memoria

Índice

ÍNDICE

Índice...............................................................................................................................

.....

i

Resumen...........................................................................................................................

.....

viii

CAPÍTULO 1: Introducción y

Generalidades........................................................

1

1.1 Consideraciones

Generales.......................................................................................

2

1.1.1

Normas..........................................................................................................

3

1.1.2 Instalaciones de corrientes

débiles................................................................

4

1.1.3 Generalidades en opciones

Tarifarias...........................................................

5

1.2 Justificación del control de calidad de Energía en una instalación Eléctrica........... 6

1.3 Discusión

Bibliográfica.............................................................................................

7

i

Índice

1.4

Objetivos....................................................................................................................

8

CAPÍTULO 2: Factores que influyen en el buen funcionamiento de un

Sistema Eléctrico en baja

tensión...............................................

9

2.1

Generalidades............................................................................................................

9

2.2 Distorsión

Armónica.................................................................................................

14

2.2.1 Definición de

Armónicas..............................................................................

15

2.2.2 Clasificación de las

Armónicas....................................................................

18

2.2.3 Análisis de la calidad de potencia de un Sistema de Distribución en BT.... 19

2.2.3.1

Transformadores............................................................................

20

2.2.3.2 Tablero

general..............................................................................

22

ii

Índice

2.2.3.3 Tablero de

Alumbrado...................................................................

22

2.2.3.4 Motor de

inducción........................................................................

23

2.2.3.5 Corrección del factor de

potencia..................................................

24

2.2.4 Soluciones para los componentes de un sistema de distribución en BT....... 25

2.2.5 Consideraciones para el diseño de nuevas instalaciones.............................. 26

2.2.6 Recomendaciones

generales..........................................................................

27

2.2.7 Ejemplo práctico de presencia de

Armónicas...............................................

28

2.3 Regulación de

Tensión..............................................................................................

32

2.3.1 Definición de eventos de energía, sus causas y efectos provocados por

problemas en la regulación de

voltaje.........................................................

32

2.3.2 Regulación en

transformadores.....................................................................

35

2.3.3 Regulación en líneas de baja

tensión............................................................

36

iii

Índice

2.3.4

Normas..........................................................................................................

37

2.3.5 Soluciones para mejorar la regulación de

tensión.........................................

38

2.4 Fluctuaciones de voltaje de baja frecuencia

( Flicker )...........................................

39

2.4.1 Flicker

intradomiciliario...............................................................................

39

2.4.2

Conclusiones..................................................................................................

42

CAPÍTULO 3: Sistemas de puestas a tierra de

protección....................................

43

3.1 Definición de Puesta a

Tierra....................................................................................

44

3.2 Objetivos de una Puesta a

Tierra..............................................................................

44

3.3 Partes que comprende una puesta a

tierra.................................................................

45

iv

Índice

3.4 Medición de la resistividad del

terreno.....................................................................

47

3.4.1 Configuraciones básicas de

electrodos.........................................................

47

3.4.2 Interpretación de las curvas de

resistividad..................................................

51

3.5 Proyección de una Puesta a

Tierra............................................................................

52

3.5.1 Resistividad equivalente del

terreno.............................................................

53

3.5.1.1 Cálculo de resistividad equivalente de Burgsdorf-

Yacob..............

54

3.5.2 Configuración Geométrica de las puestas a

tierra.........................................

56

3.5.3 Mallas a

tierra................................................................................................

57

3.6 Efectos de los Sistemas de puesta a tierra en equipos computacionales.................. 58

3.6.1 Algunas

desventajas......................................................................................

59

3.7 Requisitos para el cálculo de un puesta a

tierra........................................................

60

v

Índice

3.8 Medición de resistencia de puesta a

tierra................................................................

61

CAPÍTULO 4: Sistema Eléctrico Campus Andrés

Bello...........................................

64

4.1 Sistema

Eléctrico......................................................................................................

66

4.1.1 Circuito

A.....................................................................................................

67

4.1.1.1 Subestación

Nº1.............................................................................

67

4.1.1.2 Red de

Distribución.......................................................................

68

4.1.1.3 Análisis de

potencia.......................................................................

69

4.1.14 Cargas

Eléctricas...........................................................................

70

4.1.2 Circuito

B......................................................................................................

73

4.1.2.1 Subestación Nº

2............................................................................

73

4.1.2.2 Red de 74

vi

Índice

Distribución.......................................................................


potencia.......................................................................

75

4.1.2.4 Cargas

Eléctricas...........................................................................

75

4.1.2.5 Mantención de la

subestación........................................................

79

4.1.3 Circuito

C......................................................................................................

80


3............................................................................

80

4.1.3.2 Red de

Distribución.......................................................................

80


potencia.......................................................................

82

4.1.3.4 Cargas

Eléctricas...........................................................................

82

4.1.4 Circuito

D......................................................................................................

85


4............................................................................

85

vii

Índice

4.1.4.2 Red de

Distribución.......................................................................

86


potencia........................................................................

86

4.1.5 Calculo de

regulación...................................................................................

87

4.1.5.1

Conclusión......................................................................................

88

4.1.6 Observaciones

Generales..............................................................................

88

4.1.7

Conclusiones.................................................................................................

91

4.1.8 Sugerencias para mejoras inmediatas a la red eléctrica del Campus

Andrés

Bello..................................................................................................

93

4.2 Puesta a

tierra............................................................................................................

96

4.2.1 Estudio de terreno de la Ufro, para proyecciones a

futuro............................

96

4.2.1.1 Pasos en la ejecución del cálculo de la malla a

tierra....................

97

4.2.1.2 Tablas de datos, resistividad aparente, curvas y dimensiones de

las mallas obtenidas del 97

viii

Índice

terreno....................................................

4.2.1.3

Observaciones................................................................................

109

4.2.1.4

Conclusiones..................................................................................

110

4.2.2 Medición de valores óhmicos de puestas a tierra (Principales Deptos.)....... 110

4.2.2.1 Observaciones a las puestas a tierra de

protección........................

113

4.2.2.2

Conclusiones..................................................................................

113

4.2.2.3 Soluciones a puestas a

tierra..........................................................

114

4.2.2.4 Soluciones a

tableros.....................................................................

115

4.3 Opción tarifaria

UFRO..............................................................................................

117

4.3.1 Ejemplo de

aplicación...................................................................................

118

4.3.2 Perfiles de consumo de

subestaciones..........................................................

120

4.3.3 Evaluación de la

tarifa...................................................................................

122

4.3.4 125

ix

Índice

Observación...................................................................................................

4.3.5

Conclusiones.................................................................................................

126

4.4 Niveles de

Iluminación.............................................................................................

126

4.4.1 Medición de niveles de

iluminación.............................................................

127

4.4.2 Valores requeridos en salas y lugares de trabajo (oficinas), según código

Eléctrico........................................................................................................

129

4.4.3

Observaciones...............................................................................................

129

4.4.4

Conclusiones.................................................................................................

130

4.4.5 Variables que inciden en la implementación de un proyecto de iluminación 130

4.5 Evaluación predictiva del sistema actual a 5

años...................................................

131

CONCLUSIONES

GENERALES....................................................................................

134

x

Índice

BIBLIOGRAFÍA............................................................................................................

.....

137

ANEXO A: Normas relacionadas con la calidad de la

Energía...................................

139

A.1 Normas existentes con sus respectivas áreas de

acción............................................

139

A.2 Normas aplicables en la distorsión

Armónica .........................................................

139

A.2.1 Límites de la Norma IEC 555-

2....................................................................

139

A.2.2 Norma IEEE-519 y reglamento de la ley general de servicios eléctricos

(Chile)...........................................................................................................

140

ANEXO B: Métodos de cálculo de

regulación..............................................................

144

xi

Índice

B.1 Método de cálculo de regulación en

transformadores..............................................

144

B.2 Método de cálculo de regulación para líneas de

BT.................................................

146

ANEXO C: Resistencia de Puesta a

Tierra...................................................................

152

C.1 Expresiones para configuraciones

típicas.................................................................

152

C.2 Métodos aproximados para el cálculo de resistencia de una malla a tierra.............. 156

C.3 Factores que determinan la resistividad del

suelo....................................................

159

C.4 Características principales del conductor a

tierra.....................................................

162

ANEXO D: Tarifas

eléctricas.........................................................................................

163

D.1 Opciones

Tarifarias...................................................................................................

163

D.1.1 Tarifas en baja

tensión .................................................................................

163

xii

Índice

D.1.2 Tarifas en alta

tensión...................................................................................

171

D.1.3 Recargos

Tarifarios.......................................................................................

172

D.1.4 Condiciones de aplicación de las

tarifas.......................................................

173

D.2 Fórmulas

Tarifarias...................................................................................................

176

D.2.1

Fórmulas........................................................................................................

176

D.2.2 Definición de

términos.................................................................................

180

xiii

Resumen

RESUMEN

En el presente trabajo se desarrolla un análisis de los factores que influyen en la calidad

de la energía Eléctrica, y una evaluación a las instalaciones eléctricas en baja tensión a la

Universidad de La Frontera en el Campus Andrés Bello. Este estudio se realiza en función de los

reglamentos Eléctricos establecidos, principalmente, en la Norma Chilena de Electricidad.

En el Capítulo 1 se presenta una introducción en el cual se muestran algunas

consideraciones generales y justificaciones al estudio del control de calidad de servicio en una

instalación eléctrica.

En el Capítulo 2 se encuentran los factores que determinan la calidad de la Energía

Eléctrica, en donde se dan a conocer las causas, efectos y las soluciones para cada uno de ellos.

En el Capítulo 3 ser realiza un estudio al área de la protección sobre contactos indirectos,

las Puestas a Tierra, en donde se dan a conocer definiciones y especificaciones en el estudio,

proyección y medición de una puesta a tierra.

En Capítulo 4, contiene una evaluación a las instalaciones eléctricas en baja tensión a la

Universidad de la Frontera, en donde se presenta el estado eléctrico actual y las proyecciones a

futuro. Además de las posibles soluciones basados en Reglamento Eléctrico Chileno.

Finalmente se presentan las conclusiones de tipo general obtenidas en la realización de

este trabajo.

viii

Capítulo 1 : Introducción y Generalidades

CAPÍTULO 1

INTRODUCCIÓN Y GENERALIDADES

Introducción

El desarrollo experimentado por los sistemas eléctricos, en el área de las instalaciones en

baja tensión, ha obligado a que profesionales de la misma área consulten a los reglamentos,

normas y manuales que les permita obtener conclusiones concretas y precisas para su posterior

aplicación profesional.

Para un buen funcionamiento de un sistema eléctrico, es necesario contar con esquemas

de trabajos precisos y actualizados, con el objeto de minimizar pérdidas por fugas de energía que

al fin de cuentas significan costos elevados por mantenimiento correctivo y otros.

En la práctica la calidad de la red eléctrica dependerá de factores que pueden ser

mejorados en la manera que se detecten a tiempo. Es por eso la urgencia de un estudio metódico

de aquellos factores que están sujetos a normas .

Es así como el control de calidad de una instalación eléctrica no sólo debe estar presente

en todas las fases de ejecución de una obra eléctrica, sino además en forma constante después de

que ésta ha concluido y ha sido puesta en servicio.

1


En función a lo dicho anteriormente y a las exigencias establecidas por los usuarios para

el buen funcionamiento de sus instalaciones eléctricas, los ingenieros y técnicos especializados

en esta área, se ven confrontados a un desarrollo y modernización de aquellos elementos que

conforman este sistema, y a un análisis de los factores que influyen en calidad de servicio de la

energía eléctrica.

1.1.- Consideraciones Generales

Un sistema eléctrico está compuesto por un conjunto de elementos cuya finalidad es la

producción, transporte y distribución de energía eléctrica.

La distribución de energía eléctrica se puede llevar a cabo en distintos niveles de tensión,

es así como la red de distribución se clasifica en media y baja tensión. La primera encargada de

llevar la energía de la subestación de poder a la subestación de transformación, de media a baja

tensión, y la segunda de distribuir directamente a los consumos.

Todo sistema eléctrico está expuesto a diferentes tipos de fallas, las cuales requieren de

diferentes elementos protectores que aseguran la integridad de las personas y de los equipos.

2


La utilización de la energía eléctrica en las viviendas, edificios, industrias, etc. , ha

experimentado un desarrollo considerable, hasta el punto que sería difícil cambiar el mundo

civilizado sin este tipo de energía. Sin embargo, su utilización puede ser peligrosa si no se toman

las medidas necesarias, de tal forma que su uso no implique ningún peligro para las personas e

inmuebles. Para conseguirlo deben cumplirse normas y elementos de seguridad, teniendo en

cuenta que la mayoría de las personas carecen de conocimientos eléctricos.

1.1.1.- Normas

Las normas en Chile se rigen por el “Manual oficial de Normas Técnicas Eléctricas

Vigentes en la República de Chile”.

El Código Eléctrico Chileno, edición 1997, posee un conjunto de normas de carácter

reglamentario en relación con la energía eléctrica de baja tensión, dividido en tres partes:

NCH Eléctrica 2/84 : Elaboración y presentación de proyectos

NCH Eléctrica 4/84 : Condiciones mínimas de seguridad

NCH Eléctrica 10/84 : Puesta en Servicio

En general, en ellas, se consideran normas para instalaciones de corrientes fuertes:

Instalaciones de Alumbrado, Fuerza y Calefacción.

1.1.2.- Instalaciones de corrientes débiles

3


En la actualidad en Chile no existen normas para este tipo de instalaciones, por lo que se

acude a normas extranjeras para la realización de una buena instalación.

En un comienzo las normas eran exclusivamente norteamericanas, se volvieron

internacionales en 1994 bajo el auspicio de ISO (International Standard Organisation) y de IEC

(Comisión Electrotécnica Internacional). La normalización define los conductores, los modos y

la clasificación de las instalaciones. En nuestro país se da preferencia a la norma ISO, ya que es

más completa y mejor adaptada a las realidades del mercado.

Estas normas se pueden encontrar en revistas y manuales de instalación, los que hacen

alusión a normas para precableado y normas para simplificar la instalación en general.

Las instalaciones de corrientes débiles, en general, se pueden clasificar en instalaciones de

Audio, Video y Computación.

Las redes de corrientes débiles, por sus necesidades de calidad y velocidad de transmisión

dan lugar a encontrar un estándar de cableado común para simplificar las instalaciones. Por

ejemplo, en EE.UU los cables pasan por ductos de acero. El ducto sirve entonces de pantalla y

los cables utilizados son en general UTP. En Europa pasan por ductos plásticos y constan

generalmente de una pantalla.

Las dos bases del precableado son :

4


Para la transmisión, se utiliza el cable con pares trenzados, identificados con colores

normalizados.

Para la conexión, se utiliza la toma RJ 45.

La instalación del precableado se efectúa en una canaleta dividida en dos ductos paralelos.

Un ducto para corrientes débiles con conexión directa sobre las tomas RJ 45, y un ducto para

corrientes fuertes que recibe los enchufes polarizados.

Así el usuario al ingresar en un local precableado, encuentra una instalación lista para

adaptarse a sus necesidades y para recibir directamente sus equipos.

1.1.3.- Generalidades en opciones Tarifarias

En Chile existen diferentes opciones tarifarias en que el cliente puede elegir, con las

limitaciones y condiciones de aplicación que establece cada una y dependiendo del nivel de

tensión que le corresponda. Con lo que las empresas distribuidoras estarán obligadas a aceptar la

opción que los clientes elijan. Salvo acuerdo con las empresas distribuidoras, la opción tarifaria

contratada por el cliente regirá por doce meses.

En este contexto es necesario señalar que son clientes en alta tensión aquellos que están

conectados con su empalme a líneas cuyo voltaje es superior a 400 volts y que son clientes en

baja tensión los que estén bajo este nivel.

1.2.- Justificación del control de calidad de la Energía en una instalación Eléctrica

5


Las principales razones que generalmente llevan a iniciar una evaluación a las

instalaciones eléctricas en baja tensión y al análisis de los factores que influyen en la calidad de

servicio, son las que a continuación se mencionan:

A) Crecimiento de las áreas de construcción (ampliación y creación en viviendas, edificios,

industrias, etc.) sin llevar un control de la potencia instalada y el no reordenamiento en los

tableros de distribución de carga.

El llevar un control en la calidad de servicio obedece principalmente a las siguientes

razones:

Seguridad: por ejemplo, las puestas a tierra de protección deben tener un valor

específico, si no fuese así los riesgos para las personas contra tensiones por contactos indirectos

sería alto.

Normas: en las que se encuentran, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles

(SEC) las cuales establecen normas para las extensiones y modificaciones en las instalaciones, las

que deben ser inspeccionadas y estar sometidas a diversas pruebas y ensayos.

6


B) Solicitud de los particulares, para el mejoramiento de la calidad de los elementos que

pertenecen a la instalación eléctrica, esto, en la medida que el usuario tenga conciencia de llevar

un control en la calidad de servicio.

C) La tecnología, que varía en el tiempo, implica la creación de nuevos equipos electrónicos, que

permiten solucionar algunos problemas eléctricos (instrumentos de medida) y otros que

desfavorecen la calidad de la energía (elementos generadores de armónicas).

1.3.- Discusión Bibliográfica

Este tema ha sido tratado en forma parcial en el trabajo de título “Levantamiento

actualizado y estudio del sistema eléctrico, Campus Andrés Bello, con sugerencias de mejoras

inmediatas” del año 1985.

En este caso el punto de vista es diferente, ya que está enfocado a conocer la situación

general de un sistema eléctrico en cuanto a la calidad de servicio y a sus condiciones de

funcionamiento, con una aplicación práctica al Campus Andrés Bello para la Construcción de

nuevos edificios y proyecciones a futuros.

1.4.- Objetivos

Según lo expuesto anteriormente y teniendo en cuenta las necesidades urgentes de

mejorar y solucionar la calidad de las instalaciones eléctricas en la Universidad de la Frontera, en

la actualidad y en las proyecciones a futuro, los objetivos son los siguientes :

7


Mejoramiento de la calidad y seguridad del servicio para una red eléctrica.

Adaptación de los sistemas eléctricos existentes a las nuevas exigencias del consumo de

energía en la Universidad de la Frontera.

8

Capítulo 2 : Factores que influyen en el buen funcionamiento de un Sistema Eléctrico en BT

CAPÍTULO 2

FACTORES QUE INFLUYEN EN EL BUEN FUNCIONAMIENTO DE UN SISTEMA

ELÉCTRICO EN BAJA TENSIÓN

Introducción

La calidad de la energía como tal es difícil de cuantificar. No existe una definición única.

Existen estándares para el voltaje y otros criterios técnicos que pueden ser medidos, sin embargo

la última medida de calidad de la energía es determinada por la eficiencia y productividad de los

equipos del usuario final. Si la potencia eléctrica es deficiente para sus necesidades entonces la

“calidad” está fallando.

2.1.- Generalidades

A.- Puntos que involucra la Calidad de la Energía

Deformaciones que sufren las formas de onda del voltaje y de la corriente en un punto

específico de sistema.

Capacidad de energizar equipos electrónicos sensibles de manera que sea posible su operación

en forma segura y confiable.

9


Cualquier problema de potencia manifestado en desviaciones de tensión, corriente o

frecuencia, que de como resultado la falla o mala operación de algún equipo.

B.- Anomalías que afectan a la Calidad de la Energía

Variaciones de frecuencia.

Variaciones de amplitud (cambios en los niveles de potencia exigidos en las unidades

generadoras).

Variaciones en la forma de onda (presencia de cargas no lineales).

Variaciones en la simetría (fallas, cargas monofásicas, operación de fusibles, etc.)

C.- Perturbaciones transitorias

Distorsionan las formas de onda de tensión y corriente, con duración inferior a 20 ms.

Existen dos tipos: impulsivo y oscilatorio.

Impulsivo

- Alta frecuencia y corta duración (impactos de rayos).

- Efectos: inducción de sobrevoltajes y pérdida de energía (acción de pararrayos).

Oscilatorio

10


- Presentan frecuencia dominante.

- Duración y magnitud definida (conexión de motores).

D.- Perturbaciones que afectan al valor efectivo de la señal

Referidas principalmente a la señal de tensión por tener mayor incidencia en los sistemas

eléctricos. Son de duración mayor a un ciclo.

En función del efecto provocado en la señal se clasifican en :

a) Reducciones transitorias (sags)

b) Incrementos transitorios (swells)

c) Interrupciones momentáneas (outages)

d) Regulación de voltaje

e) Desbalance de voltaje

f) Variaciones de frecuencia

g) Distorsión de la forma de onda

a) Reducciones transitorias (sags)

11


Reducción temporal entre 10 y 90 % del valor efectivo de la señal. Según su duración se

clasifican en: instantáneo (0,5 a 30 ciclos), momentáneo (30c a 3seg) y temporales (3seg a 1

minuto).

b) Incrementos transitorios (swells)

Aumento temporal entre un 1,1 y 1,8 p.u. del valor efectivo del voltaje o corrientes.

Según su duración se clasifican en: momentáneo (30c a 3seg) y temporales (3s a 1 minuto).

c) Regulación de voltaje

En general, se define como la variación de tensión alrededor del valor nominal, expresado

en un porcentaje de éste último.

d) Desbalance de voltaje

Es la razón porcentual entre la máxima desviación de las tensiones entre las fases con

respecto al promedio, cuyos valores son desiguales tanto en el valor efectivo de la señal como en

los ángulos de fases. Este es producido por: operación de fusibles, conexión de cargas

monofásicas, etc.

e) Variaciones de frecuencia

12


Son alteraciones que sufre el valor promedio de la frecuencia de la componente

fundamental de la señal de tensión. Están directamente relacionadas con la velocidad de rotación

de los sistemas de generación.

f) Distorsión de la forma de onda

Estas son perturbaciones en régimen permanente de la onda sinusoidal. Se ha dedicado

mayor atención en este último tiempo, debido a la proliferación de cargas no lineales.

A continuación se presentan los factores más determinantes en la calidad de la energía

Eléctrica:

Distorsión Armónica

Regulación de Tensión

Fluctuaciones de Voltaje de baja frecuencia

13


2.2.- Distorsión Armónica.

Introducción

Los arquitectos y constructores saben que tener un edificio sin problemas de

energía eléctrica es básico.

Los códigos eléctricos están relacionados con la seguridad y no cubren los problemas de

calidad de la energía, como por ejemplo : operación errática de equipo computacional, cableado

sobrecalentado debido a armónicas, bajadas y subidas de voltaje, fallas prematuras de equipos,

operación de interruptores (triping) y otros.

Las medidas preventivas y las consideraciones de diseño que pueden disminuir las

ocurrencias y defectos en los problemas de energía eléctrica, son baratos de instalar durante la

construcción o renovación de un edificio.

Un hecho misterioso es el ocurrido en los edificios de oficina y en las plantas de

fabricación de hoy : los transformadores, los neutros, conductores de fase se sobrecalientan, los

interruptores de circuitos operan y los motores se queman sin razón aparente. Sin embargo las

herramientas de detección de problemas y los procedimientos muestran que todo está normal. La

principal causa a la que se atribuye este tipo de problemas es a la presencia de Armónicas en el

sistema eléctrico.

2.2.1.- Definición de Armónicas

14


Las armónicas son frecuencias enteras o múltiplos de números enteros de frecuencias

fundamentales (figura 2.1).

A.- Onda Fundamental B.- Onda 2ª armónica

C.- Onda 3ª armónica D.- Onda Distorsionada

Fig. 2.1 Distorsión de la onda

En los sistemas de potencia las corrientes están presentes en la forma distorsionada creada

por cargas no lineales. Para entenderlo veamos primero las cargas lineales.

Cargas lineales

15


Una carga lineal es aquella que no produce una corriente distorsionada cuando se conecta

a un voltaje de corriente sinusoidal; el consumo, usualmente constituido por resistencias,

inductancias y condensadores de valores fijos (figura 2.2).

