Prefactibilidad de la subestación principal que alimentara

Universidad de La Salle Universidad de La Salle

Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle

Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2003

Prefactibilidad de la subestación principal que alimentara el Prefactibilidad de la subestación principal que alimentara el

nuevo plan maestro del Aeropuerto El Dorado de Bogotá nuevo plan maestro del Aeropuerto El Dorado de Bogotá

Héctor Darío González García Universidad de La Salle, Bogotá

Freddy Giovanni Méndez Velandia Universidad de La Salle, Bogotá

Follow this and additional works at: https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica

Citación recomendada Citación recomendada González García, H. D., & Méndez Velandia, F. G. (2003). Prefactibilidad de la subestación principal que alimentara el nuevo plan maestro del Aeropuerto El Dorado de Bogotá. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/449

This Trabajo de grado - Pregrado is brought to you for free and open access by the Facultad de Ingeniería at Ciencia Unisalle. It has been accepted for inclusion in Ingeniería Eléctrica by an authorized administrator of Ciencia Unisalle. For more information, please contact [email protected].

https://ciencia.lasalle.edu.co/

https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica

https://ciencia.lasalle.edu.co/fac_ingenieria

https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica?utm_source=ciencia.lasalle.edu.co%2Fing_electrica%2F449&utm_medium=PDF&utm_campaign=PDFCoverPages

https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/449?utm_source=ciencia.lasalle.edu.co%2Fing_electrica%2F449&utm_medium=PDF&utm_campaign=PDFCoverPages

mailto:[email protected]

PREFACTIBILIDAD DE LA SUBESTACIÓN PRINCIPAL QUE ALIMENTARÁ EL

NUEVO PLAN MAESTRO DEL AEROPUERTO EL DORADO DE BOGOTÁ.

HÉCTOR DARÍO GONZÁLEZ G.

FREDDY GIOVANNI MÉNDEZ V.

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ, D.C.

2003

PREFACTIBILIDAD DE LA SUBESTACIÓN PRINCIPAL QUE ALIMENTARÁ ELNUEVO PLAN MAESTRO DEL AEROPUERTO EL DORADO DE BOGOTÁ.

HÉCTOR DARÍO GONZÁLEZ G.

FREDDY GIOVANNI MÉNDEZ V.

Trabajo de grado presentado como requisito para optar el título de

INGENIERO ELECTRICISTA

Director:

INGENIERO RAFAEL MORENO.

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ, D.C.

2003

Ni la Universidad de La Salle, ni eldirector, ni el jurado calificador, sonresponsables por las ideasexpuestas por los graduandos eneste documento.

Hoja de Aceptación

___________________

______________________

______________________

______________________Director del Proyecto

____________________

Jurado

______________________

Jurado

Bogotá . _________________

DEDICATORIA.

A mi hija Laura Juliana, a mi madre y a mi tía Gilmita, quienes con su amor,

ternura, generosidad manifestada en su presencia viva, motivan, iluminan y

alimentan cada logro en mi vida.

A mi Abuelita, a mi hermana y a Adriana por su valiosa ayuda y colaboración.

Freddy Giovanni Méndez Velandia.

A Dios, por darme su amor y guiarme con su infinita sabiduría y bondad.

A mis padres y hermana por su comprensión y su valiosa colaboración y apoyo.

Héctor Darío González García

AGRADECIMIENTOS

Los autores expresan sus agradecimientos:

A Dios, Maestro de maestros y Luz del mundo, por compartirnos su amor y

guiarnos con su infinita bondad y sabiduría.

A la Universidad De La Salle.

Al Decano de la Facultad de Ingeniería Eléctrica, por su comprensión,

solidaridad, buena voluntad y animación para culminar este Proyecto.

Al ingeniero Rafael Moreno, Director del Proyecto por sus valiosas orientaciones.

A la Aeronáutica Civil de Bogotá y especialmente a los ingenieros y técnicos

que allí laboran por su colaboración en el desarrollo del Proyecto.

A todas aquellas personas que de una u otra forma nos apoyaron para la

realización de este trabajo.

TABLA DE CONTENIDO

Pág

LISTA DE FIGURAS IV

LISTA DE TABLAS VI

LISTA DE ANEXOS VIII

INTRODUCCIÓN IX

1 GENERALIDADES SOBRE EL AEROPUERTO ELDORADO.

1

1.1 CLASES DE EDIFICACIONES QUE COMPONEN UN

AEROPUERTO.

1

1.1.1 Terminal de pasajeros. 2

1.1.2 Clasificación de hangares. 4

1.1.2.1 Talleres ubicados en hangares. 8

2. COMPONENTES DEL SISTEMA ELÉCTRICO GENERAL

DEL AEROPUERTO EL DORADO.

11

3. CALCULO DE CONSUMO TOTAL EN CADA NUEVA

ZONA PARA DETERMINAR LAS CARGAS

PROYECTADAS.

20

3.1 Zona 1. Nueva área de prueba de motores. 20

3.2 Zona 2. Futura área de mantenimiento de aerolíneas. 22

3.3. Zona 3. Futura zona de combustibles. 25

3.4 Zona 4. Nuevos edificios de la aviación general 28

2

3.5 Zona 5. Ampliación del terminal de pasajeros 29

3.6. Zona 6.Futuras oficinas de Aeronáutica Civil 31

3.7. Zona 7. Futuro terminal de carga nacional e internacional. 32

4 SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES Y CALCULO DE

SUBESTACIONES DEPENDIENDO CADA NUEVA ZONA.

34

4.1. Tipo de subestaciones y dimensionamiento. 44

4.1.1. Protecciones para subestación de pedestal. 45

4.1.2. Seccionadores de maniobra tipo pedestal. 46

5. ALIMENTADOR PRINCIPAL PARA LA TOTALIDAD DEL

NUEVO SISTEMA.

49

5.1. Circuito de suplencia a nivel de 11,4 kV para el barraje

principal.

69

5.2. Calculo de cortocircuito para el transformador de 4-5 MVA. 73

5.3 Calculo de la malla de puesta a tierra para el transformador

de 4-5 MVA , 34,5 kV.

80

6. DIMENSIONAMIENTO DE CONDUCTORES Y CALCULO

DE REGULACIÓN DESDE EL TRANSFORMADOR

PRINCIPAL HASTA CADA NUEVA ZONA DE

EXPANSIÓN.

89

6.1. Porcentaje de caída de voltaje o porcentaje de regulación 90

6.2. Conductores para aplicaciones subterráneas en

aeropuertos

91

6.3 Calculo del calibre del conductor, ductos, y protección en

baja tensión hasta la acometida en cada nueva zona.

98

6.4. Calculo de cortocircuito en el secundario de cada

transformador.

102

6.5. Calculo de la malla de puesta a tierra para los

transformadores de pedestal.

104

6.6. Dimensionamiento de UPS para las zonas 4 y 6. 112

6.7. Grupos motogeneradores de respaldo

3

115

7. CALCULO DEL COSTO DE PROYECTO. 119

CONCLUSIONES. 124

BIBLIOGRAFÍA 126

ANEXOS. 128

4

LISTA DE FIGURAS

Pág.

Figura 1. Clases de aeronaves que hacen uso de los hangares

de mantenimiento 7

Figura 2. Avión 747, Compañía Boeing. 8

Figura 3. Montaje físico de la subestación de pedestal 45

Figura 4. Instalación del fusible en la subestación de pedestal 46

Figura 5. Seccionador de maniobra 47

Figura 6. Conexión eléctrica en una subestación de pedestal 48

Figura 7. Corte longitudinal de un interruptor de potencia. 53

Figura 8. Conexión de dos elementos de medida en un sistema

simétrico. 54

Figura 9. Transformador típico de corriente 55

Figura 10. Curva de saturación del transformador clase 5p20. 56

Figura 11. Curva de tiempo inverso del relé 51. 64

5

Figura 12. Conexión del relé 51 64

Figura 13. Conexión del relé 49 69

Figura 14. Diagrama de reactancias del sistema a 34,5 kV 77

Figura 15. Diagrama de reactancias del sistema a 11,4 kV 79

Figura 16. Diagrama de reactancias del sistema a 0.220 kV 103

6

LISTA DE TABLAS.

Pág

Tabla 1. Equipos utilizados en el taller de aeronaves 8

Tabla 2. Equipos utilizados en el taller de maquinas. 9

Tabla 3. Equipos utilizados en el taller de carpintería 9

Tabla 4. Equipos utilizados en el taller de motores 10

Tabla 5. Equipos existentes en el primario del transformador de

4 MVA , 34.5 kV instalado actualmente. 11

Tabla 6. Equipos existentes en el secundario del transformador de

4 MVA , 34.5 kV instalado actualmente. 12

Tabla 7. Cargas eléctricas instaladas actualmente en el Aeropuerto

El Dorado 19

Tabla 8. Maquinas consumidoras de energía en un taller hangar de

Mantenimiento de aerolíneas. 20

Tabla 9. Dimensionamiento del transformador para la zona 1. 35

Tabla 10. Dimensionamiento del transformador para la zona 2 36



7




Tabla 16. Potencia total demandada para el proyecto de ampliación

de las 7 nuevas zonas. 43

Tabla 17. Fusibles de protección para transformadores de pedestal 46

Tabla 18. Parámetros principales de los transformadores de corriente 57

Tabla 19. Especificaciones de los transformadores de potencial 61

Tabla 20. Reactancia de los transformadores secundarios en base a

34,5 kV 76

Tabla 21. Reactancia de los transformadores secundarios en base a

11,4 kV 78

Tabla 22. Corriente nominal de cada nueva zona. 89

Tabla 23. Caída de tensión en porcentaje en cada nueva zona de

expansión 90

Tabla 24 Protección de transformadores según norma EEB- CS507. 100

Tabla 25 Calibre de conductores, ductos, y protecciones para los

transformadores a instalar en cada nueva zona a nivel de baja tensión. 101

Tabla 26 Reactancias de cada transformador en base a 0,220 kV. 103

Tabla 27 Presupuesto total del proyecto. 120

8

LISTA DE ANEXOS

Pag.

Anexo A. Niveles de aislamiento nominal aplicables a

equipos – Serie 1. 129

Anexo B. Límites de error para transformadores de tensión

para protección. 130

Anexo C. Límites de error para transformadores de tensión

para medición. 131

Anexo D. Ejemplo de coordinación de aislamiento de 132

equipos aislados al aire.

Anexo E. Diagrama unifilar del sistema eléctrico actual. 133

Anexo F Plano 1 de las nuevas zonas de expansión del

Aeropuerto el Dorado. 134

Anexo G. Plano 2 de las nuevas zonas de expansión del

Aeropuerto el Dorado. 135

9

INTRODUCCIÓN

Este trabajo tiene como objetivo general elaborar la prefactivilidad del nuevo

sistema eléctrico del aeropuerto El Dorado de Bogotá correspondiente al plan

maestro de ampliación.

Para llevar a cabo tal estudio se recurrió, en primera instancia, a una revisión

bibliográfica al respecto, cuyos conceptos sirvieron de referente para observar,

confrontar y caracterizar de manera concreta las condiciones que tendrá el

nuevo sistema eléctrico con el cual funcionarán las futuras zonas del

aeropuerto El Dorado, ubicado al noroccidente de la ciudad de Bogotá.

Se trazaron los siguientes objetivos específicos:

Como objetivos específicos tenemos:

• Elaborar las características básicas del sistema de suministro eléctrico,teniendo en cuenta equipos e instalaciones, cargas alimentadas, paraasí determinar las condiciones de operación necesarias para su correctofuncionamiento.

• Establecer las condiciones proyectadas por el Plan Maestro en cuanto acrecimiento, ubicación y características de las nuevas cargas eléctricasdel sistema.

• Calcular la especificaciones técnicas en media tensión de loscomponentes que conformaran el sistema de alimentación eléctricoampliado.

• Elaborar el diagrama unifilar del nuevo sistema eléctrico, incluyendosubestaciones, redes de distribución, equipos de protección, control ymedida en media tensión.

• Cuantificar el costo equivalente del proyecto a nivel de cantidad de obra.El método empleado para llevar a cabo este estudio o proyecto fue el de la

observación directa gracias a que se tuvo acceso a todas las instalaciones,

10

equipos, controles y funcionamiento del sistema eléctrico en general,

determinando que el sistema actual se encuentra en el límite de su capacidad,

se fue tomando atenta nota para luego analizar la información obtenida y

presentarla a través del método descriptivo, el cual permite presentar todas las

características pertinentes a cada uno de los aspectos que componen el

sistema eléctrico.

Durante el estudio se han identificado dos aspectos por los cuales es

importante la realización de la prefactivilidad del sistema nuevo eléctrico.

Aspectos técnicos.

§ Desde la construcción del Aeropuerto el Dorado no se han realizado

modificaciones importantes a sus instalaciones eléctricas, por lo que

actualmente cuenta con las raíces de diseño originales, no siendo aptas

para futuras exigencias.

§ Complementar el Plan Maestro a nivel eléctrico ya que su diseño involucra

ampliaciones civiles y arquitectónicas.

§ No existe información actualizada de los sistemas eléctricos debido a las

modificaciones esporádicas, cuya información no ha sido almacenada.

Aspectos Sociales.

§ Se busca mejorar la calidad y la eficiencia en el servicio en las operaciones

realizadas en el Aeropuerto.

11

§ Por medio del mejoramiento de las áreas técnicas, administrativas y

públicas, se busca obtener nuevamente la certificación expedida por la

Organización Internacional de Aeropuertos Civiles (OACI).

§ El Aeropuerto necesita brindar un mejor servicio tanto para los turistas como

para las aerolíneas, con el fin de aumentar su número de operaciones

diarias.

Una vez se determinaron las características y condiciones anteriores, se

elaboró una propuesta de actualización y mejoramiento del sistema eléctrico

existente basada en una serie de condiciones y correcciones proyectadas por

el plan maestro, que se relacionan con la ubicación, crecimiento y

características de las nuevas cargas eléctricas, como también las expansiones

que deben adicionarse al sistema. Se trabajó mediante un diagrama unifilar

completo que representa el nuevo sistema eléctrico, incluyendo subestaciones,

redes de distribución subterráneas, junto con equipos de protección y control.

12

1. GENERALIDADES SOBRE EL AEROPUERTO EL DORADO

1.1 CLASES DE EDIFICACIONES QUE COMPONEN UN AEROPUERTO.

En el aeropuerto El Dorado, como en los principales aeropuertos que son

símbolo de prestigio internacional, se encuentra una amplia gama de

instalaciones para comodidad de los millones de viajeros.

El aeropuerto consta de varios edificios, pero sólo una parte cumple funciones

primordialmente aeronáuticas. Los edificios típicos que se encuentran son:

• Edificios o terminales para los pasajeros.

• Cobertizos para la manipulación de cargas y depósitos.

• Edificios para el control de tránsito aéreo.

• Hangares para las aeronaves.

• Cuartel de bomberos.

• Talleres y plantas de mantenimiento de aeronaves y de motores.

• Cobertizos para vehículos y equipos.

13

• Depósitos y silos.

• Edificios para el comisariato de las aeronaves.

• Edificios para administración y oficinas.

• Edificios para hotel y restaurante. Centros de convención.

§ Garajes para estacionamiento.

1.1.1 Terminal de pasajeros.

Función del terminal de pasajeros del aeropuerto

El terminal de pasajeros constituye uno de los elementos principales del costo

de infraestructura de un aeropuerto. Muchos edificios terminales se han

construido como monumentos arquitectónicos al progreso de la aviación

nacional o regional, y los pasajeros se han acostumbrado a una ostentación

suntuaria del diseño que poco tiene que ver con las funciones que se pretende

que desempeñe el terminal:

El éxito del proyecto de las instalaciones de un terminal se basa en el

cumplimiento de las necesidades de quien lo va a utilizar. El terminal de

pasajeros tiene tres tipos de usuarios: el pasajero y sus acompañantes, las

líneas aéreas y la autoridad aeroportuaria. La mayor parte de los proyectos de

terminales se preocupan fundamentalmente de las necesidades de los

pasajeros. El número de pasajeros es mucho mayor que el número de

empleados de las líneas aéreas y del aeropuerto, y es la primera razón de que

exista la terminal; al pasajero se le considera como una fuente de ingresos

durante el tiempo en que éste está en el terminal. Por eso, la máxima

14

satisfacción de las necesidades del pasajero es el objetivo principal al redactar

el proyecto del terminal.

Las líneas aéreas son otras de las fuentes principales de ingresos del

aeropuerto, a la vez que constituyen una de las áreas funcionales principales

en las operaciones del aeropuerto. El proyecto satisfactorio de un aeropuerto

ha de proporcionar un nivel de servicio alto para las líneas aéreas. En algunos

aeropuertos, contribuyen al aporte del capital inicial. En tales casos, las líneas

aéreas esperan jugar un papel importante en la toma de decisiones del

proyecto del aeropuerto.

El proyecto, atendiendo a las necesidades de la autoridad aeroportuaria,

requiere un equilibrio. Las instalaciones para las autoridades y las áreas

operacionales deben ser dignas, pero debe evitarse el recargo de instalaciones

lujosas innecesarias. Los terminales de pasajeros de los grandes aeropuertos

son el lugar de trabajo de un gran número de personas, por lo que el proyecto

del terminal debe garantizar que el entorno sea aceptable para sus empleados,

incluso en condiciones de horas pico.

El edificio en un aeropuerto que atañe directamente al despacho de los

pasajeros y del equipaje, es el edificio de los pasajeros o la terminal, cuya

función se limita al intercambio entre el transporte terrestre y el aéreo como

también el trasbordo entre vuelos. Además tiene como exigencia el paso rápido

de los pasajeros para su respectiva instalación. Para llevar a cabo este

proceso y garantizar una eficaz operacionalización durante las horas de

funcionamiento se requiere que el edificio terminal reúna las siguientes

condiciones fundamentales:

§ Poseer un sistema de iluminación de los edificios de la terminal para

pasajeros y del antepatio de la parte pública correspondiente y la zona de

estacionamiento de automóviles.

15

§ Contar con sistema de información de vuelo para los pasajeros.

§ Estar dotado con Instalación de acondicionamiento de aire.

§ Tener puertas de apertura automática.

§ Contar con cinta transportadora de equipajes.

§ Contar con equipo de entrega de equipajes en los puntos correspondientes.

§ Contar con dispositivos fijos para embarque de pasajeros (rampas de

embarque

frontal o pasarelas telescópicas)

§ Estar dotado con ascensores

§ Poseer transporte entre puntos fijos.

§ Tener instalaciones fijas de protección contra incendio.

Contar con salidas de urgencia.

El proyecto de un terminal depende del tipo de tráfico aéreo que tenga el

aeropuerto. El concepto de diseño que se escoja es función de una serie de

factores, entre los que se incluyen la naturaleza y el volumen de la demanda

del tráfico, el número de líneas aéreas que intervienen, la distribución del tráfico

entre internacional, doméstico, regular y charter, el sitio disponible, las formas

de acceso principales y el tipo de financiación.

16

1.1.2. Clasificación de hangares.

En los aeropuertos existen dos tipos diferentes de hangares: de

estacionamiento y de mantenimiento de aeronaves.

