criterios electricos

8/20/2019 Criterios Electricos

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CORPORACIÓN NACIONAL DEL COBRE DE CHILECODELCO – 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

Este Documento es propiedad de CODELCO CHILE. Fecha ImpresiónSe prohíbe su reproducción, y exhibición, sin el consentimiento de CODELCO CHILE. 04/04/2008El documento, una vez impreso, se considera una copia NO CONTROLADA y puede estar obsoleta.Consulte la revisión vigente del documento SGP-GI-EL-CDI-001 en el Escritorio de la VCP.


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GERENCIA DE INGENIERÍACODELCO CHILE CRITERIO DE DISEÑO CORPORATIVO

ELECTRICIDADVICEPRESIDENCIACORPORATIVA DE

PROYECTOS DCC2008-VCP.GI-CRTEL02-0000-001-0Página

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PREFACIO

La revisión anterior del presente criterio de diseño eléctrico fue emitida en cumplimientodel mandato de la Vicepresidencia Corporativa de Proyectos de Codelco – Chile deelaborar un conjunto de documentos técnicos, que organizados de una manerasistemática y accesible, constituyan un marco de referencia general para la ejecuciónde los diseños de ingeniería eléctrica de los proyectos que desarrolle la corporación apartir de 2006.

Este criterio se sustenta en tres bases. La primera son las normas técnicas que regulanlas condiciones de diseño y uso de los equipos y materiales eléctricos, la segunda sonlas instalaciones existentes en las distintas divisiones de la Corporación, y la terceraes 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 siguientescambios, agregados y mejoras.

i) Se ha eliminado el anterior Anexo 1 que contenía el listado de los Entregables deIngeniería.

ii) Se ha eliminado el anterior Anexo 4. Regulación de voltajes en cablesalimentadores.

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.


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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


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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


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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


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1.0 OBJETIVO Y ALCANCE

1.1 Objetivo

Este documento establece los criterios generales de diseño eléctrico, para serusados por los Contratistas de Servicios de Ingeniería, en el desarrollo de losproyectos de la Corporación Nacional del Cobre de Chile, en adelante, laCorporación o CODELCO, en las etapas de Ingeniería Conceptual, Básica y deDetalles.

1.2 Alcance

Los criterios de diseño eléctrico, que se establecen en este documento,

interpretan y aplican los requerimientos y procedimientos señalados en lasnormas indicadas en el punto 2.0 siguiente, para ser aplicados en los Proyectosque desarrolle la Corporación.

Estos criterios se deberán usar en las instalaciones de fuerza, protecciones,medidas, control, alumbrado industrial, y alumbrado de oficinas, como asítambién en la selección, proceso de compra e instalación de los equipos ymateriales eléctricos con los cuales se construyen y operan las instalacionesseñaladas.

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 laúltima edición de las siguientes normas y reglamentos:

ANSI American National Standard Institute ASTM American Society for Testing of Materials AREA American Railways Engineering AssociationFMEA Factory Mutual Engineering AssociationICEA Insulated Cable Engineers Association

IEC International Electrotechnical CommissionIEEE Institute of Electrical and Electronics EngineersIES Illumination Engineers SocietyIPCEA Insulated Power Cable Engineering AssociationISO International Organization for StandardizationNEC National Electrical CodeNEMA National Electrical Manufacturer’s AssociationNFPA National Fire Protection Association


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NESC National Electrical Safety CodeOSHA U.S. Occupational Safety and Health ActU L Underwriters LaboratoriesNCh Norma Oficial ChilenaNT Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio

Emitida dentro del D.F.L. N° 1 de 05/2005, se refiere a lasexigencias a los propietarios de las instalaciones sujetas a lacoordinación de la operación de los sistemas eléctricosinterconectados.

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 laCorporación.

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 yProtección 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 yMinas.

DS N° 91 Decreto Supremo–91 – Normas Eléctricas de la Superintendenciade 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


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DS N° 686 Norma de Emisión para la Regulación de la ContaminaciónLumínica.

En los casos en que entre las normas indicadas se presenten diferencias degrado o de procedimiento, que no sean resolubles mediante análisis, se deberáaplicar la norma más exigente. La decisión final sobre los criterios a prevaleceren 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 elManual 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 sonreferenciales.