Fig. 2.2 Carga lineal

Carga no lineal

Cuando una carga contiene elementos no lineales el circuito lleva una corriente en pulsos

abruptos y no en una forma suave. Estos pulsos forman una forma de onda distorsionada que

contiene armónicos (figura 2.3).

Fig. 2.3 Carga no lineal

Los armónicos son prevalentes donde existe una gran cantidad de cargas no lineales como

por ejemplo : computadores personales, iluminación variable, maquinaria de oficina electrónica,

accionamiento de motores de velocidad ajustable, equipos que típicamente contienen un

16


suministro de energía conmutado con un circuito de entrada con condensadores y diodos no

lineales. Este tipo de circuito convierte la corriente alterna a continua para cargar el condensador

grande, con el peak de voltaje de línea, luego saca corriente continua para dar potencia al resto

del circuito (figura 2.4).

Fig. 2.4 Circuito Rectificador de Onda

A medida que el voltaje pasa a través de un ciclo completo va sacando pulsos de corriente

solamente durante el peak de voltaje de línea, esto produce que la corriente se distorsione, y es

justamente la distorsión la que contiene las armónicas.

Esta carga puede ser representada por un resistor en paralelo con distintos generadores de

corriente operando a distintas frecuencias de armónicas (figura 2.5). El resistor conduce la

corriente a la frecuencia fundamental, los generadores de corriente armónica bombean corriente a

más alta frecuencia, todas éstas se suman para formar la corriente distorsionada que es llevada

por la carga no lineal, entonces cuando se conecta esta carga entra al sistema de distribución.

17


Fig. 2.5 Representación de un generador de Armónicos

2.2.2.- Clasificación de las Armónicas

Primero se dará a conocer la descomposición de una señal de voltaje o corriente en

componentes armónicas:

V V V V hm v m v mh vh 1 1 2 22cos cos ... . . cos ( ) (2.1)

I I I I hm i m i mh vh 1 1 2 22cos cos ... . . cos ( ) (2.2)

Donde:

i : 1, 2, 3, ...., h.

V() : tensión en función del tiempo ( Volt. )

I () : corriente en función del tiempo ( Amp.)

Vmi : tensión máxima de la armónica i-ésima. ( Volt. )

18


I mi : corriente máxima de la armónica i-ésima. ( Amp.)

vi , Ii : desfase de la onda de la armónica i-ésima.

= 2 f donde f : frecuencia de la red ( Hz ).

Cada armónica tiene un nombre, frecuencia y secuencia (ver tabla 2.1).

Tabla 2.1 Clasificación de las Armónicas

Nombre fund. 3 5 7 9 11 13 etc.

Frecuencia 50 150 250 350 450 550 650 ...........

Secuencia + 0 - + 0 - + ...........

En la distribución de corriente alterna, la porción positiva y negativa de la corriente y las

formas de onda son prácticamente iguales, entonces no hay componentes de corriente continua,

bajo estas condiciones las armónicas de números pares no se generan, el resto de las armónicas se

generan en tres secuencias en términos del efecto de su rotación de fasor.

2.2.3.- Análisis de la calidad de potencia de un Sistema de Distribución en BT

Los efectos de las armónicas se encuentran en los equipos de distribución de potencia que

sirven tanto a los monofásicos como a las cargas no lineales trifásicas.

19


Las cargas no lineales monofásicas son receptáculos o puntos de consumo, o sea se

encuentran en edificios comerciales, mientras que las trifásicas se encuentran en plantas

industriales donde hay grandes motores con accionamiento de velocidad ajustable.

2.2.3.1.- Transformadores

Los edificios comerciales usan transformadores -Y para alimentar los empalmes

monofásicos. Las cargas no lineales conectadas a estos empalmes pueden producir corrientes

armónicas de frecuencia triple que se agrupan en forma algebraica en el neutro compartido, y

cuando llega al transformador se refleja en el devanado primario y produce un

sobrecalentamiento y falla del transformador.

Para encontrar los armónicos se debe medir la corriente en cada fase y en el neutro del

secundario del transformador.

En el secundario del transformador se determina el raiting o factor K de las armónicas en

la corriente de fase. El factor K indica la cantidad de calentamiento adicional que se puede

generar en un transformador standar por una combinación de armónicas. Este se puede definir en

la siguiente ecuación:

K h Ih

h 2

1

2 (º /1) (2.3)

En que el valor h es el orden de la armónica y el valor de Ih en º/1 es:

20


I

I AI Ah

h

rmsº /1 (2.4)

Donde :

I h : valor máximo de corriente de la armónica de orden h.

I rms : valor rms de corriente de la fundamental.

Empleando esta definición, la máxima corriente que soporta un transformador es:

IKmx

115

1 0 15

,

, (2.5)

Es así como este factor se ocupa para referenciar el transformador de reemplazo diseñado

para las cargas. Cuando el valor de K es igual a 1 indica la no presencia de armónicas. Un K = 4

es un valor típico para un edificio comercial y pudiendo encontrarse valores más altos en

circuitos alimentadores para computadores.

Si hay niveles significativos de armónicas de corriente hay algunos pasos que se pueden

llevar a cabo para reducir la posibilidad de falla del transformador, sin embargo varían

dependiendo de la configuración de cableado del sistema, una solución que funciona en un tipo

de sistema puede agravar los problemas en otros.

2.2.3.2.- Tablero general

21


En el centro de carga (tablero), como se dijo anteriormente, los interruptores

termomagnéticos pueden operar prematuramente por calor excesivo en el panel causado por las

corrientes armónicas. Estos interruptores pueden, además, operar en forma errática si las cargas

no lineales con altos valores de peak están presentes.

Para detectar las armónicas en un centro de carga, primero se buscará el voltaje de fase

para ver la posible existencia de puntas planas. Luego se medirá la corriente en el conductor de

alimentación para verificar si está operando dentro de la carga nominal para ese panel; se mide

la corriente del neutro del alimentador, si es alta puede haber presencia de frecuencia triple de

armónicas, luego se comparará la lectura con la nominal para los conductores ubicados en la

barra colectora y el terminal, además las lecturas de las ramificaciones con el interruptor,

verificando si hay sobrecarga de armónicas de frecuencia triple .

El mismo proceso se puede aplicar en el resto de los centros de cargas alimentados de la

misma fuente.

2.2.3.3.- Tablero de Alumbrado

El calor excesivo producido por las armónicas en los conductores de iluminación puede

producir una falla en la aislación de los conductores.

Los ballast con suministro de energía de estado sólido, para ahorrar energía, pueden

contener armónicas. Los estándares existentes para el número de conductores en un conduit no

siempre dan cuenta por el calor que causan estas armónicas.

22


Para encontrar la sobrecarga de armónicas en los circuitos de iluminación, se pueden

hacer las mismas mediciones que se hacían en el tablero general: medir la corriente en el neutro

del alimentador, si los niveles son altos comparar la medición con el valor nominal para los

conductores, barras conectoras y terminal, verificar si hay calor excesivo en los conduits. Para

determinar el nivel general de armónicas se mide la distorsión total en las corrientes de fase. La

distorsión armónica total puede ser un problema si excede el 20% ( último estudio realizado por

la empresa Procobre para garantizar el buen funcionamiento de una instalación eléctrica).

2.2.3.4.- Motor de inducción

Los motores de inducción pueden sufrir recalentamiento de corriente armónica si el

voltaje de suministro es distorsionado, y la presencia de armónicas de secuencia negativa reduce

el torque del motor . La combinación de estos efectos puede producir que se queme el motor.

Para medir la distorsión armónica total que afecta al motor de inducción se debe: medir el

voltaje eficaz en los terminales del motor y compararlo con la placa de capacidad nominal, ver

desequilibrio fase a fase y luego la distorsión clara en las formas de ondas del voltaje. La

mayoría de los fabricantes de motores recomiendan menos de un 5% de distorsión para un motor

con carga nominal.

Además verificar el espectro de armónicas. Si hay un gran componente de tercer

armónica la causa es la alimentación o un desequilibrio entre fases. Si hay mucha quinta

armónica puede indicar que los accionamientos de velocidad variable u otros dispositivos no

lineales están contribuyendo a las armónicas.

23


2.2.3.5.- Corrección del factor de potencia

Los condensadores que se utilizan para corregir el bajo factor de potencia, producido por

motores de inducción, pueden fallar por causa de las armónicas .

Los condensadores de corrección (KVAR) pueden producir resonancia a frecuencia

sobre la fundamental.

Cuando se combinan con la red de distribución normalmente no es un problema si no hay

presencia de armónicas, sin embargo una corriente armónica producida por cargas no lineales

puede encontrar una resonancia que involucran los condensadores KVAR y la corriente que se

produce puede causar la falla del condensador .

Las corrientes a examinar en un condensador son típicamente del 5º y 7º orden.

2.2.4.- Soluciones para los componentes de un sistema de distribución en BT

Para garantizar mejoras reales a un sistema de distribución para la disminución de la

presencia de armónicas, se plantean soluciones para cada componente del sistema :

24


En un Transformador se debe operar a una carga reducida, y luego especificar una carga

nominal más baja para éste. Además se pueden aplicar filtros de armónicas a los centros de

cargas para reducir las armónicas en el transformador y resolver otros problemas del sistema

también. Los filtros deben ser diseñados cuidadosamente basados en un análisis detallado de las

armónicas y cálculos de la impedancia del sistema.

Un transformador existente puede ser reemplazado por una unidad para armónicas, con

una clasificación K lo más próxima posible con el factor K del sistema en carga completa. Un

transformador de reemplazo con un factor K demasiado alto, puede aumentar las armónicas por

su impedancia muy baja en las frecuencias armónicas.

En el caso del Tablero General es necesario balancear la carga si la frecuencia de la corriente

neutra es 150 Hz. La redistribución de los circuitos ramificados puede reducir la corriente

neutra. En algunos casos se puede redistribuir la carga a otros paneles existentes o paneles

nuevos.

Agregar filtros de armónicos de secuencia cero al panel para reducir la corriente neutra

en los alimentadores.

Para el consumo de un Motor de Inducción, se debe reducir la distorsión de voltaje en

los terminales conectando el motor a un centro de carga que solamente suministre carga lineal, y

si es necesario, agregar un filtro para armónicas en la fuente de armónicas.

Por último para la Corrección del bajo factor de potencia, existen los reactores de línea,

que pueden ser ubicados en las entradas del circuito para reducir las corrientes armónicas o para

25


evitar las frecuencias armónicas que hacen resonancia con los condensadores de corrección, se

pueden diseñar sistemas de compensación para desintonizar el sistema.

2.2.5.- Consideraciones para el diseño de nuevas instalaciones

En el diseño de una instalación eléctrica se debe tener en cuenta algunos factores que

influyen directamente minimizando el problema de la presencia de armónicas:

1. Determinar cuales son las cargas reales de corrientes para distintos tipos de equipos, y cuando

sea posible, diseñar para éstas corrientes de carga conocida .

2. Reducir el número de puntos de consumo por circuito para permitir la caída extra de

corriente causada por las armónicas.

3. Instalar neutros adicionales en los circuitos ramificados o usar neutros sobredimensionados.

4. Utilizar conductores de alimentación sobredimensionados para mejor disipación de calor .

5. También centros de cargas sobredimensionados para que las barras colectoras no estén sobre

cargadas, o usar centros de cargas para cargas no lineales.

6. Especificar interruptores diseñados para armónicas .

7. Requerir de transformadores diseñados para armónicas con un factor K apropiado para la

carga .

8. Disponer los circuitos de ramificación y los alimentadores para que los motores de inducción

trifásicos no estén conectados en las cargas no lineales .

9. Cuando sea necesario utilizar transformadores de aislación y especificar que el personal que

hace mantención al sistema, esté equipado con sistemas de medida para valores eficaces.

26


2.2.6.- Recomendaciones generales

Especificar sección de conductor, más alto del mínimo del código especialmente los neutros.

Reducir la cantidad de puntos de consumo por circuitos .

Distribuir las cargas sensibles en circuitos separados.

Usar siempre un conductor a tierra separado.

Utilizar un conductor a tierra aislado para los equipos sensibles.

Utilizar un anillo a tierra de cobre externo, con varillas de cobre múltiples.

Instalar protección contra sobrecargas y sobrevoltajes .

Usar transformadores, interruptores y equipos contra armónicas.

Utilizar conductores de sobre tamaño para minimizar la caída de voltaje.

2.2.7.- Ejemplo práctico de presencia de Armónicas

A continuación se presenta un ejemplo aplicado a la Universidad de la Frontera. Se

realizaron lecturas en el tablero de los transformadores; cercano a la Biblioteca (T/F A), y al

Casino Las Araucarias (T/F B), de los cuales se obtuvieron datos mediante mediciones de

corriente por el neutro.

27


Se puede observar a simple vista en las figuras 2.6 y 2.8 , que la mayor cantidad de

armónicas que se agrupan en los neutros del sistema trifásico, es la presencia de armónicas de

secuencia cero (frecuencias triples), principalmente la de tercer orden, esto confirma los puntos

especificados anteriormente.

Transformador A

Corriente

Orden de la Armónica

Amps

rms

0

10

20

30

40

50

60

DC 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31

Fig. 2.6 Representación espectral de Armónicos

Corriente

Tiempo en mS

Amps0

100

200

-100

-200

, 2,5 5, 7,5 10,01 12,51 15,01 17,51

Fig. 2.7 Corriente por el neutro

Tabla 2.2.-Porcentaje de Armónicas en el transformador A

Armónica % Corriente RMS1 87,43 47,8

28


5 2,97 6,49 3,111 2,313 2,4

Transformador B

Corriente

Orden de la Armónica

Amps rms

0

5

10

15

20

25

DC 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31

Fig. 2.8 Representación espectral de Armónicos

Corriente

Tiempo en mS

Amps 0

50

100

-50

-100

, 2,5 5, 7,5 10,01 12,51 15,01 17,51

Fig. 2.9 Corriente por el neutro

Tabla 2.3.-Porcentaje de Armónicas en el transformador B

Armónica % Corriente RMS1 89,63 39,4

29


5 9,07 1,09 9,011 1,715 6,817 1,2

Se espera que la corriente por el neutro se parezca a la onda fundamental, pero es

manifiesto en las figuras 2.7 y 2.9 la deformación de la onda de corriente en el neutro, por efecto

de la gran cantidad de cargas no lineales (computadores, fotocopiadoras, maquinaria de oficina,

etc.). Las tablas 2.2 y 2.3 muestran de que manera inciden las cargas no lineales en la

producción de armónicas, actuando como generadoras de corriente a distintas frecuencias. Es

notorio que la presencia de frecuencias triples es mayor en el transformador “B” (figura 2.8).

Se ha dicho anteriormente que el transformador - Y puede fallar si existen armónicas

de secuencia cero en el bobinado del secundario (neutro), ya que al reflejarse en los devanados

del primario, puede sobrecalentarse y producir la falla de éste.

Conclusiones

Es notorio hacer saber que existen cargas generadoras de corriente armónicas, cuya

presencia afecta de manera directa o indirecta a la vida útil de transformadores, interruptores,

conductores, etc.

Se puede asumir que la operación prematura de los automáticos en algunos edificios de la

Universidad, además de el recalentamiento de conductores, principalmente el neutro, pueden

estar siendo afectados por la presencia de armónicas de frecuencias triples, debido a que éstas se

30


suman en vez de cancelarse, esto produce una corriente neutra mayor que las corrientes de fase.

Entonces, no sólo la sobrecarga puede causar la operación de los automáticos, sino que además es

necesario tener en consideración el efecto de estas corrientes distorsionadas.

Todas las soluciones indicadas anteriormente (pto. 2.2.5), son factibles de aplicar a los

problemas que pueda presentar la Universidad.

31


2.3.- Regulación de Tensión

Introducción

La red de distribución de baja tensión debe ser capaz de alimentar todos sus consumos

con una buena calidad de servicio, para ello es necesario que entregue un nivel de tensión

constante y con un valor mínimo de variación respecto del valor nominal de tensión de la red.

Esto producido por las caídas de tensión en el sistema, sin incluir empalmes, y están definidas

como porcentajes del voltaje nominal del sistema.

2.3.1.- Definición de eventos de energía, sus causas y efectos provocados por problemas en

la regulación de voltaje.

Sags

También conocidos como caídas de tensión : las bajas de voltaje son disminuciones en los

niveles de voltaje durante un corto período. Éste es el problema de energía más común,

representando la mayor parte del total de las perturbaciones de energía. Este fenómeno es propio

de la operación del sistema, producto de la pérdida de tensión en la impedancia equivalente del

sistema por la circulación de corriente de carga, exceso de corriente en las líneas y

subdimencionamiento de líneas y alimentadores.

Son típicamente causados por la demanda de consumo de energía inicial de muchos

aparatos eléctricos (incluyendo motores, compresores, ascensores, maquinaria, etc.). La

disminución de tensión indica también que el sistema de distribución está manejando altos

32


consumos de energía. En un procedimiento conocido como "bajones cíclicos", las centrales

eléctricas disminuyen sistemáticamente los niveles de voltaje en ciertas áreas durante horas o días

en un momento dado. Los días de alta temperatura, en verano, cuando los sistemas de aire

acondicionado alcanzan los niveles de consumo más altos, se llevan a cabo los necesarios bajones

cíclicos.

El efecto de un bajón puede impedir que un computador reciba la energía necesaria para

funcionar correctamente, causando el bloqueo de teclados e inesperadas caídas de sistemas,

provocando la pérdida o daño de datos. Los bajones también reducen la eficiencia y vida útil de

los equipos eléctricos, en particular los motores.

Apagón

Pérdida total de la energía eléctrica. Causado por la demanda excesiva de energía en la

zona, tormentas, hielo en las líneas eléctricas, accidentes de coches, obras públicas, terremotos,

etc.

Un grave efecto es la pérdida en la continuidad del servicio para máquinas (motores,

equipo electrónico, etc.) que trabajan en un proceso industrial que requiere una continuidad en

sus funciones, fuera de las pérdidas económicas por la detención de la producción. Otro efecto es

la pérdida del trabajo que está siendo realizado en la memoria RAM de un PC, y posible pérdida

total de los datos almacenados en el disco duro.

Pico

33


Un pico o impulso, es un aumento dramático instantáneo en el voltaje. De manera similar

a una marejada, un pico puede penetrar en un equipo electrónico a través de la corriente alterna

CA, las líneas de teléfono o de cableado serial de la red, y dañar o destruir completamente sus

componentes.

Típicamente causados por la caída de un rayo cercano, los sobre voltajes pueden ocurrir

también cuando la energía eléctrica vuelve después de haberse interrumpido debido a una

tormenta, accidente o a un hecho fortuito.

Sus efectos pueden ser de tipo catastrófico, desde pérdida de datos en un PC, fallas en

componentes de los equipos y hasta pérdida de los equipos dependiendo del nivel del pico.

Sobretensión

Definido como un aumento en voltaje por un corto período de tiempo, típicamente un

período de al menos 1/120 de segundo. Producida por la disminución de potencia por la carga,

cambio de taps en los transformadores y excesiva compensación de potencia reactiva.

Típicamente causada por la desconexión de motores eléctricos de alta potencia, tales

como aparatos de aire acondicionado, aparatos eléctricos domésticos en la vecindad. Cuando

estos aparatos son apagados, el voltaje sobrante se disipa a través de la línea eléctrica.

Ciertas máquinas, computadores y aparatos electrónicos de igual sensibilidad, están

diseñados para recibir energía dentro de ciertos límites de voltaje. Cualquier voltaje fuera del

límite esperado y de los niveles RMS (considerado el voltaje "medio") forzará los componentes

delicados y causará un fallo prematuro.

Ruido

34


Más técnicamente referido como Interferencia Electro-Magnética (EMI) e Interferencia

de Frecuencia de Radio (RFI), el ruido eléctrico entorpece la suave onda senoidal que se espera

de la energía eléctrica.

El ruido eléctrico es causado por muchos factores y fenómenos, incluyendo relámpagos,

cambios de carga, generadores, radiotransmisores y equipos industriales. Puede ser intermitente o

crónico.

El ruido produce parpadeos y errores en los programas ejecutables y en las bases de datos,

además de problemas de fidelidad en la transmisión de señales de radio frecuencias.

2.3.2.- Regulación en transformadores

En un sistema que se caracteriza por un consumo de potencia activa y reactiva, es decir,

en el que existen motores de inducción u otras cargas similares, se debe usar condensadores de

compensación de factor de potencia, ello permite mejorar la regulación de voltaje, disminuyendo

la caída de tensión en el transformador.

Para determinar la caída de tensión en un transformador de distribución, se debe

considerar la demanda máxima de los consumos diversificada en el transformador.

Las principales características de un transformador, desde el punto de vista de la

regulación son:

a) Tensión de cortocircuito, es el porcentaje del voltaje nominal que hace circular corriente

nominal por le transformador cuando se cortocircuita uno de sus terminales.

b) Corriente de vacío, es la corriente que consume el transformador sin carga.

35


c) Pérdida en carga, representa las pérdidas en los enrollados, con el transformador con carga

nominal.

d) Pérdidas en vacío, son las pérdidas del transformador cuando éste se encuentra sin carga.

Sin embargo para fines prácticos existen tablas y curvas con valores de regulación para

transformadores que se han determinado considerando como parámetros base, los valores

máximos aceptados por la Norma Nacional de transformadores.

2.3.3.- Regulación en líneas de baja tensión

Para la determinación de la regulación en una red de baja tensión, existen tablas y curvas

en las que se ha considerado la impedancia de las líneas y el factor de potencia (0,95). Además se

ha supuesto que las cargas están balanceadas, o sea fases con carga equilibrada. Esto en la

práctica no es válido, sin embargo, se admite este error ante la imposibilidad de cuantificar el

equilibrio y a que la magnitud del error está dentro de lo aceptable para fines prácticos.

El método de cálculo explicado a continuación, es aplicable sólo a circuitos radiales y no

considera, para la elección de los conductores a partir de este estudio, la capacidad térmica de las

líneas.

La caída de tensión en porcentaje por cada 1000 KVA x metro (m) está determinada por :

Líneas B.T. trifásicas ( Reg % ) = 0,69 ( Rcos + X sen ) (2.6)

Líneas B.T. trifásicas ( Reg % ) = 4,13 ( Rcos + X sen ) (2.7)

36


donde :

R = resistencia del conductor en ohms/Km

X = reactancia del conductor en ohms/Km.

Los valores R y X se especifican en la tabla B.5.

2.3.4.- Normas

Las Normas Internacionales y en particular el reglamento de la Ley General de Servicios

Eléctricos, plantean las siguientes holguras con respecto al voltaje nominal en cualquier punto de

conexión entre una empresa eléctrica y el cliente:

En baja tensión: excluyendo períodos con interrupciones de suministro, el voltaje deberá

estar dentro del rango de -7.5% a + 7.5% durante el 95% del tiempo de cualquier semana del año

o de siete días consecutivos de medición y registro. En empresas distribuidoras como la CGE es

utilizado un margen de un -6% a + 6% el cual es el crítico para una mala regulación.

Además, de lo anterior, el Reglamento de Instalaciones Eléctricas en Chile dice que la

caída de tensión provocada por la corriente máxima que circula por un conductor no debe

exceder de un 3% de la tensión nominal de alimentación. Junto a lo anterior, establece que la

caída de tensión en el punto más desfavorable de la instalación no debe exceder de un 5% de

dicha tensión.

2.3.5.- Soluciones para mejorar la regulación de tensión

37


Mejoramiento de la regulación con condensadores de compensación de factor de potencia.

Emplear conductores que soporten la corriente demandada por el sistema, ajustados a las

normas eléctricas establecidas en Chile sobre dimensionamiento de conductores.