Los hangares de estacionamiento tienen la función exclusiva de albergar las

aeronaves cuando no están realizando sus respectivos viajes.

Los hangares de mantenimiento tienen la función de albergar las aeronaves

que necesiten algún tipo de mantenimiento, sea mecánico, en el fuselaje, o

internamente.

En la actualidad se utilizan principalmente cuatro tipos diferentes de hangares

de mantenimiento en los distintos aeropuertos del mundo como son :

HANGAR 1 (aeronaves pesadas, B 747):

§ Hangar diáfano de 110 m x 90 m = 9.900 m2.

§ Oficinas y talleres disponibles en el fondo, 110 m x 15 m = 1.650 m2

§ 1.100 m2 de aparcamiento.

§ Plataforma necesaria para el acceso al hangar .

HANGAR 2 (Aeronaves pesadas, 2 B 757 o 3 B 737):

§ Nave de 100 m de frente y 70 m de profundidad.

17

§ 5.000 m2 de hangar diáfano.

§ 2.000 m2 de oficinas y talleres disponibles en el fondo .

§ Aparcamiento para 40 plazas.

§ Plataforma necesaria para el acceso al hangar.

HANGAR 3 ( Aeronaves medias, 2 ATR-72):

§ Nave de 60 m de frente y 45 de profundidad con 1800 m2 de hangar diáfano

900 m2 de oficinas / talleres.

§ Aparcamiento para 24 plazas.

§ Frente de plataforma de 25 m de profundidad en la zona delantera del hangar

para realizar mantenimiento menor.

HANGAR 4 (Aviación general uso colectivo):

• Mantenimiento de avionetas y pequeños reactores particulares.

§ Resguardo de avionetas privadas.

§ Hangar aeroclub y escuela aérea.

§ 1.200 m2 de hangar diáfano.

§ 400 m2 de oficinas / talleres.

18

§ Aparcamiento de 16 plazas.

§ Frente de hangar de 20 m para operaciones auxiliares gestión de entradas y

salidas.

DE HAVILLAND CANADÁ DHC-6-300

ATR-42

BOEING 727-200

Figura 1. Clases de aeronaves que hacen uso de los hangares demantenimiento.

La siguiente figura muestra las medidas del 747 Domestic, de la compañía

Boeing, cuya aeronave es una de las más utilizadas por las aerolíneas

alrededor del mundo y por lo tanto debe haber instalaciones necesarias para el

mantenimiento de aeronaves de este tamaño.

19

Figura 2. Avión 747, de la Compañía Boeing.

1.1.2.1 Talleres ubicados en hangares.

Dentro de la división de los hangares existen diferentes tipos de talleres los

cuales, a su vez, poseen equipos que aportan carga eléctrica al sistema. Entre

ellos tenemos:

• Los equipos de fuerza utilizados dentro de los talleres de aeronaves son:

Tabla 1. Equipos utilizados en el taller de aeronaves.

EQUIPOS Potencia Tensión

Muela de motor para afilar

herramientas

½ Hp 115 V

Máquina taladradora de motor ½ Hp 115 V

Compresor de aire para herramientas

neumáticas

1 Hp 115 V

20

Sierra motorizada para metal 1 Hp 115 V

Taladros de mano ½ Hp 115 V

• Taller de maquinas. Es una subdivisión del taller de aeronaves y pueden

ubicarse por separado y su dotación es generalmente de tipo sencillo y

robusto.

Tabla 2. Equipos utilizados en el taller de máquinas.


Taladradora de mesa (taladro

sensitivo)

½ Hp 115 V

Taladradores de alta velocidad 1 Hp 115 V

Esmeriladora 1 Hp 115 V

Pulimentadora 1 Hp 115 V

Fiadores de centrado ½ Hp 115 V

Fresadora horizontal 2 Hp 115 V

Tabla 3. Equipos utilizados en el taller de carpintería.


Torno para madera ¾ Hp 115 V

Cepilladora 1 Hp 115 V

Sierra circular 1Hp 115 V

Lijadora de disco 1Hp 115 V

Sierras oscilantes 1Hp 115 V

21

• Taller principal de motores.

Se requiere de un edificio de grandes dimensiones, para cobijar fuselajes, alas,

secciones de aeronaves o en lo posible una aeronave completa. Este tipo de

taller tiende a adquirir tal importancia en la actualidad, que puede exigir que se

le asigne un espacio generosamente amplio. Dentro de los múltiples equipos

que posee este taller, para nuestro caso los más importantes son:

Tabla 4. Equipos utilizados en el taller principal de motores.


Compresores de aire para equipos

neumáticos.

2 Hp 115 V

Bombas impulsoras de combustible. 2 Hp 115 V

Bombas impulsoras de aceite. 2 Hp 115 V

Generadores de C.A.

Generadores de C.C.

Motores de C.A. de diversos tipos,

incluyendo arrancadores y motores de

velocidad fija.

½ Hp

1 Hp

2 Hp

115 V

22

2. COMPONENTES DEL SISTEMA ELÉCTRICO ACTUAL DEL

AEROPUERTO EL DORADO DE BOGOTA.

Dentro del sistema eléctrico actual del aeropuerto se encuentran en

funcionamiento los siguientes componentes eléctricos.

• Transformador principal de 4 MVA , 34,5 kV , con refrigeración natural

y forzada ( ONAN – ONAF ).

Tabla 5. Equipos existentes en el primario del transformador de 4-5MVA, 34,5 kV, instalado actualmente.

CANTIDAD FABRICANTE DESCRIPCIÓN

1 M GERIN UNIDAD DE PROTECCIÓN (ANSI 87)

2 M GERIN MEDIDA (I1, I2, I3, MAX, V12, V23, V31, P,

Q, FP, f, Wh, VArh

1 M GERIN AUTOMATISMO SEPAM MODELO S35XR -

48 / 127 VDC.

1 M GERIN UNIDAD DE PROTECCIÓN DE

SOBRECORRIENTE (ANSI

50/51/50N/51N/86/74)

1 SAUTER TERMOSTATO AMBIENTE 10 - 60 °C -

SPOT 10 (2 A) 300V

2 OVELMA RESISTENCIA CALEFACTOR 400W - 240V

23

1 M GERIN MININTERRUPTOR 3P - 2 A TIPO C60N

2 M GERIN MINITERRUPTOR 2P - 10 A TIPO C60N

1 M GERIN MININTERRUPTOR 1P - 6 A TIPO C60N

1 TELEMECANIQUE SELECTOR DE 3 POSICIONES CON

RETORNO AL CENTRO

1 TELEMECANIQUE SELECTOR DE 2 POSICIONES FIJAS -

CONTACTO AUXILIAR NA

CONTACTO AUXILIAR NC

3 ARTECHE TRANSFORMADOR DE CORRIENTE

RELACIÓN 100/5 - 5 A, 24 / 70 / 170 kV,

TIPO ACH36.

Tabla 6. Listado de equipos existentes en el secundario deltransformador de 4-5 MVA, 34,5/ 11,4 kV instalado actualmente.

CANTIDAD FABRICANTE DESCRIPCIÓN

1 M.G. UNIDAD DE PROTECCIÓN DE

SOBRECORRIENTE (ANSI 50/51/50N/51N Y

AUTOMATISMO)

1 SAUTER TERMOSTATO 10 - 60°C

1 OVELMA RESISTENCIA DE CALEFACCIÓN 100W,

120V

1 BLOQUE DE CONTACTOS AUXILIARES,

INTERRUPTOR EXTRAIBLE.

1 M.G. INTERRUPTOR DE CONTROL, 3 POLOS,

C60N - 2 A


C32H - DC - 10 A


24

C32H - DC - 6 A

1 M.G. INTERRUPTOR DE CONTROL, 1 POLO,

C60N - 6 A

1 TELEMECANIQUE SELECTOR DE 3 POSICIONES CON

RETORNO AL CENTRO

1 TELEMECANIQUE SELECTOR DE 2 POSICIONES FIJAS -

CONTACTO AUXILIAR NA

CONTACTO AUXILIAR NC

1 M. GERIN INTERRUPTOR EN SF6 630 A, 17.5 kV, BIL

56 kV, 20 kA, tipo LF2

3 ARTECHE TRANSFORMADOR DE CORRIENTE

RELACIÓN 250/5-5-5 A.

24/70/170 kV, TIPO ACH 24

1 M. GERIN SECCIONADOR DE OPERACIÓN BAJO

CARGA EN SF6 630 A, 17.5 kV, 20 kA,

2 M. GERIN SECCIONADOR DE PUESTA A TIERRA

SUPERIOR E INFERIOR - MANDO

MOTORIZADO CI-2 INCLUYE MOTOR Y

BOBINAS DE CIERRE Y APERTURA -

DISPOSITIVO DE 3 LÁMPARAS DE

PRESENCIA DE TENSIÓN, CONTACTOS

AUXILIARES DE POSICIÓN.

3 SIBA FUSIBLES HH - 63 A - 24 kV.

3 ARIECHE TRANSFORMADOR DE CORRIENTE

RELACION 50 - 100/5 A, 15 VA, CL 0.2

2 SAUTER TERMOSTATO - 60 °C.

2 OVELMA RESISTENCIA DE CALEFACCIÓN 100W -

120 V


C60N - 2 A

25


C60N - 10 A


C60N - 6 A

2 M.G. INTERRUPTOR DE CONTROL, 1 POLO,

C60N - 6 A

• Dos (2) interruptores de potencia comandados por un relé auxiliar de

disparo con bloque por ambos lados del transformador.

• Pararrayos de 30 kV - 10 kA, por el lado de alta tensión.

• Pararrayos de 9,6 kV - 10 kA, por el lado de baja tensión.

• Cable de alimentación en el primario, cable trenzado - subterráneo, 36 kV,

2/0 AWG – Cu, XLPE.

• Cable de alimentación en el secundario, cable trenzado - subterráneo, 15

kV, 4/0 AWG – Cu, XLPE.

• Relé auxiliar de disparo con bloque comandado por:

Relé Buchholz, (Relé 96).

Relé térmico, (Relé 29).

Relé de sobrecorriente de fase, (Relé 50/51).

Relé de sobrecorriente de tierra. (Relé 50/51N)

• Transformador de tensión tridevanado 3

120.0/

3

120.0/

3

5.34 kV, en el primario,

que alimenta los sistemas de medida:

26

Medidor de potencia activa (kW).

Medidor de energía activa (kWh).

Medidor de energía reactiva (kVArh).

Relé de baja tensión, (Relé 27).

Voltímetro en el secundario.

• Transformador de corriente de 300/5 A, precisión de 10p30, 30 VA, para

alimentar en el primario:

Relé de sobrecorriente de fase, (Relé 50/51).

Relé de sobrecorriente de tierra, (Relé 50/51N).

Amperímetro.


Medidor de potencia reactiva (kVAr).

• Transformador de corriente de 300/5 A, precisión de 10p30, 30 VA, en el

primario y transformador de corriente de 250/5 A, precisión de 10p20, 30 VA

en el secundario, para alimentar:

Relé de protección diferencial, (Relé 87).

• Transformador de corriente de 100/5 A, 30 VA y transformador de tensión

tridevanado 34,5/√3 / 0,12/√3 / 0.12/√3 kV, que alimentan:

Amperímetro.


Cosenofímetro.

• Barraje 11,4 en S/E general.

• Barraje 11,4 en S/E sótano.

27

Reserva de banco de condensadores:

• Transformador de 11.400 / 120 V.

• Interruptor de potencia de 200 A - 20 kV.

• Transformador de corriente 200/5 A, precisión 10p30, 30 VA, que alimenta:

Relé de corriente de fase.

Relé de corriente de tierra.

Relé Buchholz.

Edificio del Centro nacional de Aeronavegación:

• Un Transformador de 11.400 / 208 / 120 V, 200 kVA.

• Seccionador bajo carga de 630 A - 20 kV.

• Cable de alimentación 2/0 AWG, Cu, 15 kV, XLPE.

Alumbrado pista nueva

• Un Transformador de 11.400 / 208 / 120, 500 kVA.



Barraje de 11,4 a subestación sótano edificio general 3200 kVA.

• Interruptor de potencia 630-20kV .

28

• Transformador de corriente 200/5 A ,Clase 10p30 ,10VA que alimenta un

amperímetro de 0-200 A.


relé de sobrecorriente a tierra.

Barraje de respaldo a 11,4 a subestación sótano edificio general

• Interruptor de potencia 630-20kV .


amperímetro de 0-200.


relé de sobrecorriente a tierra.

Servicios auxiliares y talleres de la subestación:

• Un Transformador de 11.400 / 208 / 120, 150 kVA.



Dos (2) subestaciones para bombeo de aguas negras:

• Dos Transformadores de 11.400 / 220 / 127, 30 kVA.



Nota: Cada uno de estos elementos es por cada subestación.

29

Subestación para alumbrado de pista:

• Dos Transformadores de 11.400 / 220 / 127 V, 150 kVA.

Conexión ∆ - Y aterrizado.

• Relé de transferencia automática , (Relé 83).

• Fusible de 300 A.

• Dos seccionadores bajo carga de 630 A - 20 kV, uno NA (normalmente

abierto) y otro NC (normalmente cerrado).

Nota: Cada uno de estos elementos es por cada subestación.

Talleres del centro de estudios aeronáuticos. (C.E.A).

• Transformador de 11.400 / 220 / 127, 15 kVA.



Estación de combustible ,cocinas estearn, Himat, Planta de tratamiento de

aguas negras, estación satélite de bomberos.

• Transformador de 11.400 / 220 / 127, 790 kVA.



30

Tabla 7: Cargas eléctricas instaladas actualmente en el Aeropuerto El

Dorado.

Área de consumo. Carga Instalada en kVA.Centro nacional de aeronavegación 200Alumbrado pista nueva 500Edificio general 3200Servicios auxiliares y talleres 150Bombeo de aguas negras 60Alumbrado pista antigua 150Centro de estudios aeronáuticos 15Estación de combustibles, cocinas,Himat, estación de bomberos

790

Total 5065

Nota: El diseño del proyecto a realizar es completamente independiente al queactualmente está en funcionamiento porque este se encuentra en el límite deservicio.

- El diagrama unifilar que contiene los elementos anteriormente descritos semuestra en el anexo E.

31

3. CÁLCULO DE CONSUMO TOTAL EN CADA NUEVA ZONA PARADETERMINAR LAS CARGAS PROYECTADAS.

Especificación de cargas y cálculo de elementos constitutivos de las nuevas

zonas.

3.1. Zona 1 : Nueva área de prueba de motores de aeronaves.

La nueva zona de prueba de motores comprende un área total de 41250 m2 la

cual está distribuida en tres hangares de mantenimiento con un área cada uno

de 97,50 m de ancho por 102,50 m de largo para un área por hangar de 9994

m2

El promedio de máquinas consumidoras de energía en un taller-hangar de

mantenimiento de aerolíneas es la siguiente:

Tabla 8. Máquinas consumidoras de energía en un taller-hangar de

mantenimiento de aerolíneas en la zona de prueba de motores.

Máquina Cantidad Potencia

unitaria

en [[Hp]]

Potencia

por la

cantidad

total de

máquinas

en kW

Corriente

[[ A]]

Frecuencia

[[Hz]]

Voltaje

[[ V]]

Taladro de

árbol

15 1/2 0,5 Hp *

15 *

0.746 =

7,6 60 115

32

5,6 kW

Pulidora

de banco

12 1 8,95 6 60 115

Torno 6 1/2 2,24 8 60 115

Torno 6 3/4 3,56 8 60 115

Fresadoras 12 2 17,90 14 60 115/220

Cizallas 6 3 13,43 12 60 115/220

De los datos anteriores sumamos la potencia de todos los motores que se

encuentran en el hangar y el resultado obtenido es: 51,68 kW por hangar

Consumó total de hangares en la Zona 1:

El consumo total de las máquinas motrices por cada uno de los hangares

de mantenimiento en el Aeropuerto el Dorado es:

Carga plena consumida por motores en cada hangar = 51,68 kW .

Calculando el consumo de cada hangar con un Factor de demanda (FD) de

0,7 será:

51,68 kW * 0,7 = 36,17 kW de consumo de motores por hangar.

36,17 kW * 3 = 108,52 kW de consumo por motores.

Tomando un factor de diversidad de 0.8 y un factor de potencia de 0.85

tendremos:

108 52 08085

, * .,kW

= 102,12 kVA

33

Carga de luminarias:

Se utilizarán 150 luminarias de 250 W de vapor de sodio cada una, para

iluminar toda el área de un hangar.

Carga de luminarias por hangar : 150 * 250 W = 37,5 kW.

Carga total de luminarias por los tres hangares con un factor de potencia de 0,9

:

CTL =375 3

09, *

,kW

= 125 kVA

La carga total de la zona 1 se encuentra sumando todas las cargas

involucradas:

CT ZONA 1 = 102,12 kW + 125 kW = 227,12 kVA

3.2. Zona 2 : Futura área de mantenimiento de aerolíneas.

Esta nueva zona de Aerolíneas es el área más grande que se construirá en el

Aeropuerto El Dorado, contará con 25 nuevos Hangares que podrán albergar 2

aviones cada uno, y estarán equipados con todos los elementos para intervenir

un avión en cualquier momento. (Procedimientos estipulados en la sección 513

del CEC norma NTC 2050 (Hangares para aeronaves))

Esta zona alimentará de energía eléctrica al sistema de ayudas visuales. Por

lo general de una capacidad de 150 kVA según información dada en el anexo

14 de la Aeronáutica Civil y que abastece de energía a:

34

• Ayudas visuales.

• Señalamiento luminoso de pista, rodajes y plataforma.

• Alumbrado y plataforma.

• Alumbrado y tomas eléctricas del edificio de máquinas.

• Sistema hidroneumático.

Se instalará una planta de emergencia con la capacidad para respaldar el 100

% de la potencia requerida en esta aplicación.

Consumo total de hangares en la Zona 2:

El consumo total de las máquinas motrices por cada uno de los hangares

en el Aeropuerto El Dorado es:

El promedio de máquinas consumidoras de energía en un taller-hangar de

mantenimiento de aerolíneas es igual al que se mostró anteriormente en la

tabla 8.

De los datos obtenidos de tabla 8 sumamos la potencia de todos los motores

que se encuentran en el hangar y el resultado obtenido es: 51,68 kW por

hangar.

Carga plena consumida por motores en cada hangar = 51,68 kW

Calculando el consumo de cada hangar con un Factor de demanda (FD) de

0,7 será:

51,68 kW * 0,7 = 36,17 kW de consumo de motores por hangar.

35

Para 25 hangares debe haber una carga de:

36,17 kW * 25 = 904,4 kW de consumo por motores.

Si tomamos un factor de diversidad en los 25 hangares de 0,7 tendremos y con

factor de potencia de 0,85 obtendremos:

904,4 kW * 0,7 = 633,08 kW / 0,85 = 744,8 kVA de consumo total por motores

en los 25 hangares.

Carga de iluminación por cada hangar:

Se dimensionaron 200 luminarias de 250 W cada una , con factor de potencia

de 0.9 para la iluminación de cada hangar teniendo en cuenta que tienen que

estar colocadas a una altura considerable, de aproximadamente 15 m.

