INFORME FINAL PROYECTO MODALIDAD PASANTÍA

INFORME FINAL PROYECTO MODALIDAD

PASANTÍA

DISEÑO Y DIMENSIONAMIENTO DE LAS

INSTALACIONES ELÉCTRICAS REQUERIDAS

PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UN NUEVO

GRUPO ELECTRÓGENO DE RESPALDO EN LAS

INSTALACIONES SEDE FLORESTA DE CARACOL

TELEVISIÓN S.A.

EDISON ALBERTO CASTRO CASTILLO

PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

FACULTAD DE INGENIERÍA

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

BOGOTÁ D.C.

2019

DISEÑO Y DIMENSIONAMIENTO DE LAS

INSTALACIONES ELÉCTRICAS REQUERIDAS

PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UN NUEVO

GRUPO ELECTRÓGENO DE RESPALDO EN LAS

INSTALACIONES SEDE FLORESTA DE CARACOL

TELEVISIÓN S.A.

EDISON ALBERTO CASTRO CASTILLO

Trabajo de grado presentado como requisito para optar al título de INGENIERO ELÉCTRICO

MODALIDAD: PASANTÍA

DIRECTOR INTERNO I.E., M. Sc, OSCAR DAVID FLOREZ CEDIEL

DIRECTOR EXTERNO I.E. OSCAR JULIAN MATOMA LÓPEZ

PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

FACULTAD DE INGENIERÍA UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE

CALDAS

BOGOTÁ D.C.

2019

3

Al más grande Dios y a Jesucristo, porque todas las cosas proceden de él, y existen por él y para él (Rom. 11:36).

A mi mamá Araminta, mujer incansable y amorosa.

A mi viejo querido, mi papá José, mi amigo y consejero de noble corazón.

A la tía chata, mi segunda madre, y a mi hermano Camilo.

A Andreita, mi lado más fuerte, mi mejor amiga y compañera de vida. Y a Gabrielito, mi hijo amado, mi legado de Dios para toda la vida.

4

AGRADECIMIENTOS

El desarrollo del presente trabajo, se logró gracias a la colaboración de un par de

entidades y varias personas, quienes me brindaron asesoría, tiempo y espacio de manera

significativa; por esto expreso profundos agradecimientos a:

La Universidad Francisco José de Caldas, por abrirme las puertas hacia el infinito mundo

del conocimiento y formarme como profesional.

Al ingeniero Oscar Flórez Cediel, por su asesoría y tutoría en este trabajo.

A Caracol Televisión S.A., que me dio la oportunidad de comenzar mi vida laboral y me

brindó la posibilidad de efectuar allí la pasantía adscrita a este trabajo.

A los ingenieros Johanna Rueda y Edgar Gómez, por confiar en mis capacidades para el

desarrollo de pasantía en Caracol TV y al ingeniero Oscar Matoma por su colaboración,

su tiempo y asesoría en la dirección de este trabajo.

A mis padres José y Araminta, a los cuales honro por enseñarme a luchar con esfuerzo

por el pan de cada día; a mi hermano Camilo y a la tía chata, por estar presentes en todo

momento.

Y finalmente a Andreita, mi soporte de vida en momentos felices y sobre todo en los no

tan felices, por su ánimo y empuje para culminar esta etapa de mi vida; y a Gabriel, por

representar esa motivación para continuar y no desfallecer. Los amo.

5

TABLA DE CONTENIDO

pág.

TABLA DE CONTENIDO ................................................................................................... 5

LISTA DE FIGURAS .......................................................................................................... 7

LISTA DE TABLAS ............................................................................................................ 8

RESUMEN EJECUTIVO .................................................................................................... 9

1 OBJETIVOS.............................................................................................................. 12

1.1 OBJETIVO GENERAL ....................................................................................... 12

1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS .............................................................................. 12

2 MARCO REFERENCIAL........................................................................................... 13

2.1 ANTECEDENTES ............................................................................................. 13

2.2 MARCO TEÓRICO ............................................................................................ 13

2.3 PLAN DE TRABAJO .......................................................................................... 14

2.4 RESULTADOS ESPERADOS ........................................................................... 15

3 IDENTIFICACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ACTUAL ......................................... 16

4 REPORTE DE FALLAS ............................................................................................ 18

4.1 ÍNDICES DE CONFIABILIDAD .......................................................................... 18

4.1.1 índices primarios ........................................................................................ 19

4.1.2 índices orientados al usuario ...................................................................... 20

4.1.3 índices orientados a la carga ...................................................................... 20

5 DESCRIPCIÓN DE LOS RESULTADOS ALCANZADOS - ALTERNATIVAS DE

SOLUCIÓN ...................................................................................................................... 22

5.1 IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE SINCRONISMO DE LOS GRUPOS

ELECTRÓGENOS ....................................................................................................... 22

6

5.1.1 Criterios Técnicos ....................................................................................... 25

5.1.2 Criterios económicos .................................................................................. 25

5.2 ACTUALIZACIÓN TECNOLÓGICA DE LOS SISTEMAS ININTERRUMPIDOS DE

POTENCIA – UPS ....................................................................................................... 26

