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

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

Este Documento es propiedad de CODELCO CHILE. Fecha Impresión Se prohíbe su reproducción, y exhibición, sin el consentimiento de CODELCO CHILE. 04/04/2008 El 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 INGENIERÍA CODELCO CHILE CRITERIO DE DISEÑO CORPORATIVO

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VICEPRESIDENCIA CORPORATIVA DE

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

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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.

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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 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

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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

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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.

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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.

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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



corrosivos


algunas zonas con

gases y vapores

corrosivos


algunas zonas con

gases y vapores

corrosivos



corrosivos


algunas zonas con

gases y vapores

corrosivos


algunas zonas c.on

gases y vapores

corrosivos


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

420 W/m2

350 W/m2

400 W/m2

500 W/m2

600 W/m2

350 W/m2

300 W/m2

350 W/m2

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

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Zona 2 UBC zone 3

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Diseño sísmico: Zona Según Norma NCh 2369 – UBC eq.

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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 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.

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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.

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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 El

Salvador Andina Ventanas El Teniente

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:

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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 El Salvador Andina Ventanas El

Teniente

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 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. CO

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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. CO

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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.

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• 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: CO

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Distorsión armónica total o THD Este indicador está definido por la siguiente expresión para la distorsión del voltaje:

1

2

100%h

hTHDV

V= ⋅∑

Donde: V : amplitud de la componente armónica de orden h del voltaje V hV : amplitud de la componente fundamental del voltaje V 1h : 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

hhTDDI

I= ⋅∑

Donde:

: amplitud de la componente armónica de orden h de la corriente I IhI : 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


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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 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 Unos pocos consumidores grandes

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 %.

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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)


<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)


<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

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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.

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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 < 110Kv5 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.

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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.

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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 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.

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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.

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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.

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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 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.

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• 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:

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• 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. CO

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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.

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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, 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).

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• 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

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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.

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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:

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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,

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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


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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 Máxima temperatura de punto más caliente

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

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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 Altitud 1000m

Altitud 2000m

Altitud 3000m

Altitud 4000m

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.

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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 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

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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

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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

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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

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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 de Aceite. - 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.

• Si es tipo seco:

- Con cambiador de taps sin carga con operación manual.

- Diseñado con clase de aislamiento y elevaciones de temperatura indicados en el punto 8.5 del presente criterio de diseño.

- 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:

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- Termómetro Temperatura de Enrollados. Con indicación de máxima.

- Termómetro Temperatura del Núcleo. Con indicación de máxima.

Control Riesgo Incendio De acuerdo con ANSI/IEEE Standard 979 Guide for

Substation Fire Protection. 10.3 Transformador de Distribución Montado sobre Postes Tipo de Transformador Trifásico, para montaje a la intemperie, sobre postes. Potencia Hasta 500 kVA, si su masa no excede de 2,000 kg. Aislante Aceite mineral. Estanque Sellado. Desconexión lado primario Desconectadores fusibles montados

sobre cruceta, tipo “cut-out”. Operación Sistema mecánico operado desde el piso mediante

pértigas para uso en media tensión. Elevación de temperatura 65 °C, ONAN

Cambiador de taps Sin carga, manual, regulación en ±2.5 % y ±5 %

Accesorios mínimos Indicador de Nivel de Aceite. Termómetro de temperatura del Aceite, con indicación de temperatura máxima alcanzada.

Montaje Sobre estructuras estandarizadas para este tipo de

subestaciones.

11.0 SWITCHGEAR DE MEDIA TENSIÓN

11.1 Voltaje Nominal. BIL y Clase de Tensión

Ver el anexo 2 punto 3.0

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11.2 Corrección por Altitud

Ver el anexo 1 punto 2.2 11.3 Características

Instalación En una sala eléctrica. El switchgear se debe ubicar en la sala eléctrica

dejando como mínimo un pasillo de 1,0 metro entre sus lados posteriores y laterales, y las paredes de la sala o de otros equipos existentes dentro de ella, y dejando en su lado frontal el espacio que señale el fabricante del equipo con un mínimo de 1,2 m.

Objetivo Proveer la alimentación eléctrica, protección, medición

y monitoreo, que sea necesaria para las unidades de distribución.

Tipo Celdas tipo Metal-Clad. En los casos de poca disponibilidad de espacio o en

ambientes muy polvorientos y/o corrosivos, se podrá optar por el uso de celdas aisladas en gas (GIS).

Interruptores Medio de interrupción del arco: Aire, Vacío o SF6.

Extraíbles en el caso de celdas metal-clad y fijos en el caso de celdas GIS.

Operación por energía almacenada en resortes cargados por un mecanismo accionado por un motor alimentado desde un sistema Cargador-Batería de 125 VDC.

Con una bobina de cierre y dos bobinas de disparo alimentadas desde el mismo sistema Cargador-Batería de 125 VDC que alimenta el motor.

Mientras el interruptor permanezca en la celda, en sus posiciones “Normal” y “Prueba”, su control deberá ser alimentado por el mismo sistema Cargador-Batería de 125 VDC.

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Protecciones Cada celda de entrada y cada celda de salida debe

llevar su relé de protección alimentado en forma permanente desde el mismo sistema Cargador-Batería de 125 VDC que alimenta los controles, motores y medidores.

Con la excepción de las protecciones diferenciales, las

protecciones deben operar sin enclavamientos provenientes desde aguas arriba del punto en que están ubicados los transformadores de corriente.

Los requerimientos mínimos de protección son los

siguientes:

− Sobrecorriente retardada. − Sobrecorriente instantánea. − Corriente residual. − Desequilibrio de corrientes. − Sobre tensiones y bajadas de tensiones. − Desequilibrio de tensiones. − Comunicación mediante buses de comunicación.

Mediciones Cada una de las celdas del switchgear debe tener un

medidor digital multifunción con capacidad de comunicación mediante buses de comunicación.

Las variables mínimas de medición serán: voltajes, corrientes, potencias, demandas máximas, factor de potencia, energía y frecuencia.

La alimentación de los medidores debe ser desde el

mismo sistema Cargador- Banco de Baterías de 125 VDC que alimenta los controles, relés y motores de los interruptores.

Control Debe ser alimentado desde el mismo sistema

Cargador-Batería de 125 VDC que alimenta los motores, relés y medidores.

Con la excepción de requerimientos especiales de

control de proceso y de las protecciones de los

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transformadores de poder y de distribución, el control de los interruptores del switchgear debe operar sin enclavamientos aguas arriba y abajo del punto en que están ubicados sus transformadores de corriente.

Alimentación del Control El control de todos los switchgears de media tensión

que estén instalados en una misma sala eléctrica serán alimentados por un conjunto “2 cargadores de batería + banco de batería de 125 VDC”.

− Dos Cargadores de Batería de 125 VDC,

mutuamente respaldados. − Un Banco de Baterías de 125 V. − Un Panel de Distribución de 125 VCD. Los cargadores de batería y el panel de distribución de 125 V DC deben estar comunicados con el Sistema SCADA eléctrico de la Planta.

Luces indicadoras Sobre las puertas de las celdas de llegada de la

alimentación se deben instalar tres luces piloto de color rojo para señalar la presencia de tensión.

11.4 Conexión con S/E Unitaria

Alternativas de conexión La interconexión del switchgear con la salida de la subestación unitaria que lo alimenta se puede hacer de tres maneras:

• Cables. • Ductos de Barras. • Barras con aislamiento sólido.

Uso de Cables ó Barras Tanto en la caja de bushings del transformador como en la llegada a la celda incoming, la disponibilidad de espacio para la entrada de los cables con sus mufas terminales es una condición importante para definir el medio de conexionado entre el switchgear y la S/E Unitaria.

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• Para corrientes bajo 1250 A se puede usar cables.

• Para corrientes sobre 1250 A y distancias menores que 50 metros se debe usar Barras con Aislamiento Sólido o Ductos de Barras.

No se recomienda usar cables por:

− El costo total de las mufas terminales

necesarias. − El amplio espacio requerido para las mufas

terminales, en la caja de bushings del transformador y en la celda incoming del switchgear.

− Por el calentamiento de los cables y de las conexiones debido al desequilibrio de las corrientes.

− Por los riesgo de fallas. • Para corrientes sobre 1250 A y distancias mayores

que 50 metros no hay alternativa a los cables. 12.0 SWITCHGEAR DE BAJA TENSIÓN

Instalación En una sala eléctrica. El switchgear se debe ubicar en la sala dejando como

mínimo un espacio libre de 1,0 metro entre sus lados, posterior y laterales, y las paredes de la sala o de otros equipos existentes dentro de la ella, y dejando frente a su frontis el espacio que señale el fabricante del equipo con mínimo de 1,2 m. Cuando el acceso para faenas de inspección y mantenimiento del equipo sea por la parte frontal, se podrá eliminar el espacio libre entre la parte posterior del equipo y el muro de la sala.

Capacidad de Interruptores La corriente máxima de la carga

alimentada por el interruptor no deberá ser mayor que el 80 % de la corriente nominal del interruptor.

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Tipo Metal-Clad.

Interruptores de potencia Medio de extinción del arco: Aire. Tipo extraíble. Con módulo de protección y medición. Protecciones Contenidas como funciones programables del módulo

de protección del interruptor, el cual debe tener capacidad de comunicación mediante protocolo Profibus DP.

Mediciones Se incorporarán los equipos de medición y

transformadores de medición que sean necesarios. El total o parte de la mediciones pueden ser

efectuadas por la unidad de protección del interruptor cuando ésta tenga también capacidad de medición.

Barras de distribución Barras de cobre electrolítico aisladas, con persianas

de seguridad que impidan acceso a ellas. Barra de puesta a tierra Desnuda y común a todas las columnas. Capacidad de cortocircuito Debe ser superior al mayor nivel de

cortocircuito posible en las barras del switchgear. Celdas de llegada Las celdas de llegada deben tener las facilidades que

sean necesarias para conectar en cada fase ductos de barras o conjuntos de varios cables monoconductores.

Alimentación del Control Será en 120 VAC, provista por un transformador

monofásico auxiliar de potencia típica de 1,5 kVA, con secundario de 120 V, alimentado a través de dos contactores (NA y NC) y respectivos fusibles desde las barras de llegada a los incoming.del switchgear.

Conexión con S/E Unitaria La interconexión del switchgear con la salida de

la subestación unitaria que lo alimenta se puede hacer de tres maneras.

• Cables. • Ductos de Barras. • Barras con aislación sólida.

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Cables o Barras Aparte de las características eléctricas, las condiciones de espacio son decisivas para definir el medio de conexionado entre el switchgear y la S/E unitaria. • Para corrientes bajo 1250 A se puede usar cables.

• Para corrientes sobre 1250 A y distancias menores

que 50 metros no se recomienda usar cables por: − El espacio requerido en la caja de conexiones

del transformador y en la celda incoming del switchgear.

− Por el calentamiento de los cables y conexiones por el desequilibrio de las corrientes.

− Por los riesgo de fallas. • Para corrientes sobre 1250 A y distancias mayores

que 50 metros no hay alternativas a los cables. 13.0 CENTRO DE CONTROL DE MOTORES DE MEDIA TENSIÓN 13.1 Voltajes nominales Clases de Tensión y BIL

Para voltajes nominales y BIL ver el punto 3.0 del Anexo 1 y el Punto 3.0 del Anexo 3.0.

13.2 Características

Lugar de instalación En una sala eléctrica. El CCM se debe ubicar en la sala dejando como

mínimo 1 metro de distancia entre los lados posterior y laterales del switchgear a las paredes de la sala o de otros equipos existentes dentro de la ella, y entre su lado frontal y paredes u otros equipos la distancia que especifique el fabricante del CCM, con un mínimo de 1,2 m.

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Objetivo Proveer el control y las protecciones necesarias para la alimentación de todos los motores y variadores de frecuencia de media tensión.

Tipo de diseño Celdas Metal-clad. Grado de Protección NEMA 12 Columnas Auto soportantes, separadas entre sí por paredes

metálicas con solamente los orificios necesarios para la pasada de las barras horizontales.

Barras horizontales y verticales De cobre, aisladas de acuerdo a la Clase de Tensión. Compartimiento de cables Separado de las barras horizontales y

verticales por medio de paredes metálicas. Con espacio adecuado para las mufas terminales de

los cables que salen hacia los motores. Con acceso por la parte posterior del CCM, en cada

columna, mediante una tapa apernada. Desconectador-aislador Tripolar montado sobre la gaveta extraíble, con

accionamiento mediante un palanca ubicada sobre la puerta del cubículo con provisión para 3 candados de bloqueo.

Fusibles Tipo limitador de corriente, tripolares, como parte

integral del desconectador-aislador, con accionamiento mediante un palanca ubicada sobre la puerta del cubículo con provisión para 3 candados de bloqueo.

Transform. de Control Con fusibles en el lado primario y un interruptor

automático monopolar modular en el secundario de 120VAC. Montado sobre la gaveta extraíble.

Contactor Con extinción del arco en vacío o en SF6. Montado sobre la gaveta extraíble.

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Protecciones Relés digitales multifunción programables. Con capacidad de comunicación mediante buses de campo.

Cada relé de protección debe ser alimentado en forma

permanente desde el mismo sistema Cargador-Batería de 125 VDC que alimenta los controles y medidores.

Mediciones Incluidas en los relés de protección. Alimentación del Control En 120 VAC, suministrada por el transformador de

control del partidor.

Luces indicadoras Sobre la puerta de la celda de llegada de la alimentación al CCM se deben instalar 3 luces piloto color rojo para señalar la presencia de tensión.

Conexión con S/E Unitaria Ver lo indicado en el punto 11.4 para el

swtichgear de media tensión. 13.3 Planos elementales de control e interconexiones

En el escritorio documental de la VCP se ha colocado un conjunto de 3 planos elementales de control e interconexiones de media tensión que tiene la condición de corporativos como estándares para ser aplicados en las ingenierías básicas y de detalles de los proyectos de Codelco. Estos planos contienen una cantidad importante de información relacionada directamente con el contenido de las celdas de los centros de control de motores de media tensión. DCC2006-VCP.GI-EL1006-0000-006 Estándar de Ingeniería. Diagrama Elemental de Control – Media Tensión. Partidor no-reversible. DCC2006-VCP.GI-EL1006-0000-007 Estándar de Ingeniería. Diagrama Elemental de Control – Media Tensión. Partidor Inteligente reversible. DCC2006-VCP.GI-EL1006-0000-008 Estándar de Ingeniería.

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Diagrama Elemental de Control – Media Tensión. Variador de Frecuencia reversible.

14.0 CENTRO DE CONTROL DE MOTORES DE BAJA TENSIÓN

14.1 Características

Instalación En sala eléctrica.

Los CCMs se pueden ubicar contiguos a las paredes separados de ellas 10 cm, o separados de las paredes espalda contra espalda.

En su parte delantera se debe dejar un espacio de

mínimo de 1,2 m con respecto de la pared de la sala o de los equipos que se encuentren frente a él.

Se deben dejar las facilidades adecuadas para realizar

un mantenimiento seguro

Diseño Tipo encapsulado metálico Metal-enclosed, según norma ANSI/IEEE), con columnas auto soportantes y separables. Las columnas deben quedar separadas entre sí por planchas metálicas laterales con las siguientes propiedades:

- Deben cubrir la parte de la columna en donde van

las gavetas, sean éstas con partidores removibles ó con partidores fijos, interruptores y/o variadores de frecuencia. Cada compartimiento debe estar completamente independiente del resto del CCM. Se exceptúa la independencia del punto de vista del control, ya que pueden existir enclavamientos entre partidores.

- Deben tener ventanas solamente para la pasada de

las barras horizontales y de la barra de tierra.

- En el caso de los variadores de frecuencia

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incorporados el CCM, las barreras deben tener las pasadas correspondientes para los ductos de ventilación

Grado protección del CCM NEMA 12.

Modulación columnas Con 12 espacios verticales modulares de 6” Dimensiones Alto=90” (228 mm); Acho=20” (508 mm) y

Profundidad=16” (406 mm). Entrada de cables Por arriba y por debajo. Acceso al CCM Solamente por el frente.

Conexión de las gavetas Las gavetas se conectan a las barras verticales

mediante conectores fijos a la gaveta, de tal manera que cuando son extraídas por un operador de mantenimiento, quedan automáticamente desenergizadas, mientras los lugares de conexión a las barras verticales quedan cubiertos por placas de material aislante (“shutters”) en prevención a que sean tocados por personas o herramientas.

Capacidad de cortocircuito El valor de la corriente de cortocuircuito a

especificar para un CCM debe ser el calculado para t= 1/2 ciclo, el cual incluye la componente de corriente continua de la corriente de cortocircuito.

Barras horizontales Capacidad: 600 A, 800 A, 1200 A, 1600 A, 2000 A. Barras verticales Capacidad: 600 A, 800 A. Barra de tierra Ubicada a lo largo de la parte inferior del CCM, con

orificios en los extremos para conectar extensiones.

Acceso a las barras Solamente por el frente del CCM. Partidores Combinados Características típicas

• Extraíbles en los tamaños hasta NEMA 5. • Fijos en los tamaños NEMA 6 y 7 • Gaveta con puerta con 2 bisagras y

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empaquetadura de sello • Componentes

- Transformador de Control

Potencia mínima 100 VA, secundario para 120 V, con 2 fusibles en el lado primario y un interruptor automático modular en el secundario.

- Protector de Circuito (Motor Circuit Protector, MCP) Con protección magnética instantánea solamente, regulable entre 3 y 13 veces su capacidad nominal de corriente.

- Contactor Con contactos en aire hasta tamaño NEMA 4. Con contactos al vacío desde tamaño NEMA 5.

• Dimensionamiento de los Componentes El dimensionamiento de los componentes de los partidores combinados debe ser de acuerdo con la Tabla-1 NEMA STARTER SIZE del Anexo 3.

• Relé Inteligente

- Con transformadores de corriente propios hasta 90 A y externos desde 100 A.

- Con capacidad de medición de corriente y de tensión para fines de protección y monitoreo.

- Con funciones de protección de: - Sobrecorriente en las fases. - Sobrecorriente residual. - Desequilibrio de corrientes de fase. - Con Capacidad de comunicación mediante

buses de campo. - Con módulo de visualización y reset local

ubicado sobre la puerta de la gaveta. • Luces piloto sobre la puerta

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- Color rojo para indicar “Motor Detenido”. - Color verde para indicar “Motor Funcionando”. - Color blanco para indicar condición de falla. - Las luces podrán ser tipo led o con

transformador 120/6V incorporado. • Botoneras

- Salvo casos especiales, en general las gavetas

no llevarán botoneras. • Alambrado

- Clase NEMA I tipo B. - Los cables de fuerza deben tener un

aislamiento con temperatura de servicio de 90°C como mínimo.

Alimentadores de fuerza Llevarán un interruptor de caja moldeada, termomagnético de 3 polos, operable desde el frente de la puerta (cerrada) de la gaveta. Con 2 contactos auxiliares 1 NA + 1 NC, para monitoreo remoto.

Gaveta de entrada En todos los casos llevará 3 luces piloto de neón color

rojo, indicadoras de presencia de tensión en las fases. Según lo determinen los requerimientos de diseño y la

distancia al switchgear que alimenta al CCM, la gaveta de entrada podrá llevar parte o todos de los siguientes componentes:

Un Interruptor temomagnético tipo caja moldeada, con

unidad de trip sencilla. Un interruptor termomagnético tipo caja moldeada con

Unidad de Protección Digital Multifuncional Propia. Tres transformadores de corriente, dos

transformadores de tensión y un medidor digital multifunción.