Si los conductores soportan la corriente, pero la regulación de voltaje no resulta aceptable, se

procede a incrementar la sección de los conductores, sobredimensionandolos tanto para líneas

monofásicas como para trifásicas.

Disminución de la carga de los transformadores o reemplazo de éste por uno

sobredimensionado.

38


2.4.- Fluctuaciones de voltaje de baja frecuencia ( Flicker )

Introducción

La combinación de variaciones elevadas de la corriente y una impedancia de red también

elevada, puede causar variaciones excesivas de la tensión de alimentación. Si las variaciones de

tensión se repiten a intervalos cortos de tiempo, se producirán fluctuaciones de la iluminación,

principalmente de aquella emitida por ampolletas incandescentes. Normas (IEC 868-0) han

establecido los límites adecuados y la forma de medir las fluctuaciones de tensión aludidas.

2.4.1.- Flicker intradomiciliario

Es común, en instalaciones domiciliarias, observar un centelleo de la iluminación

incandescente cuando parte, en forma automática, el refrigerador de uso común. También se

observa un efecto similar al energizarse un calefactor o estufa eléctrica de 1000 a 2000 W, que

también, en muchos casos, tiene un mecanismo automático de conexión cuando la temperatura de

la habitación baja.

La Norma IEC (1982) establece que una caída brusca de voltaje de un 3% es visible para

el ojo humano y causará el centelleo de lámparas incandescentes.

La Figura 2.10 ilustran en 4 condiciones diferentes, la caída de tensión que se

experimentará en una instalación domiciliaria al conectarse un consumo de 1500 W. La tabla 2.4

resume los casos analizados.

39


A) Flicker no visible B) Flicker apenas visible

C) Flicker visible D) Flicker muy visible

Fig. 2.10.- Caídas de tensión en una instalación intradomiciliaria

Tabla 2.4.- Ejemplo Flicker intradomiciliario

Sección de la línea Sección de la Caída de voltaje Flickerde acometida Instalación interior

6,0 mm² 2,5 mm² 2,41% No visible6,0 mm² 1,5 mm² 3,17% Visible

40


4,0 mm² 2,5 mm² 2,88% Apenas visible6,0 mm ² 1,5 mm² 3,64% Muy visible

Para generalizar los valores obtenidos, se han realizado dos gráficos. En la figura 2.11

“A” se muestra la sección mínima de conductor en una instalación que no produce flicker

visible. Esta sección es función de la potencia del equipo a conectar y de la longitud de la

instalación interior. La línea de acometida se ha supuesto de 50 metros y de una sección de 6

mm². En la figura 2.11 “B” se muestra el mismo caso, pero para el caso en que la línea de

acometida es de 4 mm². En ambas situaciones el transformador de alimentación del consumo es

de 15 KVA.

41


A) Línea de acometida de 6mm² B) Línea de acometida de 4mm²

Fig. 2.11 Sección mínima de una instalación domiciliaria sin Flicker

2.4.2.- Conclusiones

El flicker o centelleo de la iluminación es una sensación visible molesta. En general, la

forma de solución conduce a alimentar estas cargas, de variación rápida, mediante circuitos

exclusivos o bien sobredimensionar cables y transformadores de alimentación.

42

Capítulo 3 : Sistemas de Puestas a Tierra de Protección

CAPÍTULO 3

SISTEMAS DE PUESTAS A TIERRA DE PROTECCIÓN.

Introducción

En todas las instalaciones de baja tensión y en particular en las instalaciones de edificios

destinadas principalmente a viviendas, hay que garantizar la seguridad de las personas, dotando a

las instalaciones de los mecanismos de protección necesarios.

Cuando hay que alimentar muchos aparatos eléctricos, fijos y móviles, con estructuras

susceptibles de deterioro desde el punto de vista eléctrico, es fundamental la protección contra

las fallas de aislación que originan la aparición de tensiones por contactos indirectos.

Las tensiones por contacto indirecto son originadas en las estructuras metálicas de los

equipos eléctricos, cuando un conductor o terminal energizado, ante la pérdida de aislación,

establece contacto con la estructura, energizándola.

Para minimizar los efectos de dichos contactos indirectos, toda instalación eléctrica debe

contar con un sistema de protección; el método más efectivo y el que presenta la mayor

seguridad para las persona es el Sistema de puestas a Tierra de Protección.

3.1.- Definición de Puesta a Tierra

43


La denominación de puesta a tierra, asocia toda ligazón metálica directa, sin fusibles ni

protección alguna, de sección suficiente entre determinados elementos o partes de una

instalación, y un electrodo o grupo de electrodos enterrados en el suelo, con objeto de conseguir

que en el conjunto de instalaciones, edificio y superficie próxima al terreno, no existan grandes

diferencias de potencial y que, al mismo tiempo se permita el paso a tierra de las corrientes de

falla o de descarga de origen atmosférico.

3.2.- Objetivos de una Puesta a Tierra

Los objetivos de una puesta a tierra de protección son:

Conducir a tierra todas las corrientes de fuga, producidas por una falla de aislación que haya

energizado las carcazas de los equipos eléctricos.

Evitar que en las carcazas metálicas de los equipos eléctricos, aparezcan tensiones que resulten

peligrosas para la vida humana.

Permitir que la protección del circuito eléctrico (Disyuntor Magnético Térmico), despeje la

falla, en un tiempo no superior a 5 segundos.

3.3.- Partes que comprende una puesta a tierra

44


Las partes fundamentales de toda puesta a tierra son las siguientes:

A) Tomas de tierra.

Encargada de canalizar, absorber y disipar en el terreno las corrientes de falla o de origen

atmosférico. Estas están compuestas por tres elementos:

Puntos de puestas a tierra, situado fuera del terreno y que sirve de unión entre la línea de

enlace con tierra y la línea principal (camarilla de inspección).

Líneas de enlace con tierra, formada por los conductores que unen el electrodo, conjunto de

electrodos o anillo, con el punto de puesta a tierra.

Electrodos, tramo recto de conductor enterrado en forma horizontal o vertical en el terreno,

cuya función es introducir en él las corrientes de falla o de origen atmosférico.

B) Instalación de tierra.

Instalación conductora de cobre, sin elementos de protección ni fusibles, que discurre

paralela a la instalación de enlace, desde la caja general de protección hasta el último punto o

toma de corriente de la instalación. Se divide en tres partes:

Línea principal de tierra, comprendida desde el punto de puesta a tierra hasta el comienzo

de la línea secundaria de tierra.

45


Línea secundaria de tierra, es la derivación principal de la línea principal con los

conductores de protección de la instalación interior.

Conductores de protección, encargados de unir las líneas secundarias de tierra con las masas

de una instalación y los elementos metálicos conductores que puedan existir, como cañerías,

calderas, etc., y cualquier masa significativa que haya en el edificio.

Para una mejor comprensión de lo dicho anteriormente, a continuación se muestra

un esquema de la puesta a tierra de un edificio de viviendas (figura 3.1)

Fig. 3.1 Esquema de puesta a tierra de un edificio de viviendas

3.4.- Medición de la resistividad del terreno

46


La medición, en general, consiste en efectuar según cierta disposición de electrodos de

corriente y de potencial, llamados así porque a través de los primeros se inyecta corriente I al

suelo y entre los segundos se mide la diferencia de potencial V que dicha corriente genera, para

así obtener el valor de R, y ser reemplazado en la ecuación de la configuración correspondiente.

El valor de esta resistividad de terreno es llamada aparente (a), porque los métodos o

configuraciones básicas de electrodos de medición suponen para cada medida la existencia de un

medio homogéneo, lo que realmente no es así.

De varias mediciones realizadas a diferentes distancias, se obtiene una serie de valores de

resistividad, con los que se genera una curva a v/s distancia.

3.4.1.- Configuraciones básicas de electrodos

A.- Configuración de 3 electrodos (Barra piloto)

Se mide la resistencia a tierra de la barra R = V/I enterrada a una profundidad L en un

medio supuestamente homogéneo. En este caso, la resistividad del terreno será:

22

L

LnL

a

R [ - m ]

(3.1)

donde:

47


: resistividad aparente

L : Profundidad de enterramiento de la barra

a : radio del conductor a tierra

R : resistencia a tierra, V/I

Fig. 3.2 Configuración Tres Electrodos

La validez de la resistividad aparente del terreno queda determinado por la longitud de la

barra, lo que implica que no es aplicable a cualquier electrodo de puesta a tierra.

B.- Configuración de 4 electrodos

Estas se clasifican en dos métodos:

48


B.1.- Configuración de Wenner

Los cuatro electrodos se ubican en línea recta separados entre sí a una misma distancia

"a". Al comenzar la medición se elige un centro de medida O, el cual se mantendrá fijo, aún

cuando se modifique la separación de “a”. (figura 3.3).

La resistividad del terreno quedará dada por:

a R a 2 [ - m ]

(3.2)

donde:

a : resistividad aparente

a : separación entre los electrodos


Fig. 3.3 Configuración Cuatro Electrodos (Método Wenner)

49


Al realizar mediciones de resistividad con este método, se deben mover los cuatro

electrodos manteniendo la misma separación de "a" entre ellos.

B.2.- Configuración de Schlumberger

Al igual que el método anterior los cuatro electrodos se ubican en línea recta, cada par

(potencial y corriente) simétricamente ubicados con respecto al centro de medición elegido

(figura 3.4).

La expresión para la resistividad del terreno:

a R aL

a

2

0 25. [ - m ] (3.3)

donde:

a : resistividad aparente

a : separación entre los electrodos de potencial


L : separación entre el electrodo de corriente y el centro de medida

50


Fig. 3.4 Configuración Cuatro Electrodos (Método Schlumberger)

Al realizar mediciones de resistividad con este método, los electrodos de potencial quedan

fijos a una distancia "a" y sólo se deben ir moviendo, simétricamente, los electrodos de corriente

a una distancia "L" del centro escogido.

3.4.2.- Interpretación de las curvas de resistividad

Para cada método de medida, se disponen de diversos métodos de interpretación de las

curvas de resistividad.

Para la configuración de cuatro electrodos se pueden mencionar dos métodos asociados a

ellos: el método de Pirson y el de las curvas de patrón.

Método de Pirson, es aplicado cuando las mediciones de campo se realizan de acuerdo a

la disposición de Wenner. Las ventajas que tiene es que se puede graficar directamente en un

papel milimetrado en escala decimal y no es necesario tener curvas de patrón.

51


Método de las curvas de patrón, que a diferencia del anterior se compara la curva de

campo con las curvas de resistividad aparente patrón. Para esta última las curvas de mayor uso en

nuestro país son las de Orellana Mooney las cuales son aplicables a la configuración de

Schlumberger.

3.5.- Proyección de una puesta a tierra

Según la envergadura de la instalación eléctrica, las exigencias efectuadas a la puesta a

tierra, pueden ser satisfechas por electrodos simples, combinados o necesariamente por una

interconexión más compleja de conductores. Básicamente, todos los electrodos de puesta a tierra

pueden ser divididos en dos grupos:

El primer grupo comprende todas las estructuras metálicas enterradas (sistemas de cañerías

metálicas, armazón metálico de edificios, etc.) Preferentemente son utilizados por su

economía.

El segundo grupo se asocia a electrodos específicamente proyectados con el propósito de

efectuar una conexión a tierra, según su constitución y forma se clasifican en: Electrodos

elementales (barras de cobre), Electrodos Compuestos y Mallas a Tierra.

En el segundo grupo cada proyecto de puestas a tierra presenta un procedimiento y sus

expresiones, en las cuales interviene el valor de la resistividad equivalente, que a continuación es

explicado.

52


3.5.1.- Resistividad equivalente del terreno

La base para un análisis de puesta a tierra, está en la suposición de terreno homogéneo,

esto es, caracterizar el terreno homogéneo equivalente por un solo parámetro, la resistividad

equivalente e o bien, con una mayor aproximación, un terreno con dos medios y caracterizado

por tres parámetros: la resistividad equivalente 1 su espesor h1 y la resistividad equivalente del

medio inferior 2 (figura 3.5).

Fig. 3.5 Modelos de terreno para proyecto

3.5.1.1.- Cálculo de resistividad equivalente de Burgsdorf-Yacob

El método utilizado reemplaza la puesta a tierra real por una "puesta a tierra límite", que

consiste en un semielipsoide achatado en los polos, cuyo eje menor (eje de rotación) reposa sobre

las superficie de la tierra.

Su base es de área S [m²], igual al área limitada por el perímetro puesta a tierra (figura

3.6). Cuando esta última esta formado por una malla horizontal y barras verticales, la mitad del

53


eje menor del elipsoide equivalente, b [m], se toma igual a la suma de la distancia de

enterramiento de la malla más la longitud mayor de las barras verticales. Si no existen barras, b

se toma igual a la profundidad de enterramiento de la malla.

Fig. 3.6 Puesta a tierra real y límite Yakobs

Fig. 3.7 Terreno multiestratificado

Se obtienen las siguientes expresiones para la reducción de un terreno de n capas, similar

al mostrado en la figura 3.7

A.- Cuando m capas desde la superficie se reducen a una sola equivalente (m<n).

em

ii i

i

mmF

F f( ... )1

11

1

Fo=0 [ - m ]

(3.4)

B.- Cuando las capas desde (m+1) a n, ambas inclusive, se reducen a una sola equivalente (m<n).

54


em

ii i

i m

nm nF

F f

11

11

... Fo=1 [ - m ]

(3.5)

donde:

i : resistividad del estrato "i", supuesto uniforme, en Ohm-metro

hi : profundidad desde la superficie al término de estrato "i", en metros

S : área que cubre el perímetro del electrodo de tierra, en metros cuadrados

b : máxima profundidad del conductor enterrado, medida desde la superficie, en metros;

incluye la profundidad del enterramiento de la malla y de las barras verticales si es el

caso.

R : s/

ro² : r²-b²

qo² : 2rr+b)

ui² : qo² + ro + hi²

vi² : 0.5 ui² - ui² - 4qo²ro²

Fv

rii

o

1

2

2 Fi=1 para hi=

(3.6)

3.5.2.- Configuración Geométrica de las puestas a tierra

55


Un factor relevante en todo sistema de puesta a tierra, es el de los electrodos a tierra y de

la configuración geométrica en que éstos se disponen; en la descripción de los siguientes

sistemas, se establece los tres grandes grupos de configuración geométrica.

Electrodos Verticales

Fig. 3.8 Electrodo Vertical

Electrodos Horizontales

Fig. 3.9 Electrodo Horizontal Malla o Reticulado

56


Fig. 3.10 Malla o Reticulado

Observación: Las resistencias de puestas a tierra de electrodos se ven en forma detallada en el

anexo C.1.

En la práctica es normal encontrar el uso de electrodos elementales, generalmente barras

de cobre, como una solución a una puesta a tierra cuando no se justifica la instalación de un

malla a tierra; un sistema complejo para necesidades más justificadas, como obtener una

resistividad más baja.

3.5.3.- Mallas a tierra

Las mallas a tierra son un conjunto de electrodos más complejos; donde se aumenta la

longitud del conductor enterrado, y además, el área que éstos abarcan.

Estas se utilizan en sistemas donde la máxima corriente de falla a tierra sea muy elevada,

esto para asegurar una resistencia a tierra baja, tal que la elevación de potencial alcanzado por la

puesta a tierra no represente valores de contacto peligroso (ver anexo C.2, cálculo resistencia de

malla a tierra ).

3.6.- Efectos de los Sistemas de Puesta a Tierra en equipos computacionales

57


Hace algunos años se suspendía el polo a tierra de equipos electrónicos debido a que las

instalaciones eléctricas existentes incluían conexión para la fase y el neutro pero no para el polo a

tierra. Además no se sabía para que servía éste. Hoy, en cambio, se exige la puesta a tierra para

conectar el polo a tierra del computador, pero todavía existen dudas y polémicas sobre el tema.

Los aspectos principales que se deben considerar en la construcción de un sistema de

puesta a tierra para computadores son: la seguridad y su función.

La primera garantiza que los usuarios estarán protegidos contra choques eléctricos

(sacudidas).

Existe una conexión eléctrica entre las partes metálicas, no conductoras, que pueden sufrir

energización y la tierra física. No existiendo, por lo tanto, una diferencia de potencial o voltaje

entre el computador y el piso que pueda afectar a una persona.

La función de un Sistemas de Puesta a Tierra involucra varios objetivos:

Ofrecer un potencial de valor cero como referencia a los voltajes que determinan los estados

lógicos de funcionamiento del computador.

Complementar el sistema de inmunidad contra interferencias electromagnéticas y de radio

frecuencia.

58


Drenar la carga estática ocasionada por la fricción entre materiales diferentes y aislados. La

electricidad estática se puede producir cuando una persona se sienta en una silla forrada con

material plástico. Si aquella silla o esta persona se aproxima al computador, causará una

descarga que puede ser o no sensible a la persona, pero sí es sensible a la máquina.

3.6.1.- Algunas desventajas

Ruido eléctrico. El principal inconveniente de la instalación de puesta a tierra es la

producción de ruido eléctrico. Podemos definirlo como cualquier señal, distinta a la deseada,

que aparece en el computador. Puede incluir impulsos (picos) transitorios que pueden afectar

los circuitos integrados del computador. En este punto es necesario recalcar la importancia de

utilizar equipo auxiliar que haga inmune al computador contra esta clase de perturbación.

Lazos de tierra. Si existen o se construyen puestas a tierra, en sitios diferentes dentro de una

misma edificación, puede correrse el riesgo de crear potenciales diferentes que producen

corrientes con señales perturbadoras. En este sentido es importante señalar que el sistema de

puesta a tierra para una instalación de computadores no debe crear lazos o circuitos de tierra

productores de flujos de corriente que inducen niveles peligrosos de voltaje para equipo

electrónico cercano.

3.7.- Requisitos para el cálculo de un puesta a tierra

59


La tensión que alcanza una carcaza energizada producto de una falla de aislación no debe

superar los niveles de tensión o voltaje que resultan no ser peligrosos para la vida de las personas,

a estos niveles de tensión se les denomina Voltaje de Seguridad (Vs).

Según código eléctrico año 1997 (NCH Elec.4/84, 9.063) se tiene:

-Vs = 65 V; en ambiente secos o de bajo riesgo eléctrico.

-Vs = 24 V; en ambientes húmedos o de alto riesgo eléctrico.

Para que un puesta a tierra controle estos potenciales eléctricos de seguridad, es decir, que

la tensión que aparece entre una carcaza energizada y tierra, no supere los rangos de peligrosidad

para la vida de las persona, se debe alcanzar la siguiente resistencia eléctrica de las puestas a

tierra (NCH Elec. 4/84 10.2.) :

RTPV

Is

n

2 5,

(3.7)

Vs : Tensión de seguridad (V)

RTP : Resistencia de la puesta a tierra ()

In : Corriente nominal del protector del circuito (A)

60


Cuando la resistencias de puesta a tierra alcanzan valores bajos, es necesaria la

construcción de mallas o de conductores de cobre de puesta a tierra horizontales de gran longitud

(50m o más).

3.8.- Medición de resistencia de puesta a tierra

Objetivos

Verificación del proyecto de una puesta a tierra de una instalación eléctrica.

Conocer las características de una puesta a tierra sin antecedentes de su proyecto y diseño.

Verificación periódica de puesta a tierra por posibles cambios de las condiciones con que fue

proyectada.

Comprobación de los métodos especiales de mejoramiento de puesta a tierra en terrenos de

alta resistividad: uso de sales, gel, etc.

El método consiste en inyectar en la puesta a tierra a medir una corriente “I”

estableciéndose un circuito de corriente mediante en electrodo auxiliar suficientemente alejado.

Mediante un electrodo auxiliar de potencial, convenientemente ubicado, se miden diferencias de

potencial entre éste y la puesta de tierra, de las cuales se deduce el valor de la resistencia de

puesta a tierra.

61


Fig. 3.11 Método del 62%

Para verificar la condiciones de la resistencia de una puesta a tierra se deben tener

presente los siguientes requerimientos:

La instalación debe estar desenergizada.

Se deben retirar todas las conexiones a la puesta tierra.

La medición se efectúa utilizando un instrumento especial para la evaluación de puestas a

tierra; por ejemplo un Geom III o un Telurómetro.

Uno de los terminales de corriente del instrumento (A), se puentea con el terminal de

potencial M , conectando así este punto con la puesta a tierra (figura 3.11)

62


El terminal de corriente B del instrumento se conecta a través de un electrodo auxiliar a una

distancia X del punto de la puesta a tierra.

El terminal de potencial N del instrumento se conecta al terreno través de un electrodo

auxiliar a un 62 % de la distancia del electrodo de corriente B (0,62 X) y luego se mide.

Posteriormente se desplaza el electrodo N a un +10% y -10%. Si los tres valores son idénticos

a algunos porcentajes cercanos, la medición es correcta. Si estos valores son diferentes

aumentar la distancia X, hasta que sean aproximadamente iguales.

63

Capítulo 4 : Sistema Eléctrico Campus Andrés Bello

CAPÍTULO 4

SISTEMA ELÉCTRICO

CAMPUS ANDRÉS BELLO

Introducción

Todos los sistemas eléctricos existentes, en todas las empresas de gran prestigio, tratan de

mejorar, modernizar y optimizar la calidad de servicio, mediante medidas que se basan en las

normas establecidas por la subsecretaría de combustible y electricidad. (SEC).

Es así como el Departamento de División de Servicios de la Universidad de la Frontera ha

requerido de un estudio global del sistema eléctrico actual, con el objeto de aportar sugerencias

para mejoras inmediatas para el buen funcionamiento de éste.

La totalidad del estudio se ha desarrollado dentro de un marco general, es decir, desde las

subestaciones hasta el tablero general de distribución del edificio, para así proyectar a futuro las

nuevas edificaciones, que afectan de manera directa al consumo de la energía eléctrica. Además,

en este estudio se han involucrado las nuevas normas tarifarias, que acreditan un respaldo y

fundamentos reales en el aspecto monetario del consumo de energía eléctrica.

Se abarcó el mayor campo posible, donde el tiempo, instrumentos de trabajo y personal

de la Universidad, han regulado el desarrollo del proyecto.

No se han considerado en este estudio aquellos edificios cuyos empalmes están

conectados a la red de distribución de energía pública en baja tensión.

64


En resumen, es necesario recalcar que cada una de las sugerencias y conclusiones, para

la mejora del sistema eléctrico actual, es de un real estudio por parte de la Universidad, para

lograr un óptimo beneficio para ella misma, donde cada una de ellas (sugerencias y conclusiones)

estarán determinadas para un buen funcionamiento, si se logra educar y capacitar a los usuarios

del sistema eléctrico de la Universidad.

Objetivos

Estudio de las subestaciones.

Estudio de la Red de Distribución Eléctrica.

Estudio de las cargas eléctricas de los distintos edificios .

Realizar medición de valores óhmicos de puestas a tierra de protección, y cálculo de las

mismas, para las nuevas edificaciones proyectadas a futuro según la potencia a instalar.

Análisis del sistema Tarifario (se deberá concluir en este análisis, el método de como lograr

un ahorro de las facturaciones mensuales de la Universidad).

Medición de niveles de iluminación actuales y requeridos según normas en salas y lugares de

trabajo (oficinas).

Normar el crecimiento de los distintos circuitos.

Evaluar en forma predictiva el sistema actual a 5 años.

Sugerencias para mejoras inmediatas a la red eléctrica del Campus Andrés Bello.

65


4.1.- Sistema Eléctrico

El sistema eléctrico del Campus Andrés Bello se divide en tres circuitos alimentados por

tres subestaciones, además de una subestación que alimenta sólo un edificio en particular.

En este ítem se estudiarán las diferentes subestaciones refiriéndose a: placa característica,

potencia nominal instalada, medición del perfil de carga por transformador (corrientes por fase y

neutro, voltaje y factor de potencia) y además el mantenimiento durante el período de su

funcionamiento. Para una mejor comprensión, a cada circuito se le asignará una letra y a la

subestación un número.