Tenemos : 200 * 250 W = 50 kW / 0,9 = 55 kVA

Consumo de iluminación para los 25 hangares:

55 kVA * 25 = 1380 kVA

Carga de tomas de corriente adicionales por cada hangar:

Tomaremos 20 tomas de corriente de 180 VA adicionales con factor de

demanda de 1 por cada hangar según norma NTC 2050- tabla 220-13

tendremos:

20 *180 VA * 1 = 3,6 kVA por hangar

Para los 25 hangares tomando un factor de diversidad de 0,5 tendremos:

36

3,6 kVA * 25 * 0.5 = 45 kVA

La suma total de todas las cargas de la zona 2 que cuenta con 25 hangares de

mantenimiento y reparación de aeronaves será:

CT zona 2 = 744,8 kVA + 1380 kVA + 45 kVA + 150kVA = 2319,8 kVA ó

2,32 MVA.

3.3. Zona 3: Futura zona de combustibles.

La nueva zona de combustibles comprende un área total de 94061 m2 y es la

encargada de almacenar y distribuir el combustible a las aeronaves que llegan

y salen del Aeropuerto El Dorado.

La nueva zona de combustibles cuenta con 30 motobombas de 5 Hp cada

una, las cuales suministran el combustible a los carros cisterna y estos a

su vez a los aviones.

La alimentación de energía eléctrica se realiza de las siguiente forma:

a) Acometida eléctrica subterránea en media tensión; de la acometida principal

o alimentación eléctrica a las edificaciones, señalamiento luminoso y ayudas

visuales del aeropuerto se deriva un ramal hasta los límites exteriores del área

destinada a las instalaciones de almacenamiento de combustible, donde se

instalará una subestación eléctrica tipo pedestal, ubicada generalmente junto a

la caseta, colocándose un transformador de distribución según la capacidad de

carga requerida con los dispositivos de protección, descargadores de

sobretensión y cuchillas portafusiles. Estos se seleccionarán de acuerdo a la

37

tensión utilizada (11,4 kV); así mismo, se construirá el sistema de tierra con

varillas Copper - weld conectadas a la malla de puesta a tierra de la

subestación.

De los bornes de baja tensión del transformador de distribución, se instalan

conductores de calibre adecuado canalizándose por un banco de ductos de

cuatro vías en concreto protegido y señalizado hasta el centro de control de

motores, ubicado en el local de la subestación, en la caseta.

Otra forma de alimentación de energía eléctrica a la zona de combustibles,

se da por una subestación eléctrica ubicada en el edificio anexo a máquinas;

esta es por lo general de una capacidad tal, que provee de energía a los

sistemas de aire acondicionado, a las edificaciones y a la zona de

combustibles. Del tablero de baja tensión de la subestación mencionada y

de un interruptor derivado, se conectan los conductores de calibre adecuado

(considerando la carga total de las instalaciones eléctricas y de las pérdidas

por caída de tensión) canalizándose por banco de ductos de cuatro vías de

tubo conduit de 10 cm de diámetro arropado en concreto, construyéndose

cajas de inspección cada 50 m hasta el centro de control de motores en la

caseta de control.

Centro de control de motores de la zona de combustibles:

El centro de control de motores será un tablero tipo compacto, autosoportado

para servicio interior totalmente cerrado; estará constituido por un sistema de

distribución de 3 fases 4 hilos, tensión 220 ó 440 V, 60 Hz. Para la conexión a

tierra, el tablero debe estar provisto de una barra de cobre corrido a lo largo de

todas las secciones del gabinete, la cual se conecta al sistema de tierra con

38

cable desnudo de cobre de sección transversal 21,14 mm2 ( 4 AWG) , según

sección 250 , NTC 2050.

Secciones del centro de control de motores:

a) Contiene interruptor termomagnético principal, recibe la alimentación

eléctrica del exterior; de ésta se energizan las barras donde se conectan los

demás interruptores termomagnéticos derivados. Así mismo se instalan los

dispositivos indicadores de medición tales como amperímetros, voltímetros y

watímetros.

b) Contiene los interruptores termomagnéticos derivados y arrancadores

magnéticos a tensión plena que proporcionan energía eléctrica a los sistemas

de bombeo de gas-avión de 80-87 y 100-130 octanos y bombeo de agua a la

caseta; así mismo, se tiene un tablero de distribución de 18 circuitos de donde

se alimenta el alumbrado y tomas eléctricas de la caseta, alumbrado exterior,

alumbrado y tomas eléctricas a prueba de explosión ( clase 1, división 1, según

norma ANSI 30-1996).

c) Contiene interruptor termomagnético y arrancador magnético a tensión

reducida para el sistema de bombeo contra incendio.

Sistema de tierra.

El equipo fijo en general tal como motores, cajas metálicas que contengan

conductores, centro de control de motores, consola de control, así como los

tanques de almacenamiento de combustible, deberán conectarse firmemente al

sistema de tierra: por tal motivo se construirá una red con conductor desnudo

de cobre calibre No 2/0 AWG, conectándose a varillas Copper- weld. Así

mismo, se deberá instalar pararrayos cuya finalidad es proteger los tanques de

combustible verticales y/o horizontales que serán de tipo dipolo, conectados

firmemente a su sistema de tierra, verificando que la altura del pararrayos sea

39

la suficiente para cubrir totalmente el área en donde están ubicados los

tanques a proteger.

Cálculo de cargas de las 30 motobombas: 30 * 5 Hp * 746 W = 111,9 kW

Calculando la carga anterior para un factor de potencia de 0,85 y un factor de

demanda de 0,8 tenemos: 1119 08

0851053

, * ,,

,kW

kVA=

Cálculo de iluminación para el área de combustibles:

Una luminaria de 400 W de sodio cada 30 m para un total de 72 luminariastendríamos para el área total : 72 * 400 W = 28,8 kW

La carga total de iluminación para el área 3 será con factor de potencia 0,9 será

:

CTL = 28,8 kW / 0,9 = 32 kVA

Carga total de la nueva zona de combustibles será :

CT ZONA 3 = 105,3 kVA * 32 kVA = 137,3 kVA

3.4. Zona 4 : Nuevos edificios de la aviación general

La nueva zona de edificios de la aviación general comprende un área total de

90937 m2 la cual es la encargada de albergar a los funcionarios de las líneas

aéreas, de la aeronáutica civil y al personal encargado de la seguridad del

Aeropuerto. Está conformada por 3 edificios de dos pisos cada uno con sus

40

respectivas zonas de parqueo, cada edificio tiene un área de 6200 m2 con 200

oficinas por piso cada uno para un total de 600 oficinas de aproximadamente

10 m2 cada oficina.

Consumo total por oficina: Computador 300 VA

Iluminación 200 VA

3 Tomas adicionales 3* 180 VA

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

1040 VA

Las cargas se calcularon con factores de demanda de :

Pot * Fd

Carga computadores: 300 VA * 0.8 = 240 VA

Carga iluminación: 200 VA

Carga de tomas: 540 VA * 0.5 = 270 VA

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

Carga demandada por oficina: 710 VA

Pot = Potencia.

Fd = Factor de diversidad.

Carga total de la Zona 4 :

CT ZONA 4 = 710 VA * 600 = 426 kVA

La iluminación del parqueadero de la zona 4 tiene un consumo de : 50

luminarias de 250 W cada una.

La carga total de iluminación de la zona 4 es: 50 250

0 9138

*,

, .W

kVA=

41

Carga total de la zona 4 es :

CT zona 4 = 426 kVA + 13,8 kVA = 439,8 kVA.

3.5. Zona 5 : Ampliación del terminal de pasajeros

La nueva zona 5 comprende la ampliación del terminal de pasajeros que tendrá

una nueva área de 19687 m2 la cual es la encargada de albergar la totalidad

de usuarios del aeropuerto y contará con aproximadamente 200 locales

comerciales de 20 m2 cada uno, de todo tipo de comercio para atender a los

usuarios del aeropuerto en los momentos de espera.

Eificio terminal:

Para proyectar el alumbrado en este edificio se toman en consideración las

alturas de las áreas a iluminar; para alturas normales las luminarias que se

emplean son de tipo empotrar de 2 x 96 W acabado frío, con contralente de

plástico acrílico.

Cada local comercial tiene un consumo eléctrico de :

Iluminación : 3 luminarias de 48 W * 2 = 96 W factor de potencia 0.9=

3 * 96 W = 288 W / 0.9 = 320 VA

Tomas monofásicas dobles: 4 * 180 VA = 720 VA con factor de

demanda de 1 según norma NTC 2050 tabla 220-13 : 720 VA

Carga total por local: 320 VA + 720 VA = 1040 VA

Carga de los 200 locales comerciales: 1040 VA * 200 = 208 kVA .

42

Carga de áreas comunes entre locales (pasillos) ,140 luminarias Metal halide

de 250 W cada una con factor de potencia de 0.9 : 140 250

093889

*,

,W

kW= .

Carga de tomacorrientes secundarias localizadas cada 30 m para un total de

40 tomas dobles cada una de 1000 VA destinadas a servicios de aseo,

calculadas con factor de demanda de 0.5: 40000 VA * 0.5 = 20 kVA .

Carga total zona 5 :

CT zona 5 = 208 kVA + 38,9 kVA + 20 kVA = 267 kVA

3.6. Zona 6 : Futuras oficinas de la aeronáutica civil:

La nueva zona de edificios de la Aeronáutica civil comprende un área total de

11250 m2 que es la encargada de albergar a los funcionarios de la Aeronáutica

Civil de Colombia, está conformada por 1 edificio de dos pisos, con su

respectiva zona de parqueo, el edificio tiene un área de 6750 m2 con 125

oficinas por piso cada uno para un total de 250 oficinas de +/- 10 m2 cada

oficina.

Este edificio tiene una función de apoyo de carácter administrativo a las

operaciones realizadas por la Torre de Control.

El sistema de iluminación se soluciona de la manera más común utilizando

luminarias tipo de empotrar, fluorescentes Slim-Line y con contralente de

plástico acrílico para facilitar su mantenimiento y uniformar los equipos

instalados en el área terminal.

Consumo total por oficina: Computador 300 VA

Iluminación 200 VA

3 Tomas adicionales 540 VA

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

43

1040 VA

Las cargas se calcularon con factores de demanda de:

Pot * Fd

Carga computadores: 300 VA * 0.8 = 240 VA

Carga iluminación: 200 VA

Carga de tomas: 540 VA = 540 VA

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

Carga demandada por oficina: 980 VA

Carga total por cada oficina de la zona 6 : 980 VA * 250 = 245 kVA

Carga del parqueadero de la zona 6, colocaremos 8 luminarias de 250 W de

sodio con factor de potencia de 0,9 : 8 * 250 W = 2000 W / 0.9 = 2,22 kVA

Carga total de la zona 6:

CT ZONA 6 : 245 kVA +2,22 kVA = 247,2 kVA

3.7. Zona 7 : Futuro terminal de carga nacional e internacional

El futuro terminal de carga nacional e internacional contará con 12 nuevas

bodegas de almacenaje de mercancías, cada bodega tiene un área de 3906 m2.

Edificio anexo máquinas:

Destinado a manejar las subestaciones de los servicios para ayudas visuales y

aire acondicionado, cuenta además con los equipos hidroneumáticos y las

44

áreas de servicio para el personal que opera y da mantenimiento a esos

equipos.

La iluminación no representa mayor problema ya que se resuelve de la manera

más usual, empleando luminarias tipo industrial de sodio de 250 W acabado

blanco frío: las luminarias serán del tipo sobreponer y para su distribución se

considera la localización de los gabinetes de las subestaciones para evitar

tener las luminarias encima de éstos.

Cálculo de cargas por cada bodega:

Una grúa de 10 Hp con factor de potencia de 0,85 :

= 10 Hp * 746 W = 7,46 kW/0.9 = 8,77 kVA

Cálculo de iluminación para cada bodega :

Cada bodega contará con 60 luminarias de 250 W de vapor de sodio con factor

de potencia de 0,9

= 60 250

091667

*.

,W

kVA=

Cada bodega contará con 30 tomas adicionales de 180 VA cada una y factor

de demanda de 0.6: 30 * 180 VA * 0.6 = 3,24 kVA

Carga total por bodega: 8,77 kVA + 16,67 kVA + 3,24 kVA = 28,68 kVA

Carga total de la zona 7 con factor de diversidad de 0,6 :

CT ZONA 7 : 28,68 kVA * 12 * 0,6 = 206,5 kVA.

45

4. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES Y CÁLCULO DE

SUBESTACIONES DEPENDIENDO CADA NUEVA ZONA.

Centros de carga:

Por especificación, se utilizan centros de carga que soportan corriente de

cortocircuito, además de un ciclo de trabajo más pesado; todos los tableros se

dejan con espacios de reserva previendo futuras demandas de carga que en un

momento dado no se pueda preveer, ya que el usuario podrá realizar ciertas

modificaciones y concesiones no consideradas en el proyecto original a los

cuales se les debe de dotar de energía. La demanda futura máxima que se

prevé es de 8 a 20 %, teniéndose centros de carga para servicio normal y de

emergencia. El cálculo de la alimentación principal a los tableros se realiza

considerando los siguientes puntos:

• Caída de tensión máxima, 1.5 %.

• De 8 a 20% de capacidad de reserva para futuro crecimiento según la

zona.

Los conductores se calculan tanto por capacidad de corriente como por caída

de tensión, empleándose conductores con aislamiento tipo THW, dada su

mayor capacidad de conducción a 75 °C con ambiente húmedo y de 90 °C con

ambiente seco, lo cual es un factor determinante en muchas ocasiones.

46

Tabla 9. Dimensionamiento del transformador para la zona 1.

DATOS DE LA CARGANo DENOMINACIÓN

DE LA CARGA kW

Totales

Factor de

diversidad

Factor de

demanda

Factor

de

potencia

CONSUMO

CALCULADO

[kVA]

1 Consumo total de

motores en los

hangares de la

zona 1

108,52 0,8 0,7 0,85 (at) 102,12

2 Consumo de

luminarias

112,5 1 1 0,9 (at) 125

TOTAL 227,12

CARGA INSTALADA 227,12

FACTOR DE RESERVA 20 % 45,42

CAPACIDAD COMERCIAL DEL TRANSFORMADOR 300

La presente especificación cubre la fabricación, pruebas y aislamiento para el

transformador de potencia de 300 kVA, que se montara en la subestación de

pedestal que alimentara unicamente la zona 1.

Interna y externamente el transformador debe ser de fabricación estandar, con

la capacidad normalizada para equipos trifasicos de la serie de 11,4 kV.

Sus caracteristicas son :

Capacidad : 300 kVA.

Relacion de transformación : 11400/208-120 V

Frecuencia : 60 Hz

Grupo de conexión : Dy5

Derivaciones de conmutador : +1, -3 * 2,5%

47

Refrigeración : En aceite , ONAN

Tipo de aceite : Puramin AD-66

Volumen del aceite : 250 lt

BIL :

Impedeancia : 4%

Corriente de exitacion : 2,3%

Perdidas en el hierro : 875 W

Perdidas en el cobre : 4265 W

Perdidas totales : 5140 W

Núcleo : Laminas de hierro al silicio de

grano

Orientado.

Devanados : Cobre de alta conductividad

Accesorios fijos : Dos grupos de radiadores en la

cara

posterior, Bujes de M.T , Bujes

de B.T .

Peso total del transformador : 1025 kg.



DE LA CARGA kW

Totales

Factor de

diversidad

Factor de

demanda

Factor

de

potencia

CONSUMO

CALCULADO

[ kVA ]

1 Consumo total de

motores en los

hangares de la

zona 2

904,4 0,7 0,7 0,85 744,8

2 Consumo de 1250 1 1 0,9 1380

48

luminarias

3 Tomas de

corriente

90 0,5 1 1 45

4 Ayudas visuales 150 150

TOTAL 2320

CARGA INSTALADA 2320

FACTOR DE RESERVA 8 % 180

CAPACIDAD COMERCIAL DEL TRANSFORMADOR 5 de 500

La presente especificación cubre la fabricación, pruebas y aislamiento para los

transformadores de potencia de 500 kVA, que se montaran en la subestaciones

de pedestal que alimentaran únicamente la zona 2.

Interna y externamente los transformadores deben ser de fabricación estándar,

con la capacidad normalizada para equipos trifásicos de la serie de 11,4 kV.




Frecuencia : 60 Hz






BIL :

Impedeancia : 4%

Corriente de exitacion : 1,9%


49




grano

Orientado.


Accesorios fijos : Tres grupos de radiadores en la

Cara posterior, Bujes de M.T ,

Bujes de B.T .




DE LA CARGA kW

Totales

Factor de

diversidad

Factor de

demanda

Factor

de

potencia

CONSUMO

CALCULADO

[kVA]

1 Consumo total de

motores

De motobombas

111,9 1 0,8 0,85 105,3

2 Consumo de

luminarias

28,8 1 1 0,9 32

TOTAL 137,5




50



pedestal que alimentara únicamente la zona 3.

Interna y externamente el transformador debe ser de fabricación estándar, con

la capacidad normalizada para equipos trifásicos de la serie de 11,4 kV.

Sus características son :


Relación de transformación : 11400/208-120 V

Frecuencia : 60 Hz





BIL :

Impedancia : 2,8%

Corriente de excitación : 2,9%





grano

Orientado.


Accesorios fijos : Cuatro grupos de radiadores en

la

cara posterior, Bujes de M.T ,

Bujes de B.T .


51



DE LA CARGA kW

Totales

Factor de

diversidad

Factor de

demanda

Factor

de

potencia

CONSUMO

CALCULADO

[kVA]

1 Consumo total

por todas las

oficinas

426

2 Consumo de

luminarias

12,5 1 1 0,9 13,8

TOTAL 439,8




Nota : Las especificaciones del transformador de la zona 4 son idénticas a las

de los transformadores de la zona 2 mostrada anteriormente.



DE LA CARGA kW

Totales

Factor de

diversidad

Factor de

demanda

Factor

de

potencia

CONSUMO

CALCULADO

[kVA]

1 Consumo total

por todas las

oficinas

208

2 Carga de áreas 35 1 1 0,9 38,89

52

comunes

3 Tomacorrientes

secundarias

1 0,5 1 20

TOTAL 266,9





del transformador de la zona 1 mostrada anteriormente.

Tabla 14. Dimensionamiento del transformador para la zona 6


DE LA CARGA kW

Totales

Factor de

diversidad

Factor de

demanda

Factor

de

potencia

CONSUMO

CALCULADO

[kVA]

1 Consumo total

por todas las

oficinas

245

2 Consumo de

luminarias

2 1 1 0,9 2,22

TOTAL 247,22




53


del transformador de la zona 1 mostrada anteriormente.



DE LA CARGA kW

Totales

Factor de

diversidad

Factor de

demanda

Factor

de

potencia

CONSUMO

CALCULADO

[kVA]

1 Consumo total del

los puente grúa

89,52 0.4 1 0,85 42

2 Consumo de

luminarias por las

12 bodegas

180 0,6 1 0,9 120

3 Tomas

adicionales

1 0,6 1 38,9

TOTAL 200,9






pedestal que alimentara unicamente la zona 7.

Interna y externamente el transformador debe ser de fabricación estandar, con

la capacidad normalizada para equipos trifasicos de la serie de 11,4 kV.