Reserva Se debe considerar como mínimo un 20 % de reserva

en partidores y alimentadores, con un mínimo de 1 partidor y alimentador de cada tamaño NEMA.

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Adicionalmente se debe considerar un mínimo de 10

% de espacio de reserva. 14.2 Planos elementales de control e interconexiones

En el escritorio documental de la VCP se ha colocado un conjunto de 5 planos elementales de control e interconexiones de baja tensión que tiene la condición de corporativos como estándares para ser aplicados en las ingenierías básicas y de detalles de los proyectos de Codelco. Estos planos contienen una cantidad importante de información relacionada directamente con el contenido de las gavetas de los centros de control de motores de baja tensión. DCC2006-VCP.GI-EL1006-0000-001 Estándar de Ingeniería. Diagrama Elemental de Control – Baja Tensión. Partidor Inteligente no-reversible – tamaño NEMA 1, 2, 3. DCC2006-VCP.GI-EL1006-0000-002 Estándar de Ingeniería. Diagrama Elemental de Control – Baja Tensión. Partidor Inteligente no-reversible – tamaño NEMA 4, 5, 6. DCC2006-VCP.GI-EL1006-0000-003 Estándar de Ingeniería. Diagrama Elemental de Control – Baja Tensión. Partidor Inteligente reversible – tamaño NEMA 1, 2, 3. DCC2006-VCP.GI-EL1006-0000-004 Estándar de Ingeniería. Diagrama Elemental de Control – Baja Tensión. Partidor Inteligente reversible – tamaño NEMA 4, 5, 6. DCC2006-VCP.GI-EL1006-0000-005 Estándar de Ingeniería. Diagrama Elemental de Control – Baja Tensión. Variador de Frecuencia reversible. CO

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ONTR

OLA

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15.0 VARIADOR DE FRECUENCIA DE MEDIA TENSIÓN

La corrección por altitud debe ser considerado y resuelto por el fabricante de acuerdo con la normas ANSI y IEC aplicables. Al ingeniero de proyecto solamente le cabe la posibilidad de especificar el BIL y Clase de Voltaje del equipo de maniobra y del transformador de entrada.

Gabinete Con grado de protección NEMA 12, para montaje al a

piso. Interruptor de entrada En el caso que el VDF sea alimentado desde un

equipo que no está en la misma sala eléctrica deberá incluir un equipo de maniobra que puede ser del tipo desconectador, contactor o interruptor.

El BIl y la Clase de Voltaje del interruptor de entrada deben ser los que correspondan para operar a la tensión nominal del sistema eléctrico a la altitud especificada.

Transformador de entrada En el caso de requerirse el transformador de entrada,

debe ser adecuado para operar con cargas no-lineales, cumpliendo con la norma ANSI C57.18.10.

Unidad electrónica de potencia La Unidad de Entrada debe ser de 18 o más pulsos.

La forma de onda de la corriente de salida debe ser adecuada para la operación de un motor de características normales, sin torques pulsantes.

Protecciones Fusibles limitadores rápidos.

Relé de Protección basado en microprocesador. Protección: 50/51/51G.

Control Ajuste separado rampas de aceleración y

desaceleración. Ajuste de frecuencia mínima y máxima.

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Comunicación Capacidad de comunicación con un sistema de control central con protocolo Profibus DP o DeviceNet, para control, monitoreo, configuración y programación.

Filtro de armónicas El VDF deberá cumplir con todos los requerimientos

establecidos por la última revisión de la norma IEE 519.

Si se requieren filtros de armónicas para cumplir con

los requerimientos de la norma IEE 519, el proveedor del VDF deberá incluirlos en su oferta.

16.0 VARIADOR DE FRECUENCIA DE BAJA TENSIÓN

En Baja Tensión, para potencias bajas y medias los Variadores de Frecuencia podrán ser integrados en las columnas de los Centros de Control de Motores. Gabinete Con grado de protección NEMA 12, para montaje al a

piso. Interruptor de entrada En el caso que el VDF sea alimentado desde un

equipo que no está en la misma sala eléctrica deberá incluir un equipo de maniobra que puede ser del tipo desconectador, contactor o interruptor de caja moldeada.

Transformador de entrada En el caso de requerirse el transformador debe ser

tipo seco adecuado para operar con cargas no-lineales, cumpliendo con la norma ANSI C57.18.10.

Unidad electrónica de potencia Unidad de Entrada debe ser de 6 o más pulsos. La forma de onda de salida debe ser adecuada para

la operación de un motor convencional. Protecciones Fusibles limitadores rápidos. Protección basada en microprocesador. Protección de sobrecorriente instantánea. Protección de sobrecorriente retardada. Protección de corriente residual.

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Control Ajustes separados de los tiempos de aceleración y desaceleración. Ajuste de frecuencia mínima y máxima.

Comunicación Capacidad de comunicación con un sistema de

control central con protocolo Profibus DP o DeviceNet, para control, monitoreo, configuración y programación.

Filtro de armónicas El VDF deberá cumplir con todos los requerimientos

establecidos por la última revisión de la norma IEE 519.

Si se requieren filtros de armónicas para cumplir con

los requerimientos de la norma IEE 519, el proveedor del VDF deberá incluirlos en su oferta.

17.0 MOTOR DE MEDIA TENSIÓN

Tipo De inducción, de jaula de ardilla Eficiencia Los motores que deben operar durante más de 2000

horas en el año deben ser de alta eficiencia, ya sean comprados como parte integral de los equipos mecánicos o en forma separada.

Cuando el tiempo de operación sea menor que 2000 horas al año o esporádica, podrán ser de eficiencia estándar.

Potencia Para cada equipo de proceso, la potencia del motor

debe ser determinada mediante el conocimiento de los valores de velocidad y torque que efectivamente demanda el equipo de proceso en su operación normal, de tal manera que la potencia en el eje del motor no sea menor que el 90% de su potencia nominal.

Cubierta Podrá ser del tipo:

• Open Machine (IP00, IC01))

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- Drip-proof (IP12, IC01). - Splash-Prof (IP13, IC01). - Semi-guarded Machina (IC01). - Guarded (IP-22, IC01). - Drip-proof Guarded (IP-22, IC01). - Open Independently Ventiled (IC06). - Open Pipe-Ventilated. - Weather Protected I (IP-24, IC01. - Weather Protected II (IP-24, IC01).

• Totally Enclosed Machine

- Totally Enclosed non Ventilated (IC410). - Totally Enclosed Fan Cooled. - Totally Enclosed Fan Cooled Guarded. (IC411). - Totally Enclosed Pipe-Ventilated (IP44). - Totally Enclosed Water cooled (IP54, ICW-86). - Water-Proof (IP55). - Totally Enclosed Air-to Water-Cooled, TEWAC

(IP54, ICW86). - Totally Enclosed Air-to Air-Cooled, TEAAC

(IP54, IC48). - Totally Enclosed Air-Over (IP54, IC417). - Explosión Proof. - Dust-Ignition-Proof.

Normalmente se deberá considerar la cubierta del tipo

Totally Enclosed Machine. La cubierta tipo Open Machine se usará solamente

bajo condiciones de aplicabilidad estudiadas y definidas en cada caso.

Tamaño (Frame) La asignación estándar de los tamaños de cubierta

(frame) debe ser de acuerdo la norma MG-1 Parte 13.0, y según lo indicado en la Hoja de Datos.

Servicio químico “Severe Duty” según IEEE 841. Aislamiento Clase F y elevación de temperatura clase B a factor de

servicio 1,0 a la altura sobre el nivel del mar especificada por el Proyecto.

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La clase de aislamiento de los motores que son alimentados a través de variadores de frecuencia, deberá ser de calidad “Converter Duty”.

Caja de terminales Sus dimensiones deben ser adecuadas para alojar en

su interior cables de tamaño sección comercial inmediatamente superior a la sección del cable que le corresponde según cálculos.

Alimentación mediante Variador de Frecuencia Para disminuir la magnitud de las sobretensiones

transitorias de conmutación, en los casos en que el variador de frecuencia use IGBTs, se deberá considerar filtros dv/dt en la salida del variador de frecuencia.

Alimentación mediante Partidor suave Cuando en la partida del motor sea necesario

disminuir la corriente de partida para limitar la caída de voltaje o para limitar el torque aplicado a la caja reductora y/o al equipo de proceso, se usará partidores suaves.

Protección TEFC, TEAAC o WP II, aislamiento clase F y

elevación de temperatura clase B, factor de servicio 1,0.

Sensores de Temperatura RTDs de platino de 100-ohm.

Dos en cada una de las 3 fases del estator. Uno en cada descanso. Alambrados a una caja independiente de los cables de fuerza.

Sensores de Vibración Para monitoreo de vibraciones. En los casos en que un análisis de Mantenibilidad y Confiabilidad así lo determine. Uno en cada descanso, con señal de salida analógica de 4-20 mA.

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Opcionalmente uno sobre la carcaza, tipo acelerómetro, para respaldo.

Protección Antitransitorios La caja de conexiones del motor, de dimensiones

adecuadas, debe contener un conjunto de condensadores y pararrayos para disminuir la magnitud de las sobretensiones transitorias que lleguen al motor.

Factor de Potencia Superior a 0.85, a plena carga.

Descansos Uno de los dos debe ser aislado, para evitar las

corrientes parásitas inducidas entre los extremos del eje del motor.

Para potencias inferiores a 1,8 MW los descansos

serán tipo rodamientos. Para potencias superiores a 1,8 MW los descansos

serán tipo Sleve bearing.

Por razones de Mantenibilidad, los motores que el proyecto defina, independiente de su potencia deberán tener descansos del tipo manguito o buje partido y diseñados para ser inspeccionados y/o reparados sin desmontar el motor de su posición de trabajo.

18.0 MOTOR DE BAJA TENSIÓN

Tipo De inducción, de jaula de ardilla Eficiencia Los motores que deben operar durante más de 2000

horas en el año deben ser de alta eficiencia, ya sean comprados como parte integral de los equipos mecánicos o en forma separada.

Cuando el tiempo de operación sea menor que 2000 horas al año o esporádica, podrán ser de eficiencia estándar.

Potencia Para cada equipo de proceso, la potencia del motor

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debe ser determinada mediante el conocimiento de los valores de velocidad y torque que efectivamente demanda el equipo de proceso en su operación normal, de tal manera que la potencia en el eje del motor no sea menor que el 90% de su potencia nominal.

Tensión Bajo ½ HP

220 V, 1 fase.

Igual y mayor que ½ HP hasta 250 HP 575 V, 460 V ó 380 V, según corresponda.

Caso especial Los motores de potencia mayor que 187 kW y menor o

igual que 1000 kW, que tengan que ser alimentados a través de variadores de frecuencia, podrán ser alimentados en baja tensión, si así lo recomienda un análisis técnico-económico comparativo entre las alimentaciones en Media y Baja Tensión, que considere:

• Los precios de:

o El transformador de distribución alimentador. o El centro de control de motores. o El variador de frecuencia. o Los cables alimentadores. o El motor. o La superficie ocupada dentro de la sala

eléctrica por los equipos anexos al VDF.

• El valor de las pérdidas a lo largo de la vida útil de la Planta, en:

o El transformador de distribución alimentador. o El centro de control de motores. o El variador de frecuencia. o Los cables alimentadores. o El motor.

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Diseño NEMA Salvo requerimientos especiales, todos los motores deberán tener tamaños estándar según la norma NEMA y ser diseñados para partida directa, con característica de torque clase NEMA B.

Se usará clase NEMA C en compresores, chancadores y correas transportadoras y todo otro equipo que requiera un elevado torque de partida.

Se usará clase NEMA D en transportadores de tornillo, o en puentes grúa y todo otro equipo que requiera elevado torque de partida con un alto deslizamiento.

Enfriamiento Por ventilador (“totally enclosed fan cooled”) TEFC. Servicio químico “Severe Duty” según IEEE 841. Aislamiento Clase F y elevación de temperatura clase B a factor de

servicio 1,0 a la altura sobre el nivel del mar especificada por el Proyecto.

La clase de aislamiento de los motores que son alimentados a través de variadores de frecuencia, deberá ser de calidad “Converter Duty”.

Caja de terminales Sus dimensiones deben ser adecuadas para alojar en

su interior cables de tamaño sección comercial inmediatamente superior a la sección del cable que le corresponde según cálculos.

Alimentación mediante Variador de Frecuencia Para disminuir la magnitud de las sobretensiones

transitorias de conmutación, en los casos en que el variador de frecuencia use IGBTs, se deberá considerar filtros dv/dt en la salida del variador de frecuencia.

Alimentación mediante Partidor suave Cuando en la partida del motor sea necesario

disminuir la corriente de partida para limitar la caída de voltaje o para limitar el torque aplicado a la caja reductora y/o al equipo de proceso, se usará partidores suaves.

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19.0 RECTIFICADORES Y SISTEMAS DE CORRIENTE CONTINUA 19.1 Rectificadores de Potencia para Electroobtención y Electrorefinación 19.1.1 Transformador-Rectificador

Instalación En sala eléctrica tipo prefabricada. Cantidad Cuatro (4) en total. Diseño básico Cuatro (4) TR (Transformador–Rectificador) de 6

pulsos, idénticos excepto porque sus grupos de pulsos están desfasados entre sí de manera que en conjunto son vistos desde el lado primario del transformador de poder que los alimenta, como si fueran un solo rectificador de 24 pulsos.

Para voltajes de salida menores que 300 V, se

recomienda preferir la configuración secundario doble estrellla.

Para voltajes de salida mayores que 300V, se

recomienda preferir la configuración puente hexafásico con un secundario trifásico.

Entrada Conexión al sistema de Media Tensión.

Desconectador en SF6 o en Aire, para apertura bajo carga, con cuchillas de puesta a tierra, alojado en una celda de media tensión.

Transformador del Rectificador

Primario de media tensión: Conectado en delta ó estrella, con cambiadores de tap sin carga, manual, con 7 taps: -5 %, 0 %, +2,5 %, +5 %, +7,5 %, +10 %, +12,5 %. Atendiendo a la eficiencia energética y a que frecuentemente después de la puesta en operación el cambiador de tap continúa indefinidamente en su posición inicial, se recomienda considerar la especificación de un cambiador de tap en carga y

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automático. Secundarios de baja tensión:

Dos, conectados en estrella, con sus neutros unidos a través de una reactancia necesaria para disminuir la amplitud de la corriente circulante de tercer armónico.

Salida Corriente y voltaje nominal

Sus valores son definidos por la Ingeniería de Procesos del Proyecto.

Rectificador Tiristores Controlados por un PLC propietario. Con control local y remoto desde la Sala de Control de

la Planta. Control de corriente En todo el rango de 0% al 100% de la corriente

nominal del rectificador (local y remoto). Enfriamiento Agua des-ionizada, la cual a su vez será enfriada por

medio de un intercambiador de calor agua-aire. Medición de corriente continua Por suma de las corrientes medidas por

transformadores con núcleo de aire ubicados en cada una de las fases que alimentan al rectificador.

Barras CC Las dos barras de corriente continua, positiva y

negativa, se prolongan hacia el exterior a través de dos desconectadores motorizados.

Medición corriente continua Normalmente la corriente continua es medida

sumando las corrientes de transformadores de corriente con núcleo de aire, que se ubican en las fases secundarias que alimentan el rectificador.

Opcionalmente se puede especificar que en la barra

positiva o en la barra negativa se instale un medidor tipo LEM.

19.1.2 Bancos de Filtros de Armónicos y Corrección del Factor de Potencia

Cantidad Dos grupos.

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Factor de Potencia La capacidad de potencia reactiva neta total, de los

bancos de filtros de armónicas, debe ser la necesaria para que el factor de potencia en el lado primario de los transformadores de poder que los alimentan, sea como mínimo 0,98 inductivo, con un máximo de 0,98 capacitivo, según la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio en sistemas eléctricos interconectados.

Filtros de armónicas Por cada barra de Media Tensión.

Filtros de 5ª y 7ª para la compensación del factor de potencia. Cada filtro constará de un grupo de reactores (uno por cada fase). Banco de condensadores en disposición doble estrella, con neutros unidos entre sí, pero levantados de tierra. En el conductor que une los neutros se instalará un transformador de corriente (T/C) que medirá los desbalances, en caso de falla de algún condensador integrante del banco. Cuando se detecte un desbalance, el T/C energizará un relé 50, el cual dará orden de apertura al interruptor del filtro. Cada filtro se conectará al sistema por medio de un desconectador con operación sin carga, el cual será energizado por medio de un interruptor del Switchgear principal de la Planta. Todo el sistema de filtros será tipo intemperie ó para montaje en container, según evaluación.

Protección El conjunto de filtros debe estar en un recinto

encerrado por una reja de protección de 2 metros de alto, con dos puertas con chapas y llaves tipo kirk-key que al abrirse sin el conocimiento o autorización del operador de la Planta de Electroobtención harán que se abran los interruptores del switchgear de media tensión que energizan los filtros.

Diseño de los filtros Según las Normas IEEE 519 y IEEE 1531.

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19.2 Rectificadores Auxiliares para electroobtención 19.2.1 General

Aplicación En Planta de extracción de cobre por solventes, con

electroobtención. En estas plantas si se suspende la corriente en las

celdas de electroobtención se inicia un proceso de corrosión en los ánodos de plomo, que contaminaría el electrolito y consecuentemente a los cátodos que fueran producidos posteriormente.

En el caso de una caída del sistema eléctrico, para

evitar el proceso de corrosión en los ánodos de plomo es suficiente mantener una pequeña corriente en las celdas, suministrada por un rectificador auxiliar alimentado a su vez desde un grupo motor-generador.

Por su pequeño tamaño, el rectificador auxiliar se

ubica en el interior de uno de los rectificadores del grupo.

Diseño Entrada

La tensión de entrada deberá ser la tensión nominal de baja tensión de la Planta.

Transformador Tipo seco con 5 taps: -5%, -2.5%, 0%, +2.5% y +5%. Rectificador Tipo puente trifásico de onda completa de 6 pulsos. Salida El voltaje y la corriente de salida deben ser las especificadas por Ingeniería de Procesos.

19.2.2 Generador de Emergencia para los rectificadores auxiliares

Objetivo Alimentar los rectificadores auxiliares en el caso que no se disponga de alimentación desde la red normal.

Diseño Motor diesel y generador trifásico.

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Con sistema Cargador y Batería.

Con panel de distribución de la alimentación de los rectificadores auxiliares y control para la partida y detención automática del grupo. Debe tener un estanque de petróleo diario, con capacidad para una operación continua durante 24 horas.

Protección El grupo completo debe estar en una caseta tipo

contenedor, para montaje a la intemperie.

Operación La entrada y salida de operación es controlada por un Panel de Transferencia Automática, que supervisa el estado de la corriente alterna a ser rectificada y la disponibilidad del grupo de emergencia para entrar en operación y salir de operación cuando se restablezca la tensión alterna de la Planta EW.

Los estatus de las condiciones de operación deben ser

supervisados por el sistema de control central de la Planta.

19.3 Sistema de Barras de Corriente Continua

Objetivo Conectar eléctricamente los Rectificadores de Poder

con las celdas de electro-obtención. Se incluyen las barras interceldas. Materiales Las barras serán de Cu de alta conductividad, ETP

110 con las uniones plateadas para una mejor conexión. Se ubicarán uniones flexibles cada cierto trecho en las barras troncales, lo cual será establecido por el fabricante de las barras, como así también en el ensamble de las barras con los rectificadores de poder.

