reactiva
• Procedimientos a emplear con la Dirección de Operación del CDEC.
7.2.1.3 Los proyectos deben diseñar y construir las facilidades que sean necesarias para ejecutar los siguientes requerimientos de los Sistemas Interconectados:
• Cumplimiento de los estándares de calidad del servicio.
• Ejecución del Esquema de Desconexión de Automática de Carga (EDAC), por sub-tensión.
• Ejecución del Esquema de Desconexión de Automática de Carga (EDAC), por sub-frecuencia.
• Contar con un sistema de comunicaciones para entregar variables y entradas al CDEC.
• Disponer de señales que permitan monitoreo y control en tiempo real (TR) para gestión de: Control de Frecuencia, Control de Tensión y el Plan de Recuperación del Sistema.
• Sistema de Información en Tiempo Real (SITR) para transmisión de datos con un 99,5% de disponibilidad, incluyendo sistema de monitoreo, control y comunicaciones de Voz, para coordinación de las operaciones.
• Se requieren sistemas de comunicaciones redundantes.
• Los sistemas de medición deberán ser Clase 2, según norma ANSI o mejor.
• Se requieren Sistemas de Información respaldados.
• Se requiere sincronización horaria con el CDC, (Centro de Despacho de Carga) con un error mínimo de ± 5 [ms.]
• Se requiere acceso a base de datos del SITR, por parte del CDC, en menos de 10 [ms].
7.2.1.4 Los sistemas de Monitoreo y Control, deben permitir auditar la operación del sistema por parte del CDEC, y cumplir con:
• Almacenar los registros que permitan verificar la operación de protecciones.
• Verificar el desempeño de los EDAC por sub-frecuencia y sub-tensión.
• Desempeño del Control de Frecuencia y Tensión.
• Desempeño del control del Plan de Recuperación del Sistema
• Verificar Control Primario de frecuencia controlando y registrando: Estatismo permanente y Banda Muerta.
• Verificar Control Secundario de Frecuencia, mediante la medición de: Voltaje en barras, Potencia Activa/Reactiva, Frecuencia, parámetros Termodinámicos.
7.2.2 Gestión energética 7.2.2.1 General
Para la gestión energética se deberá disponer de una Sala de Administración de Energía, cuya finalidad es la operación del sistema eléctrico por personal de Suministro Eléctrico de la planta.
En ella se instalará el sistema SCADA eléctrico y se coordinarán las acciones para:
• La gestión con el CDC del CDEC.
• El control de demanda máxima.
• Los indicadores de eficiencia energética. 7.2.2.2 Control de demanda máxima.
El sistema SCADA deberá permitir realizar la supervisión de demanda mediante la adquisición, registro y monitoreo de los consumos y demandas de las distintas áreas de la planta.
El sistema SCADA deberá permitir realizar el control de demanda máxima en forma automática mediante el procesamiento del control en las RTUs. Adicionalmente es posible considerar equipos Controladores de Demanda Máxima dedicados.
El control de demanda máxima en forma manual se realizará mediante acciones de comunicación que permitan la coordinación centralizada de los consumos y demandas de las distintas áreas de la planta.
7.2.2.3 Indicadores de eficiencia energética.
De acuerdo a lo requerido en la norma NCC32, para los indicadores de eficiencia energética definidos por el proyecto y para los cuales la variable energía esté dentro de los límites de batería de adquisición del SCADA eléctrico, el sistema deberá:
• Adquirir, registrar y dejar disponibles en bases de datos la información necesaria para elaborar estos indicadores.
• Tener la capacidad de comunicación con los sistemas de información definidos por la disciplina de informática, sistemas en los cuales radica la gestión de indicadores energéticos.
7.2.3 Comando de equipos eléctricos
7.2.3.1 El sistema SCADA deberá tener a lo menos funciones de comando para los equipos de la S/E Principal y el Sistema de Distribución de la planta.
7.2.3.2 Los equipos a considerar son aquellos que dispongan de la capacidad de comando tales como interruptores, desconectadores y seccionadores de alta y media tensión, y cambiadores de tap de transformadores de poder.