Observación : Todos los datos de carga de transformadores fueron obtenidos a mediados del mes

de noviembre de 1997.

Tabla 4.1.- Circuitos

Alimentador Subestación UbicaciónCircuito A Subestación Nº 1 A un lado de la Biblioteca.Circuito B Subestación Nº 2 Calle Montevideo / Fco. Salazar.Circuito C Subestación Nº 3 A un lado del Casino las Araucarias.Circuito D Subestación Nº 4 A un lado del edificio G.

Para el estudio de las cargas de cada subestación se requirió de información adicional

entregada por la tesis “Levantamiento actualizado y estudio del sistema eléctrico, Campus

Andrés Bello, con sugerencias de mejoras inmediatas” realizada en 1985, la cual es actualizada y

comparada para tener un conocimiento del aumento del consumo eléctrico a la fecha.

Para cada subestación se realiza un breve estudio de potencia con las siguientes

consideraciones:

66


Factor de sobrecarga: 110 %, lo que se considera como un régimen normal para una

subestación ( valor utilizado por la Compañía General de Electricidad).

Potencia consumida : 50% de la potencia instalada.

4.1.1.- Circuito A

4.1.1.1.- Subestación Nº1

Placa Característica

Transformador Observación

MarcaTipo 170/174Nºde fábrica 1107Potencia KVA 250Voltaje AT V 15000Voltaje BT V 400-231Corriente AT A 9,6Corriente BT A 360ConexiónTensión c.c. % 3,7Consumo en vacío W 1000Regulación 15000-14400-13800-13200-12600Peso total Kg 1600Aceite Lts 4704.1.1.2.- Red de Distribución

Alimentación de los diferentes edificios y potencia instalada a 1985 y a la fecha.

Tabla 4.2.- Potencia Instalada Subestación Nº1

PABELLÓN POT. 1985 POT. AGREGADA 85-97 TOTAL

67


(KW) (KW) (KW)A 43,730 12,300 56,030B (Rectoría) 25,730 43,840 69,570C (Casino) 24,930 4,700 29,630D (Tesorería) 23,520 4,200 27,720E 27,180 10,400 37,580F (Biblioteca) 42,630 43,240 85,870H 1,440 0,800 1,440I (Física) 9,120 0 9,120J (Física) 11,380 3,000 14,380K (Física) 9,820 5,600 15,420L (Matemáticas) 4,060 9,700 13,760M (Gimnasio) 15,780 15,480 31,260Ñ 6,020 0 6,020P 30,450 33,200 63,650Q 20,500 0 20,500INVERNADERO 0 6,680 6,680R 17,820 0 17,820S ( 1º PISO) 57,870 0 57,870U ( ACOMETIDA AÉREA) 0 1,850 1,850V ( ACOMETIDA AÉREA) 0 3,150 3,150TOTAL 371,980 197,780 569,320

La representación gráfica de la tabla anterior es la siguiente.

POTENCIA INSTALADA TRAFO Nº1

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

A

D(T

esor

ería

) H

K (

Fís

ica) Ñ

INV

ER

NA

DE

RO

U (

AC

OM

ET

IDA

AÉ

RE

A)

PABELLÓN

PO

TE

NC

IA (

W)

POT. (W) 1985

POT. TOTAL (W)

Fig. 4.1 Potencia Subestación Nº1

68


4.1.1.3.- Análisis de potencia

Potencia activa total instalada = 569,32 KW

Potencia activa total a un 50 % de consumo = 284,7 KW

Potencia aparente del transformador = 250 KVA

Considerando Factor de potencia = 0,9

Potencia activa del transformador = 225 KW

Factor de sobrecarga = 1,1

Potencia activa que entrega el transformador a 110 % de carga = 248 KW

4.1.1.4.- Cargas Eléctricas

Este tablero general consta de dos automáticos, 400A y 600A. El primero alimenta las

dependencias del pabellón R, S e Invernadero y el segundo a los restantes edificios.

A continuación, en la tabla 4.3, se presenta el perfil de carga por transformador

(corrientes por fase, voltaje por fase, factor de potencia).

Tabla 4.3.- Cargas Subestación Nº1

HORA VOLT. FAS.-NEUT. TABL. DE CARGA 400 A TABL. DE CARGA 600 AVa Vb Vc In Ia1 Ib1 Ic1 Fpa Fpb Fpc Ia2 Ib2 Ic2 Fpa Fpb Fpc

8:10 AM 228 226 230 112 7 39 12 0,95 0,99 0,95 195 182 130 0,87 0,95 0,92

69


8:30 AM 225 223 227 110 16 38 15 1,00 1,00 0,96 200 204 125 0,88 0,94 0,939:00 AM 222 220 225 145 29 41 20 0,99 1,00 0,95 234 280 147 0,87 0,94 0,929:30 AM 232 230 235 128 41 43 26 0,99 0,99 0,92 308 310 203 0,83 0,90 0,8910:00 AM 231 229 235 140 52 60 35 0,97 1,00 0,96 323 331 232 0,86 0,91 0,9210:30 AM 232 230 235 130 52 59 32 0,97 0,99 0,94 335 343 245 0,87 0,91 0,9211:00 AM 231 228 233 150 42 68 35 0,96 1,00 0,94 335 350 255 0,86 0,91 0,9311:30 AM 230 228 233 115 39 39 36 0,98 0,96 0,93 331 342 233 0,86 0,91 0,9012:00 AM 234 231 237 160 45 31 35 0,96 0,99 0,92 335 361 247 0,84 0,91 0,8812:30 PM 236 234 239 135 44 53 36 0,96 1,00 0,92 355 367 251 0,84 0,90 0,891:00 PM 237 235 240 115 44 63 33 0,95 0,99 0,89 320 306 224 0,84 0,88 0,881:30 PM 230 235 240 83 35 48 24 0,94 1,00 0,92 250 280 210 0,81 0,87 0,882:00 PM 237 234 238 150 16 40 17 0,89 0,98 0,84 237 276 163 0,82 0,91 0,882:30 PM 232 229 234 140 15 38 31 0,88 0,99 0,96 266 284 160 0,85 0,90 0,883:00 PM 232 229 234 120 16 46 21 0,87 0,98 0,90 247 247 167 0,83 0,88 0,883:30 PM 231 229 232 113 16 46 24 0,88 0,98 0,93 259 269 190 0,85 0,86 0,904:00 PM 232 230 234 110 17 46 26 0,85 0,98 0,88 267 263 173 0,84 0,86 0,884:30 PM 232 230 234 91 37 26 19 0,89 0,98 0,84 275 265 190 0,85 0,87 0,875:00 PM 233 231 235 115 33 45 23 0,92 0,99 0,92 305 297 203 0,82 0,87 0,885:30 PM 233 235 238 112 31 47 21 0,91 0,98 0,89 280 270 180 0,80 0,84 0,856:00 PM 238 235 240 120 31 46 19 0,99 0,98 0,82 266 266 180 0,81 0,82 0,846:30 PM 238 236 240 96 22 48 16 0,95 0,98 0,80 269 235 188 0,78 0,80 0,837:00 PM 242 240 243 102 20 47 12 0,94 0,98 0,79 226 206 165 0,77 0,89 0,857:30 PM 244 241 244 105 20 47 12 0,93 0,98 0,80 194 197 142 0,78 0,85 0,858:00 PM 246 243 246 120 19 44 4 0,91 0,99 0,93 188 187 118 0,76 0,86 0,83

Promedio 234 232 236 121 29,6 45,9 23,4 0,94 0,99 0,9 272 277 189 0,83 0,89 0,88

donde:

Iai, Ibi, Ici, In : Corrientes por fases (de cada automático) y neutro (Amp.)

Va,Vb,Vc : Voltajes fase-neutro (Volt.)

Fpa, Fpb, Fpc : Factor de potencia por fase

La representación gráfica de la tabla muestra las corrientes totales por fase (por ejemplo Ia=Ia1+ Ia2).

70


Fig. 4.2 Cargas Subestación Nº1

Fig. 4.3 Tensión fase-neutro.

71


Se observa que gran parte de los factores de potencia obtenidos en ese día escapan a los

límites establecidos por la Subsecretaría de Economía, Fomento y Reconstrucción.

Según el tablero de 400 A sus factores de potencia más bajos se encuentran en las fases A

y C, registrándose a las 16:00 y 19:00 hrs. respectivamente. Para el de 600 A las tres fases

presentaron muy bajos factores de potencia, principalmente en la fase A logrando un factor de

potencia de 0.76 a las 20:00 hrs., esto implica un 18.27 % bajo el valor establecido, el cual es de

0,93.

El peak de corriente más alto lo registra la fase B con un valor de 420 A a las 12:30 hrs.,

en el mismo instante la fase A tiene 399A y la C, 287 A. Considerando una tensión promedio de

234 V se tiene que la potencia consumida es de 259 KVA, equivalente a una sobrecarga de 3,6 %

de la capacidad de la subestación.

4.1.2.- Circuito B

4.1.2.1.- Subestación Nº 2

Placa Característica


72


Marca SindelenTipo -Nº de fábrica 13020Potencia KVA 300Voltaje AT V 13200Voltaje BT V 400-231Corriente AT A 13,12Corriente BT A 433ConexiónTensión c.c. % 3,82Consumo en vacío W 739Regulación 15180-14520-13860-13200-12540Peso total Kg 1520Aceite Lts 450

4.1.2.2.- Red de Distribución

Alimentación de los diferentes edificios y potencia instalada a 1985 y a la fecha.


PABELLÓN POT. 1985 (KW)

POT. AGREGADA 85-97(KW)

TOTAL(KW)

N 369,900 11,200 381,100O 133,320 27,800 161,120T 50,410 10,000 60,410U ( ACOMET. SUBT) 0 1,850 1,850V ( ACOMET. SUBT.) 0 3,150 3,150FEUFRO 0 3,720 3,720I.E. INDIGENAS. 0 8,320 8,320C.I. ARAUCANÏA. 0 42,730 42,730VIVEROS 0 6,50 6,50TOTAL 553,630 115,27 668,9


73


POTENCIA INSTALADA TRAFO Nº2

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

N T

V (

AC

OM

ET.

SU

BT.

)

I.E.

IND

IGE

NA

S.

VIV

ER

OS

PABELLÓN

PO

TE

NC

IA (

W)

POT. (W) 1985

POT.TOTAL (W)

Fig. 4.4 Potencia Subestación Nº24.1.2.3.- Análisis de potencia

Potencia activa total nominal consumida = 668,9 KW

Potencia activa total a un 50% de consumo = 334,5 KW


Considerando Factor de potencia = 0,9


factor de sobrecarga = 1,1



74


El tablero general de esta subestación consta de cuatro automáticos de 500 A, el primero

asociado a la alimentación general de los restantes tres, y los últimos a las dependencias de cada

edificio, N, O y el sector de Valentín Letelier.

La tabla 4.5 muestra el perfil de carga por transformador (corrientes por fase, voltaje por

fase, factor de potencia), datos que fueron entregados por instrumentos de la Compañía General

de Electricidad (se muestra sólo algunos de ellos, debido a la gran cantidad de lecturas

realizadas, pero la gráfica mostrada corresponde a todos los valores leídos ).


HORA Ia Ib Ic Va Vb Vc Fpa Fpb Fpc8:15 279 226 225 223 222 223 1,00 1,00 1,008:40 324 259 269 224 224 225 1,00 1,00 1,009:05 354 285 284 227 226 227 0,99 0,99 1,009:30 375 284 309 225 225 225 0,99 0,99 1,009:55 391 298 330 225 225 225 0,99 0,99 1,0010:20 402 313 324 223 223 224 0,99 0,99 1,0010:45 376 315 301 222 222 223 0,99 0,99 1,0011:10 379 337 306 222 222 223 0,99 0,99 1,0011:35 393 366 308 224 224 225 0,99 0,99 0,9912:00 382 350 300 229 229 230 0,99 0,99 0,9712:25 361 335 280 227 227 228 0,99 0,99 1,0012:50 326 295 260 229 229 230 0,99 0,99 1,0013:15 321 281 226 225 225 225 0,99 0,99 1,0013:40 307 269 219 223 224 224 1,00 1,00 1,0014:05 299 246 205 222 222 223 0,99 1,00 1,0014:30 316 269 211 223 223 224 0,99 1,00 1,0014:55 359 310 234 224 224 225 0,98 0,99 1,0015:20 353 310 259 222 222 223 0,96 0,99 1,0015:45 346 313 262 223 223 223 0,96 0,99 1,0016:10 369 316 251 225 225 226 0,96 0,99 0,9916:52 407 315 315 225 226 226 0,98 0,99 0,9717:15 381 322 296 227 227 228 0,99 0,99 0,9717:40 367 284 254 228 228 229 0,97 0,99 0,9718:05 350 289 252 225 226 226 0,96 0,99 0,96

75


18:30 333 294 213 222 222 223 0,99 0,99 0,9718:55 295 274 192 224 224 226 0,96 0,99 0,9719:20 173 235 172 225 224 226 0,96 0,99 0,9719:45 153 157 133 227 227 228 0,95 0,99 0,9620:10 144 153 114 230 230 231 0,99 0,99 0,9720:35 137 147 108 230 230 231 100 100 0,9621:00 126 119 104 228 228 229 100 100 0,95

Promedio 196 185 156 227 226 227 0,98 0,99 0,98

donde:

Ia, Ib, Ic : Corrientes por fase (Amp.)

Va,Vb,Vc : Voltajes fase-neutro (Volt.)


La representación gráfica de la tabla muestra las corrientes totales por fase.

76


Fig. 4.5 Carga Subestación Nº2.

Fig. 4.6 Tensión fase-neutro.

A partir de las gráficas de tensión, se aprecia que los valores en que fluctúan los peaks de

voltaje para cada fase son aproximadamente los mismos, 222 V - 231 V con un valor promedio

77


de 227 V. En las gráficas de corriente se tiene valores peaks que varían alrededor de los 32 A -

407 A.

Es factible decir, que a partir de las tablas el factor de potencia es bueno, al estar variando

entre 0,95 y 1,00 , es decir, se encuentra dentro de las normas exigidas, sin embargo se han

registrado valores bajos del factor de potencia en algunas lecturas para las fases A y C (estos no

se encuentran en la tabla), pero no afectan el valor promedio por el cual se realiza la facturación.

El peak de corriente más alto lo registra la fase A con un valor de 407 A a las 16:52 hrs.,

en el mismo instante la fase B tiene 315A y la C, 315 A. Considerando una tensión promedio de

227 V se tiene que la potencia consumida es de 235,4 KVA, equivalente a un 78 % de la

capacidad de la subestación.

4.1.2.5.- Mantención de la subestación

Los trabajos realizados a esta subestación fueron :

Desarme completo del equipo y desencubar.

Rebobinado de fases H2 quemada.

Secado de parte activa al horno para recuperar su aislación.

Tratamiento de pintura de estanque, tapa y prensas afianza bushing.

Reemplazo de todas sus empaquetaduras, por empaquetaduras de “acrilo-nitrilo“.

Reemplazo de pernos de tapa y afianza bushing.

Pulido de prensas de bronces AT-BT y limpieza de aisladores.

Armado, reaprete de conexiones internas, externas y envazado del equipo.

78


Informe técnico y certificado, con las medidas finales obtenidas después de la mantención.

El trabajo fue hecho por la empresa ENERGY-SUR.

4.1.3.- Circuito C


Placa característica


Marca SindelenTipo -Nºde fábrica 13021Potencia KVA 300Voltaje AT V 13200Voltaje BT V 400-231Corriente AT A 13,12Corriente BT A 433ConexiónTensión c.c. % 3,87Consumo en vacío W 748Regulación 15180-14520-13860-13200-12540Peso total Kg 1520

79


Aceite Lts 450


Alimentación de los diferentes edificios y potencia instalada a 1985 y a la fecha (tabla

4.6).


PABELLÓN POT. 1985(KW)


TOTAL(KW)

S ( 2º PISO) 0 39,550 39,550RA y MÓDULO MENOR 0 32,150 32,150CASINO LAS ARAUCARIAS 0 19,510 19,510DEPTO. ING. ELÉCTRICA 0 81,610 81,610DEPTO. AGROINDUSTRIA 0 286,860 286,860DEPTO. OBRAS CIVILES 0 34,440 34,440TOTAL 0 494,120 494,120


80


Fig. 4.7 Potencia Subestación Nº3



Potencia activa total a un 50 % de consumo = 247 KW


Considerando Factor de potencia = 0.9


factor de sobrecarga = 1.1



81


Este tablero general consta de cuatro automáticos, 800A, 500A, 160A y 100A. Sólo tres

de ellos concentran las cargas más representativas de la subestación, no siendo comparables en

magnitudes con el restante. Los estudiados a continuación son: el de 800A, 500A y 160A, donde

a cada uno de ellos se le asocia un subíndice 1, 2, 3 respectivamente. Por ejemplo para el de

800A posee para cada fase corrientes Ia1, Ib1 e Ic1, y así, tanto para el voltaje como para el

factor de potencia, la misma nomenclatura.

La tabla 4.7 muestra la medición del perfil de carga por transformador (corrientes por

fase, voltaje por fase, factor de potencia).

82



HORA Va Vb Vc In Ia1 Ib1 Ic1 Fpa1 Fpb1 FPc1 Ia2 Ib2 Ic2 FPa2 FPb2

FPc2 Ia3 Ib3 Ic3 FPa3 FPb3 FPc3

8:30 219 218 217 27 72 52 50 0,98 0,88 0,95 9 9 10 0,98 1,00 1,00 1,10 4,40 0,00 0,7 0,9 -9:15 226 226 225 40 98 60 67 0,97 0,89 0,93 10 6 18 0,96 0,99 0,99 1,10 7,40 2,20 0,64 0,86 1,0010:00 225 224 225 27 100 95 93 0,98 0,97 0,97 11 3 21 0,96 1,00 0,99 1,10 6,00 4,50 0,62 0,94 0,99710:45 223 223 224 40 130 80 120 0,96 0,97 0,98 16 6 23 0,97 1,00 0,98 0,4 4,30 5,40 0,98 0,98 1,0011:30 223 223 223 38 153 125 120 0,98 0,95 0,97 16 11 22 0,97 1,00 0,97 3,50 6,90 4,80 0,96 0,97 1,0012:20 227 226 227 63 166 130 115 0,98 0,95 0,97 19 13 20 0,98 1,00 0,96 3,00 5,50 4,80 0,9 0,92 1,0013:05 230 230 230 40 155 140 114 0,95 0,94 0,9 23 17 14 0,98 1,00 0,98 3,80 6,50 4,30 0,85 0,9 1,0013:48 229 228 229 49 123 104 77 0,98 0,95 0,94 18 11 11 0,97 1,00 0,98 0,90 18,0 3,00 0,98 0,99 0,9915:25 224 223 224 43 118 110 104 0,97 0,96 0,96 20 10 18 0,97 1,00 0,99 2,40 4,50 3,20 0,63 0,89 1,0016:04 224 224 225 42 165 105 88 0,98 0,96 0,96 21 11 12 0,97 0,95 0,98 1,30 5,40 1,00 0,78 0,86 0,9916:45 222 222 223 64 164 122 137 0,97 0,91 0,94 21 13 20 0,98 1,00 0,97 1,10 3,30 9,40 0,65 0,96 1,0017:32 225 224 225 49 160 133 140 0,96 0,9 0,93 22 15 14 0,98 1,00 0,95 1,20 3,00 1,00 0,6 0,96 0,99818:19 229 229 229 50 153 142 146 0,96 0,93 0,94 15 16 19 0,98 1,00 0,95 0,00 8,30 0,40 - 0,91 0,9919:00 232 231 232 48 136 107 106 0,97 0,94 0,92 26 16 17 0,99 0,99 0,97 0,00 5,50 0,00 - 0,78 -19:45 231 230 231 42 71 60 65 0,97 0,91 0,93 18 13 14 0,97 0,99 0,98 1,50 2,20 0,00 0,85 0,94 -

Prom. 226 225 226 44,13 131 104 103 0,97 0,93 0,95 17,7 11,3 16,9 0,97 0,99 0,98 1,49 6,08 2,93 0,68 0,92 0,798

donde:

Ia, Ib, Ic : Corrientes por fase

Va,Vb,Vc : Voltajes fase-neutro


83


La representación gráfica de la tabla muestra las corrientes totales por fase (por ejemplo Ia = Ia1+ Ia2+ Ia3).

Fig. 4.8 Carga Subestación Nº3

Fig. 4.9 Tensión fase-neutro

84


Para el tablero de 800 A, las fases “B” y “C” presentan factores de potencia bajo lo

establecido, pero que no representan un problema por solo ocurrir en ciertos horarios, los cuales

no afectan al promedio general. Donde sí existen valores absolutamente bajo el valor establecido

(0,93), y que representan problemas en cuanto multas pos su bajo valor, daños a equipos en

cuanto a su vida útil y mala calidad en el servicio general, es en el automático de 160 A, pero

están asociados a consumos pequeños.

El peak de corriente más alto lo registra la fase A con un valor de 188 A a las 12:20 hrs.,

en el mismo instante la fase B tiene 145,5A y la C, 139,8 A. Considerando una tensión promedio

de 226 V se tiene que la potencia consumida es de 107 KVA, equivalente a un 36 % de la

capacidad de la subestación.

4.1.4.- Circuito D


Placa característica:


Nº S/E 8629Nº de tarjeta 5130Potencia KVA 20Voltaje AT V 15000Voltaje BT V 400-231


85


Alimenta exclusivamente el edificio G y parte del U y V ( consumos pequeños ). A

diferencia de las tres subestaciones anteriores esta se encuentra ubicada a nivel del suelo.

Tabla 4.8.- Potencia instalada Subestación Nº4

PABELLÓN POT. 1985(KW)


TOTAL(KW)

G 31,12 6,22 37,34TOTAL 31,12 6,22 37,34



Potencia activa total a un 50 % de consumo = 18,7 KW


Considerando Factor de potencia = 0.9


factor de sobrecarga = 1.2

Potencia activa que entrega el transformador con sobrecarga = 21,6 KW

Observación: En el análisis de potencia no fueron considerados las potencias de los edificios U

y V, ya que su valor es despreciable con el edificio G. Además no se realizó un perfil de carga

86


para ésta subestación, debido a la proximidad de sus únicos consumos, y a que está funcionando

bajo su capacidad nominal, lo que implica que se encuentra sin problema alguno.

4.1.5.- Cálculo de regulación

Los circuitos de mayor longitud en el Campus Andrés Bello son el circuito A y B, es por

esto que se ha calculado la regulación en sus extremos más lejanos con el objeto de conocer la

calidad de nivel de tensión que estos circuitos entregan.

Utilizando el método de cálculo de regulación en líneas de B.T., (Anexo B, punto B.2) y

considerando el 50 % de carga para cada edificio, se tiene:

Extremo circuito A, edificio S (1/0 AWG) : Reg = 3.4 %

Extremo circuito B, edificio Instituto Estudios Indígenas (1/0 AWG): Reg = 4,8 %

La falta de información para la distribución de energía hacia los nuevos edificios de la

Universidad en cuanto a sección de conductores, hace complicado el cálculo de regulación, por lo

que se ha utilizado la sección de los conductores proporcionada por los planos existentes en la

Universidad, para cada circuito. Estos planos no han sido actualizados, por lo que el cálculo de

regulación puede llevar a un pequeño error.

87


Observación: Se utilizó la información de conductores entregada por planos existentes

de la red eléctrica de la Universidad de la Frontera. En el caso de no tener información de la

sección de los conductores ( I. E. Indígenas), se asume una sección 1/0 AWG.