En cada Proyecto, para datos y detalles más precisos, se debe consultar laespecificación 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 decorrección 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 susequipos puedan operar a sus condiciones nominales de diseño a unatemperatura ambiente máxima de 40°C, bajo condiciones especificadas por lasnormas en cada caso.

Si en el terreno la temperatura ambiente máxima es menor que 40 ºC, losequipos eléctricos podrían ser operados a una corriente y potencia mayor que lanominal, de acuerdo con las instrucciones del fabricante.

Si la temperatura ambiente máxima es mayor que 40 ºC, los equipos eléctricosdeben ser operados a una corriente y potencia menor que la nominal, deacuerdo con las instrucciones del fabricante.


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4.4 Velocidad del viento y nieve

Estos parámetros ambientales junto con la temperatura ambiente y la alturasobre el nivel del mar, son un conjunto muy importante de datos en el diseño delas líneas aéreas.

En cada Proyecto se deberá hacer una indagación y verificación cuidadosa delos valores de estos parámetros, considerando los valores indicados en la Tabla4.1 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 lasespecificaciones de Condiciones de Sitio de cada Proyecto y a lasconsideraciones y criterios de los especialistas civiles-estructurales.


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5.0 CONDICIONES BASICAS DE DISEÑO

5.1 Condiciones generales

En el diseño de las instalaciones eléctricas se debe considerar las siguientescondiciones básicas:

a) Cumplimiento de las metas de producción.

b) Confiabilidad en la continuidad de la operación de la Planta en eltranscurso 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 ejecutarlas actividades de operación y mantenimiento en forma segura y expedita.

e) Adquisición de los equipos y materiales eléctricos cumpliendo lassiguientes condiciones:

1. Aplicación de la Norma Corporativa NCC 32 “Eficiencia Energéticaen Proyectos de Inversión” y de los criterios indicados en el punto6.0.

2. Elaboración de especificaciones técnicas y hojas de datosadecuadas a las condiciones y alcance del Proyecto.

3. Selección de equipos que tengan referentes equivalentes encapacidad de potencia y voltajes que ya estén probados enaplicaciones similares dentro o fuera de la Corporación.

4. No aceptación de equipos que sean prototipos o que seanestándares en sus diseños originales pero acondicionados con lasola finalidad de cumplir en forma puntual especificaciones delcomprador. Se evita de esta manera incorporar elementos concaracterísticas subestándar en las instalaciones de la Corporación.


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5. Adquisición de equipos eléctricos diseñados y fabricados porfabricantes con recintos certificados como poseedores deestándares de calidad según ISO 9001:2000.

6. Adquisición de equipos eléctricos diseñados para ser entregados enfábrica con el mayor grado posible de armado, compatible con lasnecesidades de tener que separarlos en partes para cumplir lasreglamentaciones regionales que rigen el transporte de vehículos ycargas de gran tamaño por vías marítimas viales y ferroviarias.

7. Incluir los requerimientos de Inspección Técnica en los procesos defabricación, 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 cadatamaño

Centro de control de motores y tableros:Interruptores

20 % Mínimo un (1) interruptor de cadatamaño

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 laCorporación.


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Tabla 5.3.1Voltajes nominales de Alta Tensión de Sistemas EléctricosA usar en los Proyectos de Codelco Chile a partir de 2006

VoltajeNominal

CodelcoNorte

RadomiroTomic

GabyEl

Salvador Andina Ventanas

ElTeniente

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 dentrode un rango de –10 % a +10 % de la tensión nominal y que la frecuencia podrávariar 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 sistemasinterconectados.