7.2.3.3 También se deben incluir los comandos necesarios para la lógica de control en modo local o remoto desde el SCADA eléctrico, además de todos los comandos necesarios para dar cumplimiento a la Norma Técnica de Calidad y Seguridad de Servicio.
7.2.4 Adquisición de variables eléctricas
7.2.4.1 El SCADA eléctrico tendrá la capacidad para adquirir la medición de todas las variables y parámetros necesarios para dar cumplimiento a la Norma Técnica de Calidad y Seguridad de Servicio.
7.2.4.2 Además, el sistema SCADA deberá adquirir a lo menos las siguientes variables eléctricas de la S/E Principal y el Sistema de Distribución de la planta.
• Todos los estados de los interruptores, desconectadores y seccionadores de alta y media tensión, y cambiadores de tap de transformadores de poder.
• Todas las alarmas de los paneles y relés de protección de los equipos.
• Todos los estados y alarmas de los equipos que componen los Servicios Auxiliares.
• Las mediciones de las variables eléctricas: potencia activa, potencia reactiva, potencia aparente, energía, factor de potencia, voltajes, corrientes, frecuencia, armónicos.
7.2.4.3 En caso que no se disponga de las capacidades de medición en partes del sistema de distribución se deberán adquirir las variables eléctricas en la celda de entrada del primer equipo aguas abajo que disponga de las mediciones y comunicaciones requeridas.
El límite máximo para la adquisición de variables eléctricas por el sistema SCADA es hasta la celda de entrada de los centros de control de motores.
Ejemplo: Para S/E Unitarias con celda de entrada tipo desconectador fusible sin medidores se deberá adquirir la medición en la celda de entrada del equipo alimentado aguas abajo (Centro de Control de Motores o Centro de Distribución de Carga)
7.2.5 Arquitectura
7.2.5.1 El sistema SCADA eléctrico será independiente del Sistema de Control Central de procesos (SCC), pero tendrá comunicación con él para compartir información.
7.2.5.2 El sistema SCADA se comunicará con el CDC del CDEC de acuerdo a los protocolos de comunicación definidos por la norma.
7.2.5.3 El sistema SCADA incluirá al menos los siguientes componentes:
• Estaciones de operación: para la supervisión y comando de los equipos eléctricos y para el despliegue de pantallas e información de variables, alarmas y estados.
• Estaciones de ingeniería: para la configuración y diseño de las aplicaciones del sistema.
• Servidores de datos: para las aplicaciones del sistema, registro de datos y comunicaciones al SCC y para las comunicaciones con el CDC del CDEC.
• RTUs: para el comando y procesamiento del control, para la adquisición y comunicación de variables (Gabinetes, módulos de procesamiento, módulos de entradas/salidas, módulos de comunicación).
• Red de comunicaciones (Gabinetes, interfases, accesorios y cables).
• Software: (Licencias de aplicaciones del SCADA para estaciones de operación, de ingeniería, servidores, bases de datos, registros históricos, drivers de comunicaciones)
• Impresoras y unidades de grabación de datos.
• Consolas de operación ergonométricas.
7.2.5.4 La arquitectura de la parte del SCADA que comanda y adquiere datos de los equipos de la S/E Principal deberá tener una topología redundante.
7.2.5.5 La topología de la red de de comunicaciones del SCADA será definida por la disciplina de comunicaciones.
7.2.5.6 El sistema SCADA deberá tener la capacidad de autodiagnóstico en forma continua para detectar fallas en todos sus componentes, generando alarmas y reportes en las estaciones de operación.
7.2.5.7 La alimentación eléctrica del sistema SCADA deberá realizarse mediante UPS con autonomía de 30 minutos y respaldada por el generador de emergencia de la S/E Principal.
7.2.5.8 Se deberá considerar un margen de reserva de 20% en las capacidades de procesamiento y entradas/salidas de las RTU.
8.0 TRANSFORMADOR DE PODER
8.1 General
Son transformadores de poder los transformadores en los que uno o más de sus enrollados operan a un voltaje nominal superior a 52 kV.
Son transformadores de poder los transformadores en los que uno o más de sus enrollados operan a un voltaje nominal superior a 52 kV.