Barras Troncales Conectarán el rectificador con las celdas, y serán

soportadas por aisladores, los que se instalarán sobre perfiles H de acero, los cuales a su vez estarán

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montados sobre pedestales de hormigón armado. Aisladores Serán de tipo pedestal. Se montarán sobre cajas de

acero inoxidable, de tal forma que permitan el reemplazo de los aisladores de soporte de barras, sin necesidad de desarmar el conjunto completo.

Diseño Máxima temperatura de diseño: 80ºC (50ºC de

elevación sobre 30ºC de temperatura ambiente) para la máxima corriente de operación. Aisladores con clase de aislamiento 7,5 kV, y aptos para soportar una corriente de cortocircuito de c.c. del orden de 200 kA. Las barras troncales serán de ½” de espesor y 12” ó 15“ de alto con una longitud máxima a fijar por el fabricante Deberán soportar su corriente máxima de diseño. Distanciamientos y protecciones contra eventuales contactos, según lo establecido en el National Electric Code, NEC y Std 463-1993 IEEE Standard for electrical safety practices in electrolytic cell line working zone.

Barras interceldas Serán fabricadas en cobre ETP 110, con doble punto

de contacto para barras soporte de ánodos y cátodos, a fin de minimizar las caídas de voltaje por contacto.

Descansos “Sleve bearing”, “Accesible sin desarmar el motor”.

20.0 CONDUCTORES 20.1 Normas

Los cables deben ser diseñados y probados para cumplir o exceder los requerimientos establecidos en las últimas versiones de las siguientes normas: NEMA WC70/ Insulated Cable Engineers Association, Inc. /ICEA S-95-658 UL44 Thermoset – insulated Wires and Cables. UL62 Flexible Cords and Cables UL83 Thermoplastic-Insulated Wires and Cables.

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UL1581 Reference Standard for Electrical Wires, Cables, and Flexibles Cords.

IEC 60301 Test for Electric Cables Ander FIRE Conditións. Circuit Integrity.

IEC 60332-1 Test on Electric and Optical Fibre Cables Ander FIRE onditions. Part 1 Test for vertical flame propagation for a single insulated wire or cable.

IEC 60332-2 Test on Electric and Optical Fibre Cables Ander FIRE onditions. Part 2 Test for vertical flame propagation for a single small insulated wire or cable.

IEC 60332-3 Test on Electric and Optical Fibre Cables Ander FIRE onditions. Part 3 Test for vertical flame spread of vertically-mounted bunched wire or cables.

IEC60754-1 Test on gases evolved during combustión of material from cables. Part 1 Determination of the amount of halogens.

IEC60754-2 Test on gases evolved during combustión of material from cables. Part 2 Determination of degree of acidity of gases volved during the combustión of material taken from electric cables by measuring pH and conductivity.

IEC61034-1 Measurement of smoke density of cables burning under defined conditions. Part 1 Test apparatus.

IEC61034-2 Measurement of smoke density of cables burning under defined conditions. Part 2 Test procedure and requirements.

20.2 Tipos de cables según su aplicación

Fuerza Multiconductores y monoconductores.

Sus secciones normalmente son desde el calibre # 14 AWG hasta 1000 MCM.

Control Multiconductores, de 3, 4, 5, 7, 9, 12, 19 y 27

conductores. Sus secciones normalmente son # 18 AWG a # 12

AWG Deben ser tipo TC (Tray Cable) cuando se instalan

sobre escalerillas.

Control Multiconductores de cobre blando sin estaño, cableados con aislamiento de XLP, armados y sin blindaje, aptos para temperaturas de servicio de 90ºC, norma de fabricación y ensayo ICEA 5-66-524, clase

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de aislamiento 600 V, con 3, 4, 5, 7, 9, 12, 19, ó 27 conductores. Código de colores según ICEA 5-1 9-81, método 1. Serán tipo TC (tray cable) cuando se instalen en escalerillas porta-conductores.

Instrumentación Tipo PL TC. 20.3 Cables de Fuerza - Media Tensión General Los cables de fuerza y sus pantallas (shielding)

deberán ser dimensionados de forma tal que tengan capacidad para soportar un cortocircuito durante el tiempo máximo de interrupción y despeje del dispositivo de protección de cortocircuito, incluido el tiempo de operación del relé.

Sobre el conductor, deberán tener a lo menos las siguientes capas:

Capa de material semiconductor, extruído sobre el conductor.

Capa aislante libre de halógenos y sulfuros. Capa de material semiconductor extruído sobre la

capa aislante. Pantalla Electrostática, de cinta de cobre traslapada. Relleno para mantener la forma circular del cable.

Dentro del material de relleno, se debe incluir tres (3) conductores para conexión a tierra. La sección total de estos tres conductores, debe ser igual como mínimo al 50% de la sección nominal de uno de los conductores principales de fase.

Chaqueta interior de material libre de halógenos y de sulfuros.

En caso de estar expuestos a eventuales daños mecánicos, o canalizados a través de un cable mensajero, los cables tendrán armadura consistente de dos (2) capas de doble cinta de acero galvanizado y traslapado.

Chaqueta de material libre de halógenos y de sulfuros. Color según el nivel de tensión indicado en la Requisición correspondiente.

Con retardo a la llama, aislamiento de polietileno reticulado (XLPE) con revestimiento de PVC, norma de fabricación e inspección ICEA Nr. S-66-524.

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Servicio en 23 kV Clase 25 kV con nivel de aislamiento 100%, con sección mínima # 2 AWG.

Servicio en 13,8 kV Clase 15 kV con nivel de aislamiento 100%, con

sección mínima # 4 AWG. Servicio en 4,16 kV Clase 5 kV con nivel de aislamiento 100%, con

sección mínima # 8 AWG. Terminaciones Con mufas terminales termocontraíbles o retráctiles

con conos de alivio, en ambos extremos.

Temperaturas Normal: 90°C Máxima sobrecarga emergencia: 130°C

Máxima cortocircuito: 250°C. Conexión de pantallas La pantalla deberá conectarse a tierra en un solo

punto, y deberá soportar las corrientes que circulan por ella debidas a un cortocircuito monofásico.

20.4 Cables de fuerza de baja tensión Voltaje de Servicio Clase 600 V.

Cobre trenzado clase B, aislamiento de polietileno reticulado (XLPE), tipo TC cuando sea instalado en escalerillas, resistente a la humedad y el calor, y deberán cumplir norma de fabricación e inspección de ICEA Nr S-64-524. La sección mínima es # 14 AWG

Temperaturas Normal: 90°C Máxima sobrecarga en emergencia: 130°C

Máxima cortocircuito:250°C. 20.5 Cables para instalaciones de alumbrado

Tipos Monoconductores y Multiconductores, de sección mínima # 14 AWG, tipo TC cuando se instala en escalerillas

Tensión máxima de servicio: 600 V Temperatura máxima de servicio: 90° C.

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Calibres Preferentemente # 14, # 12, # 10, # 8, # 6 AWG N° de hebras: Mínimo 7 hebras para calibres # 14, #

12 y # 10 AWG, y mínimo 19 hebras para calibres # 8 y # 6 AWG

Aislamiento Termoplástico. Terminales Tipo compresión, de cilindro largo de cobre. Con capa

de estaño o plateado. Colores Azul, negro, rojo (secuencia de fases 1-2-3), blanco

(neutro), y verde (tierra). 20.6 Cables para Mina Subterránea

Características requeridas Los requisitos para los cables en Mina subterránea son:

• Propiedades eléctricas, mecánicas, térmicas y

ambientales en conformidad a las normas apropiadas.

• Armados, con doble cinta de acero galvanizado y traslapadas.

• Retardantes a la llama que satisfacen las normas sobre el tema.

• Resistentes al fuego • Autoextiguible. • Resistente a la humedad. • Resistente al ozono. • Libres de halógenos y sulfuros. • Baja densidad de humo. • Baja toxicidad de gases de combustión. • Baja corrosividad de gases de combustión. Nota Los requisitos de baja densidad de humo, baja toxicidad y baja corrosividad de los gases de combustión excluyen a materiales comunes tales como: Cloruro de Polivinilo (PVC), Polietileno Clorosulfonado (Hypalon), Polychloroprene (Neoprene), Fluorocarbonos (Teflón), y a otros materiales de cables que contienen halógenos y

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sulfuros. Resistencia al fuego Los conductores eléctricos podrán tener una de las

tres categorías según su resistencia creciente al fuego:

• Cables retardantes a la llama probados bajo

configuración monopolar (IEC 332-2). • Cables retardantes a la llama probados bajo

configuración agrupada (IEC 332-3). • Cables resistentes al fuego según norma IEC 331.

Esta categoría la deben cumplir cables que deben seguir funcionando durante y después de un incendio durante un cierto tiempo. Se usarán en instalaciones de alta seguridad para alarmas y señales de sistemas contra incendios.

A continuación se indican las propiedades requeridas en la selección de cables respecto de seguridad contra fuego.

Propiedad Norma Requisito Observaciones

Llama y propaga-ción de fuego

IEC 60332-2 IEC 60332-1 IEC 60332-3

Cumplir Cumplir Cumplir

Aplica a todos los cables monopolares Aplica a todos los cables y monoconductores > 0.5mm2

Aplica a todos los cables y monoconductores con diámetro exterior > 10mm2

Resistencia al fuego IEC 60331 Cumplir

Para cables con funciones especiales de seguridad (emergencia, alarmas, alumbrado, levante, etc.)

Densidad de humo

ASTM E 662 (o ASTM F 814) IEC-1034-1&2

DS < 250 en modo lama y no-llama

Cumplir

Para todos los cables Para todos los cables principales

Toxicidad gases ATS 1000.001

HF < 100 HCI < 150 HCN < 150

SO2 + H2S < 100 CO < 3500

NO + NO2 < 100

Valor medio en ppm de a lo menos 3 muestras dentro de 4 minutos bajo el modo de llama y no-llama

Corrosividad de los gases IEC 60754-2

pH > 4 Conductividad < 100 μS/cm

Los cables deben ser libres de halógenos y súlfuros (menos de 0.1% por peso)

Resistencia UV IEC-68-2-5 Sin decoloración No pegajoso

Procedimiento C 10 días, 40ºC

Indice de temperatura de la cubierta

BS 2782, Parte 1 Pasar FT > 260ºC, largo de quemado < 50mm

20.7 Cables para mina a rajo abierto

Se usará preferentemente el tìpo SHD GC, con tierra y cable supervisor piloto de

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tierra. Aislación de caucho etileno propileno (EPDM), flexible. Apantallado de cada fase constituido por un trenzado mixto de cable de cobre estañado y algodón sobre una cubierta de semiconductora. Revestimiento final servicio extra pesado, de gran resistencia al arrastre, golpes, rasgaduras, intemperie, ozono, agentes químicos y fuego.

20.8 Sellado de pasadas de cables

Deben conformar un pasa muro capaz de sellar contra el fuego, humo, gas, agua polvo. Deben ser aprobados bajos las normas: ISO 834, NT Fire 005, UL 1479 y 5/1990 y ASTM. Como referencia se usará preferentemente los siguientes dos tipos de sellado: − Fire Stop, de apariencia y consistencia similar a un vaciado de yeso.

− Roxtec, consistentes en módulos de goma ignífuga, de diámetro ajustable a

un marco metálico. 21.0 GENERADOR DE EMERGENCIA 21.1 General

Altitud Diseñado, fabricado y probado para operar a la altitud

especificada. Derrateado por altura sobre el nivel del mar en voltaje,

corriente y potencia según las normas ANSI aplicables.

Suministro Suministrado completo con todos sus componentes y

materiales que se requieran para su instalación en el terreno.

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21.2 Alternador

Aislamiento Clase F y sus valores nominales deberán basarse en la Clase de elevación de temperatura B.

Capaz de entregar su corriente nominal a tensión nominal a la altitud especificada.

Capacidad Capaz de soportar una sobrecarga de 10 % durante 2

horas en un período de 24 horas.

Adecuado para alimentar una carga no sinusoidal con distorsión armónica.

Control Con control local de regulación automática de

velocidad y voltaje en el rango de +/- 3 % . Panel de control Con un panel local de distribución con:

• 1 Interruptor de caja moldeada. • 1 Vóltmetro. • 1 Ampérmetro.

Los instrumentos indicadores deben tener una precisión de 1 % y deben ir montados en una parte visible del frente del equipo.

21.3 Motor Diesel

Motor Motor Diesel adecuado para partida con baja temperatura ambiental y operación a 1500 rpm.

El panel de instrumentos debe tener todos los dispositivos necesarios para el control y protección del motor, incluyendo un horómetro y un anunciador de alarmas.

El control del motor Debe incluir un motor de arranque, una batería de 12

o 24V y un cargador de batería alimentado desde la red auxiliar de 220V-1Fase-50Hz.

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Cabina El Grupo Diesel deberá ser montado en una cubierta insonorizada adecuada para operar bajo un cobertizo que lo protegerá de la lluvia y de la nieve.

21.4 Estanque de Combustible

Estanque Con capacidad para 12 horas de funcionamiento, con todos los dispositivos necesarios para la carga y monitoreo del combustible.

• Estanque de combustible. • Bomba de transferencia. • Soportes. • Indicador de nivel. • Tapa y venteo.

21.5 Cubierta

Cubierta Insonorizada para contener y operar los siguientes equipos:

• Grupo motor generador propiamente tal. • Motor eléctrico de partida. • Silenciador de escapes. • Radiador de calor. • Batería. • Cargador de Batería. • Panel de Control del generador y del motor. • Panel de Distribución.

21.6 Operación

Operación Condiciones ambientales

• Altura sobre el nivel del mar: 1916 metros. • Temperatura ambiente: 9 ºC a 28 ºC • Humedad: 40 % a 90 %. • Ambiente altamente corrosivo con neblina ácida

22.0 SALAS ELÉCTRICAS DE ALBAÑILERIA ARMADA

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Ubicación Cerca de los centros de las cargas para reducir las longitudes de los alimentadores.

Tipo de Sala: En albañilería armada y/o hormigón armado.

Las paredes deben constituir una barrera contra el fuego de a lo menos 2 horas de duración. Las puertas y ventanas deben ser de material incombustible.

Accesos Dos puertas, ubicadas en los extremos de sus lados

de mayor longitud. Hermeticidad Las puertas deben poseer cierre hermético, con

apertura mediante barra antipánico. El acceso principal deberá tener dos puertas con

cierre hermético y un espacio entre ellas que permita entrar o salir de la sala sin que las dos puertas tengan que estar abiertas simultáneamente.

Sistema Acondicionador de aire Tipo Split. Recirculación y enfriamiento del aire

ambiente de la Sala. Tamaño: Modular, en módulos de 60.000 o 80.000 BTU/h. Su sistema de control debe estar Interconectado con el sistema de detección de incendio para proceder con su detención ante emergencias.

Regulación: La temperatura interior deberá

mantenerse dentro del rango de +5°C hasta +28°C.

Presurización: En las áreas que el proyecto defina como de polvo excesivo en el ambiente, se deberá considerar la presurización de la sala, con aire limpio.

Equipos a instalar Switchgears de media y baja tensión. Centros de control de motores de media y baja

tensión. Variadores de frecuencia de media y baja tensión. Transformadores de alumbrado. Transformadores de servicios auxiliares. Paneles de distribución de alimentación para fuerza,

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alumbrado y control. Paneles de entradas/salidas de sistemas de control. Paneles de control y comunicación. Equipos del sistema acondicionador y presurizador del

aire ambiente de la sala. Cargas mecánicas Sobre el piso: 1.000 kg/m2

Sobre el techo: 300 kg/m2.

23.0 SALAS ELÉCTRICAS PREFABRICADAS

Ubicación Cerca de los centros de las cargas para reducir las

longitudes de los alimentadores. Tipo de Sala: Tipo contenedor. Todas las partes estructurales, cubiertas, puertas y

ventanas deben ser de material incombustible, con una resistencia al fuego durante a lo menos 2 horas de duración.

Accesos Dos puertas, ubicadas en los extremos de sus lados

de mayor longitud. Hermeticidad Las puertas deben poseer cierre hermético, con

apertura mediante barra antipánico.

En los casos de ambiente con mucho polvo en suspensión el acceso principal deberá tener dos puertas con cierre hermético y un espacio entre ellas que permita entrar o salir de la sala sin que las dos puertas tengan que estar abiertas simultáneamente.

Sellos pasadas de cables Las pasadas de cables serán selladas, herméticas,

no higroscópicas, e ignífugas. Deben conformar un pasamuro capaz de sellar contra

el fuego, humo, gas, agua y polvo. Como mínimo los sellados deben ser probados bajo

las normas ISO 834, NT FIRE 005, UL 1479, DIN N4102/9 y 5/1990, ASTM u otras equivalentes.

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Se emplearán sistemas de sellado típicos, similares a

Roxtec o Firestop. Sistema Acondic. de Aire Tipo Split.

Recirculación y enfriamiento del aire ambiente de la sala.

Su sistema de control debe estar Interconectado con

el sistema de detección de incendio para proceder con su detención ante emergencias.

Tamaño: Modular, en módulos de 60.000 o 80.000 BTU/h.

Regulación: La temperatura interior deberá

mantenerse dentro del rango de +5°C hasta +28°C. Presurización En las áreas que el proyecto defina como con polvo

excesivo en el ambiente, se deberá considerar la presurización de la sala, con aire limpio.

Equipos a instalar Switchgears de media y baja tensión. Centros de control de motores de media y baja

tensión. Variadores de frecuencia de media y baja tensión. Transformadores de alumbrado. Transformadores de servicios auxiliares. Paneles de distribución de alimentación para fuerza,

alumbrado y control. Paneles de entradas/salidas de sistemas de control. Paneles de control y comunicación. Equipos del sistema acondicionador y presurizador del

aire ambiente de la sala. Cargas mecánicas Sobre el piso: 1.000 kg/m2

Sobre el techo: 300 kg/m2.

Montaje Las salas prefabricadas normalmente de montan

sobre pilotes de 400x400mm y altura de 1,8 m típica.

Las condiciones de sismicidad tanto de la Sala

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Eléctrica Prefabricada como de las estructuras de hormigón armado que la soportará están sujetas a lo que se indique en las especificaciones sísmicas de las Condiciones de Sitio de cada Proyecto y a las consideraciones y criterios de los especialistas civiles-estructurales.

24.0 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

Diseño En conformidad con:

• IEEE N° 80-2000 Guide for Safety in Substation Grounding.

• IEEE 142 - 2000 Recommended Practice for Grounding of Industrial and Comercial Power Systems.

• IEEE 81 – 2000 Recommended Guide for Measuring Ground Resistance and Potencial Gradients in the Earth.

• NEC – 2005.

Mallas de Tierra locales en las diferentes áreas de la planta, construidas con conductores de cobre desnudo clase B, 37 hebras, calibres # 4/0 AWG para el contorno; calibres # 4/0 AWG ó # 2/0 AWG para el reticulado de la malla, y # 2/0 AWG para los chicotes de conexión a tierra.

Todas las cubiertas metálicas de los equipos eléctricos deben ser conectadas directamente a sistema de puesta.

Conexiones Las conexiones bajo tierra deberán ser efectuadas con

soldaduras de tipo exotérmica.