54




Frecuencia : 60 Hz






Impedeancia : 3%

Corriente de excitación : 2,4%





grano

Orientado.


Accesorios fijos : Dos grupos de radiadores en la

cara

posterior, Bujes de M.T , Bujes

de B.T .


55

Tabla 16. Potencia total demandada para el proyecto de ampliación de las7 nuevas zonas .

ZONA

CAPACIDAD DELTRASFORMADOR EN kVA Nº DE

TRAFOS

TOTALCARGAEN kVA

ZONA 1 300 kVA 1 300 kVA







Total de la carga demandada en el proyecto 4275 kVA

En virtud que el transformador de 4-5 MVA se puede llevar a una potencia de 5

MVA con ventilación forzada obtenemos una reserva de 750 kVA previniendo

que se incrementen cargas en algunas zonas.

4.1 Tipo de subestaciones y dimensionamiento

El tipo de subestación a utilizar en el proyecto es la subestación de pedestal.

El transformador de pedestal es un equipo dentro de un gabinete, colocado a la

intemperie con terminales de media tensión, provisto de dos puertas con

cerraduras, de tal forma que los mandos y conexiones eléctricas queden

inaccesibles al publico.

Posee dos compartimentos, separados mediante una barrera metálica, de tal

forma que cada una tenga su propia puerta :

56

- Al lado izquierdo se instalan los terminales de media tensión.

- Al lado derecho se instalan los terminales de baja tensión.

El transformador de pedestal se alimenta desde un seccionador de maniobras,

de operación selectiva con cable monopolar de cobre calibre 2 AWG aislado

para 15kV y terminales tipo codo de 200 A.

Figura 3 . Montaje físico de la subestación de pedestal.

4.1.1. Protecciones para subestación de pedestal.

Las protecciones de media tension del transformador de pedestal consiste en

un fusible de expulsión tipo bayoneta en serie con el fusible limitador de

corriente. La proteccion en baja tension consiste en un interruptor automatico

57

seleccionado de acuerdo con la curva de capacidad termica que pueda

soportar el transformador y la corriente de corto circuito.

Tabla 17 . Fusibles de protección para transformadores de pedestal.

Figura 4. Instalación del fusible en la subestación de pedestal.

4.1.2. Seccionadores de maniobra tipo pedestal.

Consiste en varios seccionadores bajo una envolvente metálica, diseñadas

para ser instaladas en la intemperie, deben ser resistentes contra la lluvia, sol,

humedad, polvo y todas las condiciones climáticas adversas que puedan

causar deterioro de sus elementos constructivos y que originen un

58

mantenimiento frecuente o la alteración de las partes eléctricas o mecánicas,

grado de protección IP54.

El medio de aislamiento para este tipo de cajas debe ser en aceite o SF6 y el

medio de extinción del arco en aceite, SF6 o vació.

Los seccionadores de maniobra seran para operación manual mediante

palanca removible individual para cada seccionador con o sin pertiga, facil de

maniobrar, con mecanismos de resorte para enganche y desenganche de los

contactos principales del seccionador de maniobra, cuya velocidad de apertura

y cierre sea independiente de la accion manual del operador.

Los seccionadores de maniobra los hay de tres posiciones, abierto-cerrado-

puesto a tierra y de dos posiciones abierto- cerrado.

Figura 5. Seccionador de maniobra.

59

Figura 6. Diagrama de la conexión eléctrica en una subestación depedestal

60

5. ALIMENTADOR PRINCIPAL PARA LA TOTALIDAD DEL NUEVO

SISTEMA.

El suministro de energía eléctrica de la fuente de alimentación o alimentador

principal a las cargas o centros de consumo se tomará de la subestación más

cercana que para el desarrollo de este proyecto es la subestación de

FONTIBON, cuya tensión de distribución es de 34,5 kV y llegará al

trasformador proyectado de 4-5 MVA.

Subestación FONTIBON; 34,5 kV; ( Ik = 20 kA ).

Carga transformador principal 4-5 MVA , con fp = 0,85.

Calculamos la corriente principal del sistema:

InMVA

kVA= =

5

34 5 38368

, *,

Id = Corriente de diseño para el suministro del conductor de la acometida

principal a 34,5 kV.

Id = 1,2 * In

Id = 1,2 * 83,68 A = 100,42 A.

In =corriente nominal

61

Para esta corriente se utiliza el conductor de calibre 4/0 AWG, THW, de cobre,

seleccionado en la tabla del NTC 2050, 310-73, con un nivel de aislamiento de

35 kV.

Pararrayos o descargador.

El descargador permite proteger las instalaciones contra sobre tensiones de

origen atmosférico.

Las sobretensiones que se presentan en las instalaciones de un sistema

pueden ser de dos tipos:

§ Sobretensiones de origen atmosférico.

§ Sobretensiones por falla en el sistema.(Sobretensiones internas).

Los descargadores protegerán contra descargas directas e indirectas:

Las sobretensiones originadas por descargas indirectas se deben a que se

almacenan, sobre las líneas, cargas electroestáticas que al ocurrir la descarga

se parten en dos y viajan en ambos sentidos de la línea a la velocidad de la

luz.

Los descargadores protegen a las instalaciones contra descargas directas,

para lo cual tienen un cierto radio de protección. Para dar mayor seguridad a

las instalaciones contra descargas directas se instalan unas varillas conocidas

como bayonetas e hilos de guarda semejante a los que se colocan en las

líneas de transmisión.

Cálculo de Pararrayos para el primario del transformador de 4.5 MVA.

62

Tensión 34,5 kV.

La tensión nominal de los pararrayos R, de ZnO se encuentra teniendo en

cuenta los siguientes parámetros:

Tensión continua de operación para pararrayos conectados fase-tierra, COV

COV = Um / 3

Donde Um es la tensión máxima del sistema.

Sobretensión temporal, TOV

TOV = Ke * COV

En donde Ke es el factor de tierra, el cual, en términos generales, es igual a

1,4 para sistemas sólidamente puestos a tierra, y 1,73 para sistemas con

neutro aislado.

La tensión nominal del pararrayos R, es el mayor valor entre Ro y Re.

RoCOVKo

=

En donde Ko es el factor de diseño del pararrayos, el cual varía según sea el

fabricante y cuyo valor recomendado es de 0,8.

Re =TOVKt

En donde Kt es la capacidad del pararrayo y depende de la duración de la

sobretensión temporal. Se puede tomar un margen extra de 10 % para

63

sistemas con tensiones inferiores a 100 kV, y 5 % para sistemas con tensiones

mayores de 100 kV, encontrándose así la tensión nominal del pararrayos, R

Ejemplo de cálculo:

COV =34 5

3

,= 19,92 kV

TOV = 1.4 x 19,92 = 27,88 kV

Ro = 19 9208,,

= 24,99 kV

Re = 278811,.

= 25,34 kV

R = 1.1 * 25,34 = 27,88 kV

*El valor normalizado es de 27 kV según la norma 117 de CODENSA.

Es difícil conocer la corriente originada por las descargas, pero normalmente se

toma la recomendada por CODENSA de 10 kA.

Interruptor de potencia :

El interruptor de potencia a utilizar será capaz de conectar, conducir y

desconectar las corrientes que se establecen en el circuito en condiciones

normales; y de conectar, conducir por un tiempo determinado y desconectar las

corrientes que se establecen en el circuito bajo determinadas condiciones

anormales, como por ejemplo, en caso de cortocircuito.

* Tensión de cortes. Subestaciones de alta y extra alta tensión,.

64

Figura 7. Corte longitudinal de un interruptor de potencia.

Cálculo y especificación del interruptor de 34,5 kV.

In = 5

34 5 383 68

MVA

kVA

, *,=

In = Corriente nominal 100 A, regulado a 84 A.

Us = Tensión de servicio 34,5 kV.

Ik = Corriente de cortocircuito, 20 kA, según valor suministrado por

CODENSA

Up = Tensión de prueba 80 kV.

Ui = Tensión de impulso 165 kV.

65

Especificaciones de los transformadores de medición.

Los transformadores de medida están destinados a alimentar aparatos de

medida, relés o aparatos análogos. Tienen como función principal reducir a

valores normales y sin peligro, las características de tensión y de corriente de

un sistema eléctrico, con el fin de permitir el empleo de aparatos de medida

normalizados y por lo tanto más económicos.

Los aparatos pueden construirse para ser usados en instalaciones interiores o

exteriores. Los factores que determinan la selección de estos aparatos son:

tipo de instalación, tipo de aislamiento, potencia y clase de precisión.

Para las medidas industriales y puramente inductivas de voltímetros y

amperímetros, las clases 1, 1.2, 3 y 5 son suficientes ; para las mediciones de

energía, las clases 0.2, 0.3, 0.5 y 0.6, son las más usadas.

Para transformadores de corriente empleados en la alimentación de sistemas

de protección, las clases de precisión 5 y 10, son utilizadas con valores

definidos de sobrecorriente.

Figura 8. Conexión de dos elementos de medida en un sistema simétrico.

Diagrama Unifilar.

W

R S TCT

CTPT

PT

66

El circuito de nuestro proyecto es un sistema trifásico simétrico en el cual basta

conectar dos elementos para medir las señales de corriente y tensión en las

tres fases, esto repercute favorablemente en el costo de los equipos de

medición a utilizar en la subestación.

Transformadores de corriente.

En el transformador de corriente la corriente secundaria está dentro de las

condiciones normales de operación, prácticamente proporcional a la corriente

primaria y está desfasada en un ángulo cercano a cero, para un sentido

apropiado de conexiones.

El primario de este transformador está conectado en serie con el circuito que se

desea controlar, en tanto que el secundario está conectado a los circuitos de

corriente de uno o varios aparatos análogos, todos ellos con conexión en serie.

Figura 9. Transformador típico de corriente

67

Curva de error en transformadores de corriente.

Los errores de relación y los desfases son debidos a la corriente magnetizante,

que depende de la tensión inducida necesaria para hacer circular la corriente

secundaria por todo el circuito secundario. Los límites de error admitidos

definen las clases de precisión para medición y protección:

Figura 10. Curva de saturación del transformador clase 5p20

Clase 5p20 para transformadores de corriente, cumple con la condición de que,

al elevarse 20 veces la corriente nominal, el trasformador tiene un margen de

error de ± 5 %.

Clase Función:

0.2 Medición de precisión.

0.5 Medición normal.

1 Comprobación.

5p Protecciones en relés.

20 * In In: Corriente nominal

I (A)

B[Gauss]

5%

68

Cálculo de transformadores de corriente:

Se calcula la corriente nominal para el primario del transformador:

In = 5

34 5 383 68

MVA

kVA

, *,=

El transformador tendrá una relación de transformación de:

100 / 5 A para los medidores de energía activa y reactiva con una clase de 0.5

y burden de 30 VA, que serán de tipo electrónico multifuncional con perfil de

carga.

Para el equipo de protección y alimentación de los relés se utilizarán

transformadores de corriente, con relación de transformación de 100/ 5 A, con

precisión de 10p30 y burden de 30 VA, Según norma IEC 59 y resolución

CREG 070, capítulo 7 .

Tabla 18. Parámetros principales de los transformadores de corriente a

utilizar.

PARÁMETRO BAJA TENSIÓN MEDIATENSIÓN

ALTATENSIÓN

Tensión de servicio 120/208-120/240-254/440 V277/480 V

11,4 kV o 13,2kV

34,5 kV

Tensión nominal 600 V 15 kV 36 kVFrecuencia 60 Hz 60 Hz 60 HzClase 0.5 0.5 0.5Instalación interior interior o

exteriorinterior oexterior

Número de núcleos 1 1 1Carga 15 VA 15 VA 15 VA

69

Tensión de ensayo a60 Hz

3 kV 34 kV 70 kV

Tensión de ensayo deimpulso

N. A. 95 kV 170 kV

Corriente primaria 100, 200, 300, 400,600,800 A

15,30,60, 100,200 A

15, 30, 60,100 A

Corriente secundaria 5 A 5 A 5 A

Transformador de tensión (TP) tridevanado para alimentación de relés de

protección y control.

En este tipo de transformador se busca obtener una tensión secundaria aislada

y segura, que sea una representación proporcional y exacta de la tensión

primaria, la que no puede ser realizada en la práctica, por lo cual esto

determina el grado de calidad y por ende la precisión del transformador.

La relación de dicho transformador está dada por:

Vp = k Vs

Vp = Tensión primaria.

Vs = Tensión secundaria.

k = Relación de transformación.

Las tensiones primarias de los TP´s para la conexión entre fases de un sistema

trifásico deben ser iguales a la tensión nominal del sistema al cual se conecta.

Cuando se instala entre fase y neutro es igual a 1/3 la tensión entre fases del

sistema.

Según la norma ANSI C 57.13. ( Tensión nominal para Tp´s )

• 120 V para TP´s hasta 25 kV.

• 115 V para TP´s mayores o iguales a 34,5 kV.

70

Las tensiones secundarias tienen los siguientes valores, dependiendo de su

utilización:

• 120 V para distribución.

• 115 V para transmisión.

• ∗230 V para circuitos secundarios largos de transmisión de menos de 500

Km. (EE.UU. y Canadá).

• ∗100 V, 200 V para circuitos largos de transmisión de mas de 500 km.

(Europa).

Especificación del transformador de potencial a utilizar:

Los transformadores de tensión tendrán las siguientes características, (normaVDE 0111/ IEC 71-1)

Um = Tensión máxima de servicio = 36 kV.

Ui = Tensión de impulso = 140 kV

Up = tensión de prueba = 70 kV

Burden = 30 VA, según norma IEC 694

Frecuencia = 60 Hz.

Clases de exactitud:

Devanado destinado a alimentar equipos de medida:

∗ Ake Rusck, Sistema de transporte Europeo, Comisión de energía del estado sueco ,1987.

71

∗Precisión : 0,2

Para devanado que alimentará equipos de protección se utilizará protección 3p.

Número de devanados secundarios = 2

El Primero para equipos de medida

El Segundo para protección.

Relación de transformación nominal:

Tensión del devanado primario 345

3

,kV

Tensión secundaria para transformadores de tensión conectados a niveles

menores o iguales a 34,5 kV ,la tensión secundaria es de 120 V .

Tensión del devanado secundario 120

3V

Nota : Para transformadores monofásicos conectados fase / tierra en sistemas

trifásicos de tensión primaria y la tensión secundaria son divididas por 3 .

Tabla 19. Especificaciones de los Transformadores de potencial

PARÁMETRO CARACTERÍSTICASDE BAJA TENSIÓN

TRAFOSDE

TENSIÓN:11,4 ó 13,2

kV

TRAFOS DETENSIÓN:

34,5 kV

Tensión de servicio 11,4 ó 13,2 kV 13,2 kV 34,5 kVTensión nominal 15 kV 15 kV 36 kVFrecuencia 60 Hz 60 Hz 60Hz

∗ Tabla No 15 Límites de error para transformadores de tensión para medición Subestaciones de alta y extra alta tensión.

72

Instalación interior o exterior interior oexterior

interior o exterior

Número de núcleos 1 1 1Tensión primaria 12 kV 13,2 kV 34,5 kVTensiónsecundaria

120 V 115 V 115 V

Tensión de ensayoal impulso

95 kV 95 kV 170 kV

Tensión de ensayoa 60 Hz

34 kV 34 kV 70 kV

Carga (Burden) 25 VA 25 VA 25 VAClase 0.5 0.5 0.5

Relés de protección para el transformador de 4-5 MVA.

Calibración de Relés de protección para transformador de potencia principal:

RELE 51. Relé de sobrecorriente.

Los relés de sobrecorriente deberán tener un elemento de tiempo inverso cuya

puesta en trabajo pueda ajustarse un poco más elevada de la corriente nominal

de carga máxima; es decir casi 130% de la máxima, y con acción retardada

suficiente para que sean selectivos con el equipo de protección de elementos

adyacentes del sistema durante fallas externas. Los relés deberán tener

también un elemento instantáneo cuya puesta en trabajo pueda hacerse un

poco más elevada que la corriente máxima de cortocircuito para una falla

externa o la corriente magnetizante transitoria de conexión. Los relés de

sobrecorriente para la protección contra cortocircuito de transformadores

proporcionan también la protección de respaldo externa.

Los relés de sobrecorriente normalmente se ajustan entre 130 y 150% de la

corriente nominal In.

73

Ajuste del relé de sobrecorriente

Ajuste In: 5

34 5 383 68

MVA

kVA

, *,=

El relé 51 se ajusta a 1.3 veces la corriente nominal en el secundario del CT.

Inr = 1.3 * 4,18 = 5,439 A (Inr: Corriente del Relè)

El relé 51 posee dos ajustes : Temporizado e instantáneo.

Ajustes:

1ª Etapa: Disparo temporizado

1,6 * In

1,6 * 83,68 A = 133,88 A

t = 1 s

2ª Etapa: Disparo instantáneo:

3 * In

3 * 83,68 A = 251 A

t = 0 s.

Corriente del relé:

Relación del transformador de corriente 83,68 /5 A

Cálculo de la corriente nominal del relé que no debe ser superior a 5 A.

Atraves de una relación de corrientes se calcula una corriente de relé de :

Ir : Corriente de Relé = 4,18.

74

Corriente nominal en el secundario del CT: 4,18 A

Calibración a la 1ª etapa:

1,6 * 4,18 A =6,68 A

Calibración a la 2ª etapa:

2 * 4,18 A = 12,54 A

Figura 11. Curva de tiempo inverso del relé 51 de protección de

sobrecorriente.

Figura 12. Conexión del Relé 51 en el primario del transformador de 4-5 MVA.

51I = 4,18 AK

L

4-5 MVA

34.5 kV

t (s)

In=4 A Amp I (In)

75

Relé 27 ( Relé de baja tensión) .

Se ajusta al 80 % de la tensión nominal del transformador de potencial:

120 V * 0,8 = 96 V.

Especificaciones de los equipos de medición utilizados en el transformadorprincipal de 4 - 5 MVA, que toman señales de los TP´s y los TC´s calibrados

anteriormente.

Amperímetro : Con reglaje de 0 –100 A

Watímetro : 0 – 10 MW

Varímetro : 1 – 0 –5 MVAr

Voltímetro : 0 – 50 kV.

Cálculos de elementos en el secundario del transformador de 4 – 5 MVA:

Cálculo del pararrayos:

Tensión 11,4 kV.

La tensión nominal de los pararrayos R, de ZnO se encuentra teniendo en

cuenta los siguientes parámetros:

Tensión continua de operación para pararrayos conectados fase-tierra, COV

COV = Um / 3

Donde Um es la tensión máxima del sistema.

Sobretensión temporal, TOV

TOV = Ke * COV

Procediendo de forma idéntica que en el primario del transformador principal

especificamos:

76

COV =114

3

,= 6,58 kV

TOV = 1.4 x 6,58 = 9,214 kV

Ro = 65808,.

= 8,22 kV

Re = 9 214

11,.

= 8,37 kV

R = 1.1 * 8,37 = 9,21 kV

El valor normalizado es 9 kV , según CODENSA.

Es difícil conocer la corriente originada por las descargas, pero normalmente se

toma la recomendada por CODENSA de 10 kA.

Conductor para el secundario del transformador de 4 – 5 MVA :

Corriente nominal.