En el caso del Instituto de Estudios Indígenas, se han obtenido lecturas de alrededor de

209 V, lo que corresponde a un 5 % de regulación, esto corrobora el valor calculado.

4.1.5.1.- Conclusión

Los cálculos realizados, como también la lectura obtenida, se encuentran dentro de los

valores aceptables para una buena regulación. Sin embargo, para el Instituto de Estudios

Indígenas se encuentra en límite del valor considerado como una buena regulación.

Si la situación empeorara, puede ocurrir que los computadores no reciban la energía

necesaria para funcionar correctamente, causando el bloqueo de teclados e inesperadas caídas del

sistema, provocando la pérdida o daño de datos. Esto confirma lo sucedido en ocasiones en el I.

E. Indígenas.

4.1.6.- Observaciones Generales

Al realizar un recorrido por el sistema de distribución eléctrico de los diferentes circuitos

de la Universidad se encontraron diferencias notorias respecto al plano existente, dentro de los

cuales podemos mencionar: cámaras, líneas subterráneas y aéreas, subestaciones e iluminación en

áreas verdes (pagodas).

88


A continuación de dará una breve descripción de los estados de los elementos ya

mencionados.

Cámaras: Muchas de ellas han quedado ocultas por movimientos de tierra, lo que impidió su

rápida ubicación, de las cuales algunas no pudieron ser encontradas. El estado de las cámaras

variaba de acuerdo a la ubicación en el medio y el año en las cuales fueron creadas, es así

como muchas de ellas se encontraban en condiciones desfavorables de trabajo por ejemplo :

tapas parcialmente destruidas, no poseían sistema de drenaje lo que hace que se encuentren

sucias por efecto de la retención de agua, ubicadas en lugares no propicias de trabajo, no

existe una rotulación adecuada en sus tapas y el desorden notorio en los conductores de las

cámaras.

Líneas subterráneas: Lo más significativo son los grandes tramos recorridos desde las

subestaciones a los puntos de consumo, por ejemplo, el gran desorden presentado por la red de

distribución a las pagodas, cuyos comandos se han centralizado mayormente por un solo

tablero en el patio del casino (edificio C).

Líneas aéreas: Son las más escasas, y por el hecho de ser antiguas muestran un mal estado en

sus conductores aéreos y sus estructuras de soporte ( Edificio Valentín Letelier, actualmente

fuera de servicio, y Gimnasio).

Subestaciones

89


Subestación Nº1: Esta tiene un factor de sobrecarga de 1.27, lo que significa un 27 % de

sobrecarga con lo que escapa a todo valor aceptable para un buen funcionamiento. Esto es

notorio en el sobrecalentamiento de los conductores en su tablero.

Subestación Nº2: Al igual que la subestación Nº1 este transformador se encuentra

sobrecargado, en este caso en un 24%, es decir, con un factor de sobrecarga de 1.24.

Subestación Nº3: Esta se encuentra funcionando al 90% de su capacidad nominal, sin

considerar el factor de sobrecarga aún.

Pagodas: El sistema de Iluminación de las áreas verdes se encuentra en regulares condiciones

de trabajo, como por ejemplo en algunos de los casos se encontraron conductores de

alimentación al descubierto y focos con sus protecciones destruidos. Este sistema de

iluminación consta de un tablero general que centraliza el control de todos los circuitos de

luminarias.


90


Cámaras: Gran parte de ellas no cumplen con las normas establecidas por el código eléctrico

(Nch Elec. 4/84, hoja norma Nº3). Además el hecho de tener las tapas para tránsito destruidas,

implica un peligro para las personas como para los conductores.

Líneas Subterráneas: Por el crecimiento de los circuitos y aumento en la potencia instalada,

se concluye que los conductores de las líneas han quedado subdimensionados para los

consumos actuales.

Líneas aéreas: Los conductores aéreos presentan un peligro constante para las personas, por

efecto del mal mantenimiento de los espaciadores y sus respectivos aisladores (V. Letelier).

Subestaciones

Subestación Nº1: Por la sobrecarga que esta posee y por las consideraciones hechas en el

estudio de potencia, se puede concluir un funcionamiento anormal, ya que ésta se encuentra

subdimensionada para el consumo existente, por lo que en cualquier momento podría

colapsar.

Subestación Nº2: Para esta subestación, por los valores obtenidos y realizando las mismas

consideraciones que para la subestación Nº1, que esta funcionando con problemas para su

capacidad y su potencia instalada, actuando sobre el nivel de sobrecarga aceptado para un

funcionamiento normal (14% sobre éste), es decir, con un 24 % más de la capacidad de la

91


subestación. Por lo que es recomendable descargar la subestación, de algunos de sus

consumos. (ver 4.5).

Subestación Nº3: Por ser relativamente nueva, está sobredimensionada para el consumo

existente, por lo tanto está funcionando en óptimas condiciones y puede suministrar aún más

potencia sin ningún problema.

Pagodas: Posibles peligros en las uniones de sus conductores a la intemperie. Como su

principal función es la iluminación de áreas verdes y estacionamientos, y al no existir algunas

de ellas por efecto de su deterioro, podrían provocarse accidentes o choques con las mismas.

Además se hace muy difícil la detección y solución de fallas por la ubicación del tablero

(automáticos para cada circuito) respecto del sector que alimenta, por ejemplo la visibilidad

para detectar la destrucción o falla de un elemento eléctrico de la luminaria.

4.1.8.- Sugerencias para mejoras inmediatas a la red eléctrica del Campus Andrés Bello.

Cámaras

92


1. Utilizar tapas para tránsito liviano o pesado según corresponda (Nch Elec 4 /84 , hoja de

norma Nº3). Reemplazar tapas de las cámaras eléctricas destruidas.

2. Diseñar un buen drenaje para cada cámara que no la posee (Nch Elec 4 /84) , hoja de norma

Nº3, pto: 8.2.14.1). Limpiar las cámaras y ordenar conductores.

3. Etiquetar o rotular cada una de ellas (cámaras eléctricas) para diferenciarlas de las otras

cámaras existentes (agua potable, telefonía, etc.), apoyándose en el nuevo plano de la Red

Eléctrica anexado al presente trabajo, facilitando cualquier estudio futuro de la red de

distribución.

4. Ordenar ubicación de conductores, siguiendo las paredes de las cámaras tratando de evitar

cruce entre ellos (Nch Elec 4 /84 , pto: 8.2.14.4).

5. Para futuras líneas subterráneas proyectar cámaras de acuerdo a lo establecido según tipo de

cámara. (A. B o C).

Líneas Subterráneas

1. Rotular los conductores ubicados en las cámaras, de manera de poder ser identificados a que

edificio y subestación corresponden.

2. Reestructurar de manera tal que la distribución subterránea logre un orden visible y una

claridad para los estudios futuros, por ejemplo: Modernizar y dibujar planos independientes

tanto para edificios como para la iluminación de áreas verdes.

Línea Aéreas

93


Transformar líneas aéreas a subterráneas, tratando de aprovechar cámaras existentes. Esto

para mejorar la estética del lugar, y por razones de seguridad. En el cruce aéreo al Gimnasio y en

el frontis de Valentín Letelier , éste último con sus líneas fuera de servicio.

Subestaciones

Subestación Nº1:

1.- Para la proyección de la construcción del segundo piso del pabellón E, es absolutamente

necesario liberar consumo del transformador del cual se quiere tomar (T/F lado biblioteca).

Por lo que se sugiere que este transformador se libere de los consumos de los pabellones R y S

primer piso, al transformador Nº3, lo que es absolutamente factible debido a la pequeña

distancia entre estos edificios y el transformador , y a la capacidad disponible de potencia del

mismo. Con esto se traspasaría 24,5 KW del R (esto incluye el invernadero) y 57 KW del S

de potencia instalada, con lo que sería más que suficiente para alimentar del transformador

Nº1 (T/F lado biblioteca) el segundo piso del pabellón E (40 KW aproximadamente).

2.- Para lograr el equilibrio o la mejora del mismo, en el consumo de las diferentes fases del

transformador Nº1, se puede sugerir: activar gran parte del consumo por cada edificio (no

simultáneamente cada edificio) luego bajar el interruptor general del edificio respectivo y al

mismo tiempo medir los cambios en las cargas por cada fase en el tablero del transformador.

Con esto es posible conocer qué fase está más sobrecargada para poder redistribuir cargas

94


entre fases, o para saber que fase se puede seguir sobrecargando o disminuyendo su carga. Así

se logrará un mejor equilibrio de fases para evitar problemas de daños al transformador.

3.- Este traspaso de carga y el empalme de nuevos edificios a la subestación Nº 3, implica la

necesidad de ampliar el tablero existente para la conexión de nuevos circuitos y para facilitar

las maniobras de trabajo.

4.- En caso de aumentar más la carga de esta subestación, será necesaria un aumento en la

capacidad del transformador.

Subestación Nº2: Traspasar carga a una nueva subestación (cercana a Feufro), cediendo a ella

el consumo del sector V. Letelier. Luego la subestación Nº2, alimentará sólo los consumos de

los edificios N y O, los que poseen una potencia instalada significativa respecto del sector V.

Letelier.

Con esto se soluciona el problema de sobrecarga de ésta subestación, se solucionan los

problemas de bajos voltajes por distancia en el sector V. Letelier y además se considera una

potencia disponible para el aumento de consumos en estos sectores (Ver 4.5).

Subestación Nº3: En este caso tenemos una subestación funcionando en perfectas

condiciones por los hechos explicados anteriormente, con lo que se sugiere que al aumentar su

carga no se excedan los límites recomendados para su buen funcionamiento.

Pagodas

95


Para el tablero general de alumbrado (TGA), actualmente ubicado en el patio del casino,

se puede mejorar la detección y solución de fallas en los circuitos de luminarias de áreas verdes,

mediante la instalación de tableros de comando en los mismos lugares o sitios a iluminar, con sus

respectivos gabinetes, lo que permite la realización de maniobras por sectores.

4.2.- Puesta a Tierra

4.2.1.- Estudio de terreno de la UFRO, para proyecciones a futuro

Dar un origen a un sistema de puesta a tierra, requiere no sólo de la ejecución física de la

instalación, sino que también, se debe tener presente la forma en que el terreno interactuará con

los electrodos de puesta a tierra.

Todo sistema de puesta a tierra, involucra al conjunto “electrodos - suelo” , es decir, la

efectividad de toda puesta a tierra será la resultante de las características geoeléctricas del terreno

y de la configuración geométrica de los electrodos a tierra. Además, toda puesta a tierra como

ayuda al sistema y las personas que se mueven bajo éste, se verá influenciado a los cambios de

temperatura y humedad. Es así como toda proyección o medición será ambigua en los valores

obtenidos ya que dependerá de los factores mencionados, en donde cualquier variación pequeña

de ellos afectará a los valores prefijos de la medición o proyección.

4.2.1.1. - Pasos en la ejecución del cálculo de la malla a tierra.

96


Medir la resistencia R del suelo, mediante un instrumento adecuado (por ejemplo un

telurómetro) para el cálculo de la resistividad aparente utilizando el método más conveniente.

Se realizarán varias medidas de acuerdo al tamaño y disposición geológica del terreno.

Se grafican las mediciones obtenidas en papel log-log, para ser comparadas con las curvas de

Orellana Mooney. Se obtendrán así las resistividades asociadas a cada estrato, ya sea si es de 2

o más capas.

Posterior a esto se utiliza el método de Yacobs, para el cálculo de la resistencia equivalente

del terreno. Además para el cálculo de la resistencia de una malla se utiliza el método más

conveniente . Este último paso, se puede realizar mediante el software Ingel, el cual entrega

la resistividad equivalente, la malla a diseñar y su valor óhmico correspondiente.

4.2.1.2.- Tablas de datos, resistividad aparente, curvas y dimensiones de las mallas

obtenidas del terreno.

El estudio de resistividad de terreno se realizó teniendo las siguientes consideraciones:

Software : Ingel

Instrumento : Telurómetro

Método : Schlumberger

Tiempo : Húmedo - Calor ( Diciembre 1997)

Observación: Las curvas de resistividad presentadas a continuación, se obtienen de la

comparación de la gráfica obtenida a partir de la tabla de datos (resistividad aparente v/s

97


distancia en metros) y las curvas de resistividad de Orellana-Mooney. Los cálculos de las mallas

son realizados por el software Ingel utilizando el método de Schawrz (anexo C punto C.2 ).

A.- Edificio: Mecánica

Tabla 4.9.- Resistividad Aparente (a)

Lectura MN L (mts) R ( 0º ) R ( 90º ) R promedio a1 1 2,5 33,40 32,50 32,95 621,092 1 3 19,60 19,10 19,35 531,913 1 3,5 12,91 13,00 12,96 488,394 1 4 8,35 6,90 7,63 377,295 1 4,5 6,40 4,64 5,52 346,836 1 5 4,75 2,97 3,86 300,137 1 5,5 3,34 2,29 2,82 265,318 1 6 2,41 1,60 2,01 225,199 1 6,5 1,85 1,37 1,61 212,4310 1 7 1,50 1,13 1,32 201,4011 1 7,5 1,06 0,96 1,01 177,6912 1 8 0,83 0,78 0,81 161,2213 1 9 0,65 0,63 0,64 162,3614 1 10 0,52 0,53 0,53 164,5215 1 11 0,43 0,44 0,44 165,0216 1 12 0,38 0,37 0,38 169,3517 1 13 0,34 0,31 0,33 172,3018 1 14 0,30 0,30 0,30 184,4919 1 15 0,27 0,27 0,27 190,64

98


Fig. 4.10 Curva de resistividad H-15

A.1.- Diseño malla baja tensión

Cálculo de la resistividad equivalente del terreno (e):

Número de capas: 3

( 1 ) = 850 [-m]

( 2 ) = 85 [-m]

( 3 ) = 340 [-m]

e = 160,41 [-m]

E (1 ) = 1,9 [m]

E (2 ) = 5,7 [m]

E (3 ) =

Datos del transformador

99


Potencia del trafo : S = 300 [KVA]

Tensión de baja tensión : V = 380 [V]

Cálculo de la Malla:

Coeficientes K1

K2

=

=

1,261

5,159

Área de la malla A = 11 x 11 [m²]

Largo del conductor L = 264 [m]

Distancia entre conductores paralelos D = 1 [m]

Conductores paralelos en un mismo sentido nc = 12

Profundidad de instalación del cable h = 0,60 [m]

Malla con Bentonita (Gel) Mejoramiento 70 %

Resistencia real de la malla Rm = 6,6 []

Resistencia de la malla con Gel Rmg = 1,98 []

B.- Edificio: Depto. Matemáticas-Decanato-Agronomía

Tabla 4.10.- Resistividad aparente (a)

100


Lectura MN L (mts) R ( 0º ) R ( 60º ) R ( 120º ) R promedio

a

1 1 2,5 43,50 46,50 48,50 46,17 870,222 1 3 25,50 27,40 31,20 28,03 770,613 1 3,5 15,80 17,73 19,40 17,64 665,144 1 4 10,02 11,72 12,59 11,44 566,225 1 4,5 6,82 7,60 8,42 7,61 478,366 1 5 4,64 5,61 5,93 5,39 419,367 1 5,5 3,42 3,97 4,17 3,85 363,178 1 6 2,57 2,96 3,04 2,86 320,849 1 6,5 1,95 2,28 2,27 2,17 285,8910 1 7 1,57 1,79 1,79 1,72 262,9111 1 7,5 1,28 1,45 1,45 1,39 245,1312 1 8 1,12 1,21 1,21 1,18 236,3313 1 9 0,85 0,87 0,88 0,87 219,8614 1 10 0,80 0,69 0,68 0,72 226,6715 1 11 0,56 0,56 0,56 0,56 212,4316 1 12 0,47 0,47 0,47 0,47 212,2517 1 13 0,41 0,41 0,40 0,41 215,5918 1 14 0,36 0,36 0,35 0,36 219,3419 1 15 0,32 0,31 0,30 0,31 218,88

Fig. 4.11 Curva de resistividad H-19B.1.- Diseño malla baja tensión

101



Número de capas: 3

( 1 ) = 1200 [-m]

( 2 ) = 60 [-m]

( 3 ) = 240 [-m]

e = 217,72 [-m]

E (1 ) = 1,8 [m]

E (2 ) = 0,9 [m]

E (3 ) =





Coeficientes K1

K2

=

=

1,294

5,29






102





C.- Edificio: Infoteca

TABLA 4.11.- RESISTIVIDAD APARENTE (A)

Lectura MN L (mts) R ( 0º ) R ( 60º ) R ( 120º ) R promedio

a

1 1 2,5 21,10 16,29 22,50 19,96 376,302 1 3 13,61 10,58 13,74 12,64 347,553 1 3,5 9,61 6,81 8,69 8,37 315,544 1 4 6,81 4,79 5,98 5,86 289,955 1 4,5 4,76 3,59 4,27 4,21 264,316 1 5 3,60 2,75 3,28 3,21 249,597 1 5,5 2,66 2,20 2,44 2,43 229,348 1 6 2,11 1,80 1,96 1,96 219,769 1 6,5 1,86 1,51 1,55 1,64 216,3910 1 7 1,70 1,32 1,30 1,44 220,5411 1 7,5 1,90 1,13 1,13 1,39 243,9612 1 8 1,22 1,00 0,98 1,07 213,6313 1 9 0,97 0,78 0,77 0,84 213,0914 1 10 0,81 0,64 0,60 0,68 214,1415 1 11 0,71 0,54 0,52 0,59 223,8216 1 12 0,61 0,47 0,45 0,51 230,3217 1 13 0,55 0,41 0,40 0,45 240,3318 1 14 0,49 0,35 0,42 0,42 258,2919 1 15 0,44 0,31 0,38 0,38 265,95

103


Fig. 4.12 Curva de resistividad H-17

C.1.- Diseño malla baja tensión


Número de capas: 3

( 1 ) = 400 [-m]

( 2 ) = 40 [-m]

( 3 ) =

e = 229,83 [-m]

E (1 ) = 2,8 [m]

E (2 ) = 1,96 [m]

E (3 ) =


104





Coeficientes K1

K2

=

=

1,3

5,313






Malla con Bentonita (Gel) Mejoramiento 70 % =



D.- Edificio: Gimnasio Olímpico

Observación: La curva y la tabla que se muestran a continuación han sido entregadas por el

proyectista Sergio Silva. (Contratista para tal propósito)

TABLA 4.12.- RESISTIVIDAD APARENTE (A)

Lectura MN L (mts) R a

105


1 1 0,5 520,5 02 1 0,6 448,52 1553 1 0,8 175,47 2154 1 1,0 150,66 3555 1 1,5 45,35 2856 1 2,0 28,01 3307 1 3,5 4,38 1658 1 4,5 3,47 2189 1 5,5 1,75 16510 1 6,5 1,39 183

Fig. 4.13 Curva de resistividad K-12

D.1.-Diseño malla baja tensión

106



Número de capas: 3

( 1 ) = 90 [-m]

( 2 ) = 460 [-m]

( 3 ) = 135 [-m]

e = 146,03 [-m]

E (1 ) = 0,16 [m]

E (2 ) = 0,8 [m]

E (3 ) =





Coeficientes K1 = 1,248

107


K2 = 5,11









4.2.1.3.- Observaciones

Características del terreno:

108


Las observaciones y estudios realizados a los terrenos, a través de las mediciones de

resistividad, han entregado información suficiente en la proyección de las mallas a tierra para las

edificaciones futuras.

Es un terreno pedregoso y con grandes cantidades de limo, cuya formación es debido a

los restos de sedimento de aguas de río. Esta información ha sido entregada por un profesional

del departamento de Obras Civiles.

Dificultades en las mediciones:

En las mediciones realizadas, la obtención de datos fue relativamente difícil, por las

características propias del terreno. En ocasiones fue necesario repetir muchas veces la mediciones

debido a que los electrodos constantemente golpeaban piedras lo que impedía que el instrumento

pudiese entregar valores razonables.

4.2.1.4.- Conclusiones

Por las características del terreno es propio concluir, que cualquier diseño de malla

involucra utilizar una gran superficie para la puesta a tierra. Además todo valor obtenido

109


teóricamente varía respecto al valor real por efectos de las condiciones dadas en la medición y el

cálculo propio de la malla (método, software, etc.).

4.2.2.- Medición de valores óhmicos de puestas a tierra (Principales Departamentos).

En un recorrido por los departamentos del Campus Andrés Bello, se realizó una medición

del valor óhmico de las puestas a tierra de los principales edificios, mediante el Método del 62%

(ver 3.8).

Es necesario mencionar que no todos los edificios poseen puesta a tierra y además existen

notorias diferencias respecto del plano existente de la red eléctrica de Universidad, en cuanto a

ubicación y existencia de algunas mallas.

Por la no existencia de las camarillas de inspección, fue necesario la desconexión de la

puesta a tierra desde el tablero, conectándose a ese mismo borne para la realización de la

medida. En consecuencia, con lo anterior, se obtuvo un diagnóstico (ver tabla 4.13) del estado

de los tableros generales (conexiones, interruptores y estado del tablero en general).

110


Tabla 4.13.- Valor óhmico de puesta a tierra y estado de tableros

Edificio Cantidad de

tableros generales

Ubicación del tablero general

Estado del tablero

Barra de conexión

Valor óhmico

Observaciones a los tableros

A 1 2º piso (of. 25) bueno no - - desorden de conductoresB 3 1º piso (of. auxliares)

2º piso2º piso (lado escalera emergencia

malomuy bueno muy bueno

fases y neutrosisi

106

58

- desorden y difícil acceso para maniobras.- tablero nuevo- tablero nuevo

C 1 oficina despensa (casino) malo no - - gabinete de madera , falta iluminación.D 1 oficina auxiliares malo no - - gran desorden de conductoresE 2 oficina auxiliares malo no - - no existe gabinete para el tableroF 2 acceso principal muy bueno si 11,15 - tablero nuevoG 1 oficina computación bueno si 1,2 - amplio y ordenadoI 1 pasillo del edificio regular no - - desorden de conductoresJ 1 lado oficina secretaria regular no - - contratapa sueltaK 1 lado oficina secretaria regular no - - contratapa suelta desorden de

conductoresL 1 acceso poniente regular fases - - desorden de conductoresM 1 acceso principal malo no 2,27 - contratapa de madera, desorden de

conductoresN 5 1º piso (sala 104)

1º piso (acceso principal )2º piso ( entrada a mano izq.)3º piso ( entrada a mano izq.)4º piso ( entrada a mano izq.)

muy buenobueno buenobuenobueno

sisisisisi

1,52- tablero nuevopara los cuatro tableros restantes se tiene : tableros amplios y ordenados

111


O 4 1º piso (lado baño mujeres)2º piso (lado baño mujeres)3º piso (lado baño mujeres)4º piso (sala de computación)4º piso (oficina 301)

buenobuenobuenobuenomuy bueno

sisisisisi

75,4 para los cuatro tableros se tiene : difícil acceso y falta de iluminación

- tablero nuevoP 2 acceso abastecimiento

acceso computeca

malo

muy bueno

no

si

-

16,6

- gran desorden conductores, gabinete oxidado y sucio.- tablero nuevo

R 1 lado oficina auxiliar malo fases - - sin contratapa y desorden de conductoresRA-módulo 1 acceso principal muy bueno si 9,3 - tablero nuevo

S 2 1º piso (acceso principal)

2º piso (frente escalera)

malo

muy bueno

fases

si

2,4

1,7

- falta de interruptor general, solo posee fusibles para protección.- tablero nuevo

T 3 Agronomía (of. auxiliares)Histología (entrada a mano izq.)Morfología (lado puerta emergencia)

muy buenomalo

muy bueno

sino

si

2,3-

84

- tablero nuevo- gran desorden de conductores y difícil acceso.- tablero nuevo

Agroindustria 1 1º piso (lado escalera) muy bueno si 2,6 - tablero amplio y ordenadoElectricidad 1 1º piso (frente laboratorio

Nº 18 )muy bueno si 6,53 - tablero nuevo

Obras Civiles 1 1º piso (lado escalera) muy bueno si 2,95 - tablero nuevoC. Araucarias 1 acceso lado oriente muy bueno si 23,3 - tablero nuevo

C. Informático

1 acceso principal muy bueno si 45 - tablero nuevo

I. E. Indígenas 1 acceso principal muy bueno si 9,1 - tablero nuevo

112


4.2.2.1.- Observaciones a las puestas a tierra de protección.