SS/EE y Salas Eléctricas Tendrán su propia malla de tierra de puesta a tierra.

Estas estarán interconectadas, según se requiera, para mantener potenciales de paso y de contacto dentro de los límites aceptables.

Para instrumentación Todas las conexiones de las tomas de tierra de los

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sistemas de instrumentación y control deben ser concentradas en una barra de tierra que a su vez debe ser conectada a un solo punto de la malla de tierra general de la Planta mediante un cable de cobre aislado, color verde, de sección típica # 2/0 AWG.

Se debe procurar en lo posible que el punto de

conexión a la malla de tierra general esté alejado de los puntos en que se conectan a la malla de tierra los equipos eléctricos.

Por otro lado, la cubierta metálica de protección de los equipos de instrumentación y control se deben conectar a tierra como cualquier equipo eléctrico.

Instalación Los conductores de la malla, se colocarán en el relleno

de las fundaciones a 0.5 m de éstas y 0.6 m bajo el piso terminado, incluso en zona de caminos.

Las partes estructurales metálicas del perímetro de

cada edificio deberán ser conectadas también a esta malla de puesta a tierra.

Las conexiones entre mallas deberán ejecutarse en una cámara de inspección de modo de facilitar las mediciones parciales.

Interconexión de mallas Deberán interconectarse a través de 2 cables de Cu

calibre #4/0 AWG incluidos en bancos de ductos y líneas de distribución. En lo posible estos cables deben ser instalados separadamente.

Escalerillas porta-cables Deberán llevar adosado a lo largo de todo su

recorrido, un conductor de cobre cableado de 19 hebras # 2/0 AWG desnudo, sujeto a la parte lateral externa de las escalerillas mediante prensas apernadas. Este conductor debe ser conectado a la malla de tierra en sus dos extremos.

Canaletas de hormigón Se procederá en forma similar a con las escalerillas, pero usando un cable # 4/0 AWG.

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Conexión a tierra Transformadores de poder, generadores de poder,

CCMs y motores de potencia sobre 250 HP, se conectarán a la malla de tierra mediante dos chicotes de sección # 2/0 AWG.

Motores de potencia >50 HP y ≤ 250 HP, Paneles de

Distribución y Enchufes de Soldadoras, se conectarán a la malla de tierra mediante un chicote de sección # 2 AWG.

Motores de 50 HP o menos Para cada motor la tierra será llevada por un cuarto

conductor del cable alimentador del motor. Este conductor, se deberá conectar en forma

individual a la barra de tierra del Switchgear, Centro de Control de Motores ó Panel de Distribución, según corresponda.

Identificación Los conductores de puesta a tierra con aislamiento

color verde con franjas amarillas, ò color verde.

25.0 PROTECCION CONTRA DESCARGAS ATMOSFERICAS Y TRANSITORIOS

Diseño Se deberá instalar pararrayos en los puntos en que una línea aérea cambia a cable subterráneo, ó donde un equipo eléctrico se conecta a una línea aérea.

La protección contra descargas atmosféricas en

edificios y estanques debe ser de acuerdo con lo establecido en las normas:

• ANSI/NFPA 78. Lighting Protection Code. • ANSI/NFPA 70. National Electric Code. • ANSI/IEEE 142. IEEE Recommended Practice for

Grounding of Industrial and Commercial Power Systems.

• Consultants Handbook. Recommendation for the Protection of the Structures Against Lightning. FURSE

Supresores de transientes Se deberá proveer supresores de

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transientes en todos los motores de media tensión, que sean accionados desde partidores que usen contactores al vacío.

Estos supresores consistirán en pararrayos y

condensadores instalados en la caja de conexiones del motor, o en una caja lo más cercana posible al motor.

Puesta a tierra Todos los edificios en acero y estructuras deberán ser

conectadas sólidamente a la malla de tierra principal de la planta.

26.0 CANALIZACIONES 26.1 Escalerillas portaconductores

Diseño Escalerillas porta-conductores, con tapa, para canalizar cables de fuerza y control.

Instalación En Salas Eléctricas y en áreas de proceso donde las

condiciones lo permitan. Escalerilla común Utilizar separadores de cables para fuerza y control. Escalerillas independientes Según recomendaciones de IEEE 518 y

los requerimientos del NEC

Materiales AceroPara trabajo pesado, galvanizadas en caliente después de fabricadas. FRP En áreas corrosivas.

Eclisas Serán de acero para escalerillas o bandejas de acero,

y de acero inoxidable en el caso de las escalerillas de FRP.

Fabricación En tramos de 3 m. de longitud, con laterales de 100

mm., palillos ranurados 1.5 mm de espesor, soldados a una distancia de 15 cm.

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Llenado La cantidad de cables que se instalen en las escalerillas estará en estricta conformidad con el NEC.

Cables de señales Para los cables de señales débiles se deberá preferir

las bandejas de acero galvanizado con paredes llenas y con tapas del mismo material.

En instalaciones con ambiente corrosivo, se

emplearán bandejas de FRP o PVC. 26.2 Conduits

Diseño Conduits para canalizaciones de cables, de fuerza,

control y alumbrado para uso general, expuesto a la vista, serán de acero galvanizado en caliente.

En bancos de ductos ó circuitos de alumbrado

embutidos, los ductos serán de PVC Schedule 40. Se usará Schedule 80 en losas armadas ó en áreas

corrosivas a la intemperie, y en circuitos de alumbrado, fuerza o control.

Diseño en áreas corrosivas Se utilizarán conduits de acero recubierto con PVC. Longitud de conduits Todos los conduits serán de 3 m. Los conduits de 3”

de diámetro y superiores, serán de 6 m de longitud.

Diámetros mínimos Instalaciones dedicadas sobre y bajo tierra serán de 25 mm para PVC, ó ¾” para acero. En instalaciones subterráneas o bancos de ductos: 50 mm.

Diámetros estandarizados ¾”,1”,11/2”, 2”, 3”, 4” y 6”. Norma de fabricación ANSI C80.1 para conduits de acero. Cantidad de cables Debe cumplir con lo establecido en el NEC. Ductos separados Para cables de fuerza, control y comunicaciones. Areas peligrosas Conduit de acero con protección a base de pintura

anticorrosivo. En áreas clasificadas como explosivas, cada conduit se llenará con pasta “compound”. Los

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conduits flexibles serán a prueba de explosión. Fittings de expansión En cruce de edificios, ó juntas de expansión en

fundaciones. Conexión a motores Con ductos metálicos flexibles, estancos, con

chaqueta de PVC, tipo UA. Conduits a la vista Incluir cajas de paso metálicas. Cada tramo no deberá

exceder de 20 m. con un máximo de 2 curvas de 90°, ó 180° totales acumulados en curvas. En áreas corrosivas, se usarán cajas de paso de PVC.

26.3 Bancos de ductos

Diseño Los ductos podrán ser cañerías de acero galvanizado

de pared gruesa, según ANSI C80.1, o de PVC schelude 40 o 80.

El banco de ductos podrá ser embebido o no en

concreto. Los bancos de ductos deben ser embebidos en

concreto con armadura en los cruces de camino y las áreas con tráfico de vehículos.

Calidad de los ductos Los ductos serán cañerías de acero galvanizado tipo

ANSI C.80.1 ó PVC Schedule 40. Pendiente de los ductos Tendrán una pendiente mínima de 0.25% entre

cámaras del banco. Reserva Deberán incluir una provisión de ductos de reserva de

25% mínimo. Profundidad del Banco La cara superior del banco de ductos debe quedar

como mínimo 450 mm bajo el nivel de piso terminado. En los cruces de caminos esta distancia debe ser 600 mm.

Cámaras de acceso Si están ubicadas en línea recta la distancia entre ellas

podrá ser como máximo 120 metros. La cara superior del banco de ductos debe quedar como mínimo 450

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mm bajo el nivel de piso terminado. En los cruces de caminos esta distancia debe ser 600 mm.

La distancia entre cámaras podrá como máximo 90

metros si entre ellas hay hasta 2 curvas con desviaciones no superiores a 60 grados respecto de la línea recta.

Ductos de PVC enterrados En los bancos de ductos sin protección de

hormigón pobre los conduits deberán estar dispuestos sobre una capa de arena limpia y cubiertos con el mismo material hasta 150 mm sobre su nivel superior.

Finalmente sobre su nivel superior se colocará una

capa de hormigón pobre coloreado color rojo, como medida de protección mecánica. La profundidad mínima será de 500 mm.

Ducto rígido enterrado Deberá ser relleno con material fino compactado. La

profundidad mínima será de 150 mm. 27.0 INSTALACIÓN DE ALUMBRADO 27.1 Niveles de alumbrado

Diseño La iluminación deberá ser diseñada esencialmente

libre de sombras y con distribución uniforme. Los contrastes en los niveles de iluminación deberán limitarse a razones de 4:1 en áreas interiores y 6:1 en exteriores (alumbrado de calles). Deberá evitarse el efecto estroboscópico sobre motores y otros equipos rotatorios. EI sistema de alumbrado deberá proyectarse en 380/220 volts, tres fases, neutro y tierra.

Niveles de iluminación Los sistemas de iluminación, deberán ser diseñados

para proveer los siguientes niveles de iluminación, sobre un plano ubicado a 0.76 m sobre el nivel de piso, sin perjuicio de los requerimientos especiales que pudieran existir en algunas áreas de proceso.

Áreas y niveles (en Lux) Áreas de Operación, interior : 400

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Áreas Operación, Exterior : 400 Áreas de Operación, Exteriores puntuales : 500 Áreas de Operación, Bajo Plataformas : 200 Área de Estanques SX : 200 Escaleras : 200 Sala de Equipo Eléctrico y Control : 500

Salas de Máquinas : 500 Laboratorios : 1000 Oficinas : 500 Talleres : 500

Salas de Cambio : 200 Bodegas : 200

Patios : 50 Caminos : 20 Las Áreas no indicadas deberán cumplir los estándares de Ilumination Engineers Society.

Comando EI comando de alumbrado se hará directamente por

medio de los interruptores del tablero de distribución de alumbrado, excepto en oficinas, talleres y salas de equipo eléctrico, donde se utilizaran interruptores de pared.

En las salas de control se proveerán controles para el

ajuste del nivel del alumbrado. Control EI control de alumbrado exterior se hará mediante

celda fotoeléctrica o temporizador, centralizado y con operación automática y manual, la cual accionará un contactor mediante un circuito de control en el panel de alumbrado correspondiente.

Carga máxima Los circuitos de alumbrado se cargarán como máximo

hasta el 80% de la capacidad permanente de los conductores e interruptores, con un máximo de 4 kW por circuito.

Regulación de tensión La caída de voltaje en los circuitos de alumbrado será

3% máximo, calculado desde el tablero hasta el punto más alejado del circuito respectivo.

Ahorro de energía La disposición de alumbrado y circuitos, se diseñará

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de manera de poder reducir el nivel de alumbrado durante periodos de baja actividad.

27.2 Equipos de iluminación

Tipos de lámparas En las áreas donde se efectúen labores se emplearán

lámparas de haluro metálico y/o de sodio de alta presión.

Alumbrado exterior Las lámparas para alumbrado exterior serán tipo calle

con lámpara de vapor de sodio de alta presión, con deflector para impedir la contaminación lumínica del cielo, cumpliendo con la regulación chilena DS Nº 686/98.

Salas de control Se instalarán equipos fluorescentes, de 2 x 40 W ó 4 x

40 W, 220 V, tipo partida rápida, industrial, complementados con unidades de alumbrado de emergencia. Estas últimas unidades, estarán equipadas con lámparas, batería, cargador y relé automático de transferencia y se conectarán al sistema de alumbrado normal operando automáticamente en caso de caída de tensión.

Áreas de proceso Deberán contar con equipos autónomos para

emergencia del tipo indicado, según se requiera. Áreas exteriores Subestaciones, Patios, caminos. Sodio Alta Presión. Oficinas, Salas de Control, Salas de Mantención. Fluorescente Color “Coold White”. Factor de Potencia Todos los artefactos de iluminación deberán estar

provistos de reactancias (“ballasts”) de alta eficiencia, con factor de potencia compensado a no menos de 0.95.

Tipo de reactancias En oficinas y salas de control se utilizarán reactancias

de bajo ruido, del tipo potencia constante. Las reactancias deberán ser capaces de mantener la lámpara encendida aún cuando la tensión de alimentación pueda disminuir en 30 %.

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Las reactancias para lámparas de sodio de alta presión para alumbrado exterior, deberán ser capaces de encender y operar la lámpara bajo cualquier condición atmosférica.

27.3 Tableros de alumbrado

Diseño Los tableros de alumbrado serán construidos con

protección Nema 4 ó Nema 4X (áreas corrosivas). Los interruptores serán para servicio pesado, caja moldeada, unipolares, con una capacidad de interrupción de 10 kA mínimo. La distribución interna será por medio de barras verticales, con interruptores termo-magnéticos apernados a ellas directamente. La placa frontal del tablero será abisagrada, para obtener acceso fácil al alambrado interno, y la tapa será abisagrada y provista de cerradura.

Cargas de alumbrado Los consumos de alumbrado de las áreas del proyecto

se tomaran de tableros generales alimentados en 380/220V.

28.0 ENCHUFE DE FUERZA

Diseño Los enchufes deberán ser para la tensión nominal de fuerza en Baja Tensión.

Ubicación Los enchufes de fuerza y para uso de soldadoras,

deberán ser ubicados en lugares adecuados para energizar máquinas portátiles, soldadoras y equipos similares. Cada uno de ellos servirá un área de 50 m de radio.

No deberán ser instalados en áreas clasificadas de riesgo.

Protección Todos los enchufes deberán ser instalados en cajas

con protección Nema 4 o NEMA 4X en áreas con ambiente corrosivo.

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29.0 BATERIA CARGADOR Y UPS 29.1 Baterías y cargadores Diseño Las baterías y los cargadores redundantes asociados

deberán ser de 125 VDC, para el control de interruptores del switchgear y subestaciones principales de 23 kV y para el sistema de detección y alarma de incendio.

EI banco de baterías de 125 V deberá ser

dimensionado para 24 horas de operación después de una caída de servicio, con pérdida de tensión máxima de 10 %.

Baterías Deberán ser de plomo con electrolito gel, selladas,

libres de mantenimiento. Las baterías deberán ser instaladas en recintos

adecuados ó gabinetes de construcción no-corrosiva y no-inflamable.

Cargador de baterías Cada banco de baterías, deberá ser cargado desde un

cargador trifásico de estado sólido dedicado con rectificador trifásico tipo puente, de onda completa, con capacidad para alimentar las cargas de CC durante el proceso de carga en 8 horas. Su funcionamiento debe ser supervisado por el sistema de control de la planta.

EI cargador deberá incluir controles automáticos de

tensión y corriente. De igual forma, deberá incluir filtros de armónicos, para eliminar la inyección de armónicos a la red.

Ecualización EI modo “ecualización” deberá ser puesto manual ó

automáticamente después de una caída de servicio de CA de más de 10 minutos.

Protecciones Los sistemas de CC deberán ser aislados de tierra e

incluirán protección de sobre tensión y alarmas por falla a tierra y por baja tensión debido a perdida de carga. La protección de sobre corriente será por medio

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de interruptores tipo caja moldeada y fusibles limitadores en los diferentes circuitos.

29.2 Alimentación de instrumentos y PLC / DCS

Diseño Los sistemas de UPS (baterías e inversor) deberán

tener un transformador de aislamiento en la salida (“stand-by”), que bajo condiciones de falla de la UPS, quedará disponible de inmediato por medio de un switch de transferencia de tipo estático. Adicionalmente, se deberá proveer un switch de transferencia manual tipo “make-before-break” para mantenimiento de la UPS ó del switch de estado sólido. Su funcionamiento debe ser supervisado por el sistema de control de la planta.

Alimentación de fuerza La alimentación de fuerza para circuitos de

instrumentación / PLC / DCS en las Salas de Control y Salas Eléctricas, será suministrada desde fuentes de poder sin interrupción (UPS) dedicadas.

Alimentación por UPS’s Cada módulo eléctrico (E-house) estará provisto de

una unidad UPS monofásico de 120 VAC que suministre energía al control del interruptor de 23 kV en cada subestación, para alarma de incendio y para indicaciones de status remotos a través de PLC’s. La capacidad de la UPS deberá ser apropiada para suministrar energía por 30 minutos a plena carga nominal en el caso de pérdida de la energía normal.

30.0 PANEL DE CONTROL

Diseño Los gabinetes ó cajas de paneles de control, a instalar en salas eléctricas o módulos metálicos prefabricados, deberán ser con protección Nema 4. Los dispositivos interiores deberán ser alambrados a regletas de terminales. Las regletas deberán disponer de un 40% adicional de bornes, para modificaciones y/o ampliaciones.

Protección Los paneles de control instalados en las áreas de

proceso de la planta, deberán ser fabricados con

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protección Nema 4. En donde existe presencia de corrosión, los paneles deberán ser fabricados con protección Nema 4X (acero inoxidable, policarbonato o fibra de vidrio).

Alambrado a regletas Todos los elementos internos que deban conectarse a

dispositivos externos deberán alambrarse a regletas terminales en el interior del panel, con identificación permanente.

Cerca de gabinetes de entrada–salida (I/O).

31.0 BOTONERAS Y OTROS DISPOSITIVOS DE CONTROL 31.1 Botoneras

Diseño En general, cada motor eléctrico, deberá tener una

botonera local partir (jog) – parar, y parada de emergencia (con botonera tipo hongo color rojo), para operación en 120 VAC ó 24 VDC (sólo motores con VFD o partida suave), tipo trabajo pesado, con dispositivo de bloqueo en posición “Detenido” (Off) embutidos y con adecuada protección que impida su operación accidental.

Protección La botonera tendrá caja tipo NEMA 4, o NEMA 4X

para instalación en áreas corrosivas. Botonera local Se ubicará cerca del motor, en un lugar accesible para

el operador y con visión completa del motor controlado.

Condiciones anormales Toda condición anormal en el sistema de distribución

de potencia, deberá ser anunciada en el Sistema de Supervisión y Adquisición de Datos, en la Sala de Control correspondiente. Si se ha previsto un anunciador local, éste debe incluir alarma audible y silenciador, toma de conocimiento, rearme y botoneras de prueba.

Equipos accionados eléctricamente deberán tener un

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panel o estación de botoneras ubicado localmente. Las botoneras para un grupo de motores podrán ser instaladas en un panel común. Cuando los motores operan en grupo en una línea de flujo y una parte del equipo es dependiente de los otros, estos deberán estar enclavados en la lógica de control de ellos en la dirección del flujo.

Botoneras de Emergencia Las botoneras de emergencia serán iguales que las

botoneras normales, excepto que el botón rojo de Parar será del tipo hongo, con retención y giro para liberación.

Interruptores Selectores Los interruptores selectores, si se requieren, deberán

ser del tipo trabajo pesado, estancos, en caja tipo Nema 4 para instalación interior ó en áreas polvorientas, y Nema 4X para instalación en áreas corrosivas. Cuando se instalen a la intemperie, deberán estar contenidos en la misma caja ó panel local del equipo a servir.

31.2 Bocinas de advertencia

Diseño Las bocinas serán del tipo resonante, para operación a

120 VAC y deberán funcionar complementadas con balizas estroboscópicas ó lámparas giratorias. Las balizas se instalarán cada 120 m. en correas de longitud mayor a 120 m.