In : 5

11 4 3253 22

MVA

kVA

, *,=

Corriente de diseño:

Id : 1.2 * In

Id : 1.2 * 253,22 A = 303,86 A

El calibre del conductor será de 250 kcmil según tabla de código eléctrico

colombiano, y norma NTC 2050- 310-73.

77

Dimensionamiento del interruptor extraíble de potencia:

Norma IEC 947

Cálculo y especificación del interruptor de potencia extraíble a tensión de 11,4

kV.

In : 5

11 4 3253 22

MVA

kVA

, *,=

Aproximando a la corriente nominal superior normalizada según norma IEC 59

se tiene que la corriente nominal del interruptor es de 300 A con las siguientes

características:

In = Corriente nominal 300 A


Un = Tensión nominal 15 kV

Ik = Corriente de cortocircuito 2 kA, tomado como resultado del método

ohmico.∗Up = Tensión de prueba 32 kV.∗Ui = Tensión de impulso 70 kV.

Cálculo de los Transformadores de corriente para los equipos de medición yprotección en el secundario del trasformador de potencia de 4 –5 MVA.

In : 5

11 4 3253 22

MVA

kVA

, *,=

Relación de transformación del Trasformador de corriente para equipos de

protección y control:

∗ Tabla 1 niveles de aislamiento nominal .Subestaciones de Alta y extra alta tensión- Anexo A.

78

La clase de precisión para transformadores de corriente destinados a los

equipos de protección tendrán una relación de transformación de 300 / 5 A ,

una precisión de 10p20 y un burden de 30 VA.

Para los transformadores de corriente destinados a los equipos de medición se

tendrá una relación de transformación de 300 / 5 A , una clase precisión de 0,5

y burden de 30 VA.

Los equipos de medida que se instalarán en el secundario del transformador de

potencia de 4 – 5 MVA tendrán el siguiente reglaje:

Amperímetros : 0 – 300 A

Watímetros : 0 – 10 MW

Cosenofímetro : 0,2 -1- 0.5

Voltímetro : 0 – 15 kV.

La señal de voltaje para los equipos de medida y protección a nivel de tensión

de 11,4 kV se tomará de un transformador de potencial (TP) con las siguientes

características:

Relación de transformación: 11,4 / 0,120 kV

Burden (Carga secundaria): 30 VA

Frecuencia : 60 Hz

Clase : 0.2∗Nivel de aislamiento: 15 kV

Relé 49 : Relé de Imagen térmica para transformadores .

Se ajusta a la corriente nominal del elemento

In : 5

11 4 3253 22

MVA

kVA

, *,=

79

Corriente del relé:

Relación del transformador de corriente 300/5 A

Mediante una relación directa de corrientes tenemos que la corriente de relé es

4,22 A.

Ajuste:

4,22 - 5 A

0 - 100ºC

Figura 15. Conexión Relé 49 en el secundario del transformador de 4-5 MVA

5.1 Circuito de suplencia a nivel de 11,4 kV para barraje principal.

El circuito de respaldo a tensión de 11,4 kV será un circuito exclusivo del

Aeropuerto El Dorado para alimentar circuitos importantes como alumbrado de

∗ Tabla Coordinación de aislamientos. Subestaciones de alta y extra alta tensión-Anexos D.

49I = 4 ,22 A

K

L

4-5 MVA

11,4 kV

80

pistas , subestación de comunicaciones, y edificios administrativos, tendrá las

siguientes características:

Nivel de tensión 11,4 kV

Factor de potencia 0,85 (en atraso) condición desfavorable.

In : 5

11 4 3253 22

MVA

kVA

, *,=


Id = 1.2 * In

Id = 1,2 * 253,22 A.

Id = 303,86 A

El conductor escogido será de calibre: 4/0 AWG-XLP Cu

Nivel de aislamiento = 15 kV.

Interruptor de potencia extraíble para circuito de suplencia.

Cálculo y especificación del interruptor de potencia extraíble a tensión de 11,4

kV.

In : 5

11 4 3253 22

MVA

kVA

, *,=

Aproximando a la corriente nominal superior normalizada según norma IEC 59

se tiene que la corriente nominal del interruptor es de 300 A con las siguientes

características:

81

In = Corriente nominal 300 A


Un = Tensión nomina 15 kV

Ik = Corriente de cortocircuito 20 kA, según suministrada por la

electrificadora.∗Up = Tensión de prueba 32 kV.

Ui = Tensión de impulso 70 kV.

Los transformadores para equipos de protección y medida son los mismos del

secundario del transformador principal:

Transformador tridevanado:

Tensión nominal = 12 kV

Tensión de servicio = 11,4 kV

Tensión de impulso = 60 kV

Tensión de prueba = 28 kV

Burden de 30 VA, según norma IEC 694

Frecuencia = 60 Hz.

Relación de transformación:

∗ Tabla niveles de aislamiento nominal. Subestaciones de Alta y extra alta tensión.-Anexo A

82

Devanado primario = 11,4 / 3kV

Secundario = 0,120 / 3kV

Los transformadores de tensión tendrán las siguientes características (norma

VDE 0111/ IEC 71-1).



Precisión 0,2 según norma IEC



Uno para equipos de medida

Otro para protección.

Transformador de tensión ( TP ) tridevanado para alimentación de reles de

protección y control .

Los transformadores de tensión tendrán las siguientes características, (norma

VDE 0111/ IEC 71-1)

Um = Tensión máxima de servicio = 36 kV.

Ui = Tensión de impulso = 140 kV

Up = tensión de prueba = 70 kV

Burden = 30 VA ,según norma IEC 694

Frecuencia = 60 Hz.



Precisión 0,2 Según norma IEC


83


Uno para equipos de medida

Otro para protección.

Relación de transformación nominal:

Tensión del devanado primario 114

3

,kV

Tensión secundaria para transformadores de tensión conectados a niveles

menores o iguales a 11,4 kV , esta tensión secundaria será de 120 V .

Tensión del devanado secundario 120

3V

Cálculo para determinar la barra principal a tensión de 11,4 kV.

Tensión 11,4 kV

Corriente nominal:

In : 5

11 4 3253 22

MVA

kVA

, *,=


Id = 1,2 * In

Id = 1,2 * 253,22 A = 303,86 A

84

∗∗La barra seleccionada tiene dimensiones de: 50 * 5 mm, la cual soporta

una corriente de 568 A.

5.2 Cálculo de cortocircuito para el transformador principal 4-5 MVA ;

34,5 kV.

Existe el método óhmico que consiste en calcular las reactancias de los

diferentes elementos eléctricos del circuito, para deducir la reactancia total de

las mismas para calcular la corriente de corto circuito en el punto de falla.

Éstas son las diferentes fórmulas a utilizar en el método ohmico utilizando

reactancias “X”:

Para máquinas y transformadores:

Se elige una tensión base, generalmente la que corresponde al lugar de la falla.

Para la red :

ü Ub = Tensión base en kV .

ü Nn = Potencia (capacidad de corto del sistema) en MVA.

XUb

NnQ =

11 2, *

Los transformadores sin intercambiador de tomas bajo carga se trabajan con :

∗ Tabla Especificaciones de barra. Anexos Nn

UbX K

T

2

*100

µ=

85

µK = Tensión de cortocircuito del transformador.

Para motores :

X II

UbNn

MA

N

=1 2

*

Siendo:

IA = Corriente de arranque.

IN = Corriente nominal.

Habiendo sacado las diferentes reactancias y la equivalencia total del circuito,

sumando las reactancias de lado y lado del corto hasta calcular la reactancia

equivalente “en paralelo” procedemos a hallar la potencia y corriente de

cortocircuito, como se muestra a continuación.

Potencia de corto circuito:

XEquiUb

N K

2*1,1" =

86

Corriente de corto circuito:

Cálculo de la reactancia para cada una de las cargas :

Zona 1

Transformador de 300 KVA

XT1=(4%/100)*(34,5²)/0.3MVA=158,7

……………………………………………

Zona 2

5 Transformadores en paralelo de 500 KVA

XT1=(4%/100)*(34,5²)/0.5MVA=95,22

Reactancia equivalente para esta zona es : 15,87

…………………………………………….

Zona 3


XT1=(2,9%/100)*(34.5²)/0.15MVA=230,11

……………………………………………..

Zona 4


XT1=(4%/100)*(34.5²)/0.5MVA=95,22

…………………………………………….

Zona 5


XT1=(4%/100)*(34.5²)/0.3MVA=158,7

Ub

NI K

K*3

"" =

87

…………………………………………..

Zona 6


XT1=(4%/100)*(34.5²)/0.3MVA=158,7

………………………………………………

Zona 7


XT1=(2.9%/100)*(34.5²)/0.225MVA=153,4

Tabla 20 .Reactancias de los transformadores secundarios en base a 34,5kV.

transformador Valor de µk Valor de la Reactancia en

T1 4% 158,7

T2 4% 15,87

T3 2,9% 230,11

T4 4% 95,22

T5 4% 158,7

T6 4% 158,7

T7 2,9% 153.4

N” =3* 20KA *34.5KV=1195.1 MVA

XQ = (1.1*34.5²)/1195.1=1,09

Xl = 0,4 /km * 5 km = 2

Transformador principal de 5 MVA – 34,5 kV.

XT1=(7%/100)*(34.5²)/5MVA=16.66

88

Figura 16 . Diagrama de reactancias del sistema a tensión de 34,5 kV.

Reactancia equivalente de transformadores secundarios.

XTs = 9,67

XEQ T = 9,67 + 16.66 = 26,33

XQ=1.09

XL=2

XTP=16,66

X1=158,7 X2=15,87 X3=230,11 X4=95,22 X5=158,7 X6=158,7 X7=153,4

F1

26,33

3,09

F1

89

XE = 3,09 ya que es la reactancia de menor valor

N”K=(1.1*34.5²)/3,09 = 323,71 MVA

I”K= 323,71 / (3*34.5)= 7,09 KA

Calculo de cortocircuito en el secundario del transformador principal de 5 MVA,34,5-11,4 kV (FALLA 2)

U = 11.4 KV

Cambio de base

XT1=158.7(11.4²/34.5²)=17,32

Tabla 21 .Reactancias de los transformadores secundarios en base a 11,4kV.

transformador Valor de la Reactancia en

XT1 17,32

XT2 1,73

XT3 25,12

XT4 10,39

XT5 17,32

XT6 17,32

XT7 16,74

Corriente de corto circuito en el secundario del transformador de 5 MVA.

Con cambio de base a 11,4 kV.

N”=3*20KA*34.5KV= 1195,1 MVA

Xq = (1.1*34.5²)/1195,1* (11.4²/34.5²) = 0,119

Xl = 0,4 /km * 5 km * (11.4²/34.5²) = 0,218

XTp = (7%/100)*(11,4²)/5MVA * (11.4²/34.5²) = 0,198

90

Figura 17. Diagrama de reactancias del sistema a tensión de 34,5 kV.

Reactancia equivalente de transformadores secundarios.

XTs = 1,05

XEQ T+Q+L = 0.119+0.218+0.198 = 0,535

1,05 F1

0.535

XQ=0,119

XL=0.218

XTP=0.198

X1=17,32 X2=1,73 X3=25,12 X4=10,39 X5=17,32 X6=17,32 X7=16,74

F2

91

XEqu = (1,05*0.535) // (1,05+0.535) = 0.35

N”K = (1.1*11,4²)/0.35 = 408,44 MVA

I”K = 408,44 / (3*11,4) = 20,45 kA

5.3 CALCULO DE MALLA DE PUESTA A TIERRA PARA EL

TRANSFORMADOR PRINCIPAL DE 4-5 MVA.

Resistividad del terreno según DOC 011.97, = 21.9 * m

Resistividad superficial del terreno , cascajo o

recebo s, según anexo 3 , numeral 4.3.3. = 3000 * m

Corriente de falla , Icc = 20,45 kA

Peso especifico de la hidrosolta , Pph = 1,4 kg/dm³

Resistencia según norma , Rn = 3

Primer paso : Area de la malla y calculo del radio del area circular equivalente

:

Area del lote : 8,6m * 7,12m = 61,26m²

Area ocupada por la malla : 3,6 * 9 = 32,4 m²

Radio area circular equivalente, rm = ( Am / ) = ( 32,4 /

)

92

= 3,21 m²

Segundo paso : Seleccion del conductor

Ac = Icc / ( (TCAP * 10 4 / tc * r * r ) * Ln ( ( Ko + Tm )/(Ko + Ta) ) ).

Donde :

Ac : Area del conductor a escoger (mm² )

Icc : Corriente de cortocircuito ( kA)

TCAP : Factor de capacidad termica del cobre ( J/cm³/C)

tc : Tiempo que fulle la corriente ( s )

r : Coeficiente termico de la resistividad del cobre

r : Resistividad del conductor de tierra ( µ/cm)

Ko : 1/o = 234 para el cobre

Tm : Temperatura maxima permitida C

Ta : Temperatura ambiente C

Por lo tanto :

Los datos para el desarrollo de esta ecuación se sacaron del Anexo 3, numeral

4.3.1

Ac = 20,45 kA / (( 3,422* 10 4 / 3 * 0,00393 * 1,724 ) * Ln

(( 234 + 1083)/(234 + 18)))

Ac = 122,54 mm²

Independientemente al valor obtenido se escoge el cable de cobre desnudo

2/0, debido a que la norma de CODENSA, lo exige como mínimo para mallas

93

de puesta a tierra en subestaciones industriales el cual tiene un área de 67,43

mm², además de ser concéntrico y de 7 hilos.(norma C 62924 IEEE).

Tercer paso : Tensiones máximas tolerables de toque y de paso.

Para el análisis de las máximas tensiones de paso tolerables, se han tenido en

cuenta 70 kg de peso de las personas, en las formulas.

Es = ( 1000 = 6 * Cs s ) * 0,157 / ts

Donde :

Es : Tensión de paso en V

Cs : Factor de reducción 0,7

Con un factor de reflexión K = ( – s )/ ( + s)

= ( 21,9-3000)/(21,9+3000)

= - 0,98

Y un espesor de la capa de recebo de 0,15 m

Los datos para el desarrollo de esta ecuación se sacaran del anexo 3,

numeral 4.3.2

ts : Tiempo de duración de la corriente de choque ( s )

Por lo tanto :

Es = ( 1000 + 6 * 0,7 * 3000 ) * 0,157 / 0.5 = 3019,63 V

Et = ( 1000 + 1,5 * Cs * s ) * 0,157 / ts

Donde

Et : Tension de toque ( V )

Por lo tanto

94

Et = ( 1000 + 1,5 * 0,7 * 3000 ) * 0,157 / 0,5

Et = 921,43 V

Cuarto paso : Diseño inicial :

R = (/(2 L)) * Ln ( 4L/d)

Donde :

R : Resistencia a calcular del poso.

L : Profundidad del poso.

d : Diámetro del poso.

Poso de hidrosolta de :

Diámetro interior = 0.30m

Diámetro exterior = 0,45m

Profundidad total del poso = 1,5m

Altura útil del poso = 1m ( altura de la hidrosolta)

LPH = 1m y dPH = 0,45m

Entonces :

Resistencia del poso de la hidrosolta :

RPH = (/(2 LPH)) * Ln ( 4LPH/dPH)

= (21,09/(2**1) * Ln ( 4*1/0,45)

95

= 7,62

Por lo tanto la resistencia total es =

Rt = 7,62

Como Rt > 3 , Entonces se debe aplicar algún método para bajar este valor;

para este caso analizamos el de resistencias equivalentes para puestas a tierra

en paralelo, descrito en la norma ANSI / IEEE Std 80-1986, donde se

desarrolla.

R = (/(2 L)) * Ln ( 2L/A) ( 1 )

Siendo :

A : Factor dependiente del numero de tierras en paralelo, así :

Dos puestas a tierra en paralelo.

A2 = ( r * S )

Tres puestas a tierra en paralelo

A3 = ³ ( r * S² )

r : Radio del poso.

rPH : Radio del poso de la hidrosolta = 0,225m

S : Distancia entre posos = 5 m

Por lo tanto :

A2 PH = ( rPH * S ) = ( 0,225 * 5 ) = 1,07m

A3PH = ³ ( rPH * S² ) = ³ ( 0,225 * 5² )= 1,79m

96

De la formula (1) :

Para dos puestas a tierra en paralelo :

R2PH = (/(2 L PH)) * Ln ( 2LPH/A2PH)

= ( 21,9/2 *1) * Ln ( 2 * 1/ 1,07)

= 2,18

R2T = 2,18

Para tres puestas a tierra en paralelo :

R3PH = (/(2 L PH)) * Ln ( 2LPH/A3PH)

= ( 21,9/(2 *1) * Ln ( 2* 1/1,79)

= 0,39

R3T = 0,39

Se escoge este ultimo por ser un mejor valor.

Quinto paso : Calculo de la resistencia a tierra de la malla.

Rg 1 = Rm 1 + R3T1

Donde :

Rg : Resistencia a tierra.

97

Rm : Resistencia del cable de la malla.

Rm : ( 1/4rm + 1/Lm )

Lm : Longitud de la malla.

Lm : Lc + Nv Lv

= ( 9 * 2 + 3,6 * 2 + 8,6 + 7,2 ) + 3 * 2,44 = 48,32m

rm : Radio del área equivalente

rm : 3,21m

Rm : 21,9 ( 1/ (4*3,21) + 1/ 48,32) = 2,1

Por lo tanto

Rg 1 = 2,11 + 0,391 = 3,04 1

Rg = 0,33

Como Rg < 3 , entonces aceptamos este para el cálculo de la puesta a tierra,

según Norma C 62924 de la IEEE.

Cálculo volumétrico de la hidrosolta :

VPH : Volumen del poso

98

VPH : (/4) (D1 ² - D2 ²) * L PH

(/4) ( 0,45 ² - 0,3 ²) * 1

= 0.088 m³

W PH : Peso de la hidrosolta en kg

W PH : W PH * P PH

Donde:

P PH = 1,4 kg / dm³ = 1400 kg / m³

Entonces:

W PH = 0,088 * 14000 = 123,7 kg

Por lo anterior escogemos los posos de puesta a tierra de 120 kg cada una .

Sexto paso : Máxima corriente de falla en la malla.

I G = Cp * Df * Ig

Donde

Df : Factor de decremento que es igual a 1,125, para tf = 0.2 s (

tiempo normal de interrupcion de la falla) y X/R 20, Anexo 3,

numeral 4.3.5

Cp : Factor de proyección = 1,5 A

99

Ig : Corriente simétrica de malla ( A) = Sf * If

Sf : Factor de división de corriente = 18 %, anexo 3, numeral 4.3.4

If : Máxima corriente de falla = 20450 A

Ig : 0,18 * 20450A = 3681 A

Por lo tanto :

I G : 1,125 * 1,5 * 3681 A

I G : 6211 A

100

6. DIMENSIONAMIENTO DE CONDUCTORES Y CÁLCULO DE

REGULACIÓN DESDE EL TRANSFORMADOR PRINCIPAL HASTA CADA

UNA DE LAS ZONAS DE EXPANSIÓN.

Calculo de la corriente nominal en cada transformador

In = kVA / (3*kV)

Tabla 22. Corriente nominal de cada nueva zona.