Los transformadores de poder deben tener cambiador de tap bajo carga, automático, cubriendo un rango total de 20 %, con pasos de regulación no mayor que 1,25 %, con el tap inferior comenzando normalmente en el valor -10 %. Si un análisis técnico lo recomienda, el Proyecto podrá determinar que el tap inferior comience en un valor más conveniente, mayor o menor que -10 %.
También se considera como transformadores de poder a los siguientes:
i) Los transformadores especiales que son parte integral de rectificadores de
electroobtención y de electrorefinación, con la indicación que son transformadores de poder de rectificadores.
ii) Los transformadores especiales que son parte integral de cicloconversores, con la indicación que son transformadores de poder de cicloconversores.
El diseño debe contemplar en forma relevante una alta eficiencia.
8.2 Conexión de los enrollados
Para tensiones iguales y menores que 230 kV la conexión de los enrollados de los transformadores de poder debe ser delta/estrella grupo 1, con neutro accesible mediante bushing para conectarlo a la malla de tierra a través de una resistencia que limite de la corriente de falla a tierra a 200 A, con una capacidad de disipación durante 10 segundos.
Si en el futuro una empresa generadora y/o distribuidora suministra energía eléctrica a la Corporación a una tensión mayor que 230 kV, la conexión de los enrollados de los correspondientes transformadores de poder deberá ser definido por la ingeniería del proyecto en acuerdo con la empresa generadora y/o distribuidora.
8.3 Tensiones nominales de los enrollados
8.3.1 En transformadores de poder de subestaciones principales
La tensión nominal del enrollado primario es definida por la empresa generadora y/o transmisora, en acuerdo con el Proyecto.
La tensión nominal del enrollado secundario es definida por el Proyecto, según los voltajes de Media Tensión señalados en el presente Criterio de Diseño.
8.3.3 Nivel básico de aislamiento al impulso de rayo (BIL)
En la siguiente Tabla 8.3.3 – 1 se indica los BIL para las diferentes clases de tensión, los que son válidos hasta 4500 metros sobre el nivel del mar.
COPIA NO CONTROLADA
Tabla 8.3.3 – 1 Tensión Nominal Del enrollado BIL (interno) Ver nota (1) BIL Bushings Ver nota (2) kV kV kV 15 (13,8) 110 110 25 (23) 150 150 34,5 200 200 46 250 250 69 350 350 115 (100) 550 550 138 650 650 161 750 750 230 (220) 900 900
(1) Debido a que la aislación del transformador es el aceite que está dentro de él y a que éste no interactúa con el aire, se acostumbra a nombrar “BIL interno” a su BIL.
Como criterio, se debe especificar el BIL más alto de la Clase de Tensión que le corresponde, y si el nivel de descargas atmosféricas por año en el lugar de instalación es mayor que dos, se recomienda especificar el BIL que sigue al más alto de la Clase de Tensión que le corresponde.
(2) Se recomienda especificar para los bushings el mismo BIL del transformador y su distancia de fuga.
Los fabricantes de los bushing hacen referencia explícita al BIL solamente para tensiones mayores que 300 kV, para tensiones menores que 300 kV prefieren referirse a su Clase de Tensión. A continuación se indica el cálculo de la distancia de fuga.
Paso 1
Seleccionar uno de los cuatro niveles de polución ambiental definidos por las normas ANSI o IEC, que se indican a continuación:
Nivel de polución Factor de distancia de fuga Polución
Ligero 16 mm/kV Áreas sin industrias y baja densidad de casa equipadas con calefacción. Mediano 20 mm/kV Áreas con industrias que no producen partículas de humo y/o con una densidad media de casas con calefacción.
Fuerte 25 mm/kV
Áreas con alta densidad de industrias y suburbios de grandes ciudades con alta densidad de casas con calefacción.
Muy Fuerte 31 mm/kV Áreas de moderada extensión con polvo conductor y con humos industriales con finas partículas conductoras.
Paso 2
Calcular la distancia de fuga para altitud ≤ 1000m) multiplicando el voltaje máximo de la Clase de Tensión que le corresponde al transformador por el Factor de distancia de fuga seleccionado.
Paso 3
Para corregir por altitud dividir la distancia calculada en el paso anterior por el factor de corrección correspondiente a la altitud a que operará el transformador, obtenido de la Tabla 1 de la norma ANSI C57.12.00-2000 o superior. El resultado de este cálculo es la distancia de fuga a especificar.