Para corregir la variación de la tensión en la llegada de la energía eléctrica a laPlanta, los transformadores de poder que la reciben deben llevar en su ladoprimario un cambiador de tap de operación automática bajo carga, con pasosno mayores que 1,25 %, que cubran el rango total de 20 %, con el tap inferiorcomenzando 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 losproyectos corporativos, a partir de 2006, son los siguientes:


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Tabla 5.3.2Voltajes nominales de Media Tensión de Sistemas Eléctricos

A usar en los Proyectos de Codelco Chile a partir de 2006

VoltajeNominal

CodelcoNorte

RadomiroTomic

GabyEl


ElTeniente

34,5 kV X X X X X X X

23 kV X X X X X X X


6,9 kV X X


5.3.3 Voltajes de Baja Tensión

Los voltajes nominales de Baja Tensión que deben ser usados en los proyectoscorporativos a partir de 2006, son los siguientes:

Tabla 5.3.3Voltajes nominales de Baja Tensión de Sistemas EléctricosA usar en los Proyectos de Codelco Chile a partir de 2006

VoltajeNominal

CodelcoNorte

RadomiroTomic

GabyEl


ElTeniente

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 losvalores de BIL que establecen las normas ANSI e IEC.


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5.5 Distancias de seguridad en instalaciones

Los valores de distancias de seguridad en las instalaciones eléctricas deben serdefinidos por la ingeniería del Proyecto en concordancia con lo establecido enlas 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 yCalidad de Servicio.

Las instalaciones con voltaje superior a 100kV deberán contar con elequipamiento necesario que permita el control de voltajes y el suministro de

potencia reactiva, debiendo tener en sus puntos de conexión al Sistema deTransmisión un factor de potencia 0,98 medido en intervalos integrados de 60minutos en cualquier condición de carga.

En los casos en que el sistema eléctrico incluya rectificadores deelectroobtención este requerimiento debe ser estudiado y ejecutado junto con lasolución de los filtros de armónicas.

El no cumplimiento del requerimiento de factor de potencia 0,98 puede deveniren el pago de fuertes recargos por potencia reactiva en las facturas del pagomensual 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 unsoftware tal como ETAP o EDSA, se debe verificar la regulación de voltaje encada una de las barras de los CCMs y Switchgears alimentados por lassubestaciones unitarias del sistema de distribución de media tensión de laPlanta.

El estudio de flujos de potencia y regulación de voltaje además de la verificaciónde 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 lostransformadores de distribución.


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5.7.2 En régimen permanente

En circuitos de Fuerza: Hasta 3 % entre el CCM alimentador y motor oconsumo.

En circuitos de Alumbrado: Hasta 3 % entre el Panel Alimentador y elequipo 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 almotor.

5.8 Niveles de cortocircuito

Debido a que la corriente de cortocircuito en un punto de falla es variable en eltranscurso de tiempo entre el instante t=0 y el instante t=30 ciclos, para definirla magnitud de la corriente de cortocircuito se debe dar dos valores r.m.s., ent=1/2 ciclo y en t=30 ciclos. El valor en t=1/2 ciclo está relacionado con lacomponente continua, mientras que el valor de la corriente de cortocircuito ent=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 yen 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 laonda de voltaje).

Cuando no se conoce el valor de la razón X/R se debe considerar igual a 14, alcual 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 lasplantas 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 tengaque exceder los 65kA.

Respecto de la capacidad de cortocircuito de los CCMs de Baja tensión esimportante tener presente los dos siguientes aspectos.


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• Según las normas NEMA Std ICS 18 y UL845 la capacidad decortocircuito de un partidor combinado de B.T. es definida y medida parael conjunto de los componentes del partidor, sin mención de la capacidadde 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 ymediciones en laboratorios autorizados, es posible colocar en una parte deun CCM un dispositivo limitador de la corriente de cortocircuito quepermita que los otros componentes de esa parte puedan tenerindividualmente una menor capacidad de cortocircuito que el Short CircuitCurrent Rating (SCCR) del CCM.

5.9 Distorsión Armónica

5.9.1 Introducción

Para un adecuado diseño de los sistemas eléctricos es necesario conocer lascaracterísticas de generación de armónicas de los equipos que puedenproducirlas, así como también las limitaciones y restricciones del nivel decontaminación por armónicas de corriente permitido en las redes eléctricasnacionales.

En los estudios de armónicas se usa como referencia principal el estándar IEEE

519, el cual proporciona los lineamientos específicos para los límites dedistorsión por corrientes armónicas.