1.- Todas las puestas a tierra carecen de la camarilla de inspección (camarilla de registro), a

excepción del edificio de Agronomía.

2.- En el plano eléctrico del Campus Andrés Bello no se encuentra la ubicación exacta de la

puesta a tierra en ciertos edificios, y en otros no existe referencia alguna a la existencia o al tipo

de puesta a tierra.

3.- La medición no pudo ser llevada a cabo tomándose del conductor que conecta la malla y el

tablero, ya que el corte de éste y la unión posterior implica afectar a las características técnicas y

eléctricas de la malla.

4.2.2.2.- Conclusiones

1. - Es difícil dar a conocer la existencia de electrodos o una malla como puesta a tierra, por el

hecho de no estar especificados en el plano y por los valores óhmicos obtenidos. Es decir, para

un valor pequeño se puede asociar a la existencia de una malla y para uno alto, electrodos.

Pero no es factible debido a que la influencia del medio ambiente (temperatura, humedad y

concentración de sales) determinan el valor de ésta.

2. - La medición realizada a partir de la desconexión de la puesta a tierra desde el tablero, por no

existir camarilla de inspección, puede llevara un error por la posibilidad de no obtener una

completa aislación de la misma, es decir, que el neutro este aterrizado a la misma puesta a

tierra (Tierra de Servicio).

113


3. - Muchas puestas a tierra poseen valores elevados por la limitante del espacio, de hecho en el

diseño de las mismas se han considerado pequeños espacios de suelo, siendo estos mejorados

(sales, cambio de conductor, etc.) para obtener los mínimos valores óhmicos posibles.

4. - La mayoría de los valores obtenidos escapan al valor establecido por el SEC (2,6 ), lo que

en la práctica es muy difícil de conseguir.

4.2.2.3.- Soluciones a Puestas a Tierra

Es posible disminuir la resistividad del terreno favoreciendo su poder de absorción y

retención de agua, aumentando su riqueza en sales minerales.

Resulta sumamente sencillo conseguir este efecto de una forma elemental mediante una

impregnación por medio de un electrolito cualquiera, tal como la sal común ( Cl Na) o el

carbonato sódico ( Na2 Co3), pero la elevada solubilidad de estas sales hace que sean

rápidamente arrastradas por las aguas de infiltración y mayormente en este tipo de terrenos. Otro

inconveniente es un elevado poder corrosivo sobre los electrodos metálicos de las tomas a tierra.

Por ello es importante la consecución de electrolitos de muy débil solubilidad, pero que

sean capaces de aumentar lo más posible la conductividad del terreno. Este fenómeno será tanto

más apreciable cuanto mayor sea la resistividad del terreno.

Otra solución puede ser la Bentonita (gel), aplicándose el porcentaje adecuado de acuerdo

a la resistencia de la malla a obtener.

Por último, es posible ubicar en ciertos sectores mallas de protección, las cuales pueden

ser aprovechadas por los edificios circundantes a ella, evitando así, que una gran cantidad de

mallas puedan provocar interferencia en equipos de baja potencia por ejemplo : computadores y

114


redes telefónicas. Con esto se puede realizar mallas de mayor área logrando un valor óhmico

mucho menor y evitando un mayor gasto en la construcción de más puestas a tierra (para cada

edificio).

4.2.2.4.- Soluciones a Tableros

La mayor parte de los tableros mencionados no cumplen con las normas del código

eléctrico (Instalaciones eléctricas en B.T. NCH Elec. 4/84), la cual servirá como base para la

mejora de ellos. Algunas especificaciones se mencionan a continuación.

Los tableros que requieren mayor prioridad para su reemplazo, son los correspondientes a

los edificios más antiguos : edificios C, D, E y P (sector no correspondiente a Computeca), y

luego todos los tableros en mal estado ya mencionados ( ver tabla 4.13 ).

Formas constructivas

Los materiales empleados en la construcción de los tableros deberán montarse dentro de cajas,

gabinetes o armarios. Los tableros de construcción capsulada podrán exceptuarse de esta

exigencia.

Los dispositivos y elementos que constituyen un tablero montado en gabinete quedarán

protegidos, además, por una tapa de características similares a las indicadas en Código

Eléctrico punto 6.2.1.3.

Los armarios ya mencionados en Código Eléctrico punto 6.2.1.1 se construirán de modo que

sean autosoportantes y se montarán anclados sólidamente al piso, serán accesibles por

115


cualquiera de sus lados. Si son accesibles en forma frontal los serán a través de una o más

tapas o puertas de batiente vertical, las cuales cumplirán en general con las exigencias hechas

en el Código Eléctrico puntos 6.2.1.3 y 6.2.1.5.

Todo alimentador principal debe llegar al aumático principal, y éste automático debe ser

compacto y regulable de capacidad, y luego conectarse a las barras de distribución.

Las barras de distribución se deberán montar rígidamente soportadas en las cajas, gabinetes o

armarios, y estarán convenientemente aisladas cuando corresponda.

Orden de Conexiado

Los conductores del lado de la alimentación llegarán siempre al dispositivo de maniobra y

desde allí pasarán al dispositivo de protección, en caso que éstos estén separados.

Los conductores del lado de la alimentación deberán llegar siempre a los contactos fijos de

interruptores, disyuntores, separadores o contactores.

Conexión a Tierra : Todo tablero deberá contar con una barra o puente de conexión a tierra.

4.3.- Opción Tarifaria UFRO

El consumo existente en la Universidad de la Frontera es en A.T., es así como existen

sólo dos opciones tarifarias que se encuentran dentro del marco correspondiente a este tipo de

consumo.

116


La opción tarifaria vigente en la UFRO es la AT3 ppp, es así como las facturas revisadas

nos muestran un consumo de energía calificado como parcialmente presente en punta (ppp),

donde la demanda leída está siendo usada parcialmente durante las horas de punta del sistema

eléctrico (mayo a septiembre, desde las 18:00 y 23:00 hrs.), independiente de si dicha potencia es

o no utilizada en el resto de las horas del año.

Luego donde se puede lograr un ahorro, es al utilizar una tarifa que lea un valor máximo

dentro de horas de punta y otro valor máximo fuera de ellas. Dentro de las horas de punta se

cobrará un valor unitario mucho mayor que fuera de ellas, por lo que para la demanda de la

Universidad, que posee sus consumos más altos fuera de horas punta, sería muy conveniente y

más aún si existiera una diferencia notoria entre estos dos consumos. La opción tarifaria

recomendada corresponde a la AT4.3 que consiste en la medición de energía mensual total

consumida, de la demanda máxima leída de potencia en horas de punta y de la demanda máxima

de potencia suministrada ( ver anexo D.1).

Considerando el cargo mensual por demanda máxima leída de potencia en horas punta de

la tarifa AT4.3, se debe tener cuidado de no tener consumos altos en este período, con lo que esta

tarifa rersultará muy conveniente, pero si por algún motivo dentro de este período existe algún

consumo alto, por lo menos en un día, éste afectará al historial de los pagos futuros de la

Universidad alzando su valor de facturación.

4.3.1.- Ejemplo de aplicación

117


A continuación se muestra un ejemplo de un consumo ideal para la tarifa AT4.3, en que

la diferencia de la potencia consumida entre horas punta y no punta es considerable. Luego se

realiza un estudio según los consumos reales de la Universidad, considerando que a lo largo de

todo el año los consumos más altos se realizaron fuera de horas de punta. (ambos estudios

realizados sin considerar el cargo fijo mensual ni el cargo por energía sobre ambas opciones

tarifarias).

Fig. 4.14 Consumo ideal para tarifa AT4.3 Peak más alto 677 Kw en horas fuera de punta, a las 12:00 hrs. del día.

Peak más alto 200 Kw en horas punta, a las 18:00 hrs. del día, es decir el 30% del anterior.

La diferencia, es decir, el ahorro respecto de la tarifa actual (AT 3ppp) es del 40%.

Tabla 4.14.- Cálculo opciones tarifarias

Consumo ejemplo Tarifa AT4.3

Tarifa AT 3ppp

Diferencia

P. no Punta $ no Punta P.Punta $ Punta

118


879,9 2.632,6 2.790677 595.692 200 526.520 1.122.212 1.888.830 -766.618

donde :

P. no Punta: potencia en horas fuera de punta (val. unit.del Kw, $879,9 para tarifa AT4.3)

Punta : potencia en horas de punta (val. unit.del Kw, 2.632,6 para tarifa AT4.3)

$ no Punta : $879,9 x P.no punta

$ Punta : $2.632,6 x P.Punta

Valor unitario del Kw AT3.ppp : $2.790.-

“Todos los precios están actualizados a Diciembre de 1997 y están sin IVA incluído”.

El ejemplo demuestra que esta opción puede ser muy conveniente cuando se tiene un tipo

de consumo como el de la gráfica. Muestra también que lograr un ahorro con la tarifa AT4.3 no

es difícil si se logra una educación en el consumo de la energía eléctrica.

4.3.2.- Perfiles de consumo de subestaciones

119


Para obtener una buena resolución en la elección de la opción tarifaria para el Campus

Andres Bello de la UFRO, se requiere de los gráficos de consumo de las subestaciones. Es por

eso que se muestra a continuación los gráficos de las potencias por fase obtenidas mediante las

mediciones realizadas a los distintos transformadores.

Fig. 4.15 Consumo Subestación Nº1

120




121


Las gráficas muestran consumos reales de la Universidad para un día de mediados de

Noviembre de 1997.

4.3.3.- Evaluación de la tarifa

Las tablas 4.15 y 4.16 muestran la diferencia entre la tarifa AT3 ppp, actualmente vigente

en la Universidad, y la tarifa AT4.3 sugerida, considerando los consumos reales efectuados por la

Universidad durante el año 1997.

“Todos los precios están actualizados a Diciembre de 1997 y están sin IVA incluído”.

“Ademas, no se considerar el cargo fijo mensual, ni el cargo por energía en cada caso ya que

estos no sufren variación de una tarifa a otra”.

122



CONSUMO TRAFO 1-2 (Fco. Salazar) Tarifa actual UFROMES Tarifa

AT4.3Tarifa AT 3ppp

Diferencia

P. no Punta $ no Punta P.Punta $ Punta 879,9 2.632,6 2.790

8-oct-97 677 595.692 339 891.135 1.486.827 1.888.830 -402.003 4-sep-97 677 595.692 339 891.135 1.486.827 1.888.830 -402.003 6-ago-97 677 595.692 339 891.135 1.486.827 1.888.830 -402.003 9-jul-97 698 614.170 349 918.777 1.532.948 1.947.420 -414.472 6-jun-97 635 558.737 318 835.851 1.394.587 1.771.650 -377.063 7-may-97 176 154.862 88 231.669 386.531 491.040 -104.509 8-abr-97 654 575.455 327 860.860 1.436.315 1.824.660 -388.345 6-mar-97 654 575.455 327 860.860 1.436.315 1.824.660 -388.345 6-feb-97 654 575.455 327 860.860 1.436.315 1.824.660 -388.345 9-ene-97 654 575.455 327 860.860 1.436.315 1.824.660 -388.345 5-dic-97 654 575.455 327 860.860 1.436.315 1.824.660 -388.345

-4.043.778

123



CONSUMO TRAFO 3 (URUGUAY) Tarifa actual UFROMES Tarifa

AT4.3Tarifa AT 3ppp

P. no Punta $ no Punta P.Punta $ Punta 879,9 2.632,6 2.790

8-oct-97 152 133.745 76 200.078 333.822 424.080 -90.258 4-sep-97 152 133.745 76 200.078 333.822 424.080 -90.258 6-ago-97 159 139.904 80 209.292 349.196 443.610 -94.414 9-jul-97 163 143.424 82 214.557 357.981 454.770 -96.789 6-jun-97 166 146.063 83 218.506 364.569 463.140 -98.571 7-may-97 176 154.862 88 231.669 386.531 491.040 -104.509 8-abr-97 176 154.862 88 231.669 386.531 491.040 -104.509 6-mar-97 176 154.862 88 231.669 386.531 491.040 -104.509 6-feb-97 176 154.862 88 231.669 386.531 491.040 -104.509 9-ene-97 176 154.862 88 231.669 386.531 491.040 -104.509 5-dic-97 176 154.862 88 231.669 386.531 491.040 -104.509

-1.097.342

124


A cada mes se debe agregar el arriendo del medidor que excede en $ 9.000

aproximadamente al medidor que actualmente arrienda la Universidad.

Ahora el ahorro logrado dependerá de cuan grande o pequeño sea el consumo durante el

año, principalmente en las horas de punta.

En este estudio se ha considerado que el peak de potencia máximo ocurre en horas fuera

de punta, como lo arrojan las gráficas obtenidas directamente de los transformadores, y que el

peak máximo en horas punta corresponde al 50% del anterior. Con esto se tiene un ahorro

respecto de la tarifa actual aplicada a la Universidad del 21 % aproximadamente. De la tabla se

observa que la tarifa AT 4.3 resulta económica hasta que el peak en horas punta sea menor que

1/1,38 veces el peak máximo en horas no punta, es decir aproximadamente el 70%. En este

punto ambas tarifas arrojan valores aproximadamente iguales.

4.3.4.- Observación

El vencimiento del período de duración de la opción tarifaria vigente en la Universidad

posee una fecha anual de término para cada servicio que ésta posee.

a) El 5 de Abril de cada año para el Nº de servicio 44105. (Facturación Trafo Nº3)

b) El 19 de Marzo de cada año para el Nº de servicio 44106. (Facturación Trafo Nº1 y Nº2)


125


Para que la opción tarifaria AT4.3 sea una buena alternativa para la facturación del

consumo de la Universidad es absolutamente necesario poder bajar los niveles de consumo antes

de las 18:00 hrs. y hasta las 23:00 hrs. entre los meses de mayo y septiembre, con lo que se

obtendrá un ahorro considerable, de lo contrario puede no resultar una opción económica

conveniente.

4.4.- Niveles de Iluminación

Al considerar los múltiples beneficios psicológicos, fisiológicos, laborales y productivos

que aporta a la actividad humana una buena iluminación, se ha realizado una medición del nivel

de ésta, existente en algunas oficinas, salas, aulas y laboratorios de la Universidad de la Frontera,

con el propósito de proporcionar datos y orientación, logrando a futuro el máximo de comodidad

para quienes deban trabajar en estos lugares.

Se realizaron cinco o más mediciones, dependiendo del tamaño del lugar. Luego se

obtuvo el promedio de las lecturas, tanto para los con luz natural como para los con luz artificial.

El instrumento utilizado fue el luxómetro del departamento de Ingeniería Eléctrica.

4.4.1.- Medición de niveles de iluminación

126


A continuación se presentan las mediciones hechas en los lugares ya mencionados:

Tabla 4.17.- Niveles de Iluminación

Edificio Lugar LuxC/luz natur. C/luz artif.

A (1º piso) Oficina Nº 16 6,3 76Oficina Nº 5 5,5 95

A (2º piso) Oficina Nº 25 530 1452

B (1º piso) Oficina Secretaría 26,3 400Sala de conferencia - 400

B (2º piso) Administ. Y Auditoría 183 684

C Oficina Nº 1 9,3 270Oficina Nº 2 81,4 415

D Sala D-106 402 656Pasillo 55 105

E Sala Computación E-106 A 14 250Oficina E-106 B 148 435

Biblioteca. (1º piso) Sala Jorge Teillier 145 400

Biblioteca (2º piso) Sala Pedro de Oña 487 770

Depto. Física Laboratorio J-102 241 355Oficina J-17 33 278Sala I-105 330 491

Depto. Matemática Oficina profesor 299 478Sala de computación 298 609

N Sala Nº 102 102 332Oficina Nº 14 418 498

O Sala Nº 402 102 332

127


Oficina Nº 44 418 498

Computeca Sala de trabajo 86 242

R Sala R-101 474 619Sala R-107 431 532

RA Sala RA-2003 244 641Sala RA-1002 281 502

Módulo menor Sala Nº 1002 269 579

Química Lab. Química Gral. 665 840Lab. Productos Naturales. 651 745Sala de Balanzas 266 369Oficina Nº 1 103 234Sala computadores 387 449

Valentín letelierAgronomía Oficina (1) 1029 1267

Oficina (2) 110 184

Depto. Ing. Eléctrica Sala 11 753 970Sala 13 882 1258Oficina 24 573 754Sala de computación (1) 286 456Sala de computación (2) 253 456

Sala de consejo 519 862

Agroindustria Laboratorio 622 805

Obras Civiles Sala de dibujo 780 1364Sala de clases 369 928Oficina de profesor 480 652

Se han destacado aquellos valores de la tabla que escapan de los niveles mínimos para la

iluminación de locales asistenciales y educacionales según normas del Código Eléctrico (NCH

Elec pto. 11.3.3)

128


4.4.2.- Valores requeridos en salas y lugares de trabajo (oficinas), según código Eléctrico.

Tabla 4.18.- Normas de niveles de Iluminación

Tipo de recinto Nivel de iluminación (lux)Oficinas 400Salas de espera 150Pasillos 100Salas de clase de enseñanza superior 300Salas de dibujo 600Salas de profesores 400Biblioteca 400

4.4.3.- Observaciones

La mayoría de los niveles de iluminación se encuentran en los rangos establecidos por las

normas del Código Eléctrico, a diferencia de nueve mediciones que no lo están, es decir, un 20%

aproximadamente de las mediciones totales realizadas a los diferentes recintos de la Universidad.


129


El estudio no muestra de manera directa la realidad de la Universidad, ya que se da a

conocer un marco general del estado del nivel de iluminación, sin la totalidad de las oficinas o

lugares de trabajo. Pero sí es necesario establecer medidas y soluciones urgentes en aquellos

lugares donde no se cumplen las normas exigidas.

Los valores varían de acuerdo a la ubicación del lugar estudiado, y a la cantidad de

fuentes luminosas que se encontraban en óptimas condiciones de trabajo.

4.4.5.- Variables que inciden en la implementación de un proyecto de iluminación.

Rendimiento o eficiencia visual. El valor del rendimiento visual para la recepción de un objeto

es mayor al aumentar la iluminación hasta un cierto nivel (ver tabla 4.18).

Confort y satisfacción visual. Tanto el bienestar que otorga el alumbrado y la atmósfera que es

capaz de crear, deben ser considerados en cualquier espacio. Esto es la reflectancia de cielos y

muros. A medida que los colores son más claros, la reflectancia será mayor (Blanco: 0,7).

Como referencia la reflectancia del piso se adopta 0,2 y para el plano de trabajo 0,1.

Eficiencia energética y costos. Las lámparas fluorescentes, comparadas con las ampolletas

convencionales, consumen hasta un 80% menos de energía, entregan más luz por watt, tienen

una vida útil 8 veces superior, pero son más caras. Es conveniente usar estas lámparas en

lugares que requieran permanecer encendidas durante 6 o más horas del día, por ejemplo en

salas de clases y oficinas.

4.5.- Evaluación predictiva del sistema actual a 5 años.

130


Se asume que el sistema eléctrico de la Universidad de la Frontera se verá favorecido

luego de la entrega de este estudio, que considera las construcciones realizadas a fines de 1997 y

durante 1998. Para tener una visión clara de aquí a cinco años, es necesario considerar las

construcciones proyectadas, conociendo sus requerimientos de consumo. Con esto el sistema

eléctrico deberá crecer, y necesariamente no se podrá tocar el sistema actual diseñado para las

cargas actuales, con lo que se tendrá que realizar la construcción de nuevos circuitos y de una o

más subestaciones según lo requieran los nuevos edificios a construir.

A continuación se mencionan proyectos construidos y a proyectar de aquí a cinco años.

TABLA 4.19.- PROYECTOS AÑO 1997Proyectos año 1997 Potencia ( KW )

Ampliación Pabellón Matemática 20 Ampliación Clínica Psicológica desconocidaSala Multimedia ( Histología ) 3,7 Construcción oficina en edificio Agroindustria 2,65

Tabla 4.20.- Proyectos año 1997Proyectos año 1998 Potencia ( KW )

Planta piloto para tratamientos de Elementos (Agroindustria) 9,11 Ampliación Computeca desconocidaAmpliación Edificio Instituto de Información Educativa desconocidaGimnasio Olímpico 109.83Construcción Aulas 2º piso pabellón “ E “ desconocidaConstrucción Hogar, XI Región I Etapa (red pública de B.T.)

TABLA 4.21.- PROYECTOS FUTUROSProyectos de aquí a cinco años Potencia ( KW )

Infoteca desconocida Espacios Estudiantiles desconocidaFacultad de Agronomía y C. Forestal desconocida

131


Departamento de Sistemas (Decanato) desconocidaDepartamento de Física y Matemáticas desconocidaDepartamento de Mecánica desconocida

La potencia de cada edificio proyectada debe ser necesariamente conocida para la

realización del proyecto eléctrico.

Asumiendo 20 Kw para cada potencia desconocida (para un edificio relativamente

grande), y considerando las ya conocidas, sin tomar en cuenta la potencia del Gimnasio Olímpico

(tomado de la red pública de baja tensión), se tiene:

Pc = 35,46 Kw Pd = 20 Kw x 10 = 200 Kw Pt = 235,46 Kw

S = Pt / FP = 262 KVA (considerando el Factor de potencia igual a 0,9)

Donde:

Pc, Pd : Potencia conocida y Potencia desconocida respectivamente

Pt : Potencia total

S : Potencia aparente

Con esto se tiene que por lo menos es necesario suministrar una potencia de 262 KVA,

para compensar la adición de los nuevos consumos, y necesariamente se deberá realizar una

redistribución de cargas de las subestaciones ya existentes, de acuerdo al lugar físico en que estos

consumos se encuentren.

132


Considerando el aumento del consumo en el sector V. Letelier, por ejemplo la ampliación

de la Clínica Psicológica, del Centro Informático de la Araucanía y la sala de multimedia en

Histología, además de la sobrecarga del transformador que alimenta este sector, es preciso

instalar una nueva subestación al lado del acceso cercano a Feufro. De este modo sería necesario

desconectar al alimentador actual y conectarlo a la nueva subestación, sin necesidad de construir

uno nuevo o modificar el existente.

La potencia asignada a la nueva subestación es de 169 Kw , los que corresponden a los

edificios : Feufro, Edificio V. Letelier, I. E. Indígenas, Centro Informático de la Araucanía,

Viveros y las ampliaciones ya mencionadas (44 KVA).

Esto demuestra que se requiere de por lo menos de una subestación de una capacidad de

100 KVA (considerando el factor de sobrecarga), la que suplirá la sobrecarga presentada por la

subestación Nº2 y cualquier proyección en el sector V. Letelier.

La potencia restante en las proyecciones a futuro, es de alrededor de 220 KVA, con lo que

nuevamente es necesario la instalación de otra subestación , esta vez situada en el sector cercano

al departamento de Ingeniería Eléctrica por ser el punto más cercano a la mayoría de los edificios

a construir.

133

Conclusiones Generales

CONCLUSIONES GENERALES

A medida que aumenta el consumo de sofisticados equipos electrónicos, motores con

control de ajuste de velocidad, etc., el sistema eléctrico se ve expuesto a los factores

mencionados en el presente trabajo. El sistema eléctrico puede ser proyectado para estos tipos de

consumos, pero para sistemas ya existentes es un problema que requiere solución inmediata. Por

ejemplo a mayor cantidad de equipos generadores de armónicos, mayor será el espectro de

armónicos y las soluciones más complejas, ya que una dependerá de la otra.