Cinta transportadora Deberá contar con bocinas locales para advertir al

personal de la partida del equipo. EI período de advertencia deberá ser ajustable.

Puentes Grúa Se instalará también una bocina, para advertir al

personal el desplazamiento del puente grúa, tanto en la partida como en el desplazamiento mismo.

31.3 Partidores de motor manuales

Diseño Los partidores manuales de motores pequeños (1/3

HP y menores) deberán ser de switch de accionamiento de dos polos con relé de sobrecarga.

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Protección La caja deberá tener protección NEMA 4 para equipos en áreas exteriores abiertas de proceso y Nema 12 para instalación interior (sala eléctrica).

Zonas de ubicación Dentro de lo posible estos partidores no se instalarán

en áreas corrosivas. Si fuere necesario, se instalarán en cajas con protección NEMA 4X

31.4 Interruptores de seguridad

Diseño Los interruptores desconectadotes de seguridad

deberán ser tipo trabajo pesado, contar con contactos auxiliares (NC y NA) y con provisión para instalación de candados de bloqueo.

31.5 Lámparas piloto

Colores Las lámparas piloto de indicación de estado de

funcionamiento de motores, calefactores, estados de equipos, deberán cumplir con el siguiente código de colores:

Rojo Equipo detenido, listo para partir, desconectado, Interruptor abierto. Verde Equipo funcionando, conectado, Interruptor Cerrado. Ámbar Status Intermedio, pendiente, automático, tierra, falla, operado por sobrecarga. Blanco Interlock (86) Nota. En El Teniente, Andina y Radomiro Tomic, se usa un código de colores diferente. En estos casos se recomienda proceder en consulta con Mantenimiento Eléctrico de Planta.

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32.0 CINTAS CALEFACTORAS La alimentación de las cintas calefactoras destinadas a calefaccionar cañerías de instrumentación e instrumentos se hará en 120 V. La alimentación de las cintas calefactoras destinada a calefaccionar cañerías de proceso de longitud hasta 100 metros, se hará en 220 V fase-neutro. La alimentación de las cintas calefactoras destinada a calefaccionar cañerías de proceso de longitud mayor que 100 metros se hará en 400 V fase-fase. En los casos en que la cinta calefactora quede expuesta a golpes y/o que por la seguridad de las personas así se requiera, se usará cinta con cubierta de protección de malla de acero.

33.0 PLACAS DE IDENTIFICACION Diseño Todos los equipos eléctricos, incluido paneles y cajas

deberán llevar una placa de identificación de plástico blanco grabado con letras negras, con su “TAG” y descripción abreviada en un lugar de la puerta ó cubierta, que tenga buena visibilidad.

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ANEXO 1

CORRECCIÓN POR ALTITUD

Contenido: 1.0 Efecto de la altitud en la capacidad aislante del aire 2.0 Corrección por altitud en media tensión 3.0 Corrección por altitud en baja tensión 4.0 Corrección por altitud en motores

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ANEXO 1

CORRECCIÓN POR ALTURA SOBRE EL NIVEL DEL MAR 1.0 EFECTO DE LA ALTITUD EN LA CAPACIDAD AISLANTE DEL AIRE

1.1 Características aislantes del aire atmosférico

1.1.1 General

El aire atmosférico es un medio aislante gaseoso que para un conjunto dado de condiciones de pureza, densidad, temperatura y humedad tiene una rigidez dieléctrica y una constante dieléctrica que están en una cierta proporción respecto de la rigidez y constante dieléctrica de los materiales aislantes sólidos y líquidos normalmente usado en la industria eléctrica. En la formación de los electrones que inician las descargas en un medio gaseoso, el concepto de trayectoria libre tiene una importancia relevante. La trayectoria libre de un electrón puede ser pensada como una distancia promedio que los electrones pueden recorrer entre sus colisiones. Frente a una disminución de la densidad del aire, los electrones tendrán una mayor trayectoria libre y de esta manera podrán alcanzar mayores energías cinéticas entre sus colisiones, con lo cual pueden ser más eficaces para iniciar procesos de descargas en gases, disminuyendo su capacidad aislante. Es interesante saber que en contra de lo que indica el sentido común, la incorporación de vapor de agua hace disminuir la densidad del aire, porque la masa molecular del agua es 18, mientras la masa molecular del aire que es desplazado por el vapor que se incorpora es 29. La presión y la densidad del aire disminuyen con la altura respecto del mar (altitud) siguiendo una ley de una forma aproximada a Poe-aH, que entre el nivel del mar y una altitud de 6000 m puede aproximarse a una recta promedio Po – bH. Por esto el deterioro que experimenta la propiedad aislante del aire aumenta en forma aproximadamente lineal con la altitud.

1.1.2 Propiedades del aire

• Composición típica:

- 78 % de Nitrógeno (N). - 21 % de Oxígeno (O). - 0,95 % de gases inertes, Helio (He), Neón (Ne), Argón (Ar), Kriptón (Kr), Xenón

(Xe) y Radón (Rn). - 0,05 % CO2

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- Trazas de Hidrógeno (H). • Presión promedio a nivel del mar y 15 °C: 101,325 kPa (1 Atmósfera, 760 mm Hg).

• Densidad promedio a nivel del mar y 15 °C: 1,295 Kg/m3.

• Presión a nivel del mar más baja medida (sin tormenta): 87 kPA (870 milibares).

• Presión a nivel del mar más alta medida: 108,6 kPA (1086 milibares).

• Seco, sin contaminantes, a una presión de 1 atmósfera, el aire tiene una rigidez

dieléctrica de aprox. 20 KV/cm.

• Seco, sin contaminantes, a una presión de 10 atmósfera, el aire tiene una rigidez dieléctrica de aprox. 96 KV/cm (y sigue subiendo si aumenta la presión).

• El Nitrógeno que es aprox. el 80 % del aire, a una presión de 1 atmósfera tiene una

rigidez dieléctrica de aprox. 20 KV/cm, y a 9 atmósferas alcanza su rigidez dieléctrica máxima de 64 kV/cm, bastante menor que los 90 kV que puede alcanzar el aire a esta misma presión.

1.2 Corrección por altitud

1.2.1 Deterioro de la propiedad aislante del aire con la altura

Cuando en un equipo eléctrico interactúan aislantes sólidos con el aire, es el aire ambiente quien define la propiedad aislante de un equipo eléctrico, porque por tener una menor constante dieléctrica el campo eléctrico es mayor en el espacio ocupado por el aire, y porque la rigidez del aire es menor que la del aislante sólido. Para compensar el deterioro de la capacidad aislante del aire con la altura, no queda otra solución que disminuir la intensidad del campo eléctrico entre las partes energizadas expuestas al aire, mediante: i) El aumento de las distancias entre sus partes energizadas. ii) El aumento del radio de curvatura de las aristas de las partes metálicas que están

expuestas al campo eléctrico. Sin embargo, no es posible aumentar las distancias en un equipo eléctrico que ya está construido, por lo que solamente queda la solución de “pasarse al siguiente equipo de la misma serie” el cual tendrá distancias más grandes, porque ha sido diseñado para un voltaje mayor. De esta manera es muy fácil aumentar las distancias, pero hay que pagar la diferencia entre el precio del equipo que sirve para operar a la altitud ≤ 1000m y el precio del equipo que puede operar a la altitud H “por ser más grande”.

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El procedimiento que permite decidir a que modelo de la serie estándar hay que cambiarse para compensar el deterioro de la capacidad aislante del aire con la altitud, se llama “Corrección por Altitud”.

1.2.2 Factor de derrateo en función de la altitud En la penúltima página del presente anexo se muestra un gráfico con: - Conjunto de curvas que grafican los factores de derrateo por voltaje de Media

Tensión, en función de la altitud. - Curva presión del aire en función de la altitud. - Curva densidad del aire en función de la altitud. En la última página del presente anexo se muestra un gráfico con: - Conjunto de curvas que grafican los factores de derrateo en voltaje de Baja Tensión,

en función de la altitud. - Conjunto de las curvas de derrateo en corriente, en función de la altitud.

1.2.3 Procedimiento de corrección por altitud

A continuación se expone una aplicación de la corrección por altitud al caso de un equipo de maniobra de maniobra de Media Tensión. Paso 1 Se preselecciona el equipo que correspondería usar si la altitud fuera ≤ 1000 m. Paso 2 En la Tabla 8 de la Norma ANSI C37.2.2 se obtiene el valor del factor de derrateo correspondiente a la altitud H. Paso 3 El BIL del equipo que ha sido preseleccionado se divide por el factor de derrateo correspondiente a la altitud H por, con lo cual se obtiene el BIL que debería tener el equipo preseleccionado para poder operar en forma segura a la altitud H: Paso 4 El equipo preseleccionado será el correcto si su BIL igual o mayor que el valor calculado en el paso 3, si no es así se pasa al siguiente modelo de la serie estándar de equipos. Sin embargo, la aplicación de esta regla “tal como es” se da lugar a excesos y aumentos de costo. Para evitar excesos y aumentos de costo es necesario establecer un criterio que permita optar por ”quedarse” con el equipo preseleccionado si su BIL es inferior al BIL calculado en una cantidad no mayor que el 10% del BIL calculado.

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Criterio para decidir el paso desde el BIL preseleccionado al siguiente mayor BIL estándar según normas ANSI y IEC 40 60 75 95 125 150 170

Valor más alto aceptable del valor calculado, antes de tener que pasar al siguiente valor estándar de BIL

44 66 82 104 137 165 187

Por definición el BIL es la aislación básica al impulso de rayo, verificada mediante la prueba de impulso consistente en aplicar a un equipo una onda de impulso normalizada. Debido a que el BIL representa el nivel de aislación de una “Clase de Voltaje”, hay una correspondencia entre BIL y la Clase de Voltaje. Debido a esta correspondencia es posible afirmar que la Clase de Voltaje también se derratea. Se debe tener presente que la correspondencia entre el BIL y la Clase de Tensión no es lineal ni unívoca. Por ejemplo, las clases de tensión ANSI 8,25kV y 15kV tienen el mismo BIL de 95kV. Nota Frecuentemente se usa la expresión “BIL a una altitud H”, lo que no es correcto, porque todos los valores de BIL están referidos a una altitud ≤ 1000m por la sencilla razón que las fábricas de equipos eléctricos están cerca de puertos, es decir cerca del nivel del mar. A un ingeniero eléctrico de proyecto le corresponde pedir a un proveedor que le cotice un equipo de una determinada Clase de Tensión con un determinado BIL, sin tener que necesariamente hacer mención de la altitud a que operará. Cuando el ingeniero eléctrico pide al proveedor un equipo con un “BIL a la altitud H”, está pidiendo que sea el proveedor quien haga el derrateo y determine el equipo que se requiere para operar a la altitud H, lo que puede ser no-conveniente. En el caso especial en el que un Laboratorio de Pruebas esté a una altitud mayor que 1000 m, o se trate de una prueba en terreno, la magnitud del impulso de rayo que se debe aplicar en las pruebas debe ser menor que a nivel del mar según un factor de corrección más complejo, que además de incluir la altitud debiera incluir la presión, humedad, temperatura y polución del aire ambiente.

2.0 DERRATEO POR ALTITUD EN MEDIA TENSIÓN

2.1 En transformadores

Por la gran magnitud de la energía implicada en una falla destructiva de la aislación en media y alta tensión, los factores de derrateo por altitud fueron establecidos primero para los transformadores en media tensión, sin preocuparse mucho por las bajas tensiones.

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De hecho, salvo en algunos interruptores especiales el concepto de BIL no aplica en Baja Tensión. Para tensiones medias y altas las normas americanas y europeas especifican lo siguiente: Según Norma ANSI: Los factores de derrateo por altura están establecidos en la Tabla – de la norma ANSI C57.12.00, que se reproduce a continuación. Tabla-1 ANSI C57.12.00-2000

Altura Factor Sobre nivel Corrección por

altura del mar 1000 1,00 3000 0,80 4200 0,70 4500 0,67

Se observa que hay 3 tramos rectos cada uno con su correspondiente ecuación: Tramo 1000 m a 3000 m: f = -0,0001 H + 1,1 Tramo 3000 m a 4200 m: f = -0,000083333 H + 1,05 Tramo 4200 m a 4500 m: f = -0,0001 H + 1,12 Para otros valores que los indicados por esta tabla se debe hacer una interpolación lineal en el tramo que corresponda. Según Norma IEC La norma IEC especifica el Corrección por altura en media y alta tensión mediante la siguiente fórmula:

8150)1000( −

−=

H

k ε Donde:

= Factor de Corrección k = Base de los logaritmos neperianos ε = Altura sobe el nivel del mar H

La siguiente tabla compara el factor de derrateo por altitud según las normas ANSI y IEC.


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Altura Sobre el nivel

del mar

Factor de derrateo Según ANSI

Factor de derrateo Según IEC

m °/1 °/1 1000 1,00 1,00 1200 0,98 0,98 1500 0,95 0,94 1800 0,92 0,91 2000 0,91 0,88 2100 0,89 0,87 2400 0,86 0,84 2700 0,83 0,81 3000 0,80 0,78 3600 0,75 0,73 4000 0,72 0,69 4300 0,70 0,67 4900 0,65 0,62 5500 0,61 0,56 6000 0,56 0,54

2.2 En switchgears y centros de control de motores 2.2.1 Factores de derrateo por altura según norma ANSI

Tabla 8– ANSI C37.20.2 Standard for Metal-Enclosed Switchgear

Altura Sobre nivel Del mar

Factor de derrateo para tensión

Factor de derrateo para corriente

metros 1000 1,00 1,00 1200 0,98 0,995 1500 0,95 0,991 1800 0,92 0,987 2000 0,91 0,985 2100 0,89 0,980 2400 0,86 0,970 2700 0,83 0,965 3000 0,80 0,060 3600 0,75 0,950 4000 0,72 0,940 4300 0,70 0,935 4900 0,65 0,925 5500 0,61 0,910 6000 0,56 0,900

Entre 1000 m y 3600 m para las mismas alturas, los factores de corrección de voltaje de los switchgears de media tensión, coinciden con los factores de corrección de voltaje de los transformadores. Entre 3600 y 4500 m para las mismas alturas, los factores de Corrección para los switchgears son ligeramente mayores que los factores de corrección para los transformadores.

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En los transformadores, por sobre 4500 m, ANSI no indica factores de corrección por altitud, lo que no debe interpretarse como una altura máxima.

2.2.2 Factores de derrateo por altitud H según norma IEC Factor de derrateo por altitud = e-(H-1000)/8150

2.2.3 Procedimiento de derrateo

Paso 1 Se preselecciona el equipo que correspondería usar si la altitud fuera ≤ 1000 m. Paso 2 En la Tabla 8 de la Norma ANSI C37.2.2 se obtiene el valor del factor de derrateo correspondiente a la altitud H. Paso 3 El BIL del equipo que ha sido preseleccionado se divide por el factor de derrateo correspondiente a la altitud H por, con lo cual se obtiene el BIL que debería tener el equipo preseleccionado para poder operar en forma segura a la altitud H: Paso 4 El equipo preseleccionado será el correcto si su BIL igual o mayor que el valor calculado en el paso 3, si no es así se pasa al siguiente modelo de la serie estándar de equipos. Sin embargo, la aplicación de esta regla “tal como es” se da lugar a excesos y aumentos de costo. Para evitar excesos y aumentos de costo es necesario establecer un criterio que permita optar “por quedarse” con el equipo preseleccionado si el BIL calculado es superior al BIL del equipo preseleccionado en a lo mas las cantidades indicadas en la siguiente tabla. En adelante se hará referencia a este criterio como “criterio Codelco”.

BIL del equipo preseleccionado, kV

BIL estándar según normas ANSI y IEC 40 60 75 95 125 150 170Valor más alto aceptable del valor calculado, antes de tener que pasar al siguiente valor estándar de BIL

44 66 82 104 137 165 187

Los valores de la segunda fila han sido determinados considerando: - La amplia y variada experiencia de Codelco en el uso de equipos eléctricos en las distintas altitudes de las Divisiones

de la Corporación. - Que el BIL seleccionado para especificar el equipo eléctrico no sea inferior al BIL calculado en más de un 10%.

2.2.4 Tablas para la selección de equipos con Voltajes ANSI C

OPI

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Las tablas que se exponen en los siguientes puntos 2.2.4.1 y 2.2.4.2 sirven para determinar el BIL y la Clase de Voltaje de los equipos de maniobra de Media Tensión antes de salir a cotizarlos para compra.

2.2.4.1 Tablas para especificar según normas ANSI

Tabla 2.2.4.1-1 Equipo a especificar según ANSI con derrateo ANSI para Voltajes Nominales ANSI

Clase de Tensión–BIL a especificar según ANSI Voltaje Nominal

de Sistema

Para altura H<1000 m.s.n.m.

Para altura 1000≤H<1500

m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m. (1)

Clase de Tensión–

BIL Están-dares

(1,00) (0.95) (0,91) (0,85) (0,8) (0.76) (0,72) (0,68) kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV

4,16 4,76 – 60 4,76 – 60 4,76 – 60 4,76 – 60 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 6,9 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 27 – 125 27 – 125 27 – 125 27 – 125 38 – 150

13,8 15 – 95 15 – 95 15 – 95 15 – 95 27 – 125 27 – 125 27 – 125 27 – 125 38 – 150 23 27 – 125 27 – 125 27 – 125 27 – 125 38 – 150 38 – 150 38 – 150 - -

34,5 38 – 150 38 – 150 38 – 150 38 – 150 - - - - - Nota (1) Los valores indicados en esta fila son los factores de derrateo ANSI de la Tabla-8 de la norma C37.20.2

para los valores superiores de los intervalos de altura indicados.

Tabla 2.2.4.2-2 Equipo a especificar según ANSI con derrateo ANSI para Voltajes Nominales IECI

Clase de Tensión–BIL a especificar según IEC Voltaje Nominal

de Sistema



m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m. (1)


BIL Están- dares


4,16 4,76 – 60 7,2 – 60 7,2 – 60 7,2 – 60 12 – 75 12 – 75 12 – 75 17,5 – 95 17,5 – 95 6,9 8,25 – 95 17,5 – 95 17,5 – 95 17,5 – 95 24 – 125 24 – 125 24 – 125 24 – 125 36 – 170

13,8 15 – 95 17,5 – 95 17,5 – 95 17,5 – 95 24 – 125 24 – 125 24 – 125 24 – 125 36 – 170 23 27 – 125 36 – 170 36 – 170 36 – 170 36 – 170 36 – 170 36 – 170 36 – 170 36 – 170

34,5 38 – 150 - - - - - - - - Nota (1) Los valores indicados en esta fila son los factores de derrateo ANSI de la Tabla-8 de la norma C37.20.2

para los valores superiores de los intervalos de altura indicados.