5.9.2 Estándar IEEE 519

El estándar IEEE 519 establece las prácticas recomendadas y losrequerimientos para el control de armónicas en los sistemas eléctricos depotencia. Las prácticas recomendadas para clientes individuales describen loslímites de distorsión de corriente aplicables a consumidores. Estasrecomendaciones apuntan a reducir el efecto de las armónicas en cualquierpunto 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 lossiguientes:


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Distorsión armónica total o THD

Este indicador está definido por la siguiente expresión para la distorsión delvoltaje:

1

2

100%

h

hTHD

V

V

= ⋅

∑

Donde:V : amplitud de la componente armónica de orden h del voltaje VhV : amplitud de la componente fundamental del voltaje V1h : 3, 5, 7, …

Distorsión de demanda total o TDD

Este indicador está definido por la siguiente expresión para la distorsión decorriente:

2

100% L

h

hTDD

I

I

= ⋅

∑

Donde:: amplitud de la componente armónica de orden h de la corriente IIh

I : amplitud de la componente fundamental de la demanda máxima dela 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 corrientesarmónicas inyectadas y de las impedancias del sistema para cada frecuenciaarmónica, de manera que estableciendo límites a las corrientes armónicasgeneradas por los consumidores individuales es posible disminuir la distorsiónde los voltajes.

Para disminuir la distorsión armónica del voltaje se ha adoptado como estándarlimitar individualmente las armónicas de voltaje a valores comprendidos entre01% y 3% de la fundamental, mientras la distorsión armónica total THD es



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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 losvalores máximos que pueden alcanzar los armónicos inyectados a un sistemaeléctrico en función de la SCR y en función del nivel de voltaje del sistemaeléctrico.

Tabla 5.9.3-1 (Tabla 10-1 de IEEE 519)

SCR enPCC

Máximo individual de armónicade voltaje (%)

Consideraciones

10 2,5 – 3,0 Sistema dedicado

20 2,0 – 2,51 a 2 consumidores

grandes

50 1,0 – 1,5Unos pocos

consumidores grandes

100 0,5 – 1,05 a 20 consumidores

medianos

1000 0,05 – 0,10Muchos 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 armónicade 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 lasrecomendaciones para limitar las armónicas en el “peor caso” de una operaciónnormal, considerando condiciones de operación que permanecen tiemposmayores que una hora. Para condiciones que permanecen tiempos del orden

del minuto o menos, estos límites pueden ser excedidos en un 50 %.


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Tabla 5.9.3-3 (Tabla 10-3 de IEEE 519)

Distorsión Máxima de Corrientes Armónicasen porcentaje de IL(120V hasta 69kV)

Orden de armónica (impares)ISC/IL


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Para estas tablas IEEE 519 establece:

• Las armónicas pares están limitadas al 25% de los límites para armónicasimpares.

• Las distorsiones de corriente que dan lugar a componentes de corrientecontinua, por ejemplo en rectificadores de media onda, no son permitidas.

• Todos los equipos de generación están limitados a estos valores dedistorsión 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 CORRIENTEPARA ARMONICAS IMPARES

Isc / IL H < 11 11≤ H


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Tabla 5.9.4-2

Armónicas impares múltiplos≠

de3 Armónicas impares múltiplosde 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 0.225 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 serde acuerdo con:

• Lo que establece el NEC en sus artículos 500 al 504, que cubren losrequerimientos 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 IIIDivisiones 1 y 2, donde puede haber riesgo de incendio o explosión debidoa gases o vapores, líquidos inflamables, polvo combustible, fibrasinflamables.

• 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 deExtracción de Cobre por Solvente Electro-Obtención.

• La condición adicional que las áreas de lixiviación, extracción porsolventes, patio de estanques y electroobtención deben ser consideradasáreas con ambiente corrosivo.


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6.0 EFICIENCIA ENERGÉTICA

6.1 General

La norma corporativa NCC32 de Eficiencia Energética en Proyectos deInversión busca asegurar la incorporación de criterios de eficiencia energéticaen los diseños de los proyectos mediante el análisis multidisciplinario del uso dela energía.

En el ámbito del diseño de la disciplina eléctrica, la norma indica dos camposprincipales de requerimientos: el Sistema de Gestión de Indicadores deEficiencia 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 lossistemas informáticos de la planta, y sus requerimientos de diseños sondefinidos por el Equipo de Eficiencia Energética del proyecto.