Un sistema eléctrico, ya existente, requiere de una mantención constante, debido a que en

el transcurso del tiempo se ve expuesto a un crecimiento determinado por el aumento de sus

consumos y por otro lado al deterioro en sus componentes (conductores, aislación, tableros etc.).

Debido al crecimiento del sistema eléctrico del Campus Andrés Bello y a la antiguedad

del mismo en ciertos edificios, resulta necesaria su modernización en cuanto a que cumpla con

las normas actuales (técnicas y de seguridad) de todo sistema eléctrico, por ejemplo: el estado de

las líneas subterráneas y sus respectivas cámaras no representan de manera fidedigna las normas

establecidas por el código eléctrico, cuya causa puede ser su mal mantenimiento, construcción

fuera de las normas eléctricas o modernización del Código Eléctrico Chileno. Por otro lado, la

prioridad en cuanto a normas y a modernización, es la que requieren los tableros generales de

distribución de gran parte de los edificios del Campus.

134


Es importante en la proyección de un sistema eléctrico tener en consideración el

dimensionamiento adecuado de éste, tomando en cuenta las edificaciones futuras, ya que en la

manera que se conozca la capacidad del sistema y la requerida por las nuevas edificaciones, se

puede evitar un colapsamiento en el funcionamiento del sistema en el futuro, por ejemplo: en la

Universidad de la Frontera, cada subestación representa de qué manera ha crecido el consumo en

el sector al cual alimenta. Es por ello que en la medida que se regularice los consumos (su

distribución) mediante un mantenimiento constante a cargo de un ingeniero calificado, se tendrá

un óptimo rendimiento para cada una de ellas.

Por supuesto es necesario tener un conocimiento preciso del sistema eléctrico actual de la

Universidad, para efectos de estudios y proyecciones a futuros sobre el mismo, por lo que es

necesario contar con planos independientes de los circuitos alimentadores, tanto para cada

edificio como para iluminación de áreas verdes.

Un sistema eléctrico en crecimiento cuenta con mayores dimensiones de energía eléctrica

para las que fue proyectado, por lo que se requiere de un nuevo dimensionamiento de

protecciones en consideración a los nuevos consumos, y de la proyección de éstas en las nuevas

instancias que lo requieran. Por ejemplo, la proyección de puestas a tierra en las edificaciones de

mayor envergadura. Por las características del terreno del Campus Andrés Bello, cualquier diseño

de puesta a tierra involucra utilizar una gran superficie. Es importante decir que en una

proyección de Puesta a Tierra, el ingeniero podrá tener todas las apreciaciones consideradas antes

de la proyección, para que ella cumpla como un elemento de protección. Pero también tendrá que

tener en cuenta que el medio que la rodea afectará de manera importante al valor óhmico en el

135


cálculo, es decir, para cumplir con todo lo proyectado es necesario realizar una mantención

periódica, tanto en la parte física como en la medición de la Puesta a Tierra.

Hoy en la Universidad de la Frontera, está la preocupación de realizar una modernización

y mantención en las áreas ya mencionadas. Para ello, la Universidad requiere de un Ingeniero en

Electricidad a tiempo completo, que realice esta labor periódicamente, el cual debe estar al tanto

de la situación actual del sistema eléctrico, y además, debe coordinar los trabajos de ampliación y

modernización con los contratistas encargados de los proyectos eléctricos de las nuevas

edificaciones, para su posterior enlace con el sistema ya existente en la Universidad. Es

importante señalar que todo cambio, modernización y mantención en éste sistema, debe ser

notificado a una entidad universitaria, la División de Servicios por ser la más apropiada, la cual

en común acuerdo con el Ingeniero en Electricidad, podrá aprobar o rechazar la iniciativa.

Finalmente se puede concluir que este trabajo sirve como un documento de apoyo, para la

realización de las proyecciones a futuro del sistema eléctrico del Campus Andrés Bello, y para la

mantención y proyección de cualquier sistema eléctrico en modernización, para lograr una buena

calidad de la energía.

136

Bibliografía

BIBLIOGRAFÍA

1.- Voz-Datos-Imagen, Manual VDI - Legrand, 1997.

2.- Luminotecnia y sus aplicaciones, Emilio Carranza Castellanos, Diana, México,

1993.

3.- Protección Electromagnética en las Instalaciones Telefónicas, planta exterior (I);

A. Rodríguez de Torres, España, 1992.

4.- Instalaciones Eléctricas en las edificaciones, Alberto Guerrero, Mc Graw Hill,

España, 1992.

5.- Levantamiento actualizado y estudio del sistema eléctrico, Campus Andrés Bello,

consugerencias de mejoras inmediatas, C. Martínez, J. Retamal, Trabajo de

Título UFRO, 1985.

6.- Análisis de Señales Eléctricas “Análisis de Armónicos”, M. Rebolledo, Trabajo

de Título UFRO, 1993.

7.- Estudio de Factibilidad Técnico Económica de la Transformación de Red

Eléctrica Aérea a Subterránea, Carlos Meriño y Rodrigo Morán, Trabajo de

137

Bibliografía

Título UFRO, 1995.

8.- Diario Oficial de la República de Chile, Miércoles 25 de Junio de 1997.

9.- Diario Oficial de la República de Chile, Sábado 26 de Julio de 1997.

10.- Medición y Diseño de Mallas de Tierra, Departamento de Ingeniería Eléctrica,

Temuco, 1993.

11.- Código Eléctrico, Carlos González, Publiley, 1997.

12.- Tablas y Curvas Patrón para Sondeos Eléctricos Verticales sobre terrenos

estratificados, Ernesto Orellana, Harold Mooney, Interciencia, Madrid, 1966.

13.- Marco Teórico, Estándares y Borrador de la Norma Chilena, Guillermo Bravo,

CGE Buin, 1997.

14.- Procobre “Centro Chileno de promoción del cobre”, Unidades del I al VIII, Jorge

Araya y Francisco Sandoval, 1997.

15.- Memoria Técnica CGE Temuco, 1994.

138

Anexo A : Normas relacionadas con la Calidad de la Energía

ANEXO A

NORMAS RELACIONADAS CON LA CALIDAD DE LA ENERGÍA

A.1.- Normas existentes con sus respectivas áreas de acción

IEEE 519 1992 se aplica a sistemas de baja, media y alta tensión.

IEC 1000-2-2 se aplica sólo a sistemas de baja tensión.

IEC 77B se aplica a sistemas de media tensión.

CIGRE WG 36.05 (3) se aplica a sistemas de media tensión.

CIGRE WG 36.05 (2) se aplica a sistemas de alta tensión.

Todas ellas fijan límites respecto a los valores máximos de contenidos armónicos

presentes en las señales de tensión y corriente de los sistema de distribución.

A.2.- Normas aplicables a la Distorsión Armónica

A.2.1.- Límites de la Norma IEC 555-2

La norma IEC 555-2 establece las exigencias sobre armónicas que deben cumplir todos

aquellos equipos que consumen menos de 16 A por fase en la red de 220V a 415V. Entre ellos

figuran los computadores personales y los televisores.

139


La Norma establece los límites en base a valores eficaces (rms) de cada armónica. La

relación entre el valor eficaz y el valor máximo es:

I ArmsI Amax

rmshmh

2 (A.1)

El valor efectivo total es la suma cuadrática del valor rms de cada armónica:

I Arms I I I Irmsh rms rms rms rmsh 21

22

23

2.... (A.2)

A.2.2.- Norma IEEE-519 y reglamento de la ley general de servicios eléctricos (Chile)

Las Normas definen para establecer los factores siguientes:

THVV V V

V

h

2

22

32

1

100....

% (A.3)

THII I I

I

h

2

22

32

1

100....

% (A.4)

donde:

140


THV : distorsión total de voltaje

Vh : voltaje RMS asociado a las armónica h

THI : distorsión total de corriente

Ih : corriente RMS asociada a la armónica h

La norma IEC define en forma levemente diferente estos factores:

DHVV V V

V V V V

h

h

22

23

2

21

22

23

2100

....

....% (A.5)

D H II I I

I I I I

h

h

22

23

2

21

22

23

21 0 0

. . . . .

. . . . .% (A.6)

a) Límite de distorsión de voltaje

La norma IEEE-519 y el Reglamento que probablemente regirá en Chile establece los

límites de distorsión de voltaje indicados en la tabla A.1.

Tabla A.1.- Límites de Distorsión de Voltaje

VOLTAJE NOMINAL Vh/V1 100 THV

141


Vnom 69 kV 3,0 5,069 kV Vnom 161kV 1,5 2,5

Vnom 161KV 1,0 1,5

b) Límite de distorsión de corriente

La norma IEEE-519 y el Reglamento que probablemente regirá en Chile establece una

tabla límite para las corrientes armónicas inyectadas por un usuario. Para establecer este límite

se debe conocer:

El valor de la corriente de cortocircuito Isc en el empalme del usuario, es decir, en el lugar

donde se medirá la inyección de armónicas. Este valor debe ser entregado por la compañía

distribuidora de electricidad ya que depende del valor de sus transformadores de distribución.

La demanda media IL el usuario, calculada como el valor medio de las demandas máximas

leídas durante los 12 meses precedentes a la medición.

Con estos valores se determinan los valores máximos permitidos de distorsión de

corriente de cada usuario en particular. La tabla A.4 nos muestra a continuación los límites de

distorsión de corriente válidos para redes de 120V a 69 KV, y con distorsión Armónica en

porcentaje de IL (h impar).

Tabla A.2.- Límites de Distorsión de Corriente

ISC/IL h < 11 11 h 17 17 h 27 27 h 35 35 h THI< 20 4,0 2,0 1,5 0,6 0,3 5,0

142


20 < 50 7,0 3,5 2,5 1,0 0,5 8,050 < 100 10,0 4,5 4,0 1,5 0,7 12,0

100 < 1000 12,0 5,5 5,0 2,0 1,0 15,0> 1000 15,0 7,0 6,0 2,5 1,4 20,0

143

Anexo B : Métodos de Cálculo de Regulación

ANEXO B

MÉTODOS DE CÁLCULO DE REGULACIÓN

B.1.- Método de cálculo de regulación en transformadores

Conociendo el nivel de renta de la población y el número de consumos se determina la

demanda máxima en KVA diversificada en el transformador.

- Consumos tipo residenciales :

Sectores de renta baja : 200 - 350 Watts / servicio.

Sectores de renta media : 400 - 600 Watts / servicio.

Sectores de renta alta : 700 - 1000 Watts / servicio.

- Para consumos distintos a los anteriores, determinar la demanda máxima en cada caso.

Determinar el porcentaje de carga del transformador en función de la demanda máxima

diversificada.

Con los datos anteriores determinar la regulación en el transformador en base a las tablas y/o

gráficos (ver tablas B.1, B.2 y B.3).

Cuando el factor de potencia es distinto a los tabulados ( 0,9 - 0,95 - 1,0 ) se calcula la

regulación a partir de la siguiente expresión :

C % = R % cos + X % sen (B.1)

144


donde :

R = resistencia del conductor en ohms/Km

X = reactancia del conductor en ohms/Km.

El valor de caída de tensión resultante C, corresponde a un 100 % de la carga.

Tabla B.1.- Caída de tensión en Transformadores Monofásicos (5,10 y 15 KVA)

% de 5KVA 10 KVA 15 KVAcarga cos cos cos

0.9 0.95 1.0 0.9 0.95 1.0 0.9 0.95 1.050 1.9 1.8 1.5 1.7 1.6 1.1 1.7 1.5 1.060 2.3 2.2 1.8 2.1 1.9 1.4 2.0 1.9 1.270 2.7 2.6 2.1 2.4 2.2 1.6 2.3 2.1 1.480 3.1 3.0 2.4 2.8 2.5 1.8 2.6 2.4 1.690 3.5 3.3 2.7 3.1 2.9 2.0 3.0 2.7 1.8100 3.9 3.7 3.0 3.5 3.2 2.3 3.3 3.0 2.0110 4.2 4.0 3.3 3.8 3.5 2.5 3.6 3.3 2.2120 4.6 4.4 3.6 4.2 3.8 2.7 4.0 3.6 2.4130 5.0 4.8 3.9 4.5 4.1 2.9 4.3 3.9 2.6

Tabla B.2.- Caída de tensión en Transformadores Trifásicos (15, 30 y 45 KVA)

% de 15 KVA 30 KVA 45 KVAcarga cos cos cos

0.9 0.95 1.0 0.9 0.95 1.0 0.9 0.95 1.050 2.0 1.9 1.5 1.8 1.6 1.2 1.7 1.5 1.060 2.3 2.2 1.8 2.0 1.9 1.4 2.0 1.8 1.270 2.7 2.6 2.1 2.4 2.2 1.6 2.3 2.1 1.480 3.1 2.9 2.4 2.8 2.6 1.8 2.6 2.4 1.690 3.5 3.3 2.7 3.1 2.9 2.1 3.0 2.7 1.8100 3.9 3.7 3.0 3.5 3.2 2.3 3.3 3.0 2.0110 4.2 4.0 3.3 3.8 3.5 2.5 3.6 3.3 2.2120 4.6 4.4 3.6 4.2 3.8 2.8 4.0 3.6 2.4130 5.0 4.8 3.9 4.5 4.2 3.0 4.3 3.9 2.6

Tabla B.3.- Caída de tensión en Transformadores Trifásicos ( 75, 150 y 300 KVA)

% de 75 KVA 150 KVA 300 KVA

145


carga cos cos cos 0.9 0.95 1.0 0.9 0.95 1.0 0.9 0.95 1.0

50 1.6 1.4 0.9 1.5 1.3 0.8 1.4 1.2 0.760 1.9 1.7 1.1 1.8 1.6 1.0 1.7 1.5 0.870 2.2 2.0 1.3 2.1 1.9 1.1 2.0 1.8 1.080 2.5 2.3 1.4 2.4 2.1 1.3 2.3 2.0 1.190 2.9 2.5 1.6 2.7 2.4 1.4 2.6 2.3 1.3100 3.2 2.8 1.8 3.0 2.7 1.6 2.9 2.5 1.4110 3.5 3.1 2.0 3.3 2.9 1.8 3.2 2.8 1.5120 3.8 3.4 2.2 3.6 3.2 1.9 3.5 3.0 1.7130 4.1 3.7 2.3 3.9 3.5 2.1 3.8 3.3 1.8

B.2.- Método de cálculo de regulación para líneas de BT

El método de cálculo está basado en la determinación de los KVA por metro por tramo,

es decir, en el producto de la suma de los KVA servidos en un tramo más los KVA que circulan a

través de él, por la longitud en metros de dicho tramo. Existen diversos métodos para efectuar

éste cálculo, pero en el método de las sumas de los KVA por metro de cada tramo del circuito,

se puede apreciar como se distribuye la caída de tensión en los distintos tramos .

Dado un tramo de longitud L = L1 + L2 + ......+ Ln metros del cual se alimentan las cargas

K1 ,K2 ,.....,Kn en KVA se tiene :

146


Fig. B.1 Esquema Circuito Lineal

C1 = L1 (K1+ K2 + ..... + Kn ) (B.2)

C2 = L2 ( K2 + ............. + Kn ) (B.3)

Cn = Ln Kn (B.4)

Donde C representa los KVA por metro (m) del tramo considerado.

En los casos de cargas uniformemente distribuidas o en los que se pueda asumir como

una carga uniformemente distribuida, se puede representar por la suma de ellas como una carga

concentrada en el medio del tramo respectivo. En éste caso se utiliza el siguiente procedimiento :

Fig. B.2 Esquema Circuito Lineal uniformemente distribuidas

L0 = longitud en metros del tramo S - A

147


L1 = longitud en metros del tramo A - B

KD= K1+ K2 + ..... + K8 , representa la carga concentrada en el tramo L1

Luego los KVA x m quedan determinados por :

Tramo S - A : C0 = KD x L0 [ KVA x m ]

Tramo A - B : C1 = KD x L1 / 2 [ KVA x m ]

Los valores de Ci resultantes se llevan a las curvas de regulación y se determina la

regulación para un determinado conductor, o el conductor necesario para una determinada

regulación en cada tramo. Sumando las caídas de tensión en los tramos se tiene la regulación

total.

Para comprender mejor el procedimiento se analiza un circuito con ramales y carga

distribuida ( figura B.3 ).

148


Fig. B.3 Esquema Circuito Ramificado

Análogamente al caso anterior, si se desea calcular la regulación en el punto 5, se deben

calcular los Ci [ KVA x m ] de los tramos anteriores : S - 1, 1 - 2 y 2 - 5.

Tramo S - 1 : C1 = L1 ( K1 / 2 + K2 + K3 + K4 + K5 ) [ KVA x m ] (B.5)

Tramo 1 - 2 : C2 = L2 ( K2 / 2 + K3 + K5 ) [ KVA x m ] (B.6)

Tramo 2 - 5 : C2 = L2 ( K2 / 2 + K3 + K5 ) [ KVA x m ] (B.7)

Finalmente los KVA x m calculados son llevados a las tablas para multiplicarlos por el

factor correspondiente al conductor utilizado ( dado por cada 1000 KVA x m ) con lo que se

tiene la regulación.

La tabla B.4 muestra el Porcentaje de Regulación por cada 1000 KVA x m.

149


Tabla B.4.- Regulación en conductores de cobre

Conductor de Cobre Regulación

CalibreAWG

Secciónmm2

Líneas de B.T.Trifásicas

Líneas de B.T.Monofásicas

7 10.6 1.30 7.805 16.8 0.86 5.143 26.7 0.57 3.402 33.6 0.46 2.76

1/0 53.5 0.31 1.882/0 67.4 0.26 1.55

Tabla B.5.- Parámetros eléctricos de conductores de cobre

CalibreAWG

Secciónmm2

R 50 º COhm/Km

XOhm/Km

7 10.6 1.87 0.355 16.8 1.20 0.333 26.7 0.76 0.322 33.6 0.60 0.31

1/0 53.5 0.38 0.302/0 67.4 0.30 0.29

150


Fig. B.4 Curvas de Regulación en Líneas de BT Trifásicas (Fp 0.95)

Fig. B.5 Curvas de Regulación en Líneas de BT Monofásicas (Fp 0.95)

151

Anexo C : Resistencia de Puesta a Tierra

ANEXO C

RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA

C.1.- Expresiones para configuraciones típicas

A continuación se entregan las expresiones analíticas correspondientes a la resistencia de

puesta a tierra de algunos electrodos elementales de uso frecuente, supuestamente ubicados en un

terreno homogéneo de resistividad equivalente .

Resistencia de radio a(m), con la sección en la superficie del suelo:

Ra

2

[ ] (C.1)

Barra vertical de radio a (m) y longitud l (m).

Enterrada desde una profundidad de t(m)

Rl

Lnl lt

a t t a

4

4 8

2 4

2

2 2 [ ] (C.2)

Enterrada desde la superficie (t=0)

152


Rl

Lnl

a

2

21 [ ] (C.3)

Conductor cilíndrico horizontal de radio a(m) y longitud l(m).

Enterrada a una profundidad de h(m), con h<1

Rl

Lnl

ah

h

l

h

l

h

l

2

22 2

2

2 2

2

4

4 .... [ ] (C.4)

Enterrada desde la superficie (h=0)

Rl

Lnl

a

2

21 [ ] (C.5)

Lámina horizontal de sección a(m) x b(m) y longitud l(m), enterrada a una profundidad de

h(m), con b<a y h<1:

Rl

Lnl

ah

a ab

a b

h

l

h

l

h

l

2

2

21 2

2

2 2

2

2

2

2

2 .... [ ] (C.6)

Electrodo anular de radio A(m) y radio del conductor a(m), enterrado horizontalmente a una

profundidad de h(m):

153


RA

LnA

aLn

A

h

4

8 42 [ ] (C.7)

Disco plano, de radio a(m) enterrado a una profundidad de h(m).

- Horizontal, con a<h

Ra h

a

h

a

h

8 8

17

48

33

640

2

2

4

4 ...... [ ] (C.8)

- Vertical, siendo h la profundidad media y a<h

Ra h

a

h

a

h

8 8

17

96

99

5120

2

2

4

4 ...... [ ] (C.9)

También existe la resistencia de puesta a tierra de electrodos compuestos, cuyas

expresiones se obtienen aplicando los métodos empleados para electrodos elementales, los que se

encuentran determinados por la resistencia mutua entre pares de electrodos.

Para el conjunto de las configuraciones más típicas se puede determinar que la resistencia

queda dada por la fórmula general:

Rl

LnK L

a h

2 2

2

[ ] (C.10)

154


La siguiente tabla C.1 muestra configuraciones que quedan caracterizadas por un valor

específico del parámetro K y del parámetro L.

Tabla C.1.- Configuraciones típicas con sus respectivos parámetros.

Tipo de Configuración Largo L Constante K Aproximación

l 1

2l 2 2h<<s

3l 1.46

4l 2.39

6l 8.49

6l 192

4l 4.25 2h<<1

2 1 2( )l l5.816.428.17

l1 =1.5 l2

l1 =2.0 l2

l1 =3.0 l2

C.2.- Métodos aproximados para el cálculo de resistencia de una malla a tierra.

Método de Laurent

155


Este método calcula la resistencia de una malla de tierra sin barras verticales, usando una

modificación de la expresión para el electrodo plano circular enterrado en terreno homogéneo,

agregando un segundo término:

RL

4

[ ] (C.11)

donde:

: resistividad del terreno homogéneo equivalente

L : longitud del conductor enterrado de la malla [m]

:

:

radio de un círculo plano, de igual área que la ocupada por la malla [m]

Sm/.

Sm : Superficie de la malla

Método de Schawrz

Método más complejo, cuyo procedimiento es para una malla formada por un reticulado y

un conjunto de barras verticales, donde se determina en forma separada la resistencia del

reticulado, R1, y de las barras, R2.

Las expresiones siguientes, K1 y K2 son coeficientes que dependen de la configuración

de la malla:

156


Kh

S

A

B1 1 432 3

0 044 ,,

, (C.12)

Kh

S

h

S

A

B2 5 58

0 15

, , (C.13)

donde:

h : profundidad de enterramiento del reticulado [m]

S : superficie cubierta por la malla [m²]

A : lado mayor del reticulado [m]

B : Lado menor del reticulado [m]

La resistencia del reticulado es:

RL

LnL

QK

L

SK1

11 2

2

[ ] (C.14)

donde:

: resistividad del terreno homogéneo equivalente, Ohms-m

L : longitud total del conductor del reticulado [m]

2a : Diámetro del conductor [m]

Q1 : a (para conductor en la superficie)

Q1 : 2ah (para conductor enterrado)

La resistencia del conjunto de barras verticales es:

157


Rn L

Lnl

b

K l

Sn2

1 241

21

[ ] (C.15)

l : longitud de cada barra [m]

2b : Diámetro de cada barra [m]

n : número de barras en el área de la malla

La resistencia mutua entre el reticulado y el conjunto de barras es:

R RL

LnQ12 1

1

11

[ ] (C.16)

Por lo tanto, la resistencia total del conjunto se logra analizando la interconexión de

barras y reticulado como un electrodo compuesto:

RR R R

R R R

1 2 122

1 2 122 [ ] (C.17)

En general, en terrenos homogéneos el valor resistivo del reticulado combinado con el de

las barras, es prácticamente igual al primero, no justificándose el uso de las barras. Sólo se

justifican éstas en terrenos más conductivos que aquellas que contienen al reticulado.

C.3.- Factores que determinan la resistividad del suelo.