9.0 TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN
9.1 General
Son transformadores de distribución:
Los transformadores en los que todos sus enrollados operan a Media Tensión y/o Baja Tensión, con la excepción de los transformadores de rectificadores de poder y de cicloconversores que se denominan transformadores de poder de los respectivos equipos.
El diseño debe contemplar en forma relevante una alta eficiencia.
9.2 Conexión de los enrollados
La conexión del primario debe ser delta/estrella grupo 1, con neutro accesible mediante bushing.
Si el secundario es de baja tensión su neutro se conectará sólidamente a tierra. Si el secundario es de 4,16 kV o 6,9 kV, y no alimenta equipos mineros móviles,
su neutro se conectará a la malla de tierra a través de una resistencia que limite de la corriente de falla a tierra a 400 A, con una capacidad de disipación durante 10 segundos.
Si el secundario es de 4,16 kV o 6,9 kV, y alimenta equipos mineros móviles, su neutro se conectará a la malla de tierra a través de una resistencia que limite de la corriente de falla a tierra a 25 A, con una capacidad de disipación durante 10 segundos.
9.3 Tensiones nominales de los enrollados
Tensión nominal del enrollado primario:
• Queda definida por la tensión nominal del secundario del transformador de poder que los alimenta.
Tensión nominal del enrollado secundario:
• Es definida por el Proyecto según los voltajes de Media Tensión o Baja Tensión señalados por el presente criterio de diseño.
9.4 Nivel básico de aislamiento al impulso de rayo, BIL
En la siguiente Tabla 9.4 – 1 se indica los BIL para las diferentes clases de tensión, los que son válidos hasta 4500 metros sobre el nivel del mar.
Tabla 9.4–1
Tensión BIL BIL Requerido
Nominal Requerido para bushings Del enrollado
Ver nota (1) Ver nota (2)
kV kV kV 5 (4,16) 60 60 8,7 (7,2, 6,9) 75 75 15 (13,8) 95 95 25 (23) 150 150 34,5 200 200
El procedimiento para determinar el BIL interno del transformador, el BIL de los bushings y la distancia de fuga de los bushings, es igual al indicado para el transformador de poder.
9.5 Transformadores secos
9.5.1 General
Los transformadores secos son generalmente aplicados en lugares donde se requiere un mínimo de condiciones de riesgo. Son construidos con materiales diseñados para operar a altas temperaturas.
Los transformadores secos son diseñados para operar a altitudes de hasta 1000 m. La operación a alturas superiores a 1000 m requiere de precauciones especiales.
Adicionalmente al derrateo del aislamiento se debe considerar en forma especial el derrateo de la potencia.
El diseño debe contemplar en forma relevante una alta eficiencia. 9.5.2 Clases de aislación
Las clases de aislamiento más comunes en transformadores secos son: Clase de temperatura Sistema de aislamiento C° Elevación de temperatura C° Elevación temperatura promedio en los enrollados C° 150 110 90 180 140 115 200 160 130 220 180 150 La temperatura máxima no debe exceder de 40°C, con un promedio diario de
30°C.
Si la temperatura promedio diario es >30°C se debe disminuir la carga bajo la nominal.
Si la temperatura promedio diario es <30°C se puede aumentar la carga sobre la nominal.
9.5.3 Influencia de la temperatura ambiente
Carga continua con autoenfriamiento en base a la temperatura ambiente promedio Tipo de unidad de punto más caliente Máxima temperatura
Máxima temperatura de punto más caliente a temp ambiente de 30°C % de incremente de kVA nom Para tep ambiente
<30°C 150 140 (0,57) 180 170 (0,43) Ventilado auto-enfriado 220 210 (0,35) 150 140 (0,65) 180 170 (0,49) Sellado auto-enfriado 220 210 (0,40) Se debe tener cuidado con la condición adicional de las normas europeas que incluyen la condición de una temperatura promedio anual de 20°C.
9.5.4 Influencia de la altitud
En el transformador en aceite la altitud no afecta su aislación interna y su efecto sobre la capacidad de enfriamiento es incluido por el fabricante en el diseño de los radiadores.