Sin embargo, para los Indicadores de Eficiencia Energética definidos por elproyecto y cuyo alcance esté dentro del diseño del Sistema Eléctrico se deberádisponer 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 delsistema para ser comunicadas a los sistemas de información del Sistema deIndicadores 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 enque se recibe la energía eléctrica suministrada por la empresa generadora, elSistema Eléctrico puede ser visualizado como un conjunto de agrupaciones deConductores, 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 porel producto R I2, donde I es la corriente que circula a través del tramo deconductor 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.


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• 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 lostransformadores con los switchgears y las líneas de transmisión aéreas.

Magnitud Son del orden de 1 % a 2 % de la potencia instalada en unaPlanta.

Características Dadas la corriente y la longitud de un conductor, resta

solamente determinar la sección del cable, cumpliendo conlos dos siguientes requerimientos:

a) Que la regulación de voltaje sea 3 %. Sea S1 lamenor sección que cumple este requerimiento.

b) Que para secciones iguales y mayores que S1, seamínimo el valor de la suma {Costo de capital + Costode Pérdidas, en la vida útil de la Planta}.

Normalmente los cables se compran especificando la secciónS1, cumpliendo solamente el requerimiento a).

Sin embargo, para cumplir con la norma corporativa deeficiencia energética en proyectos de inversión se debecumplir también el requerimiento b).

6.3.2 Pérdidas en los Motores

La pérdida de potencia en cada motor es representada por los valores deeficiencia para valores de carga entre un 75 % y 100 % de carga nominal,proporcionados por el Fabricante. Por eficiencia energética, no esrecomendable 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 laPlanta.

Características Son muy variables, dependiendo en cada caso del tipo demotor seleccionado. Esto lleva a los motores de altaeficiencia.


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Pero también dependen mucho de la curva {Potencia versusTiempo a lo largo de su vida útil}. Para cada motor, durantelos intervalos de tiempo en el que opere a una potenciamenor que 90 % de su potencia nominal, se “pierdeeficiencia”, lo que para el total de motores de la Planta sumauna cantidad importante.

Globalmente los motores representan aproximadamente el40 % de la potencia instalada de una Planta. Por esta razónes necesario considerar la suma {Costo de capital + Costo dePérdidas, en la vida útil de la Planta}, en la evaluación de lasofertas de los proveedores.

6.3.3 Pérdidas en otros Equipos

La pérdida de potencia en cada equipo es representada por el valorproporcionado por el Fabricante, normalmente referido al valor nominal de lacorriente del equipo.

Magnitud Globalmente son del orden de 0,5 % a 1,5 % de la potenciainstalada 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 lostransformadores. Si ellas se expresaran en relación a lapotencia nominal del transformador que los alimenta, seríandel orden de 0,05 % a 0,1 %.

En los rectificadores de electroobtención y electrorefinaciónson del orden de 1% a 2 % de su potencia nominal, valorimportante porque la potencia de estos equipos es del ordende la mitad de la potencia instalada total de una Planta.

Características En el caso de los transformadores y rectificadores, suspérdidas son poco diferentes entre los fabricantes, perocomo estos equipos representan más de la mitad de lapotencia instalada de una Planta, es necesario considerar lasuma {Costo de capital + Costo de Pérdidas (incluyendoequipos auxiliares), en la vida útil de la Planta}, en laevaluación de las ofertas de los proveedores.


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En el caso de los switchgears y similares, sus pérdidas sonpoco diferentes entre los fabricantes y no tienen unamagnitud que justifique considerarlas en las evaluaciones delas 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 lapotencia 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 evaluaciónque incluya las pérdidas a lo largo de la vida útil de la Planta.

Para cumplir con lo anterior, en las especificaciones técnicas de los equiposeléctricos, 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 delas pérdidas garantizadas será calculado con el valor neto actualizado depérdidas del Proyecto, y agregadas al precio del equipo. Ver punto 6.3.6.

• Que en el caso que no se cumplan los valores garantizados derendimiento, se aplicará una multa igual a la diferencia {kW de pérdidasgarantizadas - kW de pérdidas efectivas}, multiplicada por el valor netoactualizado de pérdidas del Proyecto. Ver punto 6.3.6.