ZONA POTENCIA

(kVA)

CORRIENTE

NOMINAL

(A)

CORRIENTE

DE DISEÑO

(Id)

(A) * 1,25 %1 300 15,2 19

2 500 25,32 31,65

3 150 7,6 9,5

4 500 25,32 31,65

5 300 15,2 19

6 300 15,2 19

7 225 11,4 14,25

No se puede escoger un conductor teniendo en cuenta la corriente de diseño

ya que no cumpliría con el porcentaje de regulación que exige CODENSA que

es en este caso menor de 3%, por consiguiente los parámetros de selección

del conductor para alimentar los transformadores de las nuevas zonas serán :

101

- Tensión nominal de servicio.

- Aislamiento no menor a 15 kV

- Que cumpla con los porcentajes de regulación.

- Que nos permita prever una ampliación de carga en el futuro.

En nuestro caso utilizamos el conductor ACSR 2/0 Cu AWG, con aislamiento

XLPE norma CODENSA CS 301-312, ya que es el único que cumple con las

condiciones anteriormente descritas.

6.1. Porcentaje de caída de voltaje o porcentaje de regulación.

Esta es la razón de la caída de voltaje en un circuito al voltaje entregado por el

propio circuito. A menudo se emplea como denominador el voltaje nominal,

porque rara vez se conoce el valor exacto del voltaje entregado.

% R = kVA * L * K

Kr Xlsen

kV=

+ −( cos )*

θ2

410

El porcentaje de regulación (%R) del circuito 11,4 kV para las diferentes zonas

se calculará a continuación:

Los cálculos de la constante K para determinar los porcentajes de regulación

se calcularon con un factor de potencia de 0,9 y una tensión de 11400 V.

102

Tabla 23. Caída de tensión en porcentaje en cada nueva zona de

expansión.

Zona Calibre

conductor

Longitud

(m)

Potencia

(kVA)

R

(/m)

X

(/m)

%R %Acumulado

de

regulación

Zona

1

2/0 3375 m 300 kVA 0.328 0.177 0.29 0.29

% Regulación

parcial

Zona

2

2/0 3500 m 500 kVA 0.206 0.167

0.28

0,28

Zona

3

2/0 3250 m 150 kVA 0.328 0.177 0.139 0.139

Zona

4

2/0 2250 m 500 kVA 0.328 0.177 0.129 0.129

Zona

5

2/0 625 m 300 kVA 0.328 0.177 0.1432 0.1432

Zona

6

2/0 1500 m 300 kVA 0.328 0.177 0.128 0.128

Zona

7

2/0 1000 m 225 kVA 0.328 0.177 0.064 0.064

6.2. Conductores para aplicaciones subterráneas en aeropuertos:

Características de los cables para servicios subterráneos:

Aislamiento:

Normalmente se especifican los siguientes materiales de aislamiento porque

103

soportan las máximas temperaturas nominales de los conductores para

condiciones de trabajo o sobrecarga y cortocircuito.

Polietileno degradado (XLP):

Este compuesto termoendurecible tiene propiedades eléctricas, buena

resistencia química, buenas características de resistencia física y mantiene su

flexibilidad a bajas temperaturas.

Caucho de etileno-propileno (EPR):

Se trata de un compuesto con propiedades eléctricas consideradas iguales a

las del polietileno degradado. Constantemente se debe dar al contratista la

opción para facilitar uno u otro tipo. Los materiales de aislamiento que se

indican a continuación se deben emplear cuando las circunstancias especiales

del caso justifiquen las más bajas temperaturas nomínales de los conductores

o sus menores tensiones máximas nominales.

Caucho:

Los conductores aislados de caucho proporcionan facilidad de empalme, buena

resistencia a la humedad y bajas pérdidas dieléctricas.

Cambray barnizado:

El aislamiento de cambray barnizado se usa para impartir resistencia al ozono y

al aceite y facilitar los empalmes. Se utilizará el cambray barnizado

principalmente asociado a cables aislados con papel cuando sea un problema

la migración de aceite. Sí la instalación se hace en lugares muy húmedos o

bajo tierra, el aislamiento de cambray barnizado debe llevar una envolvente

apropiada.

104

Aislamiento de papel:

Se usará cable aislado con papel para una ionización de larga duración,

elevada resistencia dieléctrica, bajas pérdidas dieléctricas y buenas

características de estabilidad con las variaciones de temperatura. Como ocurre

con el aislamiento de caucho y cambray barnizado, el aislamiento de papel

requiere una envolvente metálica apropiada de protección. Se puede

especificar como opción cuando los cables existentes están aislados con papel,

o como requisito cuando el costo adicional quede justificado porque no se

consiguen las cualidades requeridas con el polietileno degradado ni con el

caucho de etileno-propileno.

Caucho butílico:

Este aislamiento termoendurecible tiene elevada resistencia dieléctrica y es

también muy resistente a la humedad, al calor y al ozono. Se puede usar para

tensiones de hasta 35 kilovoltios (kV), pero las temperaturas nominales de los

conductores son más bajas que con el cable de polietileno degradado o de

caucho de etileno-propileno.

Caucho de silicona:

Este aislamiento es muy resistente al calor, al ozono y al efecto corona. Se le

pude usar en lugares húmedos o secos, expuestos o en conductores. Permite

las mayores temperaturas nominales de los conductores, pero pude usarse

únicamente en aplicaciones de hasta cinco kilovoltios.

Cables apantallados:

El apantallamiento de un cable de distribución a tensión media es

rigurosamente necesario para limitar el efecto eléctrico del propio aislamiento e

impedir que las corrientes de fuga lleguen a la superficie exterior del cable. El

105

apantallamiento del aislamiento se requiere para todos los cables con fundas

no metálicas clasificados por dos o más kilovoltios, excepto cuando los cables

se destinan a circuitos en serie de iluminación de aeródromos, y para todos los

cables con fundas metálicas clasificados para cinco kilovoltios en adelante.

Las pantallas deben ponerse a tierra para reducir los peligros de descargas

eléctricas. La toma a tierra tiene que hacerse en cada terminación porque de lo

contrario se podrían producir peligrosas tensiones inducidas en las pantallas.

Incombustibilidad de los cables:

Los cables de las cajas de registro, agujeros de inspección y cámaras de

transformadores que trabajen a 2400 voltios o más o que estén expuestos a la

falla de otros cables activos a esas mismas tensiones, deben estar protegidos

contra el fuego por medio de un revestimiento apropiado que se aplica por

rociado, pudiendo omitirse cuando lo permitan la separación física aislamiento

por medio de barreras u otras consideraciones.

Sistema de distribución subterránea en Aeropuertos.

Los circuitos primarios de distribución de energía en ciertas zonas de los

aeródromos, o próximas a ellos, deben instalarse bajo tierra. Aunque estas

instalaciones cuestan más que los sistemas aéreos, los problemas de radio -

interferencia o la proximidad de instalaciones de iluminación a lugares de

operaciones de aviones suelen obligar a usar sistemas de distribución

subterránea.

Los circuitos bajo tierra se pueden instalar enterrando directamente el cable o

por el método de tracción (consistente en tirar de los cables para pasarlos por

conductos). Los circuitos de distribución enterrados directamente suelen ser

menos costosos que los que se instalan en conductos (por el método de

106

tracción), pero por ser menor su protección, estos cables enterrados de una

forma directa sólo suelen emplearse para cargas pequeñas y cuando no son

muy rigurosos los requisitos de fiabilidad. Los cables a tensión media

directamente enterrados deben llevar una armadura metálica o pantalla

protectora contra daños mecánicos.

Cuando sea importante la resistencia a la corrosión, los cables armados

pueden requerir una envolvente de plástico o caucho sintético sobre la

armadura metálica. Los circuitos de distribución bajo tierra que se usan para las

instalaciones de iluminación y radionavegación de los aeródromos se llevan por

ductos.

Preparación de los ductos:

Terminada la instalación del ducto, se colocarán los cables tirando de ellos

para introducirlos en los ductos. El ducto debe estar abierto, ser continuo y

libre de todo resto que pudiera haber en su interior antes de instalar el cable.

Este último se colocará dé forma que se evite su daño estirando el conductor,

perjudicando el aislamiento o dañando la envolvente protectora exterior. Se

deben sellar los extremos de todos los cables con cinta antihumedad antes de

la instalación y deben mantenerse sellados de esta forma hasta que se proceda

a hacer las conexiones. Cuando se vaya a instalar más de un cable en una

canalización o conducto, se colocará al mismo tiempo todo el cable. En ningún

caso se hará un empalme o conexión dentro de una canalización o conducto.

Tracción del cable en los ductos.

Método de tracción:

El cable se instalará en el ducto tirando de él con un torno mecánico o a mano:

Debe usarse una adecuada cantidad de compuesto lubricante con base en

agua de rápida evaporación, de tracción de cable, cuando se hagan estas

107

operaciones y no emplearse nunca grasa de petróleo. La superficie de

cualquier funda o camisa de cable no debe dañarse en una profundidad

superior a 1/10 de su espesor original.

Los cables no deben aplastarse ni ovalizarse en más de 1/10 de su diámetro

original. Sin embargo, a menos que se disponga de un dinamómetro que

indique la correcta tensión que se aplica al menos al tirar de él, debe emplearse

un aparato adecuado que limite la tensión de la tracción a las fuerzas, cualquier

combinación de grupo de cables de los que haya que tirar para introducirlos en

un ducto no debe exceder de la suma de las tensiones individuales permisibles

de cada cable más de un 15%.

Longitud del cable de tracción:

Para reducir al mínimo los empalmes, se deben introducir en los ductos de una

vez las máximas longitudes posibles de cable. Mientras no se indique de otro

modo, las cajas de registro y agujeros de inspección deben estar tan separados

como sea posible para el tipo de cable que se instale, pero en ningún caso esa

distancia entre cajas de registro o agujeros de inspección debe exceder de 200

m

Instalación de varios cables en un ducto:

Las instrucciones que siguen se aplican a la instalación de dos o más cables

dentro de mismo ducto:

§ Se pueden instalar en el mismo ducto cables de alimentación de la misma

tensión.

§ Se pueden instalar en el mismo ducto cables de alimentación de menos de

600 voltios.

108

§ No se deben instalar en el mismo ducto cables de alimentación de menos de

600 voltios junto con otros de control, telefónicos o coaxiales.

§ No se deben instalar en el mismo ducto cables de alimentación de más de 600

voltios junto con otros de control, telefónicos o coaxiales de menos de 600

voltios.

§ Se pueden instalar en el mismo ducto cables de control, telefónico y coaxiales.

§ Se pueden instalar en el mismo sistema de ducto cables de alimentación,

control y telefónicos.

Instalación de cables en cajas de inspección:

Los cables de alimentación y control se deben instalar en cajas de registro y

agujeros de inspección independiente a menos que se requiera de otro modo.

Sí se dispone de espacio se dejará en cada caja de registro la suficiente

holgura del cable para hacer un empalme en cada uno de ellos.

Separación de cables en cajas de registro y agujeros de inspección:

Cuando no sea posible instalar cables de alimentación y de otro tipo en cajas

de registro o agujeros de inspección independientes se colocarán en

compartimentos separados o en los lados opuestos de esas cajas de registro o

agujeros de inspección.

Ductos de concreto:

Cuando los cableados siguen una ruta por edificios, calles, banquetas o áreas

pavimentadas, se optará por canalizar los cables para obtener mayor facilidad

en su instalación y protección.

109

Se usará un ducto con diámetro interior no mayor de 10 cm, embebido en

concreto hidráulico (150 kg/cm2), con un recubrimiento de 7 cm de espesor

como mínimo, teniendo una pendiente mínima de 0.5 por ciento para facilitar el

drenaje. La longitud del banco de ductos será como máximo de 50 m

debiendo construirse cajas de inspección al final de cada uno de estos tramos y

tener cuidado de colocar campanas en los ductos, a la llegada a estos

registros.

Se puede hacer uso de ductos rígidos hechos de material plástico cuando las

tensiones sean inferiores a 2600 V, cubriéndose éstos con concreto hidráulico,

según lo especificado anteriormente. La profundidad mínima será de 85 cm al

lecho superior del banco de ductos.

Distancias libres:

Se tendrán en cuenta las distancias necesarias libres horizontales y verticales a

objetos físicos contiguos, como edificios, estructuras y otras líneas eléctricas,

de acuerdo con lo que exijan las normas eléctricas de seguridad aplicables

(EEB – LA 007 y LA 008). Así mismo se preverán las interferencias

accidentales que puedan producirse al romperse postes, crucetas y

conductores de circuitos. Se tendrán en cuenta también las distancias libres

que hay que observar cuando se empleen postes para distintos fines. A este

respecto, se considerarán los códigos eléctricos de seguridad aplicables en

relación con las distancias libres para protección de conductores de

alimentación.

110

6.3. Cálculo de calibre del conductor, ductos, y protección en baja tensión

hasta la acometida en cada nueva zona.

Conductor para la zona 1.

Cálculo de la corriente nominal.

InkVA

kVA= =

300

0 220 3789 29

, *,

Corriente de diseño para el conductor :

Id = 1,2 * In

Id = 1,2 * 789,29 A

Id = 947 A

Según la tabla NTC 310-16 , nota 8 sección 310-16, utilizando los factores de

ajuste tendremos:

Cálculos para un conductor 700 kcmil – THHW- COBRE.

# de conductores Corriente de conductor Factor de ajuste

3 * 460 A * 0,7 = 966 A

Tres conductores calibre 700 kcmil THHW – Cobre (Cu) - por fase.

111

Tipo de canalización:

Según tabla C1 . Apéndice C , Norma NTC 2050.

La canalización utilizada será: 3 ductos conduit galvanizados conductor rígido

metálico de 4 pulgadas.

Protección en baja tensión para la acometida de cada hangar:

Según sección 240-6 NTC 2050

Interruptor totalizador : 3 * 1000 A , ajustado a la corriente nominal de 790 A.

Nota : El cálculo para los conductores, ductos y protecciones para las 6 zonas

restantes es idéntico que el de la zona 1, y se muestran los resultados a

continuación en la tabla 25.

Dimensionamiento de la barra para la Zona 2

InkVA

kVA= =

2150

114 31089

. *.

La barra seleccionada según tabla (anexo) será:

Una barra de sección: 30 * 3 mm de cobre (Cu)

Dimensionamiento de fusibles para protección de transformadores

Norma EEB CS507.

112

Fusible : Se calcula a la corriente nominal, por 300 %.If = In * 300 %. Norma IEC 59

Para la zona 1:

InkVA

kVA= =

300

114 315194

. *.

If = 15.194 A * 3 = 45 A

Tabla 24. Protección de transformadores según norma eeb CS507

Fusible Transformador a proteger( A ) ( kVA)10 30-4516 75-112,5-15025 225-30040 400-50050 63063 750-80080 1000

Nota : El dimensionamiento de los fusibles para las 6 zonas restantes es

idéntico que el de la zona 1, y se muestran los resultados a continuación en la

tabla 22.

Tabla 25. Calibre de conductores, ductos y protecciones para los

transformadores a instalar en cada nueva zona a nivel de baja tensión.

Zona#

Descripción Corrientenominal .

(A)

Corrientede

diseño.(A)

Conductoreselegidos por

fase

Canalizaciónelegida.

(Conduit-tipoEMT)

Protecciónpara el

circuito.

(Interruptortotalizador)

Fusible paraprotección deltransformador.

1 Prueba demotores

789,29 947 3*700kcmil,THHW-Cobre

3 ½ “ 3 * 1000 A 45 A

113

2 Mantenimientode Aerolíneas

1042,72 1259,6 3*1000kcmilTHHW-Cobre

4 “ 3 * 1600 A 63 A

3 Zona decombustibles

393,64 472,36 1*750kcmilTHHW-Cobre

2 “ 3 * 500 A 25 A

4 Aviacióngeneral

1312,15 1574 5 *1000kcmil

THHW-Cobre

4 “ 3 * 1600 A 80 A

5 Terminal depasajeros


3 ½ “ 3 * 1000 A 45 A

6 Oficinasaeronáutica

civil


3 ½ “ 3 * 1000 A 45 A

7 Terminales decarga nacional

einternacional.

590,47 708 2*700kcmilTHHW-Cobre

3” 3 * 800 A 40 A

6.4. Calculo de corto circuito en el secundario de cada nuevotransformador.

Tension base = 0.220 KV

XQ = 0,119*(.220²/11.4²)=0,0000443

XQ = 0,0000443

Ω=Ω= 8,27*4,0 kmkm

XL

XTp = 0.198 (.220²/11.4²)=0,0000737

Cambio de base

XT1=17,32(.220²/11.4²)=0,00645

114

Tabla 26 . Listado de reactancias de cada transformador en base a 0,220kV.

transformador Valor de la Reactancia en

XT1 0,00645

XT2 0,00064

XT3 0,00935

XT4 0,00386

XT5 0,00645

XT6 0,00645

XT7 0,00623

Figura 18. Diagrama de reactancias a nivel 0,220 kv

XEq Q – L – Tp=2,8001

XT=0,000391

XQ=0,0000443

XL=2,8

XTP=0.0000737

X1=0,00645 X2=0,00064 X3=0,00935 X4=0,00386 X5=0,00645 X6=0,00645 X7=0,00623

F1 F2 F3 F4 F5 F6 F7

115

XEQ=0,00039

N”K=(1.1*0,22²)/0.00039=136,51 MVA

I”K=136,51/(3*0,22)=358,24 KA

6.5. Calculo de malla de puesta a tierra para cada transformador de

pedestal.

Resistividad del terreno según DOC 011.97, = 21.9 * m

Resistividad superficial del terreno , cascajo o

recebo s, según anexo 3 , numeral 4.3.3. = 3000 * m

Corriente de falla , Icc = 358,24 kA

Peso especifico de la hidrosolta, Pph = 1,4 kg/dm³

Resistencia según norma , Rn = 3

Primer paso : Área de la malla y calculo del radio del área circular equivalente

:

0,000391

2,8001

F1

116

Área del lote : 4m * 6m = 24 m²

Área ocupada por la malla : 4,5m * 7m= 31,5 m²

Radio area circular equivalente , rm = ( Am / ) = (

32,4 / )

= 3,16 m²

Segundo paso : Selección del conductor

Ac = Icc / ( (TCAP * 10 4 / tc * r * r ) * Ln ( ( Ko + Tm )/(Ko +

Ta) ) ).

Donde :

Ac : Area del conductor a escoger (mm² )

Icc : Corriente de cortocircuito ( kA)

TCAP : Factor de capacidad termica del cobre ( J/cm³/C)

tc : Tiempo que fulle la corriente ( s )

r : Coeficiente termico de la resistividad del cobre

r : Resistividad del conductor de tierra ( µ/cm)

Ko : 1/o = 234 para el cobre

Tm : Temperatura maxima permitida C

Ta : Temperatura ambiente C

Por lo tanto :

Los datos para el desarrollo de esta ecuación se sacaron del Anexo 3 , numeral

4.3.1

117

Ac = 358,24 kA / (( 3,422* 10 4 / 3 * 0,00393 * 1,724 ) * Ln (( 234

+ 1083)/(234 + 18)))

Ac = 2146.6 mm²

Independientemente al valor obtenido se escoge el cable de cobre desnudo

2/0, debido a que la norma de CODENSA, lo exige como mínimo para mallas

de puesta a tierra en subestaciones industriales el cual tiene un área de 67,43

mm², además de ser concéntrico y de 7 hilos.