COPI

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Tabla 2.2.4.3-3 Equipo a especificar según ANSI con derrateo IEC para Voltajes Nominales IEC


de Sistema



m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m. (1)


BIL Están- dares


4,16 4,76 – 60 7,2 – 60 7,2 – 60 12 – 75 12 – 75 12 – 75 12 – 75 17,5 – 95 17,5 – 95 6,9 8,25 – 95 17,5 – 95 17,5 – 95 24 – 125 24 – 125 24 – 125 24 – 125 24 – 125 36 – 170

13,8 15 – 95 17,5 – 95 17,5 – 95 24 – 125 24 – 125 24 – 125 24 – 125 24 – 125 36 – 170 23 27 – 125 24 – 125 24 – 125 36 – 170 36 – 170 36 – 170 36 – 170 36 – 170 -

34,5 38 – 150 36 – 170 36 – 170 - - - - - - Nota (1) Los valores indicados en esta fila son los factores de derrateo IEC (1/Ka) del punto 5.2.2.1 para los valores

superiores de los intervalos de altura indicados. 2.2.4.2 Tablas para la selección de equipos con Voltajes IEC

Tabla 2.2.4.2-1 Equipo a especificar según IEC con derrotero IEC para Voltajes Nominales IEC


de Sistema



m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m. (1)


BIL Están- dares

(1,00) (0.94) (0,88) (0,83) (0,78) (0.74) (0,69) (0,65) kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV 3,3 3,6 – 40 3,6 – 40 3,6 – 40 7,2 – 60 7,2 – 60 7,2 – 60 7,2 – 60 7,2 – 60 7,2 – 60 6,6 7,2 – 60 7,2 – 60 7,2 – 60 12 – 75 12 – 75 12 – 75 12 – 75 17,5 – 95 17,5 – 95 11 12 – 75 12 – 75 12 – 75 17,5 – 95 17,5 – 95 17,5 – 95 17,5 – 95 24 – 125 24 – 125 22 24 – 125 24 – 125 24 – 125 36 – 170 36 – 170 36 – 170 36 – 170 36 – 170 - 33 36 – 170 36 – 170 36 – 170 - - - - - -

Nota (1) Los valores indicados en esta fila son los factores de derrateo IEC (1/Ka) del punto 5.2.2.1 para los valores superiores de los intervalos de altura indicados.

Tabla 2.2.4.2-2 Equipo a especificar según IEC con derrateo IEC para Voltajes Nominales ANSI


de Sistema



m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m. (1)


BIL Están- dares

(1,00) (0.94) (0,88) (0,83) (0,78) (0.74) (0,69) (0,65) kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV 3,3 3,6 – 40 4,76 – 60 4,76 – 60 4,76 – 60 4,76 – 60 4,76 – 60 4,76 – 60 4,76 – 60 4,76 – 60 6,6 7,2 – 60 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 11 12 – 75 15 – 95 15 – 95 15 – 95 15 – 95 15 – 95 15 – 95 27 – 125 27 – 125 22 24 – 125 27 – 125 27 – 125 38 – 150 38 – 150 38 – 150 - - - 33 36 – 170 - - - - - - - -


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Tabla 2.2.4.2-3 Equipo especificado con IEC y cotizado por fabricante ANSI para Voltajes Nominales IEC


de Sistema



m.s.n.m.


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m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m. (1)


BIL Están- dares

(1,00) (0.95) (0,91) (0,85) (0,8) (0.76) (0,72) (0,68) kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV 3,3 3,6 – 40 4,76 – 60 4,76 – 60 4,76 – 60 4,76 – 60 4,76 – 60 4,76 – 60 4,76 – 60 4,76 – 60 6,6 7,2 – 60 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 11 12 – 75 15 – 95 15 – 95 15 – 95 15 – 95 15 – 95 15 – 95 15 – 95 27 – 125 22 24 – 125 27 – 125 27 – 125 27 – 125 38 – 150 38 – 150 38 – 150 - - 33 36 – 170 - - - - - - - -

Nota (1) Los valores indicados en esta fila son los factores de derrateo ANSI de la tabla 5.1.2.1-2 para los valores superiores de los intervalos de altura indicados.

2.2.5 Derrateo sin usar el “criterio Codelco”

Las dos tablas que siguen han sido preparadas aplicando en forma irrestricta la regla que el BIL del equipo preseleccionado debe ser igual o mayor que el BIL calculado. El único propósito de estas tablas es poder hacer comparaciones referenciales con las tablas similares que han sido preparadas aplicando el “criterio Codelco”.

Tabla 2.2.6-1 Equipo especificado con ANSI con derrateo ANSI para Voltajes Nominales ANSI


de Sistema



m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m. (1)


BIL Especific

ada (1,00) (0.95) (0,91) (0,85) (0,8) (0.76) (0,72) (0,68)

kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV 4,16 4,76 – 60 4,76 – 60 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 8,25 – 95 6,9 8,25 – 95 8,25 – 95 27 – 125 27 – 125 27 – 125 27 – 125 27 – 125 38 – 150 38 – 150

13,8 15 – 95 15 – 95 27 – 125 27 – 125 27 – 125 27 – 125 27 – 125 38 – 150 38 – 150 23 27 – 125 27 – 125 38 – 150 38 – 150 38 – 150 - - - -

34,5 38 – 150 38 – 150 - - - - - - - Nota (1) Los valores indicados en esta fila son los factores de derrateo ANSI de la tabla 5.1.2.1-2 para los valores

superiores de los intervalos de altura indicados.

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Tabla 2.2.6-2 Equipo especificado con IEC con de derrateo IEC para Voltajes Nominales IEC


de Sistema



m.s.n.m.


m.s.n.m.


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m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m.


m.s.n.m. (1)


BIL Especific

ada (1,00) (0.94) (0,88) (0,83) (0,78) (0.74) (0,69) (0,65)

kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV 3,3 3,6 – 40 3,6 – 40 7,2 – 60 7,2 – 60 7,2 – 60 7,2 – 60 7,2 – 60 7,2 – 60 12 – 75 6,6 7,2 – 60 7,2 – 60 12 – 75 12 – 75 12 – 75 17,5 – 95 17,5 – 95 17,5 – 95 17,5 – 95 11 12 – 75 12 – 75 17,5 – 95 17,5 – 95 17,5 – 95 24 – 125 24 – 125 24 – 125 24 – 125 22 24 – 125 24 – 125 36 – 170 36 – 170 36 – 170 36 – 170 36 – 170 - - 33 36 – 170 36 – 170 - - - - - - -


2.2.6 Caso notable

Las clases de tensión ANSI 8,25kV y 15kV tienen el mismo BIL de 95kV, con la consecuencia que un equipo para operar a una tensión nominal de sistema de 6,9kV a una altura de 1501 metros, tenga que ser Clase 27kV-BIL125kV, lo que evidentemente es desproporcionado frente al hecho que si este equipo se especificara según la norma IEC sería Clase 12kV-BIL75kV, de mucho menor precio. Por otro lado, si para esta misma condición, un fabricante europeo tuviera que cumplir con el BIL 95 kV, tendría que ofrecer un equipo Clase 24kV-BIL125kV, lo que también es desproporcionado. En consecuencia el presente criterio de diseño establece que cuando se especifique un equipo con tensión nominal de sistema de 6,9 kV se deberá especificar un BIL de 75 kV, aún cuando la norma ANSI establece un BIL de 95kV.

3.0 DERRATEO POR ALTITUD EN BAJA TENSIÓN

En los Estados Unidos de Norteamérica, desde el comienzo se definió como baja tensión los voltajes iguales y menores que 1000V, y los equipos eléctricos fueron diseñados con una aislación adecuada para 600V r.m.s, sin perjuicio que ellos podían ser usados para operar a las tensiones nominales de 600V, 480V, 230V, o 120V. Por ésta razón y porque en baja tensión las fallas de la aislación propiamente tal son relativamente poco frecuentes, el procedimiento de Corrección por altura en baja tensión es diferente que en media y alta tensión. • En baja tensión el derrateo por altura se aplica a partir de los 2000 metros mientras

que en media y alta tensión se aplica a partir de los 1000 m.

• Para las mismas alturas los factores de derrateo en baja tensión son menores que en media y alta tensión.

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• Ver las curvas de la última página de este anexo. La norma ANSI/IEEE C37.13. Standard for Low-Voltage AC Power Circuit Brakers Used in Enclosures, en el punto 10.6, indica que para baja tensión el Corrección se aplica para alturas superiores a 2000 metros sobre el nivel del mar, con los siguientes valores:

Altura Sobre nivel

del mar

Factor de derrateo por

altura Para tensión


altura Para corriente

2.000 1,000 1,000 2.600 0,950 0,99 3.900 0,800 0,96

Se observa que hay solo 2 tramos rectos cada uno con su correspondiente ecuación: Tramo 2000 m a 2600 m: f = -0,000083333 H + 1,166666 Tramo 2600 m a 3900 m: f = -0,000115385 H + 1,25 Para otros valores que los indicados por esta tabla se debe hacer una interpolación lineal en el tramo que corresponda. En esta misma norma, en sus puntos 1 y 5.2, se indica que el voltaje máximo para los niveles 600V, 480V y 240V es 635V, 508V y 254V, respectivamente. Nota 1 En los Estados Unidos los equipos de baja tensión son diseñados para operar hasta una tensión nominal de 600V con un límite último de 635V, lo que deja disponible el factor de Corrección 0,9449 = 600/635 que corresponde a la altura de 2.644 m. Por esta razón los equipos norteamericanos de baja tensión en el nivel 600 V están limitados a una altura máxima de 2644 m. Sin embargo, para el propósito de la aplicación del Corrección en las instalaciones de Codelco Chile en sus distintas Divisiones, se hace necesario señalar lo siguiente: - Que los equipos americanos señalados para operar a 600 V y con un máximo de 635

V, pasan la prueba de 2.200 V aplicados durante 1 minuto.

- Que en pruebas efectuadas en laboratorios nacionales los equipos americanos señalados para operar a 600 V pasan la prueba de 2.500 V aplicados durante un minuto.

- Que los espesores del aislamiento y las distancias entre partes energizadas de los

equipos americanos señalados para 600 V es igual o mayor que en los equipos

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europeos señalados para 690 V. En este razonamiento no se ha considerado el aumento hasta en un 10 % de la tensión del sistema, porque el transformador de poder que recibe la alimentación desde la empresa generadora, tiene un cambiador de taps automático bajo carga, de manera que aunque el voltaje que llega al priamario varíe ente -¡=% y + 10%, el volataje en su lado secundario variará solamente entre -1,25% y + 1,25%. Nota 2 En Europa los equipos de baja tensión equivalentes a los similares fabricados en Estados Unidos son diseñados para operar a una tensión nominal de 690 V con un límite último de 690 V, lo que deja disponible un factor de Corrección 600/690 = 0,867 que corresponde a una altura de 3.297 metros. Sin embargo, los fabricantes europeos también indican que para aplicaciones especiales pueden suministrar equipos de baja tensión para operar a una “Tensión de Uso Asignada ” de hasta 1050 V y una “Tensión de Aislamiento Asignada” de 1250 V. Sin embargo, en concordancia con los motivos y objetivos del presente estudio, para los equipos europeos se considerará solamente la tensión de uso máxima de 690 V. Nota 3 En la Mina Radomiro Tomic y en la Mina El Teniente el uso de 600 V hasta 3000 metros sobre el nivel del mar ha sido satisfactorio. Por lo expuesto en las notas 1, 2 y 3 precedentes, se recomienda lo siguiente: Los equipos de baja tensión señalados en su placa de características como de 600 V o 690 V, podrán operar en las instalaciones de Codelco – Chile hasta una altura de 3000 metros sobre el nivel del mar. Para alturas superiores a 3000 metros sobre el nivel del mar se deberá usar según corresponda: 480/460V hasta 3900 metros y 400/380V sobre 3900 metros.

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4.0 DERRATEO POR ALTITUD EN MOTORES 4.1 General

El derrateo por altura en los motores es diferente al derrateo por altura en transformadores switchgears y centros de control de motores.

4.2 Derrateo de motores en baja tensión

El aislamiento de un motor de baja tensión no está sujeto a derrateo por altitud porque: • En motores no es aplicable el concepto de BIL. • El aislamiento es sólido. • Los terminales del motor de baja tensión son de tipo convencional. • El diseño considera un aislamiento de los devanados adecuado para soportar el

voltaje máximo de la Clase Baja Tensión. Solamente se aplica derrateo por altitud a la capacidad de enfriamiento del motor para disipar sus pérdidas, y eso solamente lo puede hacer el Fabricante. El Fabricante de acuerdo a su base de datos de diseño y de resultados de pruebas, aplica el derrateo por altitud y selecciona el motor que ofrecerá al comprador. Posteriormente cuando ese motor esté listo para entregarlo al comprador se le grabará en su placa de características la potencia que especificó el comprador y la leyenda “Altitud: XXXX m.s.n.m.

4.3 Derrateo de motores en media tensión En forma similar al motor de Baja Tensión el aislamiento de un motor de Media Tensión excepto en los bushings de su caja de terminales, no está sujeto a derrateo. Normalmente el Fabricante coloca en la caja de terminales del motor bushings de una clase de tensión que deja un margen adecuado para que en la mayoría de los casos no sea necesario hacer derrateo por altitud. Solamente se aplica derrateo por altitud a la capacidad de enfriamiento del motor para disipar sus pérdidas, y eso solamente lo puede hacer el Fabricante. Como referencia, se tiene los siguientes valores de derrateo indicados por el Fabricante ABB.

Altura sobre nivel del mar

1000 m.s.n.m.

1500 m.s.n.m.

2000 m.s.n.m.

2500 m.s.n.m.

3000 m.s.n.m.

3500 m.s.n.m.

4000 m.s.n.m.

Potencia permitida En % de la potencia

nominal 100 % 96 % 92 % 88 % 84 % 80 % 76 %

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ANEXO 2

TENSIONES NOMINALES Y NIVELES DE AISLAMIENTO

Contenido: 1.0 Objetivo y Alcance 2.0 Tensiones nominales y BIL en transformadores 3.0 Tensiones nominales y BIL en swtichgears 4.0 Aspectos generales en sistemas eléctricos

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ANEXO 2

TENSIONES NOMINALES Y NIVELES DE AISLAMIENTO 1.0 OBJETIVO Y ALCANCE

1.1 Objetivo

El objetivo del presente anexo es presentar en una forma ordenada y breve los valores ANSI de los voltajes nominales en los sistemas eléctricos de potencia.

1.2 Alcance

En la presente exposición se usa las normas ANSI, sin embargo para fines de referencia y comparación se muestran también algunos valores correspondientes de las normas IEC.

Según ANSI las tensiones medias cubren el rango de voltajes mayores que 1000 V hasta 100 kV, y las tensiones altas cubren el rango de voltajes mayores que 100kV hasta 242 kV.

2.0 TENSIONES NOMINALES Y BIL EN TRANSFORMADORES 2.1 General

A continuación se muestra una trascripción de tablas de las normas ANSI C57.12.00, C57.12.10 y Standard IEEE 1313.1, y un extracto de la norma IEC 76.1, que contienen información sobre voltajes nominales y niveles de aislación en transformadores de poder.

2.2 Según la norma ANSI C57.12.00

Esta norma se titula: IEEE Standard General Requirements for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformer

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ANSI C57.12.00-2000-Tabla 1 Altura

Sobre nivel del mar


altura 1000 1,00 3000 0,80 4200 0,70 4500 0,67

Se observa que hay 3 tramos rectos cada uno con su correspondiente ecuación: Tramo 1000 m a 3000 m: f = -0,0001 H + 1,1 Tramo 3000 m a 4200 m: f = -0,000083333 H + 1,05 Tramo 4200 m a 4500 m: f = -0,0001 H + 1,12 Para otros valores que los indicados por esta tabla se debe hacer una interpolación lineal en el tramo que corresponda.

ANSI C57.12.00-2000-Tabla 4

Tensión Máxima Sistema

Tensión Nominal Sistema

BIL A 1000 mSobre nivel mar

kV kV kV Distribución 1,2 30

“ 2,5 45 “ 5 60 “ 8,7 75 “ 15 95

“ 25 150 125

“ 34,5 200 150 125

“ 48,3 46 250 200

“ 72,5 69 350 250

Potencia - 1,2 45 30

“ - 2,5 45 30

“ - 5 75 60

“ - 8,7 95 75

“ - 15 110 95

“ - 25 150 “ - 34,5 200

“ 48,3 46 250 200

“ 72,5 69 350 250

“ 121 115 550

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450 350

“ 145 138 650 550 450

“ 169 161 750 650 550

“ 242 230

900 825 750 650

“ 362 345 1175 1050 900

“ 550 500

1675 1550 1425 1300

“ 800 765 2050 1925 1800

ANSI C57.12.00-2000-Tabla 5 Dielectric insulation levels for distribution and Class I power transformers BIL

A 1000 m Sobre nivel del mar

Chopped wave Imp Level Minimum voltage

Chopped wave Imp Level Minimum time

Front wave Imp Level Minimum voltage

Front wave Imp Level Specific Time to spark over

Front wave Imp Level Low frec Test level

kV kV crest μseg kV crest μseg kV rms Distribución 30 36 1,0 - 10

“ 45 54 1,5 - 15 “ 60 69 1,5 - 19 “ 75 88 1,6 - 26 “ 95 110 1,8 - 34 “ 125 145 2,25 - 40 “ 150 175 3,0 - 50 “ 200 230 3,0 - 70 “ 250 290 3,0 - 95 “ 350 400 3,0 - 140

Power 45 50 1,5 - 10 “ 45 66 1,5 - 15 “ 75 83 1,5 - 19 “ 95 105 1,8 165 0,5 26 “ 110 120 2,0 195 0,5 34 “ 150 165 3,0 260 0,5 50 “ 200 220 3,0 345 0,5 70 “ 250 275 3,0 435 0,5 95 “ 350 385 3,0 580 0,58 140

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ANSI C57.12.00-2000-Tabla 6 Dielectric insulation levels for Class II power transformer Nominal System Voltage

BIL A 1000 m Sobre nivel del mar

Chopped wave level

Switching Imp Level (BSL)

Induced voltage One hour level

Induced voltage Enhance- ment level

Applied voltage test level

kV kV crest kV crest kV crest kV crest kV crest kV rms 15 110 120 - - - 34 25 150 165 - - - 50

34,5 200 220 - - - 70 46 250 275 - - - 95

69 250 350

275 385 - - - 95

140

115 350 450 550

385 495 605

280 375 460

105 105 105

120 120 120

140 185 230

138 450 550 650

495 605 715

375 460 540

125 125 125

145 145 145

185 230 275

161 550 650 750

605 715 825

460 540 620

145 145 145

170 170 170

230 275 325

230

650 750 825 900

715 825 905 990

540 620 685 745

210 210 210 210

240 240 240 240

275 325 360 396

345 900

1050 1175

990 1155 1290

745 870 975

315 315 315

360 360 360

395 460 520

500

1130 1425 1550 1675

1430 1570 1705

1080 1180 1290 1390

475 475 475 475

550 550 550 550

- - - -

765 1800 1925 2050

1980 2120 2255

1500 1600 1700

690 690 690

800 800 800

- - -

ANSI C57.12.00-2000-Tabla 7 Minimum phase-to-phase insulation for Distrib. and Class I power transformers Aplicación Nominal

System voltage

Minimum low frec test level

kV kV kV rms Distrib 25 50

“ 34,5 69 “ 46 92 “ 69 138

Power 46 76 “ 69 115

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ANSI C57.12.00-2000-Tabla 8 Minimum low frequency insulation test at neutral for Power Class I power transformer Nominal System voltage

Grounding Solid or CT or Reg. Transf

GroundingGround- fault neutralizerbut impuls protected

kV kV kV rms 1,2 10 10 2,5 15 15 5 19 19

8,7 26 26 15 26 26 25 26 34

34,5 26 50 46 34 70 69 34 95

ANSI C57.12.00-2000-Tabla 9 Dielectric insulation levels for Class II power transformers Nominal System Voltage

BIL

Low frequency test level

Low frequency test coefficient

kV kV crest kV crest kV crest

46 200 250 70 1,449

1,697

69 250 350

95 140

1,310 1,931

115 350 450 550

140 185 230

1,157 1,529 1,901

138 450 550 650

185 230 275

1,276 1,586 1,897

161 550 650 750

230 275 325

1,361 1,627 1,923

230

650 750 825 900

275 325 360 395

1,136 1,343 1,488 1,632

345 900

1050 1175

395 460 520

1,091 1,271 1,436

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ANSI C57.12.00-2000-Tabla 13 Minimum external clearances between transformer Live parts of different phases of the same voltage BIL At 1000 m Over sea level

Maximum system voltage

Minimum clearance between live parts


Minimum clearance between top shed of bushings


Distrib Power Distrib Power kV kV crest mm mm mm Mm 1,2 - 25,4 50,8 25,4 25,4 2,5 - 50,8 76,2 25,4 38,1 5 - 63,5 102 38,1 50,8

8,7 - 102 127 50,8 63,5 15 - 140 165 76,2 88,9 25 - 178 229 114 152

34,5 - 330 330 203 203 46 48,3 432 432 305 305 69 72,5 635 635 483 483

115 121 1041 914 138 145 1245 1118 161 169 1448 1321 230 242 1778 1651 345 362 2286 500 550 4064 3937 765 800

1000 1200

2.3 Según norma C57.12.10

Esta norma se titula: Standard for transformers 230 kV and below 833/958 through 8333/10417 kVA, single-phase, and 750/862 through 60000/80000/100000, three-phase and 3750/4687 through60000/80000/100000, with tap changing-safety.