En el transformador seco la altitud afecta su aislación en las partes en que están en contacto con el aire, y su efecto sobre la capacidad de enfriamiento debe ser incluido por el fabricante en el diseño de todo el transformador en una forma más amplia y más complicada que en el transformador en aceite.
En el transformador seco la humedad y la polución del aire tienen un efecto nocivo notablemente mayor que en el transformador en aceite.
A continuación se presenta las tablas 1, 2 y 3 de la norma IEEE C.57.96-1999.
Tabla 9.5.4-1 (Tabla 2 de IEEE C57.96-1999) Máxima elevación de temperatura de enfriamiento del aire para operación a potencia nominal bajo condiciones no-usuales de altitud Tipo de aparato 1000m Altitud 2000m Altitud 3000m Altitud 4000m Altitud
Clase AA
80 °C rise 30 26 22 18
115 °C rise 30 24 18 12
150 °C rise 30 22 15 7
Clase AA/FA y AFA
80 °C rise 30 22 14 6
115 °C rise 30 18 7 -5
150 °C rise 30 15 0 -15
Tabla 9.5.3-2 (Tabla 3 de IEEE C57.96-1999) Factores de derrateo de la potencia nominal para altitudes mayores que 1000 m Clase de temperatura Sistema de aislamiento C° Elevación de temperatura C° Elevación temperatura promedio en los enrollados. Por cada
100 pies C°
Tipo seco, autoenfriado AA 0,3
Tipo seco, con
enfriamiento forzado AA/FA y AFA 0,5 9.5.5 Cargas durante un tiempo corto
El transformador seco puede ser cargado sobre su potencia nominal sin sacrificio de su vida útil, si las cargas y los factores de corrección por altitud son de acuerdo con lo indicado en los puntos 3.3, 3.4, 3.5 y 3.6 y según las Tablas 4, 5 y 6 de la norma IEEE C57.96-1999. La determinación de las condiciones y valores de la operación del transformador seco en el entorno de su potencia nominal requiere una dedicación especial.
10.0 SUBESTACIÓN UNITARIA
10.1 Subestación Unitaria para Montaje a la Intemperie General Características típicas:
• Celda de entrada de Media Tensión. • Transformador de Distribución. • Caja de bushings secundarios. • Para operación a la intemperie. Celda de entrada Si la potencia de la S/E es igual a 2MVA
Seleccionar de las siguientes posibilidades:
• Desconectador en Aire + Fusibles + Puesta a Tierra.
• Desconectador en SF6 + Fusibles + Puesta a Tierra.
• Desconectador en Vacío + Fusibles + Puesta a Tierra.
Si la potencia es superior a 2 MVA
• Interruptor automático, al vacío ó en SF6. • Montaje fijo.
• Accionamiento manual, por energía almacenada en resortes.
• Transf. de corriente en dos o en tres fases.
• Transformadores de potencial, dos conectados en delta abierta.
• Relé de protección convencional si se dispone de batería de 125VDC, con comunicación mediante buses de campo aplicados al control de procesos industriales, como por ejemplo: Profibus DP, DeviceNet
• Relé de protección especial si no se dispone de batería de 125VDC, alimentado desde los TTCC y con dispositivo “Capacitor Trip” para suministrat la enrgía para la bobina de disparo del interruptor. • Gabinete:
- Ubicado de manera que mirando hacia su lado
frontal el transformador quede al lado del observador.
- Autosoportado. Para montaje sobre radier.
- Grado de Protección NEMA 4 con tratamiento
de pintura para ambiente corrosivo.
- De plancha de acero de espesor mínimo 2,5mm.
- Con puerta de dos hojas. Cada hoja de ancho
máximo 500mm. Cada hoja con ventana con vidrio inastillable de Ancho mínimo 25cm x Alto mínimo 35cm.
• Como equipo completo el BIL y la Clase de Tensión deben ser de acuerdo a la norma ANSI C37.20.2 y según la altitud de operación.
Transformador Características generales • Para servicio a la intemperie. • Con tanque sellado.
• Con cambiador de taps sin carga manual.
• Con radiadores soldados al tanque, para enfriamiento por convección natural de aire.