Tercer paso : Tensiones máximas tolerables de toque y de paso.

Para el análisis de las máximas tensiones de paso tolerables, se han tenido en

cuenta 70 kg de peso de las personas, en las formulas.

Es = ( 1000 = 6 * Cs s ) * 0,157 / ts

Donde :

Es : Tension de paso en V

Cs : Factor de reduccion 0,7

Con un factor de refleccion K = ( – s )/ ( + s)

= ( 21,9-3000)/(21,9+3000)

= - 0,98

Y un espesor de la capa de recebo de 0,15 m

Los datos para el desarrollo de esta ecuación se sacaran del anexo

3,numeral 4.3.2

ts : Tiempo de duracion de la corriente de choque ( s )

Por lo tanto :

Es = ( 1000 + 6 * 0,7 * 3000 ) * 0,157 / 0.5 = 3019,63 V

118

Et = ( 1000 + 1,5 * Cs * s ) * 0,157 / ts

Donde

Et : Tension de toque ( V )

Por lo tanto

Et = ( 1000 + 1,5 * 0,7 * 3000 ) * 0,157 / 0,5

Et = 921,43 V

Cuarto paso : Diseño inicial :

R = (/(2 L)) * Ln ( 4L/d)

Donde :

R : Resistencia a calcular del poso.

L : Profundidad del poso.

d : Diámetro del poso.

Poso de hidrosolta de :

Diámetro interior = 0.30m

Diámetro exterior = 0,45m

Profundidad total del poso = 1,5m

Altura util del poso = 1m ( Altura de la hidrosolta)

LPH = 1m y dPH = 0,45m

Entonces :

119

Resistencia del poso de la hidrosolta :

RPH = (/(2 LPH)) * Ln ( 4LPH/dPH)

= (21,09/(2**1) * Ln ( 4*1/0,45)

= 7,62

Por lo tanto la resistencia total es =

Rt = 7,62

Como Rt > 3 , Entonces se debe aplicar algún método para bajar este valor;

para este caso analizamos el de resistencias equivalentes para puestas a tierra

en paralelo, descrito en la norma ANSI / IEEE Std 80-1986, donde se

desarrolla.

R = (/(2 L)) * Ln ( 2L/A) ( 1 )

Siendo:

A : Factor dependiente del numero de tierras en paralelo, asi :

Dos puestas a tierra en paralelo.

A2 = ( r * S )

Tres puestas a tierra en paralelo

A3 = ³ ( r * S² )

r : Radio del poso.

rPH : Radio del poso de la hidrosolta = 0,225m

120

S : Distancia entre posos = 5 m

Por lo tanto :

A2 PH = ( rPH * S ) = ( 0,225 * 5 ) = 1,07m

A3PH = ³ ( rPH * S² ) = ³ ( 0,225 * 5² )= 1,79m

De la formula (1) :

Para dos puestas a tierra en paralelo :

R2PH = (/(2 L PH)) * Ln ( 2LPH/A2PH)

= ( 21,9/2 *1) * Ln ( 2 * 1/ 1,07)

= 2,18

R2T = 2,18

Para tres puestas a tierra en paralelo :

R3PH = (/(2 L PH)) * Ln ( 2LPH/A3PH)

= ( 21,9/(2 *1) * Ln ( 2* 1/1,79)

= 0,39

R3T = 0,39

Se escoge este último por ser un mejor valor.

121

Quinto paso : Calculo de la resistencia a tierra de la malla.

Rg 1 = Rm 1 + R3T1

Donde :

Rg : Resistencia a tierra.

Rm : Resistencia del cable de la malla.

Rm : ( 1/4rm + 1/Lm )

Lm : Longitud de la malla.

Lm : Lc + Nv Lv

= ( 4.5* 2 + 7 * 2 + 4 + 6) + 3 * 2,44 = 40,32m

rm : Radio del area equivalente

rm : 5,33 m

Rm : 21,9 ( 1/ (4*5,33) + 1/ 40,32) = 1,57

Por lo tanto

Rg 1 = 1,571 + 0,391 = 3,20 1

Rg = 0,31

Como Rg < 3 , entonces aceptamos este para el cálculo de la puesta a tierra.

122

Calculo volumétrico de la hidrosolta :

VPH : Volumen del poso

VPH : (/4) (D1 ² - D2 ²) * L PH

(/4) ( 0,45 ² - 0,3 ²) * 1

= 0.088 m³

W PH : Peso de la hidrosolta en kg

W PH : W PH * P PH

Donde

P PH = 1,4 kg / dm³ = 1400 kg / m³

Entonces :

W PH = 0,088 * 14000 = 123,7 kg

Por lo anterior escogemos los posos de puesta a tierra de 120 kg cada una .

Sexto paso : Máxima corriente de falla en la malla.

I G = Cp * Df * Ig

123

Donde

Df : Factor de decremento que es igual a 1,125, para tf = 0.2 s (

tiempo normal de interrupción de la falla) y X/R 20, Anexo 3,

numeral 4.3.5

Cp : Factor de proyección = 1,5 A

Ig : Corriente simétrica de malla ( A) = Sf * If

Sf : Factor de división de corriente = 18 %, anexo 3, numeral

4.3.4

If : Máxima corriente de falla = 358,2 kA

Ig : 0,18 * 358.2 kA = 64,2 kA

Por lo tanto :

I G : 1,125 * 1,5 * 64,2 kA

I G : 108,8 kA

6.6. Dimensionamiento de UPS para las zonas que lo requieran:

Para que trabajen debidamente los equipos eléctricos, o de otra clase, que

desempeñan una función crítica y que requieren una corriente eléctrica

permanente y sin alteraciones, hace falta una fuente de alimentación eléctrica

íninterrumpible.

124

Equipos de la UPS:

El sistema de fuente de alimentación ininterrumpible (UPS) consiste en uno o

más módulos cargadores de baterías que garanticen una corriente eléctrica

fiable y de alta calidad. El sistema de cargadores aísla a la carga de las fuentes

primaria y secundaria y en caso de interrupción de la energía aplica una

corriente regulada a la carga crítica durante un determinado período (La

capacidad típica de la batería es de 15 minutos cuando trabaja a plena carga).

Módulo de (UPS):

Un módulo de cargadores es la parte estática de conversión de energía del

sistema de (UPS) y consiste en un rectificador, un convertidor y los controles

asociados con los elementos de sincronización, protección y auxiliares. Los

módulos de (UPS) se pueden proyectar para trabajar individualmente o en

paralelo.

Redundancia:

Para casi todas las operaciones es suficiente un sistema de cargadores no

redundante. Sin embargo, si se puede justificar el gasto, se puede usar una

configuración de cargadores redundante como medio de protección contra la

falla de los módulos o contra fallas muy frecuentes de la fuente primaria.

Batería:

La batería debe ser una unidad industrial de gran rendimiento del tipo de

plomo-cadmio cuya capacidad en amperios-hora sea suficiente para

proporcionar al convertidor la corriente continua (CC) requerida por las

instrucciones de instalación del fabricante del sistema de cargadores. La

batería se suele suministrar con bastidores de dos estantes pero si el espacio

está limitado, pueden ser necesarios bastidores de tres estantes.

125

Las UPS´s que se utilizarán en el proyecto serán de tipo – on- Line y

respaldaran a las zonas 4 y 6 .

Listado de cargas críticas para la zona 4

1 toma por cada oficina destinada a la conexión de un computador,

considerando que 150 oficinas por piso cuentan con computador por lo tanto la

potencia estimada para el dimensionamiento de la UPS será la siguiente:

380 VA (por computador)* 150 * 3 = 171000 VA(Potencia instalada) donde se

tiene que el factor demanda es de 0.8 por tanto la potencia nominal

demandada es :

Cálculo UPS = 171000 VA * 0.8 = 136800 VA

Tomando un factor de reserva de 25 % según catálogos de fabricantes para

futuras instalaciones la potencia de la UPS será:

136800 VA * 1.25 = 170000 VA = 170 kVA

Equipo de fabricación estándar comercial de 170 kVA con las siguientes

características:

Voltaje fase-fase de 220 V

Voltaje fase-neutro 127 V

Frecuencia 60 Hz

Tipo UPS on – Line ( con tiristores)

Dimensionamiento de UPS para zona 6.

Listado de cargas críticas para la zona 6:

1 toma por cada oficina destinada a la conexión de un computador,

considerando que todas las oficinas por piso cuentan con computador por lo

tanto la potencia estimada para el dimensionamiento de la UPS será la

siguiente :

126

380 VA * 200 * 2 = 152000 VA (Potencia instalada) donde se tiene que el

factor demanda es de 0.8 por tanto la potencia nominal demandada es :

Dimensionamiento de UPS = 152000 VA * 0.8 = 121600 VA

Tomando un factor de reserva de 25 % para futuras instalaciones la potencia

de la UPS será:

121600 VA * 1.25 = 152000 VA =

Aproximando al equipo de fabricación estándar comercial: 150 kVA.

6.7. Grupos motogeneradores de respaldo:

Grupos Motogeneradores:

El motogenerador básico de alimentación secundaria consiste en una unidad

motriz, un generador , un dispositivo de arranque, controles para el arranque y

un depósito de combustible. Los grupos motogeneradores para las unidades

secundarias de alimentación suelen tener capacidades de 50 a 500 kilovoltio-

amperios (kVA) .

Unidades motrices:

Las unidades motrices de la mayoría de las fuentes de alimentación

secundarias son motores de gasolina, diesel o gas, o bien turbinas,

dependiendo su elección del costo de los combustibles y de su disponibilidad.

Estas unidades motrices suelen fabricarse en tamaños normalizados y tienen

127

potencia suficiente para que el generador produzca sus kVA nominales. Las

unidades motrices de casi todos los aeródromos importantes son del tipo de

arranque rápido, y pueden ponerse en funcionamiento automático, estabilizar

la velocidad y conectarse a la carga antes de que transcurran 10 segundos.

Generadores:

El generador, que por lo general es un alternador, está mecánicamente

acoplado a la unidad motriz y produce energía eléctrica secundaria a los

valores nominales de frecuencia, tensión y potencia de la unidad. Estos

generadores pueden ser monofásicos o trifásicos, y deben tener un elevado

rendimiento de conversión de energía mecánica en eléctrica.

Dispositivos de arranque:

Casi todos los grupos motogeneradores de alimentación secundaria usan

conjuntos de baterías que almacenan la energía necesaria para el arranque.

Por su infrecuente uso, cortos períodos de trabajo, elevadas demandas de la

corriente de arranque y costo, lo que más se usa para el arranque de estas

unidades son las baterías de plomo. El conjunto de baterías (frecuentemente

constituido por un juego de ellas conectadas en serie y/o paralelo) debe poder

proporcionar la tensión y corriente necesarias para hacer arrancar al motor

dentro de los límites de tiempo requeridos y en las más difíciles condiciones

(por lo general una temperatura de 7ºC) a la cual se exige que funcione la

unidad de alimentación secundaria. A esta fuente de corriente se conecta

permanentemente un cargador estático de baterías con control de

sobrecorriente y sobrecarga para mantener acumulada la energía en las

baterías. El conjunto de baterías debe estar bien ventilado para evitar la

acumulación de hidrógeno y adecuadamente protegido contra arcos, chispas o

llamas que pudieran ser causa de explosión de cualquier gas acumulado.

128

También se pueden emplear baterías de níquel-cadmio si, por consideraciones

especiales, queda justificado su elevado costo de adquisición. Por su poca

fiabilidad y alto precio, no se suelen usar para arrancar motores, los volantes

de inercia, recipientes neumáticos a presión, ni otros elementos almacenadores

de energía distintos a las baterías.

Controles para el arranque:

Los controles de los grupos motogeneradores son, normalmente, los de

arranque automático con el sensor de falla de la corriente de alimentación

primaria como parte del dispositivo de conmutación de transferencia. A veces

se usan controles manuales o remotos que regulan automáticamente con el

motor la velocidad y la potencia, y el conmutador de transferencia conecta la

carga eléctrica. El motogenerador debe trabajar automáticamente sin ajuste ni

atención. La transferencia de energía de nuevo a la fuente primaria y la parada

del motor pueden ser automáticas o por control remoto.

Suministro de combustible para motogeneradores:

Frecuentemente, el combustible líquido de la fuente de alimentación secundaria

se almacena en depósitos próximos al lugar en que se halla el motogenerador.

La capacidad de estos depósitos debe ser la adecuada para el máximo tiempo

de trabajo previsto del motogenerador. Hay autoridades que exigen

combustible para un mínimo de 72 horas, otras proyectan para un tiempo

menor, pero ese período debe ser por lo menos, el doble de la máxima

duración prevista de las condiciones que pudieran requerir el uso de energía

eléctrica secundaria. Los depósitos de combustible y sus conexiones deben

satisfacer todas las condiciones de seguridad y ser fácilmente accesibles para

poderlos repostar. Estos depósitos, además, dispondrán de los medios

adecuados para verificar la posible contaminación del combustible y en

especial, la acumulación de agua en el depósito.

129

Conmutación para la transferencia de energía:

Para transferir la energía desde la fuente primaria a la secundaría hace falta un

dispositivo adecuado. Para el arranque manual y el control del mismo, ese

dispositivo puede ser un sencillo conmutador o relé que desconecte la carga de

una fuente de alimentación y la conecte a la otra.

Para la transferencia automática se requieren otros controles, los cuales suelen

combinarse en una sola unidad de control o gabinete. Esta unidad debe poder

detectar la falla de la energía primaria, hacer arrancar la unidad motriz del

grupo generador secundario, determinar si se han estabilizado debidamente la

tensión y frecuencia del generador y conectar a éste la carga.

La citada unidad, además, debe poder desconectar cargas en instalaciones no

esenciales que no hay que activar con la fuente secundaría y volver a transferir

estas cargas a la fuente primaria una vez restablecida la corriente. Los

conmutadores o relés para desconectar y conectar la carga debe tener

capacidad para atender la carga nominal del generador. El Funcionamiento de

estos conmutadores o relés es similar para tiempos de transferencia de 2

minutos, 15 segundos ó 1 segundo, aunque es posible que hagan falta relés de

acción más rápida para el menor tiempo de transferencia. Para una

transferencia de 2 minutos, los sensores de falla de corriente pueden introducir

un retraso de unos pocos segundos para determinar si la fuente primaría se ha

interrumpido o simplemente está fluctuando, así como para establecer también

sí se ha estabilizado la fuente secundaria. Para una transferencia de 15

segundos los sensores deben responder en menos de 3 segundos cada uno,

porque los motores de arranque rápido necesitan 10 segundos para ponerse en

marcha y estabilizarse. Para tiempos de transferencia de 1 segundo o menos

este tiempo es demasiado breve para poner en marcha el motor, pero, dentro

de este límite de tiempo, se puede conmutar la carga de una fuente de

alimentación a otra que esté funcionando.

130

CONCLUSIONES

El estudio de prefactivilidad de la subestación principal que alimentará el nuevo

plan maestro del Aeropuerto El Dorado se realizó con el fin de satisfacer los

requerimientos de potencia instalada y energía demandada, acorde a lo

contemplado dentro del Plan Maestro de Ampliación y Mejoramiento del

Aeropuerto El Dorado de Bogotá.

- Para cumplir con este objetivo, fue necesario realizar un análisis detallado de

las diferentes especificaciones técnicas, como son: la tensión de servicio,

regulación de tensión máxima permitida, potencia requerida y el equipo

necesario para prestar de modo óptimo el servicio requerido en cada una de las

zonas proyectadas en el Plan Maestro y garantizar el buen funcionamiento de

cada una de éstas.

- El sistema eléctrico actual del aeropuerto El Dorado no tiene la capacidad de

alimentar las cargas que incluyen el Plan Maestro por ello fue necesario la

realización de un nuevo diseño eléctrico independiente del actual.

- Se establecieron las condiciones proyectadas por el Plan Maestro respecto a

la ubicación, crecimiento y características de las nuevas cargas eléctricas del

sistema empleando equipos más modernos, de mayor calidad y confiabilidad.

- A partir de los estudios sobre las zonas proyectadas aumenta la garantía de

confiabilidad y seguridad en todas las operaciones eléctricas dentro del

Aeropuerto el Dorado.

131

- Se ordenaron espacios para las instalaciones de las nuevas once

subestaciones buscando que este sistema quede totalmente independiente

previniendo sobrecargas eléctricas.

- La participación del área eléctrica dentro del desarrollo de las nuevas zonas

que incluye al Plan Maestro ayuda al aeropuerto a adquirir una imagen de

competitividad llegando a satisfacer las expectativas de los usuarios.

- No se tiene verdadera conciencia por parte del personal de mantenimiento

(técnicos, ingenieros, etc.) de la actualización de los planos cada vez que se

produzcan cambios, adecuaciones o expansiones y por esto se encontraron

anomalías y dificultad en el seguimiento de los circuitos existentes actualmente,

complicando la localización y rápido control de daños eléctricos.

- Se elaboraron las especificaciones técnicas de los equipos y materiales que

se utilizarán en el desarrollo del diseño del Plan Maestro.

- Es importante que el aeropuerto conserve un diagrama unifilar completo del

sistema que incluya subestaciones, redes de distribución subterránea e

instalaciones eléctricas mostrando todos los equipos tanto de control como de

protección para detectar con facilidad fallas y así solucionar problemas con

rapidez y eficacia.