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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 unidadproductiva existente, los criterios y requerimientos a considerar para laespecificación del sistema de supervisión, control y adquisición de datos,SCADA, serán aportados por la División o por el Centro de Trabajocorrespondiente.

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, emitidadentro del D.F.L. N° 1 de 05/2005, referente a las exigencias del Centro deDespacho Económico de Carga, CDEC, a los propietarios no regulados de lasinstalaciones sujetas a la coordinación de la operación de los sistemaseléctricos interconectados.

• Cumplir con las exigencias de diseño y mantenimiento de susinstalaciones.

• 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.


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• Disponer de los medios necesarios ejecutar un Esquema de Desconexiónde Automática de Carga (EDAC), por sub-frecuencia o sub-tensión.

7.2.1.2 Los proyectos deben diseñar y construir las facilidades que sean necesariaspara obtener y hacer entrega de la siguiente información técnica requerida porel 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 necesariaspara 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 deRecuperación del Sistema.

• Sistema de Información en Tiempo Real (SITR) para transmisión de datoscon un 99,5% de disponibilidad, incluyendo sistema de monitoreo, controly 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 delsistema por parte del CDEC, y cumplir con:


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• Almacenar los registros que permitan verificar la operación deprotecciones.

• 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, parámetrosTermodinámicos.

7.2.2 Gestión energética

7.2.2.1 General

Para la gestión energética se deberá disponer de una Sala de Administraciónde Energía, cuya finalidad es la operación del sistema eléctrico por personal deSuministro Eléctrico de la planta.

En ella se instalará el sistema SCADA eléctrico y se coordinarán las accionespara:

• 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 mediantela adquisición, registro y monitoreo de los consumos y demandas de lasdistintas áreas de la planta.

El sistema SCADA deberá permitir realizar el control de demanda máxima enforma 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 accionesde comunicación que permitan la coordinación centralizada de los consumos ydemandas de las distintas áreas de la planta.


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7.2.2.3 Indicadores de eficiencia energética.

De acuerdo a lo requerido en la norma NCC32, para los indicadores deeficiencia energética definidos por el proyecto y para los cuales la variableenergía esté dentro de los límites de batería de adquisición del SCADAeléctrico, el sistema deberá:

• Adquirir, registrar y dejar disponibles en bases de datos la informaciónnecesaria para elaborar estos indicadores.

• Tener la capacidad de comunicación con los sistemas de informacióndefinidos por la disciplina de informática, sistemas en los cuales radica lagestión 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 losequipos 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 decomando tales como interruptores, desconectadores y seccionadores de alta ymedia 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 enmodo local o remoto desde el SCADA eléctrico, además de todos los comandos

necesarios para dar cumplimiento a la Norma Técnica de Calidad y Seguridadde Servicio.

7.2.4 Adquisición de variables eléctricas

7.2.4.1 El SCADA eléctrico tendrá la capacidad para adquirir la medición de todas lasvariables y parámetros necesarios para dar cumplimiento a la Norma Técnicade Calidad y Seguridad de Servicio.

7.2.4.2 Además, el sistema SCADA deberá adquirir a lo menos las siguientes variableseléctricas de la S/E Principal y el Sistema de Distribución de la planta.

• Todos los estados de los interruptores, desconectadores y seccionadoresde alta y media tensión, y cambiadores de tap de transformadores depoder.

• Todas las alarmas de los paneles y relés de protección de los equipos.


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• Todos los estados y alarmas de los equipos que componen los Servicios Auxiliares.

• Las mediciones de las variables eléctricas: potencia activa, potenciareactiva, 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 delsistema de distribución se deberán adquirir las variables eléctricas en la celdade entrada del primer equipo aguas abajo que disponga de las mediciones ycomunicaciones 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 sinmedidores se deberá adquirir la medición en la celda de entrada del equipoalimentado aguas abajo (Centro de Control de Motores o Centro de Distribuciónde Carga)

7.2.5 Arquitectura

7.2.5.1 El sistema SCADA eléctrico será independiente del Sistema de Control Centralde 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 losprotocolos 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 equiposeléctricos 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).


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• Software: (Licencias de aplicaciones del SCADA para estaciones deoperación, 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 losequipos 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 ladisciplina 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 yreportes en las estaciones de operación.