• Aislante, aceite mineral.
• Diseñado para aumento de temperatura de 65°C. • Con dos enrollados. Primario en delta y secundario
en estrella.
• Si su secundario es de Baja Tensión, su neutro es conectado sólidamente a tierra.
• Si su secundario es de Media Tensión, su neutro es conectado a tierra a través de una resistencia. • Si el secundario es de 4,16 kV o 6,9 kV, y no
alimenta equipos mineros móviles, su neutro se conectará a la malla de tierra a través de una resistencia que limite de la corriente de falla a tierra a 400 A-10 segundos.
• Si el secundario es de 4,16 kV o 6,9 kV, y alimenta equipos mineros móviles, su neutro se conectará a la malla de tierra a través de una resistencia que limite de la corriente de falla a tierra a 25A-10 segundos.
• Accesorios:
- Indicador de Nivel.
- Termómetro Temperatura Aceite. Con indicación de máxima.
- Termómetro Temperatura Enrollados. Con
indicación de máxima.
- Relé de presión súbita.
- Válvula de Sobre-presión, con reposición
automática.
Montaje Fundación dentro del foso colector de derrames de aceite, con una rejilla de acero en su parte superior cubierta con bolones de río y cámara recolectora de aceite.
Control Riesgo Incendio De acuerdo con ANSI/IEEE Standard 979 Guide for Substation Fire Protection.
10.2 Subestaciones Unitarias para Montaje en Interior General Características típicas:
• Celda de entrada de Media Tensión. • Transformador de Distribución. • Caja de bushings secundarios. • Para operación a la intemperie. Celda de entrada Si la potencia de la S/E es igual a 2MVA
Seleccionar de las siguientes posibilidades:
• Desconectador en Aire + Fusibles + Puesta a Tierra.
• Desconectador en SF6 + Fusibles + Puesta a Tierra.
• Desconectador en Vacío + Fusibles + Puesta a Tierra.
Si la potencia es superior a 2 MVA
• Interruptor automático, al vacío ó en SF6. • Montaje fijo.
• Accionamiento manual, por energía almacenada en resortes.
• Transf. de corriente en dos o en tres fases.
• Transformadores de potencial, dos conectados en delta abierta.
• Relé de protección convencional si se dispone de batería de 125VDC, con comunicación mediante buses de campo aplicados al control de procesos industriales, como por ejemplo: Profibus DP, DeviceNet
• Relé de protección especial si no se dispone de batería de 125VDC, alimentado desde los TTCC y
con dispositivo “Capacitor Trip” para suministrar la energía para la bobina de disparo del interruptor. • Gabinete:
- Ubicado de manera que mirando hacia su lado
frontal el transformador quede al lado derecho del observador.
- Autosoportado. Para montaje sobre radier.
- Grado de Protección NEMA 4 con tratamiento
de pintura para ambiente corrosivo.
- De plancha de acero de espesor mínimo 2,5mm. - Con puerta de dos hojas. Cada hoja de ancho
máximo 500mm. Cada hoja con ventana con vidrio inastillable de Ancho mínimo 25cm x Alto mínimo 35cm.
• Como equipo completo el BIL y la Clase de Tensión deben ser de acuerdo a la norma ANSI C37.20.2 y según la altitud de operación.
Transformador Características generales • Para servicio al interior.
• Puede ser tipo en silicona o tipo seco. • Si es tipo en silicona:
- Con tanque sellado.
- Con cambiador de taps sin carga con operación
manual.
- Con radiadores soldados al tanque, para
enfriamiento por convección natural de aire.
- Aislante, silicona.
- Diseñado para aumento de temperatura de
65°C.
- Con dos enrollados. Primario en delta y secundario en estrella.
- Si su secundario es de Baja Tensión, su neutro
es conectado sólidamente a tierra.
- Si su secundario es de Media Tensión, su neutro es conectado a tierra a través de una resistencia.
- Si el secundario es de 4,16 kV o 6,9 kV, y no alimenta equipos mineros móviles, su neutro se conectará a la malla de tierra a través de una resistencia que limite de la corriente de falla a tierra a 400 A-10 segundos.
- Si el secundario es de 4,16 kV o 6,9 kV, y