132

CALCULO DEL PRESUPUESTO DEL PROYECTO

CANTIDAD DESCRIPCION PRECIOUNITARIO

PRECIOTOTAL

5000 METROS CONDUCTOR 4/0 AWG-XLP

30.000 150’000.000

17850 METROS CONDUCTOR 2/0 AWG 10.000 178’500.00010 METROS CONDUCTOR 350 Kcmil

AISLADO A 35 kV.5.000 50.000

10 METROS CONDUCTOR 3 x 1000Kcmil

17450 174.500

10 METROS CONDUCTOR 5 x 1000Kcmil

17450 174.500

10 METROS CONDUCTOR 2 x 700 Kcmil 9000 90.00010 METROS CONDUCTOR 1 x 750 Kcmil 9200 92.00030 METROS CONDUCTOR 3 x 700 Kcmil 9000 270.00020 METROS DE CABLE TRIPLEX DE

COBRE 35 kV, 2/0 AWG.13.000 260.000

3 BARRA 30 * 3 mm Cu. 250.000 750.0006 BARRA 50 * 5 mm Cu. 300.000 1´800.0001 INTERRUPTOR DE POTENCIA

In=100 A, Us= 34,5 kV, I”k= 20 kA,7’125.000 7´125.000

1 INTERRUPTOR DE POTENCIAIn=300 A, Us= 11,4 kV, I”k= 20 kA

4´100.000 4´100.000

1 INTERRUPTOR DE POTENCIAIn=500 A, Us= 11,4 kV, Un= 15 kV.

5´040.000 5´040.000

2 TRANSFORMADOR TRIDEVANADO11400/120/120 V

3´700.000 7’400.000

1 TRANSFORMADOR DE POTENCIAL34500/120 V

2’500.000 2’500.000

2 TRANSFORMADOR DE POTENCIAL11400/120 V

1’800.000 3’600.000

1 TRANSFORMADOR DE CORRIENTE100/5 A

2’000.000 2’000.000

1 TRANSFORMADOR DE CORRIENTE300/5 A

2’500.000 2’500.000

1 DESCARGADOR PARARRAYO Us=34,5 kV, Un= 27 kV, 10 kA

350.000 350.000

1 DESCARGADOR PARARRAYO Us=11,4 kV, Un= 9 kV, 10 kA

120.000 120.000

1 RELE DE SOBRE-CORRIENTE 100/5A.

385.000 385.000

1 RELE DE SOBRE-CORRIENTE 300/5A.

395.000 395.000

133

1 RELE DE BAJA TENSION 120 V.. 235.000 235.0001 RELE DE IMAGEN TERMICA 300/5

A, 0-100C.385.000 385.000

1 RELE DE CORRIENTE INVERSA300/5 A.

220.000 220.000

1 AMPERÍMETRO 0 – 100 A. 620.000 620.0001 AMPERÍMETRO 0 – 300 A. 730.000 730.0002 WATIMETRO 0 – 10 MW 7´200.000 14´400.0001 VARIMETRO 0 – 5 VAr. 7´200.000 7´200.0001 VARIMETRO 0,2 – 1 – 0,5 VAr 7’200.000 7´200.0001 VOLTÍMETRO 0 – 50 kV. 750.000 750.0001 VOLTÍMETRO 0 – 15 kV. 550.000 550.0001 SECCIONADOR TRIFASICO,

DISPOSICIÓN VERTICAL 34,5 kV.3´500.000 3´500.000

9 AISLADOR DE SUSPENSIÓNANSI52-4

47.000 423.000

5 CRUCETA DE MADERAINMUNIZADA DE 4 m

80.000 400.000

1 CELDA DE MADERA EN 34,5 kV,TIPO INTEMPERIE

95.000 95.000

3 GRAPA TERMINAL TIPO RECTOPARA CABLES ENTRE 3/0 AWG –

266,8 kcmil.

17.000 51.000

5 METROS DE CINTA DE ACEROINOXIDABLE DE ½ ”

1.400 7.000

3 PERNO DE OJO TIPO 5 (5/8” x 5445mm)

3.000 9.000

2 POSTES DE CONCRETO DE 12m1.050 kg.

680.000 1’360.000

3 CORTACIRCUITO DE CAÑUELA 100A, 38 kV.

250.000 750.000

3 CONECTOR TIPO TORNILLO PARAPUESTA A TIERRA

11.000 33.000

3 CONECTOR TIPO CUÑA 8.800 26.4004 ESPARRAGO DE 16 x 508 mm (5/8

x20”)4.300 17.200

1 ACCESORIOS PARA PUESTA ATIERRA

32.000 32.000

12 METROS DE TUBO GALVANIZADA4”

56.000 672.000

4 BOQUILLAS GALVANIZADA 4” 6.000 24.0002 CODOS GALVANIZADOS 4” x 90 38.000 46.0006 TERMINAL PREMOLDEADO TIPO

EXTERIOR PARA 35 kV.36.000 216.000

6 TERMINAL PREMOLDEADO TIPOINTERIOR PARA 35 kV.

32.000 192.000

134

1 ABRAZADERA DE UNA SALIDAPARA SUJECIÓN DE CABLES AL

POSTE

7.400 7.400

1 ABRAZADERA DE UNA SALIDATIPO 4

7.400 7.400

1 ABRAZADERA DE UNA SALIDATIPO 5

7.400 7.400

2 ABRAZADERA EN U TIPO 3 8.300 8.3006 ABRAZADERA EN U TIPO 5 8.300 8.3001 TRANSFORMADOR 34500/11400 V, 5

MVA.320´000.000 320´000.000

3 TRANSFORMADORES 11400/120V,300 kVA.

9’110.000 27’330.000


10’300.000 51’500.000


6’350.000 6’350.000


8’620.000 8’620.000

10 METROS DUCTOS 2” 13.000 130.00030 METROS DUCTOS 3 1/2” 35.000 1’050.00020 METROS DUCTOS 4” 56.000 1’120.00010 METROS DUCTOS 3” 33.000 330.0002 TOTALIZADOR 3 * 1600 A. 680.000 1´360.001 TOTALIZADOR 3 * 500 A. 320.000 320.0003 TOTALIZADOR 3 * 1000 A. 620.000 1´860.0001 TOTALIZADOR 3 * 800 A. 400.000 400.0001 FUSIBLES 63 A. 2.400 2.4001 FUSIBLES 80 A. 7.800 7.8001 FUSIBLES 25 A. 1.680 1.6801 FUSIBLES 40 A. 2.300 2.3003 FUSIBLES 45 A. 2.600 7.8001 UPS 150 kVA, 220 V FASE-FASE, 127

FASE-NEUTRO465´732.000 465´000.000

1 UPS 100 kVA, 220 V FASE-FASE, 127FASE-NEUTRO

410´208.000 410´000.000

2 GENERADOR DIESEL 300 kVA. 245´000.000 490’000.0007 GABINETE TIPO INTEMPERIE 700.000 4´900.0002 SECCIONADOR TRIPOLAR BAJO

CARGA4´000.000 8´000.000

7 MEDIDOR TRIFASICO TETRAFILAR 8´475.000 8´475.0007 MALLA DE PUESTA A TIERRA

PARA TRANSFORMADORESSECUNDARIOS.

450.000 3´150.000

21 BORNES TERMINALES PARA BAJATESION

32.000 672.000

135

84 CODO INDEPENDIENTE 200 A DE 4” 35.000 2´940.00035 VARILLAS 5/8” x 2440mm 38.000 1´330.00056 TUBO GALVANIZADOS 2” 35.000 1´960.000161 CABLE 2/0 AWG DESNUDO 8.900 1´432.900161 MALLA GALVANIZADA

ESLABONADA 2” DE 2x23 mts16.000 2´576.000

84 TERMINAL TIPO CODO DE 200 A 36.000 3´024.00084 BUJES PREMOLDEADOS DE 200 A 38.000 3´192.00021 TERMINALES DE BAJA TENSION 28.000 588.000

COSTO DE MANO DE OBRA E INSTALACIONES

CANTIDAD DESCRIPCIÓN UNIDAD TOTAL2 APERTURA DE HOYO, INCADA,

APLOMADA Y FUNDIDA DE POSTEDE CONCRETO

145.000 290.000

17850 APERTURA CUNETA REVESTIDADE CONCRETO (MATERIAL Y

MANO DE OBRA) 1,50 x 0,35 x 0,30 m

185.000 3´302.250.000

17850 COLOCACION Y ALAMBRADA DEDUCTO PARA SUBTERRANEO CON

4 CONDUCTORES EN COBREAISLADO

17.300 308´805.000

100 ALQUILER DE FORMALETA x 2 m 7.000 700.0003 COLOCACION DE

CORTACIRCUITOS PARASECCIONAMIENTO DE LINEA EN

MEDIA TENSION 34,5 kV.

57.000 171.000

8 COLOCACION E INSTALACION DECORTACIRCUITOS PARARRAYOS

54.000 432.000

44 CONSTRUCCION DE FOSO DE 0,40 x0,40 x 1,50 m Y TRATAMIENTO CON

COMPUESTOHIDROSOLTA PARATIERRA EN MEDIA Y BAJA

TENSION

155.000 6´820.000

15 DIA TE COMISION DE TOPOGRAFIAURBANO (ENTREGA DERESULTADO Y PLANOS)

315.000 4´725.000

7 INSTALACION CAJA CONBORNERA CABLE TRENZADO

AISLADO

13.500 94.500

7 INSTALACION MEDIDORTRIFASICO TETRAFILAR

42.000 294.000

7 CONEXIÓN DE TRANSFORMADORDE 150 kVA EN ADELANTE

94.000 658.000

136

7 INSTALACION Y ENERGIZACIONDE CORTACIRCUTOS YPARARRAYOS 11,4 kV

128.000 896.000

2 INSTALACION Y ENERGIZACIONDE CORTACIRCUTOS YPARARRAYOS 34,5 kV

213.000 426.000

8 MEDIDA DE PUESTA A TIERRA YRESISTIVIDAD DEL TERRENO

211.000 1´688.000

COSTO TOTAL DEL PROYECTO 5´863.739.080

137

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS.

§ A. J DIEFENDERFER. Instrumentación Electrónica. Interamericana 2 ed ,

México, D.F , 1984.

§ AERONÁUTICA CIVIL ,Anexo 10 , Volumen 1 , Parte 1, Capítulo 3.

Organización de aviación internacional. Bogotá .1995

§ AERONÁUTICA CIVIL, Unidad Administrativa Especial, La Nueva Aerocivil.

Estructuras y normas generales, Publicaciones Aeronáutica Civil, Bogotá,

Enero de 1994

§ DEPARTAMENTO NACIONAL DE PLANEACIÓN. Banco de proyectos de

inversión nacional. Manual metodológico para la evaluación de proyectos

de transmisión, subtransmisión y distribución eléctrica. Unidad de

inversiones y finanzas publicas.1993.

§ Dispositivos para la distribución de energía eléctrica., www. monico. com.

§ Distribución de energía eléctrica, www. monico. com.

§ ENRÍQUEZ HARPER. Instalaciones Eléctricas de Mediana y Alta Tensión.

LImusa Wiley. México,(1976)

§ ENRÍQUEZ HARPER, Manual de Instalaciones Eléctricas Residenciales e

Industriales. Limusa. México, (1982).

138

§ INSTITUTO COLOMBIANO DE NORMAS TÉCNICAS Y CERTIFICACIÓN.

Código Eléctrico Colombiano. (1996)

§ KOSTENK, M.P ,. PIOTROVSKI, L.M. Máquinas eléctricas I. Editorial Mir,

Moscú.1979.

§ MARTINEZ BARRERA LUIS HERNÁN. Diseño Eléctrico del Centro

Bulevar De La Construcción.( 1997)

§ MELGUIZO B. SAMUEL. Instalaciones Eléctricas Para Proyectos y Obras.

(1995)

§ NATIONAL ELECTRICAL CODE. NEC. (1996).

§ ORGANIZACIÓN DE AVIACIÓN INTERNACIONAL. Manual de proyectos

de aeródromos., Sistemas eléctricos. Parte 5, primera edición.. Bogotá,

1983.

§ R. MANSON. Protección De Sistemas Eléctricos. CECSA. (1980).

§ REDUCTOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Resumen. Un sistema para la

reducción de consumo de energía eléctrica en redes de alumbrado, público

y privado. www. Patentalia .com

139

Anexo A

Niveles de aislamientos nominales aplicables aequipos – serie 1

* Aplicable a equipos en general.

** Aplicable a equipos de corte.

MáximatensióndelequipoUm kVeficaz

Tensión soportada al impulso atmosférico[ kV ]

Lista 1kV pico

Lista 2kV pico

A tierra y

entre polos

A través de ladistancia deaislamiento

A tierra y

entre polos

A través de ladistancia deaislamiento

Tensión nominal soportada

a frecuencia industrial. 1

min. [kV eficaz]

A tierra yentre polos

A travésde la

distancia* *** *** **

3.67.212

17.5243652

72.5

467085110145195290375

40607595125170250325

23467085110165290375

2040607595145250325

10202838507095140

122332456080110160

140

Anexo B

Límites de error para trasformadores de tensión paraprotección

Clase Error de la relación detensión (%)

Angulo de fase(min.)

3p6p

+/- 3.0+/- 6.0

+/- 120+/- 240

141

Anexo C

Límites de error para trasformadores de tensión para medición

CLASE ERROR DE LARELACION DE TENSIÓN

ANGULO DE FASE(min.)

0.1

0.2

0.5

1.0

3.0

+/- 0.1

+/- 0.2

+/- 0.5

+/- 1.0

+/- 3.0

+/- 5

+/- 10

+/- 20

+/- 40

NO ESPECIFICADO

142

Anexo D

Ejemplo de coordinación de aislamiento de equiposaislados al aire

TENSIÓN DEL SISTEMA

123 kV 52 kV (1) 52 kV (2) 15 kV1. Pararrayos seleccionado

- Tensión nominal 96 kV 39 kV 51 kV

12 kV

- NPR (3) 252 kVp 106 kVp 143 kVp

37kVp

- NPM (3) 240 kVp 101 kVp 142 kVp

36kVp

2. Factores de seguridad

- KI 1.25 1.40 1.40

1.40

- KM 1.15 1.15 1.15

1.15

3. NPR x KI 315 kVp 148 kVp 200 kVp

51kVp

4. Nivel normalizado BIL 450 kVp 250 kVp 250 kVp

95kVp

5. BSL = 0.75 x BIL 337 kVp 187 kVp 187 kVp

71kVp

6. BSL / MPM 1.40 1.85 1.32

1.97

7. KM < BSL / NPM cumple?

(S / N) <SI> <SI> <SI>

<SI>

143

8. Se selecciona nuevo BIL - - -

-

9. BSL = 0.75 x BIL - - -

-

10. BSL / NPM - - -

-

11. KM < BSL / NPM cumple? (4)

(S / N) - - -

-

(1) Sistema sólidamente puesto a tierra.(2) Sistema con neutro flotante pero no diseñado para operar con falla, aplicable a los

pararrayos de ZnO.(3) Valores típicos de fabricantes.(4) Si después del paso 11 todavía no cumple, se repite el procedimiento de los pasos 8 al

11.( kVp : kVpico )

144

ANEXO E

52

52

Z O N A 2

300A-20KAP15KV

300A-20KAP15KV

4/0AWG-XLPP15KV

11.4KV

F 4 5 A

300AP15KV

2 / O A W G - c u - 1 5 K V P 3 0 0K V A P 1 1 4 0 0 / 2 0 8 / 1 2 0 V P 3 0

/

M83

Z O N A 5

300AP15KV

F 6 3 A

Z O N A 7F 4 5 A

300AP15KV

F 4 5 A

B A R R A J E 1 1 . 4 E N S / E G E N E R A L

2 / 0 A W G - C U P X L P -15KV

52300A-20KAP15KV

300A-20KVPPF45A

300A-20KVPPF45A

11.4KV

300A-20KVPPF45A

300A-20KVPPF45A

11.4KV

300A-20KAP15KV52

2 / 0 A W G - C U P X L P -15KVZ O N A 1 Z O N A 3

300A-20KVPPF80A

11.4KV

300A-20KVPPF80A

2 / 0 A W G - C U P X L P -15KV

300A-20KAP15KV

Z O N A 4

52

M

83

3 0 0 K W

3 0 0 K W

300A-20KVPPF45A

11.4KV

300A-20KVPPF45A

2 / 0 A W G - C U P X L P -15KV

300A-20KAP15KV

Z O N A 6

52

523 0 0 A - 2 0 K A P 1 5 K V

51 51N

83

kWhPkWArh

27

V

W COSPOA/

SV( )

( )

1 1 . 4 0 . 1 2 0 . 1 2 P 33 3

KV

CABLETRENZADOSUBTERRANEOP15KV-4/OAWG,Cu,XLP

3 0 0 / 5 A P 1 0 P 2 0 -3 0 V A

3 0 0 / 5 A P 0 . 5 -3 0 V A

3 0 0 / 5 A P 1 0 P 2 0 -3 0 V A

N.A.

5 / 5 A

0 - 5 0 0 A O - 1 0 M W

0 - 1 5 K V


/


/

300AP15KV

F 6 3 A


/

300AP15KV

F 6 3 A


/

300AP15KV

F 6 3 A


/

300AP15KV

F 6 3 A


/


/


/


/


/

52

51 51N

A W

( 3 )

COSPO/

3

86PT 96 30

27

V SV

63

49

26

33

Y

52

87PT

kWhPkWArh

( 3 )

A W V A r

( 3 )

27

VSV

51 51N

3 4 . 5 0 . 1 2 0 . 1 2 P 33 3

KV

CABLETRENZADOSUBTERRANEOP15KV-4/OAWG,Cu,XLP

AL IMENTADORPR INCIPAL34.5KVPDES /CFONT IBON(1 K 3 - 2 0 K A )

AL IMENTADORDESUPLENCIA11.4KV-48MVADES/CFONTIBONP(USOEXCLUS IVOAEROPUERTOELD O R A D O - N U E V O )

SUBESTACIONGENERAL 34.5KV

1 0 0 / 5 A P 1 0 P 3 0 -3 0 V A

3 0 K V - 1 0 K A

6 3 0 A - 2 0 K A

1 0 0 / 5 A P 1 0 P 3 0 -3 0 V A

1 0 0 / 5 A P 0 . 5 P 3 0 -3 0 V A

6 3 0 A / 2 0 K A P 3 6KV

3 0 K V - 1 0 K A

9 K V - 1 0 K A

3 0 0 / 5 A P 1 0 P 2 0 -3 0 V A

3 0 0 / 5 A P 0 . 5 -3 0 V A

3 0 0 / 5 A P 1 0 P 2 0 -3 0 V A

3 0 0 A - 2 0 K A

1 5 K V

N C

0 - 3 0 0 A 0 - 1 0 M W

0 . 1 5 K V

0 . 2 - 1 - 0 . 5

1 5 K V - 2 5 0 K c m i l - C u , X L P E

T R - 1 P 4 - 5 M V A , O N A N , O N A F P 3 4 . 5/ 1 1 . 4 K V

3 1

1

0 - 1 0 0 A 0 - 1 0 M W 1 - 0 - 5 M V A R

0 - 5 0 K V1 . 6 6 / 5 A

- 3 0 /

DELIMITACIONS/EGENERAL

ELEMENTOEXTRAIBLE

CABLEA.T.CONCONOSTERMINALES

NORMALMENTEABIERTO

NORMALMENTECERRADO

INTERRUPTORDEPOTENCIA

MEDIDORDEENRGIAREACTIVA

MEDIDORDEENERGIAACTIVA

COSENOFIMETRO

SELECTORDEVOLTIMETRO

VARIMETRO

VOLTIMETRO

AMPERIMETRO

RELEBUCHHOLZ

RELEDEPROTECCIONDIFERENCIAL

RELEAUXILIARDEDISPAROCONBLOQUEOP(T=TRANSFORMADOR,B=BARRAJE)

INTERRUPTORDEPRESION

RELEDESOBRECORRIENTEDETIERRA,PINSTANTANEOYTEMPORIZADO

RELEDESOBRECORRIENTEDEFASEPINSTANTANEAYTEMPORIZADO

RELETERMICO

RELEINDICADORDENIVELDEACEITE

ANUNCIADOR

RELEDEBAJATENSION

ELEMENTODETEMPERATURA

CONMUTADORMANUALDEBAJATENSION

RELEDETRANSFERENCIAAUTOMATICA

TRANSFORMADORDECORRIENTE

SECCIONADORBAJOCARGACONPROTECCION

FUSIBLE

PARARRAYOS

TRANSFORMADORDEPOTENCIA

EQUIPOOINSTALACIONEXISTENTE

V

COSPO/

V A r

A

96

87

86

63

50

49

33

30

27

26

83

51

50

5 1 N

Documents

Prefactibilidad de la subestación principal que alimentara