7.2.5.7 La alimentación eléctrica del sistema SCADA deberá realizarse mediante UPScon autonomía de 30 minutos y respaldada por el generador de emergencia dela S/E Principal.

7.2.5.8 Se deberá considerar un margen de reserva de 20% en las capacidades deprocesamiento 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 susenrollados operan a un voltaje nominal superior a 52 kV.

Son transformadores de poder los transformadores en los que uno o más de susenrollados 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 mayorque 1,25 %, con el tap inferior comenzando normalmente en el valor -10 %. Si unanálisis técnico lo recomienda, el Proyecto podrá determinar que el tap inferiorcomience 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


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electroobtención y de electrorefinación, con la indicación que sontransformadores de poder de rectificadores.

ii) Los transformadores especiales que son parte integral decicloconversores, con la indicación que son transformadores de poder decicloconversores.

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 delos transformadores de poder debe ser delta/estrella grupo 1, con neutro

accesible mediante bushing para conectarlo a la malla de tierra a través de unaresistencia que limite de la corriente de falla a tierra a 200 A, con una capacidadde disipación durante 10 segundos.

Si en el futuro una empresa generadora y/o distribuidora suministra energíaeléctrica a la Corporación a una tensión mayor que 230 kV, la conexión de losenrollados de los correspondientes transformadores de poder deberá ser definidopor la ingeniería del proyecto en acuerdo con la empresa generadora y/odistribuidora.

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 generadoray/o transmisora, en acuerdo con el Proyecto.

La tensión nominal del enrollado secundario es definida por el Proyecto, segúnlos 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 detensión, los que son válidos hasta 4500 metros sobre el nivel del mar.


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Tabla 8.3.3 – 1

TensiónNominalDel enrollado

BIL

(interno)Ver nota (1)

BIL

BushingsVer nota (2)

kV kV kV15 (13,8) 110 11025 (23) 150 150

34,5 200 20046 250 25069 350 350

115 (100) 550 550138 650 650161 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 “BILinterno” a su BIL.

Como criterio, se debe especificar el BIL más alto de la Clase de Tensiónque le corresponde, y si el nivel de descargas atmosféricas por año en ellugar de instalación es mayor que dos, se recomienda especificar el BILque sigue al más alto de la Clase de Tensión que le corresponde.

(2) Se recomienda especificar para los bushings el mismo BIL deltransformador y su distancia de fuga.

Los fabricantes de los bushing hacen referencia explícita al BIL solamentepara tensiones mayores que 300 kV, para tensiones menores que 300 kVprefieren referirse a su Clase de Tensión. A continuación se indica elcálculo de la distancia de fuga.

Paso 1Seleccionar uno de los cuatro niveles de polución ambiental definidos porlas normas ANSI o IEC, que se indican a continuación:


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Nivel de poluciónFactor de distancia

de fuga

Polución

Ligero 16 mm/kVreas sin industrias y baja densidad de casa equipadas

con calefacción.

Mediano 20 mm/kV Áreas con industrias que no producen partículas de humoy/o con una densidad media de casas con calefacción.

Fuerte 25 mm/kVreas con alta densidad de industrias y suburbios de

grandes ciudades con alta densidad de casas concalefacción.

Muy Fuerte 31 mm/kV Áreas de moderada extensión con polvo conductor y conhumos industriales con finas partículas conductoras.

Paso 2Calcular la distancia de fuga para altitud ≤ 1000m) multiplicando el voltajemáximo de la Clase de Tensión que le corresponde al transformador por el

Factor de distancia de fuga seleccionado.

Paso 3Para corregir por altitud dividir la distancia calculada en el paso anteriorpor el factor de corrección correspondiente a la altitud a que operará eltransformador, obtenido de la Tabla 1 de la norma ANSI C57.12.00-2000 osuperior. 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/oBaja Tensión, con la excepción de los transformadores de rectificadores de podery de cicloconversores que se denominan transformadores de poder de losrespectivos equipos.


9.2 Conexión de los enrollados

La conexión del primario debe ser delta/estrella grupo 1, con neutro accesiblemediante 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,


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su neutro se conectará a la malla de tierra a través de una resistencia que limitede la corriente de falla a tierra a 400 A, con una capacidad de disipación durante10 segundos.