158


El suelo en su estado normal es un mal conductor de la electricidad. Totalmente seco se

comporta como un material aislante.

a) Tipo de suelo. El suelo es un sistema complejo, naturalmente desarrollado en el que tienen

lugar procesos físicos, químicos y biológicos. Consiste de componentes sólidos (minerales y

orgánicos) irregularmente fragmentados, variadamente asociados y arreglados en un

intrincado y complicado patrón geométrico. Algunos de los materiales sólidos son minerales

cristalinos, mientras que otros son coloides o materiales amorfos que afectan su

comportamiento. El material puede estar constituido por óxidos de : hierro, aluminio, silicio, o

por el contrario, ser un complejo de compuestos orgánicos que se adhieren y unen a las

partículas del suelo.

Tabla C.2.- Valores característicos de resistividad para varios tipos de suelos.

TIPO DE SUELO RESISTIVIDAD (En Ohmios-metros)Lama 5 a 100

Humus 10 a 150Limo 20 a 100

Arcillas 80 a 330Tierra de jardín 140 a 480Calizo fisurado 500 a 1000

Calizo compacto 1000 a 5000

159


Granito 1500 a 10000Arena común 3000 a 8000

Basalto 10000 a 20000

b) Humedad del suelo. La resistividad del suelo disminuye en la medida que aumente la

humedad del suelo. El agua es el elemento principal de conducción de corriente en el suelo.

Posibilita los procesos electrolíticos necesarios para dispersar la carga eléctrica que es

absorbida por la tierra.

c) Concentración y tipo de sales disueltas en el agua. Siendo la resistividad de un suelo

dependiente de la cantidad de agua retenida en éste, y conociéndose el hecho de que la

resistividad del agua está gobernada por las sales disueltas en ésta (conducción electrolítica), se

concluye que la resistividad del suelo es influenciada por la cantidad y tipo de sales disueltas en

esta agua.

d) Compactación y presión del suelo. Un suelo más compacto presenta una mayor continuidad

física, lo que proporciona una menor resistividad. Por lo anterior es recomendable esperar un

cierto tiempo después de la instalación de una puesta a tierra para realizar la medición de su

resistencia. De otro modo un aumento de presión sobre el suelo ocasiona generalmente una

mayor compactación de éste, dando como resultado una menor resistividad.

e) Granulometría del suelo. La resistividad del suelo está influenciada por la dimensión y la

presencia de granos de diversos tamaños. Se consideran dos aspectos: La capacidad de retención

de agua en las capas del suelo y la continuidad física del suelo. En ambos casos la influencia de

160


una granulometría mayor tiende a aumentar la resistividad, debido a la menor capacidad de

retención de agua en el suelo, dejándola fluir hacia capas más profundas o evaporarse; menor

contacto entre los granos resultando una menor continuidad eléctrica.

f) Temperatura del suelo. Una temperatura elevada provoca mayor evaporación disminuyendo

la humedad del suelo. De esta forma un aumento de temperatura tiende a aumentar la

resistividad. Por otro lado al considerar que la resistividad del suelo es sensiblemente

influenciada por el agua contenida en éste y que el agua posee un alto coeficiente negativo de

temperatura, es razonable suponer que la resistividad tiende a crecer para una disminución de la

temperatura. En conclusión debe procurarse mantener el suelo con una temperatura constante.

g) Estratificación y anisotropía del suelo. La composición del suelo es generalmente

estratificada en varias capas o formaciones diferentes (consecuentemente de resistividades

diferentes). Además de esto, el suelo presenta características anisotrópicas (propiedades físicas

diferentes en todas las direcciones).

C.4.- Características principales del conductor a tierra.

Se recomienda el uso de conductores de cobre en forma de cable por ofrecer mayor

conductividad eléctrica. Su calibre debe estar en concordancia con el calibre del conductor de

potencia que alimenta el tablero de distribución eléctrica. En la tabla C.3 se suministra los

calibres para conductores de puesta a tierra tomada de la Norma Chilena de Electricidad (Nch

Elec 4/84, Código Eléctrico Chileno).

161


Tabla C.3.- Sección mínima para conductores de cobre utilizados en instalaciones de puesta a tierra.

SECCIÓN DEL CONDUCTOR DE POTENCIA (mm²)

SECCIÓN DEL CONDUCTOR DE PUESTA A TIERRA (mm²)

1,5 1,52,5 1,54 2,56 410 616 625 1035 1050 1670 16

95 hasta 185 25240 hasta 300 35

400 o más 50

162

Anexo D : Tarifas Eléctricas

ANEXO D

TARIFAS ELÉCTRICAS

Todos los antecedentes entregados corresponden al Diario oficial (miércoles 25 de junio

y Sábado 26 de julio de 1997 ). Esto incluye rectificaciones a publicación decreto Nº 300, en

que la Subsecretaría de Economía, Fomento y Reconstrucción fija las fórmulas tarifarias para

las empresas concesionarias de servicio público de distribución.

D.1.- Opciones Tarifarias

D.1.1- Tarifas en baja tensión

Tarifa BT1.

Opción de tarifa simple en baja tensión. Para clientes con medidor simple de energía.

Sólo podrán optar a esta tarifa los clientes alimentados en baja tensión cuya potencia

contratada sea inferior a 10 Kw y aquellos clientes que instalen un limitador de potencia para

cumplir esta condición.

Se considerará los siguientes casos :

163


Caso a : aplicable a los clientes abastecidos por empresas cuya demanda máxima anual de

consumos en esta opción se produce en meses en que se han definido horas de punta.

Caso b : aplicable a los clientes abastecidos por empresas cuya demanda máxima anual de

consumos en esta opción se produce en meses en que no se han definido horas de punta.

La tarifa BT1a comprende los siguientes cargos :

a) Cargo fijo mensual.

b) Cargo por energía base.

c) Cargo por energía adicional de invierno.

El cargo fijo mensual es independiente del consumo y se aplicará incluso si éste es nulo.

El cargo por energía base se obtendrá multiplicando los Kwh de consumo base leídos por

su precio unitario.

El cargo por energía adicional de invierno se aplicará en cada mes del período 1º de

Mayo - 30 de Septiembre, en que el consumo del cliente exceda 250 Kwh/mes, a cada Kwh

consumido al mes en exceso del límite de invierno del cliente.

El límite de invierno de cada cliente será igual al mayor valor que resulte de comparar :

200 Kwh, con un séptimo de la totalidad de la energía consumida en el período 1 de Octubre - 30

de Abril inmediatamente anterior, incrementada en 20 %. Para aquellos clientes que se hubieren

incorporado como tales después del 1º de Octubre, se les considerará para el cálculo del límite

164


del consumo de invierno un consumo de 250 Kwh/mes entre el 1º de Octubre y la fecha de

energización del medidor.

El cargo por energía adicional de invierno no se aplicará en el caso de las empresas

abastecidas desde el Sistema Interconectado del Norte Grande; facturándose la totalidad de la

energía consumida al precio unitario de la energía base.

Tarifa BT2.

La tarifa BT2 es la opción de tarifa en baja tensión con potencia contratada. Para clientes

con medidor simple de energía y potencia contratada.

Los clientes que decidan optar por la presente tarifa podrán contratar libremente una

potencia máxima con la respectiva empresa distribuidora, la que regirá por un plazo de 12 meses.

Durante dicho período los consumidores no podrán disminuir ni aumentar su potencia contratada

sin el acuerdo de la distribuidora. Al término de la vigencia anual de la potencia contratada los

clientes podrán contratar una nueva potencia.

Los consumidores podrán utilizar la potencia contratada sin restricción en cualquier

momento durante el período de la vigencia de dicha potencia contratada.

La potencia contratada que solicite el cliente deberá ceñirse a las capacidades de

limitadores disponibles en el mercado.

La tarifa comprenderá los siguientes cargos que se sumarán en la factura o boleta:

165


a) Cargo fijo mensual

b) Cargo por energía

c) Cargo por potencia contratada


El cargo por energía se obtendrá multiplicando los Kwh de consumo por su precio

unitario.

El cargo por potencia contratada se obtendrá multiplicando los Kw contratados por su

precio unitario.

Observación: Esta tarifa es aplicable a aquellas empresas en que realicen un consumo de tipo

constante, donde se conoce la actividad y se puede determinar la potencia utilizada.

Tarifa BT3.

La tarifa BT3 es la opción de tarifa en baja tensión con demanda máxima leída. Para

clientes con medidor simple de energía y demanda máxima leída.

Se entenderá por demanda máxima del mes, el más alto valor de las demandas integradas

en periodos sucesivos de 15 minutos.




166


c) Cargo por demanda máxima leída


El cargo por energía se obtendrá multiplicando los Kwh de consumo por su precio unitario.

La facturación mensual del cargo por demanda máxima del mes corresponderá al mayor de

los dos valores siguientes:

- Cargo por demanda máxima determinada de acuerdo al procedimiento siguiente:

Se considera como demanda máxima de facturación del mes, la más alta que resulte de

comparar la demanda máxima leída del mes con el promedio de las dos más altas demandas

registradas en aquellos meses que contengan horas de punta dentro de los últimos 12 meses,

incluido el mes que se factura. El cargo por demanda máxima resulta de multiplicar la demanda

máxima de facturación por el precio unitario correspondiente.

- 40 % del mayor de los cargos por demanda máxima registrado en los últimos 12 meses.

Es así como esta tarifa actúa como un archivo de datos que va guardando los dos peak

más altos de las demandas en meses que contengan horas de punta de los últimos 12 meses

referidos al mes en que se factura, y los comparan con la demanda presente del mes, es decir,

este último cargo cobra por un valor máximo leído en cualquier hora del día.

Tarifa BT4

167


La tarifa BT4 es la opción de tarifa horaria en baja tensión. Para clientes con medidor

simple de energía y demanda máxima contratada o leída, y demanda máxima contratada o leída

en horas de punta del sistema eléctrico.

En esta opción existirán las siguientes tres modalidades de medición:

BAT4.1 Medición de energía mensual total consumida, y contratación de la demanda

máxima de potencia en horas de punta y de la demanda máxima de potencia.




c) Cargo mensual por demanda máxima contratada en horas de punta.

d) Cargo mensual por demanda máxima contratada.

BT4.2 Medición de energía mensual total consumida y de la demanda máxima de

potencia en horas de punta, y contratación de la demanda máxima de potencia.



168



c) Cargo mensual por demanda máxima leída de potencia en horas punta..

d) Cargo mensual por demanda máxima contratada.

BT4.3 Medición de energía mensual total consumida, de la demanda máxima de

potencia en horas de punta y de la demanda máxima de potencia suministrada.




c) Cargo mensual por demanda máxima leída de potencia en horas punta.

d) Cargo mensual por demanda máxima de potencia suministrada.

En las diferentes modalidades de medición de la tarifa BT4 :

- El cargo fijo mensual es independiente del consumo y se aplicará incluso si éste es nulo.

- El cargo por energía se obtendrá multiplicando los Kwh de consumo por su precio unitario.

Los cargos por demanda máxima contratada en horas de punta y por demanda máxima

contratada de la tarifa BT 4.1, así como el cargo por demanda máxima contratada de la tarifa BT

4.2 se facturarán incluso si el consumo de energía es nulo. Ellos se obtendrán multiplicando los

Kw de potencia contratada por el precio unitario correspondiente.

169


Los cargos mensuales por demanda máxima leída de potencia en horas de punta de las

tarifas BT 4.2 y BT 4.3 se facturarán de la siguiente manera :

- Durante los meses que contengan horas de punta, se aplicará a la demanda máxima en horas de

punta efectivamente leída en cada mes el precio unitario correspondiente, excepto en las

empresas abastecidas por el Sistema Interconectado del Norte Grande en que se aplicará al

promedio de las dos demandas máximas leídas en las horas de punta de los últimos 12 meses,

incluido el propio mes que se factura.

- Durante los meses que no tengan horas de punta, se aplicará al promedio de las dos mayores

demandas máximas en horas de punta registradas durante los meses del periodo de punta

inmediatamente anteriores, al precio unitario correspondiente.

El cargo mensual por demanda máxima de potencia suministrada de la tarifa AT 4.3, se

facturará aplicando al promedio de las dos más altas demandas máximas registradas en los

últimos 12 meses, incluido el mes que se facture, al precio unitario correspondiente.

D.1.2.- Tarifas en alta tensión

Tarifa AT2.

La tarifa AT2 es la opción de tarifa en alta tensión con potencia contratada. Para clientes

con medidor simple de energía y potencia contratada. Definida de igual forma que la tarifa BT2.

Tarifa AT3.

170


La tarifa AT3 es la opción de tarifa en alta tensión con demanda máxima leída. Para

clientes con medidor simple de energía y demanda máxima leída. Definida de igual forma que la

tarifa BT3.

Tarifa AT4.

La tarifa AT4 es la opción de tarifa horaria en alta tensión. Para clientes con medidor

simple de energía y demanda máxima contratada o leída, y demanda máxima contratada o leída

en horas de punta del sistema eléctrico. Definida de igual forma que la tarifa BT4 en sus tres

modalidades.

En alta tensión las tarifas AT2, AT3, AT4.1, AT4.2 y AT4.3, comprenderán los mismos

cargos y se facturarán de la misma forma que las tarifas BT2, BT3, BT4.1, BT4.2 y BT4.3,

respectivamente, difiriendo sólo en los precios unitarios correspondientes.

D.1.3.- Recargos Tarifarios

Recargo por distancia

Las empresas podrán aplicar un recargo por distancia a sus clientes en alta y baja tensión

cuando el punto de suministro del cliente se encuentre a una distancia superior o igual a las

señaladas para cada area correspondiente al cliente, de una subestación de bajada a niveles de

tensión de 23 KV o menos, pero más de 400 volts.

171


El recargo será de 0,5% por Km. para los suministros en baja tensión, y de 0,25% por

Km. para los suministros en baja tensión.

Recargo por factor de potencia medio mensual

La facturación por consumos efectuados en instalaciones cuyo factor de potencia medio

sea inferior a 0,93 se recargará en un 1% por cada 0,01 en que dicho factor baje de 0,93.

Cuando no haya medidores permanentes instalados que permitan determinar el factor de

potencia la empresa lo determinará. El cliente podrá apelar a la Superintendencia de Electricidad

y Combustibles, en adelante ésta será quién resolverá oyendo a las partes.

Otros recargos

Los consumos correspondientes a clientes de alta tensión podrán ser medidos tanto en alta

como en baja tensión. En este último caso, se considerará un recargo por perdidas de

transformación equivalente a un 3,5% , tanto en los cargos de energía como de potencia.

D.1.4.- Condiciones de aplicación de las tarifas

Condiciones generales de aplicación de las tarifas

172


Los montos de potencia contratada en las diferentes tarifas como asimismo las opciones

tarifarias contratadas por los clientes, regirán por 12 meses, y se entenderá renovados por un

período similar, salvo aviso del cliente con al menos 30 días de anticipación al vencimiento de

dicho período. No obstante el cliente podrá disminuír dichos montos o bién cambiar de opción

tarifaria, comprometiendo con la empresa el pago del remanente que tuviere por concepto de

potencia contratada; de modo similar se procederá con las demandas máximas leídas de las

diferentes opciones tarifarias.

Será obligación de la empresa concesionaria comunicar al cliente durante los tres últimos

meses del período en que rija la tarifa y con frecuencia mensual, la fecha de término de este

período, la opción tarifaria vigente, el monto de la potencia contratada, para aquellas opciones

con contratación de potencia, y la fecha límite para que el cliente comunique a la empresa las

modificaciones que desee efectuar a su contrato de suministro. Al menos una de estas

comunicaciones deberá anexarse o incluirse en la última boleta o factura a emitir con

anterioridad a la fecha de término de vigencia de la opción tarifaria correspondiente. Estas

obligaciones no serán exigibles en el caso de las opciones BT1.

Definición de horas punta

Para las empresas distribuidoras o sectores de distribución abastecidas desde el Sistema

Interconectado Central, se entenderá por horas de punta el período comprendido entre las 18 y 23

horas de cada día de los meses de invierno ( Mayo a Septiembre inclusives) .

173


Precios a aplicar para la potencia contratada y la demanda leída

La empresa distribuidora calificará al consumo del cliente como “ presente en punta” o

“parcial presente en punta”.

Las tarifas BT2 y AT2 de potencia contratada , como asimismo las tarifas BT3 y AT3

de demanda leída, serán aplicadas, en lo que se refiere al cambio de potencia,según el grado de

utilización de la potencia en horas de punta .

a) Presente en punta , cuando el cuociente entre la demanda media del cliente en horas de punta

y su potencia contratada , en el caso de las opciones BT2 y AT2, o su demanda máxima leída ,

en el caso de las opciones BT3 y AT3 , es mayor o igual a 0,5.

b) Parcialmente presente en punta, cuando el cuociente entre la demanda media del cliente en

horas de punta y su potencia contratada, en el caso de las opciones BT2 y AT2 , o su

demanda máxima leída , en el caso de las opciones BT3 y AT3 , es inferior a 0,5.

Determinación de la potencia contratada

En las opciones tarifarias que incluyen cargo por potencia contratada, la magnitud de ésta

será establecida por el cliente .

Cuando la potencia contratada no sea establecida por el cliente y no se mida la demanda

máxima, la potencia contratada se determinará como sigue :

A la potencia conectada al alumbrado se sumará la demanda del resto de la carga

conectada, estimada de acuerdo con la siguiente tabla :

174


Tabla 5.1.- Demanda estimada para motores

Nº de motores o artefactos conectados Demanda máxima estimada en % de la carga conectada

1 1002 903 804 70

5 o más 60

Cada aparato de calefacción se considerará como motor para los efectos de aplicar ésta

tabla .Se entenderá como carga conectada en motores y artefactos la potencia nominal de placa .

En el caso de que la potencia contratada no sea establecida por el cliente, no será de cargo

de éste el limitador de potencia, en la eventualidad que la empresa lo exija .

D.2.- Fórmulas Tarifarias

D.2.1.- Fórmulas

A continuación se indican las fórmulas para obtener los precios unitarios en las distintas

opciones tarifarias.

Tarifa BT1

Tarifa BT1a

Cargo Unidad FórmulaFijo $/cliente CFEEnergía Base $/kWh PPBT x PPAT x Pp CDBT

PEBT x PEAT x Pe + + NHUNB NHUDB

Energía adicional de Invierno

$/kWh 2,4 x PPBT x PPAT x Pp 2,4 x CDBTPEBT x PEAT x Pe + + NHUNI NHUDB

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Tarifa BT1b

Cargo Unidad FórmulaFijo $/cliente CFEEnergía $/kWh PEBT x PEAT x PePotencia Base

$/kWh (Pp - PNPT) x PPBT x PPAT + CDBTNHUDB

Potencial de Invierno

$/kWh 2,4 x PPBT x PPAT x PNPT NHUNI

En que: PNPT es el precio de nudo de potencia en la más alta tensión.

Tarifa BT2

Cargo Unidad FórmulaFijo $/cliente CFEEnergía $/Kwh PEBT x PEAT x PePotencia presente en punta

$/Kw/mes FNPPB x PPBT x PPAT x Pp + FDPPB x CDBT

Potencia Parcialmente presente en punta

$/Kw/mes

FNDPB x PPBT x PPAT x Pp + FDDPB x CDBT

Tarifa BT3

Cargo Unidad FórmulaFijo $/cliente CFDEnergía $/Kwh PEBT x PEAT x PePotencia presente en punta

$/Kw/mesFNPPB x PPBT x PPAT x Pp + FDPPB x CDBT

Potencia Parcialmente presente en punta

$/ Kw/mes FNDPB x PPBT x PPAT x Pp + FDDPB x CDBT

Tarifa BT4

176


Tarifa BT4.1

Cargo Unidad FórmulaFijo $/cliente CFEEnergía $/Kwh PEBT x PEAT x PePotencia contratada

$/ Kw/mesFDFPB x (CDBT - PMPBT x CDAT)

Potencia contratada horas de punta

$/ Kw/mes FNPPB x PPBT x PPAT x Pp + FDPPB x CDBT- FDFPB x (CDBT - PMPBT x CDAT)

Tarifa BT4.2

Cargo Unidad FórmulaFijo $/cliente CFDEnergía $/Kwh PEBT x PEAT x PePotencia contratada


Demanda máxima leída en horas de punta


Tarifa BT4.3

Cargo Unidad FórmulaFijo $/cliente CFHEnergía $/Kwh PEBT x PEAT x PeDemanda máxima suministrada




Tarifa AT2

Cargo Unidad FórmulaFijo $/cliente CFEEnergía $/Kwh PEAT x PePotencia $/ Kw/mes

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presente en punta

FNPPA x PPAT x Pp + FDPPA x CDAT

Potencia paracialmente presente en punta

$/ Kw/mes FNDPA x PPAT x Pp + FDDPA x CDAT

Tarifa AT3

Cargo Unidad FórmulaFijo $/cliente CFDEnergía $/Kwh PEAT x PePotencia presente en punta

$/ Kw/mesFNPPA x PPAT x Pp + FDPPA x CDAT

Potencia paracialmente presente en punta

$/ Kw/mes FNDPA x PPAT x Pp + FDDPA x CDAT

Tarifa AT4

Tarifa AT4.1

Cargo Unidad FórmulaFijo $/cliente CFEEnergía $/Kwh PEAT x PePotencia contratada

$/ Kw/mesFDFPA x CDAT

Potencia contratada horas de punta

$/ Kw/mes FNPPA x PPAT x Pp + FDPPA x CDAT - FDFPA x CDAT

Tarifa AT4.2

Cargo Unidad FórmulaFijo $/cliente CFDEnergía $/Kwh PEAT x PePotencia contratada




Tarifa AT4.3

178


Cargo Unidad FórmulaFijo $/cliente CFHEnergía $/Kwh PEAT x PeDemanda máxima suministrada




D.2.2.- Definición de términos

Precios de nudo

Pe : Precio de nudo de energía. Se expresa $/Kwh

Pp : Precio de nudo de potencia. Se expresa $/Kw/mes

Costos de distribución

CDAT : Costo de distribución en alta tensión. Se expresa en $/Kw/mes

CDBT : Costo de distribución en baja tensión. Se expresa en $/Kw/mes

Cargos fijos

CFE : Cargo fijo del cliente con medidor de energía. Se expresa en $/Cliente

CFD : Cargo fijo cliente con medidor de energía y medidor de demanda. Se expresa en

$/Cliente

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CFH : Cargo fijo con medidor de energía y medidor horario. Se expresa en $/Cliente

Horas de Uso y Factores de coincidencia

NHUNB : Número de horas de uso para el cálculo de la potencia base coincidente en la

punta del sistema.

NHUDB : Número de horas de uso para el cálculo de la potencia base coincidente con

la punta del sistema de distribución.

NHUNI : Número de horas de uso para el cálculo de la potencia adicional de invierno

coincidente con la punta del sistema.

NHUDI : Número de horas de uso para el cálculo de la potencia adicional de invierno

coincidente con la punta del sistema de distribución.

FNPPB : Factor de coincidencia en baja tensión de las demandas presentes en la punta

del sistema.

FDPPB : Factor de coincidencia en baja tensión de las demandas presentes en la punta

del sistema de distribución.

FNDPB : Factor de coincidencia en baja tensión de las demandas parcialmente

presentes en la punta del sistema.

FDDPB : Factor de coincidencia en baja tensión de las demandas parcialmente

presentes en la punta del sistema de distribución.

FDFPB : Factor de coincidencia en baja tensión de las demandas consumidas fuera de

las horas de punta.

FNPPA : Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas presentes en la punta

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del sistema.

FDPPA : Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas presentes en la punta

del sistema de distribución.

FNDPA : Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas parcialmente

presentes en la punta del sistema.

FDDPA : Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas parcialmente

presentes en la punta del sistema de distribución.

FDFPA : Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas consumidas fuera de

las horas de punta.

Factores de expansión de Pérdidas

PPAT : Factor de expansión de pérdidas de potencia en alta tensión.

PEAT : Factor de expansión de pérdidas de energía en alta tensión.

PPBT : Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja tensión.

PEPT : Factor de expansión de pérdidas de energía en baja tensión.

MPBT : Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja tensión para cargo

fuera de punta

181

memoria

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