ANSI C57.12.10-Tabla 1 Potencias nominales Auto-enfriado Una Fase Sin cambiador de taps

Tres Fases Sin cambiador de taps

Tres Fases Con cambiador de taps

kVA kVA kVA 833 750 -

1.250 1.000 - 1.667 1.500 - 2.500 2.000 - 3.333 2.500 - 5.000 3.750 3.750 6.667 5.000 5.000 8.333 7.500 7.500

- 10.000 10.000

COPI

A NO

CO

NTRO

LADA


ELECTRICIDAD



123 de 141


ANSI C57.12.10-Tabla 2 Potencias nominales Auto enfriado – 3 etapas de ventilación forzada Con y sin cambiador de taps 12.000-100.000 kVA

OA

Primera etapa

Primera etapa

kVA kVA kVA 12.000 16.000 20.000 15.000 20.000 25.000 20.000 26.667 33.333 25.000 33.333 41.667 30.000 40.000 50.000 37.500 50.000 62.500 50.000 66.667 83.333 60.000 80.000 100.000

ANSI C57.12.10-Tabla 4 Rango de voltajes y potencias Para transformadores trifásicos sin cambiador de tap, de 750–10.000 kVA Lado AT Lado BT

480/277 Lado bajo voltaje 2400,2520 4160/2400 4360/2520

Lado bajo voltaje 4800/5040 8320/4800 8720/5040

Lado bajo voltaje 6900,7200 7560, 13470/7200 13090/7560 1380077970

Lado bajo voltaje 13800, 12000, 12600, 13200, 14400

Lado bajo voltaje 24940/1400034500, 34500/1992036230/20920

kV kVA kVA kVA kVA kVA kVA

2.400 750-1500 - - - - - 4.160;4.800 750-1500 - - - - - 6.900;7.200 750-2500 1000-3750 - - - -

12.000 750-2500 1000-7500 - - - - 12.470 - - - - - - 13.200 - - - - - - 13.800 - - - - - - 23.000 - 1000-7500 1000-10000 1000-10000 - - 34.500 - 1000-7500 1000-10000 1000-10000 1000-10000 - 46.000 - 1500-7500 1500-10000 1500-10000 1500-10000 - 69.000 - 1500-7500 1500-10000 1500-10000 1500-10000 -

115.000 - 5000-7500 5000-10000 5000-10000 5000-10000 5000-10000 138.000 - 5000-7500 5000-10000 5000-10000 5000-10000 5000-10000

COPI

A NO

CO

NTRO

LADA


ELECTRICIDAD



124 de 141


ANSI C57.12.10-Tabla 5 Rango de voltajes y potencias Para transformadores trifásicos con cambiador de tap, de 3750–10.000 kVA Lado AT Lado bajo

voltaje 2400,2520 4160/2400 4360/2520

Lado bajo voltaje 4800,5040 8320/4800 8720/5040

Lado bajo voltaje 6900,7200, 7560 12470/7200 13090/7560 13200/7620 13800/7970

Lado bajo voltaje 13800, 12000,12600 132000,14400

Lado bajo voltaje 24690/14400

Lado bajo voltaje 24940/1400034500, 34500/1992036230/20920

kV kVA kVA kVA kVA kVA kVA

6900,7200 3750 1000-3750 - - - - 12.000 3750-7500 1000-7500 - - - - 12.470 - - - - - - 13.200 - - - - - - 13.800 - - - - - - 23.000 3750-7500 3750-10000 3750-10000 - - - 34.500 3750-7500 3750-10000 3750-10000 3750-10000 - - 46.000 3750-7500 3750-10000 3750-10000 3750-10000 - - 69.000 3750-7500 3750-10000 3750-10000 3750-10000 - -

115.000 5000-7500 5000-10000 5000-10000 5000-10000 5000-10000 5000-10000 138.000 5000-7500 5000-10000 5000-10000 5000-10000 5000-10000 5000-10000

ANSI C57.12.10-Tabla 6 Rango de voltajes y potencias Para transformadores trifásicos con cambiador de tap, de 12000–60.000 kVA Lado AT Lado bajo

voltaje 4800,5040 8320/4800 8720/5040

Lado bajo voltaje 6900,7200, 7560, 13090/7560 13200/7620 13800/7970

Lado bajo voltaje 12000,12600 13200,13800 14400

Lado bajo voltaje 24940/14400

Lado bajo voltaje 34500, 34500/19920 36230/20920

kV kVA kVA kVA kVA kVA

23.000 12000-15000 12000-30000 - - - 34.500 12000-15000 12000-30000 12000-30000 - - 46.000 12000-15000 12000-30000 12000-30000 - - 69.000 12000-15000 12000-30000 12000-30000 - -

115.000 12000-15000 12000-60000 12000-60000 12000-60000 12000-60000 138.000 12000-15000 12000-60000 12000-60000 12000-60000 12000-60000 161.000 12000-15000 12000-60000 12000-60000 12000-60000 12000-60000 230.000 12000-15000 12000-60000 12000-60000 12000-60000 12000-60000

COPI

A NO

CO

NTRO

LADA


ELECTRICIDAD



125 de 141


ANSI C57.12.10-Tabla 8 Voltajes nominales y niveles de aislación Para transformadores trifásicos

Voltaje BIL BIL

Transformadores de distribución

Transformadores de poder

kV kV kV 2.400 45 60 4.160 60 75 4.800 60 75 6.900 75 95 7.200 75 95

12.000 95 110 13.200 95 110 13.800 95 110 23.000 125 150 34.500 150 200 46.000 - 250 69.000 - 350

115.000 - 450 138.000 - 550 161.000 - 650 230.000 - 750

ANSI C57.12.10-Tabla 9 Niveles de aislación de los enrollados de baja tensión

Voltaje Voltaje BIL BIL

Una fase Tres fases Transformadores de distribución

Transformadores de poder

kV kV kV 480 480/277,480 30 45

- 2400,2520 45 60

2400/4160,2520/4360 4160/2400 4360/2520,480075040 60 75

4800/8320 5040/8720

6900,7200,7560 8320/4800,8720/5040 75 95

6900/11950,7200/12470 7560/13090,7620/13200

7970/12800,12000, 12600,13200,14400

12000,12600,13200,1380014400,12470/7200,

13090/7560 - 110

14400/24940 24940/14400 - 150 34500 34500 - 200

19929/34500 34500/19920 - - 20920/36230 36230/20920 - -

COPI

A NO

CO

NTRO

LADA


ELECTRICIDAD



126 de 141


ANSI C57.12.10-Tabla 10 BIL e impedancia equivalente A potencia base (auto enfriado) BIL Sin

cambiador de taps

Sin cambiador de taps

Sin cambiador de taps

Bajo voltaje 480V

Bajo voltaje ≥ 2400V

Bajo voltaje ≥ 2400V

kV kV crest kV crest kV crest 60-110 5,75 5,5 -

150 6,75 6,5 7,0 200 7,25 7,0 7,5 250 7,25 7,5 8,0 350 - 8,0 8,5 450 - 8,5 9,0 550 - 9,0 9,5 650 - 9,5 10,0 750 - 10,0 10,5

COPI

A NO

CO

NTRO

LADA


ELECTRICIDAD



127 de 141


2.4 Según norma IEEE Standard 1313.1 Esta norma se titula: IEEE Standard for Insulation Coordination.

La siguiente tabla se basa en las tablas similares de transformadores, pero tiene un sentido más general, aplicado a sistemas de potencia. IEEE Std 1313.1 Standard for Insulation Coordination Tensiones nominales y BIL

Tensión Máxima de Sistema

BIL A 1000 m Sobre nivel del mar

Prueba Tensión Aplicada de baja frecuencia

KV kV kV - 45 15 - 60 19 - 75 26

15 95 110 34

26,2 150 50 36,2 200 70 48,3 250 95

72,5 250 350

95 140

121 350 450 550

140 185 230

145 450 550 650

230 275 325

169 550 650 750

230 275 325

242

650 750 825 900 975

1050

275 325 360 395 480

no indica

362

900 975

1050 1175 1300

550

1300 1425 1550 1675 1800

800

1800 1925 1800

COPI

A NO

CO

NTRO

LADA


ELECTRICIDAD



128 de 141


2.5 Según normas IEC Esta tabla corresponde a las Tabla II, IV y V de la norma IEC 76-3, titulada: “Transformateurs de puissance. Trosiéme partie. Niveaux d’isolement et essais dieléctriques”. “Power transformers. Part 3. Insulation levels and dielectric test”. Tabla III – Tensiones y BIL para transformadores según IEC

Tensión Nominal de Sistema

Tensión Máxima de Sistema

BIL

BIL Prueba Tensión Aplicada de baja frecuencia

Lista 1 List 2 kV KV kV crest kV crest kV rms ≤1,1 - - 3 3,6 20 40 10 7,2 40 60 20 12 60 75 28

17,5 75 95 38 24 95 125 50 36 145 170 70

52 250 250 95

72,5 325 325 140

123 450 550

450 550

185 230

145 550 650

550 650

230 275

170 550 650 750

550 650 750

230 275 325

245

(650) (750) 850 950

1050

750 850 950

(275) (325) 360 395 460

300 950 1050

950 1050

395 460

362 1050 1175

1050 1175

460 510

420 1300 1425

1300 1425

570 630

525 950 950 950

765 3.0 TENSIONES NOMINALES Y BIL EN SWITCHGEARS DE MEDIA TENSIÓN 3.1 General

Los switchgears tienen las siguientes características notables: a) Son para Baja, Media o Alta Tensión. b) En Media Tensión parten desde 1,1kV y llegan hasta los 52 kV. c) En alta tensión son tipo GIS (Gasa Insulated Switchgear), en hexafluoruro de azufre,

hasta una tensión de 800 kV.

COPI

A NO

CO

NTRO

LADA


ELECTRICIDAD



129 de 141


d) Hasta los 3600 metros sobre el nivel del mar los factores de derrateo son iguales que para los transformadores hasta.

e) Las diferencias entre los valores de BIL y Clase de Tensión en las normas ANSI y IEC tienen efectos importantes en las especificaciones y cotizaciones de de los equipos de maniobra.

3.2 Voltajes y BIL según las normas ANSI

ANSI C37.20.2 Tabla-1 Rated máximum voltage

Rated nominal voltage

Insulation level Power Frec. withstand

Insulation level BIL

Insulation level Reference Dc withstand

kV kV kV crest kV crest kV crest 4,76 4,16 19 60 27 8,25 7,2 36 95 50 15 13,8 36 95 50 27 23 60 125 B 38 34,5 80 150 b

Para tensiones medias y altas los factores de Corrección son establecidos en la Tabla 8 de la norma ANSI C37.20.2 Standard for Metal-Enclosed Switchgear. ANSI C37.20.2 Tabla-8

Altura Sobre nivel Del mar

Factor Corrección para tensión

Factor Corrección para corriente

metros 1000 1,00 1,00 1200 0,98 0,995 1500 0,95 0,991 1800 0,92 0,987 2000 0,91 0,985 2100 0,89 0,980 2400 0,86 0,970 2700 0,83 0,965 3000 0,80 0,060 3600 0,75 0,950 4000 0,72 0,940 4300 0,70 0,935 4900 0,65 0,925 5500 0,61 0,910 6000 0,56 0,900

Entre 1000 m y 3600 m para las mismas alturas los factores de Corrección para los switchgears de media tensión coinciden con los factores de Corrección para los transformadores. Entre 3600 y 4500 m para las mismas alturas, los factores de Corrección para los switchgears son ligeramente mayores que los factores de Corrección para los transformadores. CO

PIA

NO C

ONTR

OLA

DA


ELECTRICIDAD



130 de 141

3.3 Voltajes y BIL según las normas IEC IEC 60056, 60298 y 60694 Rated máximum

Rated Insulation level

Insulation level

Insulation level nominal

voltage voltage Power Frec. BIL Reference withstand Dc withstand

kV kV kV crest kV crest kV crest 3,6


Nota (1) 10 40 - 7,2 Nota (2) 20 60 - 12 12 28 75 -

17,5 17,5 38 95 - 24 24 50 125 - 36 36 70 170 - 52 523 95 250 -

(1) IEC no especifica el voltaje nominal de esta clase de tensión, pero en la práctica se ha establecido como

estándar el voltaje 3,45kV, con BIL asociado de 40kV. (2) IEC no especifica un voltaje nominal para esta clase de tensión, dejando al usuario del equipo su definición,

dentro del rango 1,1kV - 7,2kV. Los fabricantes europeos con un solo equipo cubren el rango de tensión de 1,1kV - 7,2kV, al mismo tiempo que

el grupo más numeroso de motores de media tensión lo diseñan para los voltajes nominales de uso: 3kV, 3,3kV, 6,6kV y 6,9kV.

Para el derrateo por altura la norma IEC da los factores de derrateo mediante la siguiente fórmula:

8150)1000( −

−=

H

k ε Donde: k = Factor de Corrección ε = Base de los logaritmos neperianos H = Altura sobe el nivel del mar Factores de derrateo según normas ANSI y IEC

Altura Factor Factor Sobre el nivel del mar

De corrección De corrección Según ANSI Según IEC

°/1 °/1 °/1 1000 1,00 1,00 1200 0,98 0,98 1500 0,95 0,94 1800 0,92 0,91 2000 0,91 0,88 2100 0,89 0,87 2400 0,86 0,84 2700 0,83 0,81 3000 0,80 0,78 3600 0,75 0,73 4000 0,72 0,69 4300 0,70 0,67 4900 0,65 0,62 5500 0,61 0,56 6000 0,56 0,54

COPI

A NO

CO

NTRO

LADA


ELECTRICIDAD



131 de 141


4.0 ASPECTOS GENERALES EN SISTEMAS ELECTRICOS

En este punto se incluye información de carácter general en sistemas eléctricos, tales como: a) Voltajes nominales de sistemas y voltajes nominales de uso. b) Distancias de seguridad en instalaciones eléctricas.

4.1 Tensiones nominales

4.1.1 Según ANSI

Tabla 3-1 Libro Rojo IEEE Voltaje

nom sist Voltaje

nom de sist. Voltaje de uso

Utilización de servicio

Voltaje de servicio

Voltaje de uso

Utilización de servicio

Voltaje de servicio

Voltaje de uso

3-wire 4-wire máximo mínimo mínimo máximo mínimo mínimo Baja Tensipon

120/240 126/252 114/228 110/220 127/254 110/220 106/212 208Y/120 200 218/126 197Y/114 191Y/110 230Y/127 191Y/110 184Y/106 240/120 230/115 252/126 228/114 220/110 254/127 220/110 212/106

240 230 252 228 220 254 220 212 480/277 460 504/291 456Y/263 440Y/254 508Y/293 440Y/254 424Y/245

480 460 504 456 440 508 440 424 600 575 630 570 550 635 530 530

Media tensión 2400 2520 2340 2160 2540 2280 2080

4160Y/2400 4370/2520 4050Y/2340 3740Y/2160 4400Y2540 3950Y/2280 3600/20804160 4370 4050 3740 4400 3950 3600 4800 5040 4680 4320 5080 4560 4160 6900 7240 6730 6210 7260 6560 5940

8320Y/2400 8730Y/5040 8110Y/4680 nota 1 8800Y/5080 7900Y/4560 nota 1 12000Y/6930 12600Y7270 11700Y/6760 nota 1 12700Y/7330 11400Y/6580 nota 1 12470Y/7200 13090Y/7560 12160Y/7020 nota 1 13200Y/7620 11850Y/6840 nota 1 13200Y/7620 13860Y/8000 12870Y/7430 nota 1 13970Y/8070 12504Y/7240 nota 1 13800Y/7970 14490Y/8370 13460Y/7770 nota 1 14520Y/8380 13110Y/7570 nota 1

13800 14490 13460 12420 14520 13110 11880 20780Y/12000 21820Y/12600 20260Y/11700 nota 1 22000Y/12700 19740Y/11400 nota 1 22860Y/13200 24000Y/13860 22290Y/12870 nota 1 24200Y/13970 21720Y/12540 nota 1

23000 24150 22430 nota 1 24340 21850 nota 1 24940Y/14400 26190Y/15120 24320Y/14040 nota 1 26400Y/15240 23690Y/13680 nota 1 34500Y/19920 36230Y/20920 33640Y/19420 nota 1 36510Y/21080 32780Y/18930 nota 1

34500 36230 33640 nota 1 36510 32780 nota 1

46000 48300 69000 72500

La Media Tensión llega hasta < 100kV Alta Tensión

La Alta Tensión comienza en los 100kV 115000 121000 138000 145000 161000 169000 230000 242000

345000 362000 500000 550000 785000 800000

1100000 1200000 Tabla 3-3 Libro Rojo IEEE

COPI

A NO

CO

NTRO

LADA


ELECTRICIDAD



132 de 141


Voltajes nominales de sistemas estándares

Voltajes nominales de sistemas Asociados

no-estándares Baja Tensión 120 110, 115, 125 120/240 110/220, 115/230, 125/250 208Y/120 216Y/125 240/120 240 230, 250 480Y/277 460Y/265 480 440 600 550, 575 Media Tensión 2400 2200, 2300 4160Y/2400 4160 4000 4800 4600 6900 6600, 7200 8320Y/4800 11000, 11500 12000Y/6930 12470Y/7200 13200Y/7620 1300 13800Y/7970 14400 13800 20780Y/12000 22860Y/13200 23000 24940Y/14400 34500Y/19920 34500 33000 46000 44000 69000 66000 La Media Tensión llega hasta < 100kV Alta Tensión La Alta Tensión comienza en los 100kV 115000 10000, 120000 138000 132000 161000 154000 230000 154000 Extra Alta Tensión 345000 500000 765000

COPI

A NO

CO

NTRO

LADA


ELECTRICIDAD



133 de 141


4.2 Según IEC Tabla III del documento “Internacional Standard IEC 38 1994”

Serie I 50Hz y 60Hz

Serie II 60Hz prácticas norteamericanas

Voltaje kV Voltaje kV Voltaje Voltaje máximo nominal máximo nom. de sist

3,6 (1) 3,3 (1) 3 (1) 4.40 (1) 4,16 (1) 7,2 (1) 6,6 (1) 6 (1) - - 12 11 10 - - - - - 13,2 (2) 12,97 (2) - - - 13,97 (2) 13,2 (2) - - - 14,52 (1) 13,8 (1)

(17,5) - (15) - - 24 22 20 - - - - - 26,4 (2) 24,94 (2)

36 (3) 33 (3) - - - - - - 36,5 (2) 34,5 (2)

40,5 (3) - 35 (3) - -

(1) Estos valores no deben ser usados para sistemas públicos. (2) Estos sistemas son generalmente de 4 hilos. (3) La unificación de estos valores está bajo consideración. 4.3 Según SEC

En este punto se incluye información de carácter general sobre voltajes nominales, niveles de aislamiento, según la norma chilena NEG 8.E.n.75 de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles Esta norma está destinada a los sistemas e instalaciones eléctricas que tengan tensiones nominales superiores a 100V así como también al equipo que se utilice en ellos, que operen a 50 Hz. Esta norma separa los niveles de tensión en: Bajas Tensiones Tensión Reducida Baja Tensión

Altas Tensiones Tensión Media Alta Tensión

A continuación se indican las tensiones nominales establecidas por la Superintendencia

de Electricidad y Combustibles. CO

PIA

NO C

ONTR

OLA

DA


ELECTRICIDAD



134 de 141


Tabla IV – Tensiones nominales en Baja Tensión según SEC Tensión Nominal del Sistema

220/380 500 660

Tabla IV – Tensiones nominales en Altas Tensiones según SEC

Tensión máxima de equipos

kV

Tensión Nominal de Sistema

kV Tensión Media

2,75 2,4 3,6 3,3 5 4,16

7,2 6,6 15 13,2

25,8 23 36 33

48,3 44 Tensión Alta

72,5 66 123 110 170 154 245 220

Tensión Extra Alta 420 380 525 500

4.4 Distancias de seguridad

4.4.1 General

Las distancias de seguridad son un tema complejo y extenso, de aplicación directa en: • El diseño de transformadores. • El diseño de Equipos de Maniobra. • El diseño de Líneas de Transmisión Alta y Media Tensión. • El diseño de Subestaciones de Alta y Media Tensión. • Diseño de Redes Aéreas de Distribución. A continuación, solamente como una guía, se indican algunos valores referenciales de distancias de seguridad en transformadores y equipos de maniobras.