Si el secundario es de 4,16 kV o 6,9 kV, y alimenta equipos mineros móviles, suneutro se conectará a la malla de tierra a través de una resistencia que limite dela corriente de falla a tierra a 25 A, con una capacidad de disipación durante 10segundos.

9.3 Tensiones nominales de los enrollados

Tensión nominal del enrollado primario:

• Queda definida por la tensión nominal del secundario del transformador depoder que los alimenta.

Tensión nominal del enrollado secundario:

• Es definida por el Proyecto según los voltajes de Media Tensión o BajaTensión 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 detensión, los que son válidos hasta 4500 metros sobre el nivel del mar.

Tabla 9.4–1Tensión BIL BIL RequeridoNominal Requerido para bushingsDel enrollado

Ver nota (1) Ver nota (2)kV kV kV

5 (4,16) 60 608,7 (7,2, 6,9) 75 75

15 (13,8) 95 9525 (23) 150 150

34,5 200 200

El procedimiento para determinar el BIL interno del transformador, el BIL de losbushings y la distancia de fuga de los bushings, es igual al indicado para eltransformador de poder.

9.5 Transformadores secos

9.5.1 General



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Los transformadores secos son generalmente aplicados en lugares donde serequiere un mínimo de condiciones de riesgo. Son construidos con materialesdiseñados para operar a altas temperaturas.

Los transformadores secos son diseñados para operar a altitudes de hasta 1000m. La operación a alturas superiores a 1000 m requiere de precaucionesespeciales.

Adicionalmente al derrateo del aislamiento se debe considerar en forma especialel derrateo de la potencia.


9.5.2 Clases de aislación

Las clases de aislamiento más comunes en transformadores secos son:

Clase de temperaturaSistema de aislamiento

C°

Elevación detemperatura

C°

Elevación temperaturapromedio en los

enrolladosC°

150 110 90180 140 115200 160 130220 180 150

La temperatura máxima no debe exceder de 40°C, con un promedio diario de30°C.

Si la temperatura promedio diario es >30°C se debe disminuir la carga bajo lanominal.Si la temperatura promedio diario es


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En el transformador en aceite la altitud no afecta su aislación interna y su efectosobre la capacidad de enfriamiento es incluido por el fabricante en el diseño delos radiadores.

En el transformador seco la altitud afecta su aislación en las partes en que estánen contacto con el aire, y su efecto sobre la capacidad de enfriamiento debe serincluido por el fabricante en el diseño de todo el transformador en una forma másamplia y más complicada que en el transformador en aceite.

En el transformador seco la humedad y la polución del aire tienen un efectonocivo 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 enfriamientodel aire para operación a potencia nominal bajo condiciones no-usuales de altitud

Tipo de aparato Altitud1000m

Altitud2000m

Altitud3000m

Altitud4000m

Clase AA80 °C rise 30 26 22 18115 °C rise 30 24 18 12150 °C rise 30 22 15 7

Clase AA/FA y AFA80 °C rise 30 22 14 6115 °C rise 30 18 7 -5150 °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 temperaturaSistema de aislamiento

C°

Elevación detemperatura

C°

Elevación temperaturapromedio en los

enrollados. Por cada100 pies

C°Tipo seco, autoenfriado AA 0,3

Tipo seco, conenfriamiento 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 sacrificiode 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 y6 de la norma IEEE C57.96-1999. La determinación de las condiciones y valoresde la operación del transformador seco en el entorno de su potencia nominalrequiere una dedicación especial.


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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 2MVASeleccionar 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 mediantebuses de campo aplicados al control de procesosindustriales, como por ejemplo: Profibus DP,DeviceNet

• Relé de protección especial si no se dispone debatería de 125VDC, alimentado desde los TTCC y

con dispositivo “Capacitor Trip” para suministrat laenrgía para la bobina de disparo del interruptor.• Gabinete:

- Ubicado de manera que mirando hacia su ladofrontal el transformador quede al lado delobservador.

- Autosoportado. Para montaje sobre radier.- Grado de Protección NEMA 4 con tratamiento


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