4.4.2 Distancias de seguridad en equipos de maniobras

4.4.2.1 Según NEC

El NEC se refiere a las distancias mínimas de separación entre partes energizadas, en el artículo 490-24, Tabla 490-24, indicando que son aplicables entre partes vivas en equipos que se fabrican en el terreno, y señalando que los valores de la tabla 490-24 no son aplicables a las partes interiores o exteriores de equipos diseñados, manufacturados y probados en acuerdo con estándares de diseño de equipos eléctricos aceptados.

COPI

A NO

CO

NTRO

LADA


ELECTRICIDAD



135 de 141


NEC Tabla 490-24 Separaciones mínimas entre partes energizadas

NEC Tabla 490-24 Separaciones mínimas Voltaje nominal BIL BIL Mínima separación

entre partes energizadas Fase - Fase Fase - Tierra Interior Exterior Interior Exterior Interior Exterior

kV kV kV mm mm mm mm 2,1–4,16 60 95 115 180 80 155

7,2 75 95 140 180 105 155 13,8 95 110 195 305 130 180 14,4 110 110 230 305 170 180 23 125 150 270 385 190 255

34,5 150 150 320 385 245 255 200 200 460 460 335 335

46 - 200 - 460 - 335 - 250 - 535 - 435

69 - 250 - 535 - 435 - 350 - 790 - 635

115 - 550 - 1350 - 1070 138 - 550 - 1350 - 1070

- 650 - 1605 - 1270 161 - 650 - 1605 - 1270

- 750 - 1830 - 1475 230 - 750 - 1830 - 1475

- 900 - 2265 - 1805 - 1050 - 2670 - 2110

COPI

A NO

CO

NTRO

LADA


ELECTRICIDAD



136 de 141


4.4.2.2 Según IEC

Para el dimensionamiento de las distancias mínimas de arco requerida para la aislación funcional y básica a altitudes hasta los 2000 m se deben usar las distancias que se muestran en la tabla 5.2.1.1-3.

Tabla 4.4.2.2-1 Distancias mínimas de arco para coordinación de aislamiento

(Tabla 2, norma IEC 60664-1) Minimum clearances in air in millimeters

Up to 2000 m above sea level 2)

Case A (inhomogeneous field)

Case B (homogeneous field)

Pollution degree 3) Pollution degree 3)

Required impulse

withstand voltage 1)

kV

1 Mm

2 Mm

3 Mm

4 Mm

1 Mm

2 Mm

3 mm

4 mm

0,33 0,40 0,50 0,60 0,80 1,0

0,01 0,02 0,04 0,06 0,10 0,15

0,20

0,01 0,02 0,04 0,06 0,10 0,15

1,2 0,25 0,25 0,2

0,20

1,5 0,5 0,5

0,8

0,3 0,3 2,0 1,0 1,0 1,0 0,45 0,45 2,5 1,5 1,5 1,5

1,6

0,6 0,6 3,0 2 2 2 2 0,8 0,8

0,8

4,0 5,0

3 4

3 4

3 4

3 4

1,2 1,5

1,2 1,5

1,2 1,5

1,6

6,0 8,0

10,0

5,5 8

11

5,5 8

11

5,5 8

11

5,5 8

11

2 3

3,5

2 3

3,5

2 3

3,5

2 3

3,5 12 15 20 25 30

14 18 25 33 40

14 18 25 33 40

14 18 25 33 40

14 18 25 33 40

4,5 5,5 8

10 12,5

4,5 5,5 8

10 12,5

4,5 5,5 8

10 12,5

4,5 5,5 8

10 12,5

40 50 60 80

100

60 75 90

130 170

60 75 90

130 170

60 75 90

130 170

60 75 90

130 170

17 22 27 35 45

17 22 27 35 45

17 22 27 35 45

17 22 27 35 45

Nota (1) Este voltaje es: - Para aislación funcional: el voltaje máximo de impulso que se espera ocurra a través de

la distancia de arco. - Para aislación básica: el voltaje de impulso clasificado del equipo de acuerdo a la tabla

5.2.1-2. Nota (2) Para altitudes mayores a 2000 m los valores de distancia de arco mínima deben

multiplicarse por los factores de corrección por altura de la tabla 5.2.1.1-5. Nota (3) Los grados de polución son:

- Grado 1: Sin polución o polución seca no conductora, la polución ni tiene influencia. - Grado 2: Solo polución no conductora, excepto por la ocurrencia ocasional de polución

conductora en forma temporal causada por la condensación. - Grado 3: Ocurre polución conductora o la polución no conductora se torna conductora

debido a la condensación. - Grado 4: La polución genera conductividad permanente causada por polvo conductor o

por lluvia o nieve. Nota (4) Los distancias mínimas de arco dadas para los grados de polución 2, 3 y 4 están

basadas en la experiencia más que en datos fundamentados.

COPI

A NO

CO

NTRO

LADA


ELECTRICIDAD



137 de 141


Para el dimensionamiento de la distancia mínima de fuga requerida para la aislación funcional y básica a altitudes hasta los 2000 m se deben usar las distancias que se muestran en la tabla 5.2.1.1-4.

Tabla 4.4.2.2-2 Distancias mínimas de fuga para coordinación de aislamiento (Tabla 4, norma IEC 60664-1)

Creepage distances in millimeters Printed wiring

material Pollution degree

Pollution degree

1 2 1 2 3 4

Material group Material group Material group

Voltage r.m.s.1)

V

2)

mm 3)

mm 2)

Mm I

mm II

mm III

mm I

mm II

mm III

mm I

mm II

mm III 4)

mm 10

12,5 16 20 25 32

0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025

0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04

0,08 0,09 0,1

0,11 0,125 0,14

0,4 0,42 0,45 0,48 0,5

0,53

0,4 0,42 0,45 0,48 0,5

0,53

0,4 0,42 0,45 0,48 0,5

0,53

1 1,05 1,1 1,2

1,25 1,3

1 1,05 1,1 1,2

1,25 1,3

1 1,05 1,1 1,2

1,25 1,3

1,6 1,6 1,6 1,6 1,7 1,8

1,6 1,6 1,6 1,6 1,7 1,8

1,6 1,6 1,6 1,6 1,7 1,8

40 50 63 80

100

0,025 0,025 0,04

0,063 0,1

0,04 0,04

0,063 0,1

0,16

0,16 0,18 0,2

0,22 0,25

0,56 0,6

0,63 0,67 0,71

0,8 0,85 0,9

0,95 1

1,1 1,2

1,25 1,3 1,4

1,4 1,5 1,6 1,7 1,8

1,6 1,7 1,8 1,9 2

1,8 1,9 2

2,1 2,2

1,9 2

2,1 2,2 2,4

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

3 3,2 3,4 3,6 3,8

125 160 200 250 320

0,16 0,25 0,4

0,56 0,75

0,25 0,4

0,63 1

1,6

0,28 0,32 0,42 0,56 0,75

0,75 0,8 1

1,25 1,6

1,05 1,1 1,4 1,8 2,2

1,5 1,6 2

2,5 3,2

1,9 2

2,5 3,2 4

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

2,4 2,5 3,2 4 5

2,5 3,2 4 5

6,3

3,2 4 5

6,3 8

4 5

6,3 8

10 400 500 630 800

1000

1 1,3 1,8 2,4 3,2

2 2,5 3,2 4 5

1 1,3 1,8 2,4 3,2

2 2,5 3,2 4 5

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

4 5

6,3 8

10

5 6,3 8

10 12,5

5,6 7,1 9

11 14

6,3 8

10 12,5 16

8 10

12,5 16 20

10 12,5 16 20 25

12,5 16 20 25 32

1250 1600 2000 2500 3200

- -

4,2 5,6 7,5 10

12,5

6,3 8

10 12,5 16

9 11 14 18 22

12,5 16 20 25 32

16 20 25 32 40

18 22 28 36 45

20 25 32 40 50

25 32 40 50 63

32 40 50 63 80

40 50 63 80

100 4000 5000 6300 8000

10000

- -

16 20 25 32 40

20 25 32 40 50

28 36 45 56 71

40 50 63 80

100

50 63 80

100 125

56 71 90

110 140

63 80

100 125 160

80 100 125 160 200

100 125 160 200 250

125 160 200 250 320

Nota (1) Este voltaje es:

- Para aislación funcional: el voltaje de trabajo. - Para aislación básica: el voltaje clasificado de la tabla 5.2.1.1-1 basado en el voltaje

clasificado del equipo, o el voltaje de aislación clasificado. Nota (2) Grupos de materiales I, II, IIIa y IIIb. Nota (3) Grupos de materiales I, II y IIIa. Nota (4) Los materiales del grupo IIIb no son recomendados sobre 630V para aplicaciones con grado de

polución 3 y 4. Nota (5) Los grupos de materiales son:

- Grupo I: 600 <= CTI - Grupo II: 400 <= CTI < 600

COPI

A NO

CO

NTRO

LADA


ELECTRICIDAD



138 de 141


- Grupo IIIa: 175 <= CTI < 400 - Grupo IIIb: 100 <= CTI < 175

Nota (6) CTI (Comparative tracking index): Prueba de acuerdo a norma IEC 112, diseñada para comparar el desempeño de materiales aislantes bajo condiciones definidas.

4.4.2.3 Según norma NSEC 5 E.n.71 Art.84

Tabla VI – Distancias de Seguridad entre partes con tensión y las barreras o barandas de protección de equipos de maniobra. Tensión Nominal hasta:

Dist. Seg. Barrreras De H<1m Interior

Dist.Seg. Barrreras De H<1m Interior

Dist.Seg. Barrreras De H<1m Interior

Dist. Seg. Barrreras De H<1m Interior

Dist. Seg. Cajas Metálicas

kV cm cm cm cm cm 1 50 60 12 19 4

2,5 50 60 15,5 22,5 7,5 7,5 50 60 20 27 12 12 50 60 22 29 14 15 50 60 24 31 16 24 50 60 28 35 20 36 56 66 34 41 26 48 64 74 42 49 34 72 79 89 57 64 49

120 130 140 108 115 100 138 150 160 128 135 120 161 177 187 156 162 147 230 210 220 188 196 180

4.4.3 Distancias de seguridad en transformadores

4.4.3.1 Según norma ANSI

ANSI C57.12.00-2000-Tabla 13 Minimum external clearances between transformer Live parts of different phases of the same voltage BIL A 1000 m Sobre nivel del mar

Maximum system voltage





Distrib Power Distrib Power kV kV crest mm mm mm mm 1,2 - 25,4 50,8 25,4 25,4 2,5 - 50,8 76,2 25,4 38,1 5 - 63,5 102 38,1 50,8

8,7 - 102 127 50,8 63,5 15 - 140 165 76,2 88,9 25 - 178 229 114 152

34,5 - 330 330 203 203 46 48,3 432 432 305 305 69 72,5 635 635 483 483

115 121 1041 914 138 145 1245 1118 161 169 1448 1321 230 242 1778 1651 345 362 2286 500 550 4064 3937 765 800

1000 1200

COPI

A NO

CO

NTRO

LADA


ELECTRICIDAD



139 de 141


4.4.3.2 Según norma IEC

IEC 76-3-1 Tabla I Recommended clearances from bushings live parts on power transformers having windings with highest voltage for equipment Um<300 kV

Voltaje máximo

Voltaje De corta duración de baja

frecuencia

BIL

Lista I

BIL

Lista II

Sepa- Ración

Lista I

Sepa- Ración

Lista II

kV kV kV crest kV

crest mm mm mm

≤ 1,1 3 - - - - 3,6 10 20 40 - 60 7,2 20 40 60 60 90 12 28 60 75 90 125

17,5 38 75 95 125 170 24 50 95 125 170 225 36 70 145 179 275 315 52 95 250 450

72,5 140 325 630 185 450 830

123 230 550 1050

145 275 650 1250 325 750 1450

170 360 850 1600

245 395 950 1800 IEC 76-3-1 Tabla III Recommended clearances from bushings live parts on power transformers having windings with highest voltage for equipment Um≥300 kV

Voltaje máximo

Voltaje De corta duración de baja

frecuencia

BIL

Lista I

BIL

Lista II

Sepa- Ración

Lista I

Sepa- Ración

Lista II

kV kV kV crest kV

crest mm mm mm

395 950 1900f-grd

2250 f-f

300

460 1050 2300f-grd

2650 f-f

460 1050 2300f-grd

2650 f-f

362

510 1175 2700f-gnd

3100 f-f

570 1300 2700f-gnd

3100 f-f

420

630 1425 3100f-gnd

3500 f-f CO

PIA

NO C

ONTR

OLA

DA


ELECTRICIDAD



140 de 141


ANEXO 3

DIMENSIONAMIENTO DE LOS COMPONENTES DE

PARTIDORES COMBINADOS DE CCMs DE BAJA TENSIÓN

COPI

A NO

CO

NTRO

LADA


ELECTRICIDAD



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Tabla -1 Para dimensionamiento de Partidor Combinado POTENCIA 230V 400V 480V 600V 230V 400V 480V 600V 230V 380V 460V 575V Kw HP Tamaño NEMA del Contactor Motor Circuit Protector, MCP. Corriente Nominal Típica de Motor0,19 1/4 00 00 00 00 (3) 3 (3) (3) 0,25 1/3 00 00 00 00 (3) 3 (3) (3) 0,37 1/2 00 00 00 00 (7) 3 (3) (3) 2,2 1,03 1,1 0,90,56 3/4 00 00 00 00 (7) 3 (3) (3) 3,2 1,60 1,6 1,30,75 1 00 00 00 00 (7) 7 3 3 4,2 2,00 2,1 1,71,11 1-1/2 00 00 00 00 7 7 7 3 6 2,60 3 2,41,49 2 0 0 00 00 15 7 7 7 6,8 3,50 3,4 2,72,24 3 0 0 0 0 15 15 7 7 9,6 5,00 4,8 3,93,73 5 1 1 0 0 30 15 15 15 15,2 7,88 7,6 6,15,60 8 1 1 1 1 30 30 15 15 22 11,50 11 97,46 10 2 1 1 1 50 30 30 15 28 15,50 14 11

11.19 15 2 2 2 2 70 50 30 30 42 22,00 21 1714,92 20 3 2 2 2 100 50 50 50 54 30,00 27 2218,65 25 3 2 2 2 100 70 50 50 68 37,00 34 2722,38 30 3 3 3 3 150 100 70 50 80 44,00 40 3229,84 40 4 3 3 3 150 100 100 70 104 60,00 52 4137,30 50 4 3 3 3 150 150 100 100 130 72,00 65 5244,76 60 5 4 4 4 250 150 150 100 154 85,00 77 6255,95 75 5 4 4 4 400 150 150 150 192 105,00 96 7774,60 100 5 5 4 4 600 250 150 150 248 138,00 124 9989,52 125 6 5 5 5 600 250 250 250 312 170,00 156 125

111,90 150 6 5 5 5 400 250 250 360 205,00 180 144149,20 200 6 6 5 5 (400) 400 400 480 273,00 240 192186,50 250 6 6 5 5 (600) (400) (400) 346,00 302 242 223,80 300 7 6 6 6 (600) (600) (600) 408,00 361 289261,10 350 7 7 6 6 (800) (600) (600) 483,00 414 336298,40 400 8 7 6 6 (800) (800) (800) 560,00 477 382335,70 450 8 7 7 7 (800) (800) (800) 610,00 515 412373,00 500 9 8 7 7 1200 (800) (800) 650,00 590 472447,60 600 9 8 7 7 522,20 700 9 8 8 8 596,80 800 9 9 8 8 671,40 900 9 8 8 746,00 1000 9 9 9

1. La fuente de la información que contienen estas tablas es: "CUTLER-HAMMER 1999 CONSULTING APPLICATION CATALOG".

2. Las celdas color gris exceden los límites de los rangos de operación señalados por Cutler-Hammer.

3. Los valores con paréntesis son extrapolaciones de los valores que da Cutler-Hammer en su Catálogo.

4. Los valores de la columna 400V son interpolaciones entre los valores ANSI que daCutler-Hammer para 230V y 480V.

5. Los motores >500HP pueden ser en Baja Tensión si son alimentados por VDF.

• Los valores de corriente nominal de motores indicados para los voltajes 230V, 460V y 575V son de la Tabla 430-250del NEC 2005.

• Los valores indicados para 380V son de catálogos europeos.

Capacidad de corriente nominal de los contactores

Tamaño NEMA 00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Corriente nominal Ampere 9 18 27 45 90 135 270 540 810 1215 2250

Datos referenciales de la bobina de los contactores Bobina ac, VA inicial 160 160 160 160 625 700 1700 2900 dc dc dc Bobina ac, VA cerrado 25 25 25 25 50 64 180 220 dc dc dc Bobina dc, W inicial 17 17 17 17 35 35 600 2120 400 400 (-) Bobina dc, W cerrado 18 18 18 18 35 35 20 20 400 400 350

COPI

A NO

CO

NTRO

LADA

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