5.2.1 Criterios técnicos ........................................................................................ 29


5.3 ADQUISICIÓN DE UN CIRCUITO EN MEDIA TENSIÓN ADICIONAL .............. 29


5.3.2 Criterios Económicos .................................................................................. 32

5.4 IMPLEMENTACIÓN DE UN NUEVO GRUPO ELECTRÓGENO ....................... 33



5.5 DISEÑO DE LA ALTERNATIVA DE SOLUCIÓN MÁS VIABLE ......................... 36

5.5.1 Caracterización de la carga ........................................................................ 37

5.5.2 Lugar de instalación ................................................................................... 39

5.5.3 Tubería de escape ...................................................................................... 42

5.5.4 Instalaciones eléctricas ............................................................................... 44

6 ANÁLISIS DE RESULTADOS ................................................................................... 53

7 EVALUACIÓN Y CUMPLIMIENTOS DE LOS OBJETIVOS ...................................... 54

8 CONCLUSIONES ..................................................................................................... 55

9 RECOMENDACIONES ............................................................................................. 57

10 CRONOGRAMA ....................................................................................................... 58

11 BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................... 59

7

LISTA DE FIGURAS

pág.

Figura 1. Distribución de los edificios (torres) en las instalaciones de la empresa. ............ 9

Figura 2. Alternativa de solución 1. .................................................................................. 11

Figura 3. Alternativa de solución 4. .................................................................................. 11

Figura 4. Implementación de un sistema de sincronismo de grupos electrógenos. .......... 23

Figura 5. UPS marca EATON serie Powerware 9390, capacidad 100 – 160 kVA. ........... 27

Figura 6. Eficiencia del UPS EATON con ESS respecto a diseños tradicionales. ............ 27

Figura 7. Circuitos principal y suplencia en Derivación. a) Seccionador dúplex con

enclavamiento mecánico. b) Con seccionador de maniobras. .................................. 30

Figura 8. Ubicación geográfica de S/E más cercana ........................................................ 31

Figura 9. Distancia aproximada entre Subestación Morato y Caracol Televisión. Mapa y

satélite. ..................................................................................................................... 33

Figura 10. Curva de la tina o bañera. ............................................................................... 34

Figura 11. Grupo Electrógeno CAT C27 vistas anterior y posterior. ................................. 38

Figura 12. Disposición de grupos electrógenos existentes (rojo) y proyectado (verde). ... 41

Figura 13. Ubicación de local para instalación de nuevo grupo electrógeno – acercamiento

en plano arquitectónico. Recuadro verde sombreado (Izq.) y disposición de elementos

(Der.). ....................................................................................................................... 42

Figura 14. Lugar posible de instalación; tubería de escape existente .............................. 43

Figura 15. Ductos para tubería de escape. ...................................................................... 43

Figura 16. Canalizaciones existentes y proyectadas en sótanos. .................................... 46

Figura 17. Interruptor Legrand 𝐷𝑀𝑋3.............................................................................. 48

Figura 18. Configuración con transferencias automáticas. ............................................... 49

Figura 19. Configuración con transferencia manual. ........................................................ 50

Figura 20. Espacio disponible en Subestación, bandeja portacable y cárcamo. .............. 51

Figura 21. Panel de control de transferencia. ................................................................... 51

Figura 22. Diagrama de flujo para realizar transferencia manual. .................................... 52

8

LISTA DE TABLAS

pág.

Tabla 1. Composición del sistema eléctrico en cada una de las torres. ........................... 16

Tabla 2. Fallas reportadas en los últimos 2 años. ............................................................ 18

Tabla 3. Índices de confiabilidad calculados para el estudio. ........................................... 21

Tabla 4. Comparativo estado actual con beneficios de la solución 1................................ 24



Tabla 7. Año de fabricación de las plantas de emergencia existentes ............................. 34


Tabla 9. Especificaciones del grupo electrógeno CAT C27. ............................................. 38

Tabla 10. Área mínima del local en relación a la potencia del grupo electrógeno. ........... 39

Tabla 11. Calibres para acometidas de grupos electrógenos ........................................... 45

Tabla 12. Estados posibles en transferencia automática con 3 interruptores. .................. 49

9

RESUMEN EJECUTIVO

Caracol Televisión es una empresa dedicada al entretenimiento a través de la generación

de contenidos por medio de la televisión, radio y digital; siendo la primera la más

importante para la compañía.

Para generar dichos contenidos audiovisuales se requieren estudios de grabación y

filmación, por tanto, las instalaciones de la empresa son de tamaño significativo y

representan una carga considerable, en términos de energía eléctrica. Actualmente en su

sede principal, el canal cuenta con estudios para la grabación de sus contenidos; estos se

encuentran distribuidos en 5 torres.

Figura 1. Distribución de los edificios (torres) en las instalaciones de la empresa.

Fuente: Imagen tomada de Google Maps [1].

La potencia eléctrica requerida en cada uno de estos edificios no es igual, puesto que las

dimensiones de los estudios y los productos que se generan no son los mismos, así como

las áreas administrativas de la compañía. Cada edificio está ligado a un sistema eléctrico

independiente que cuenta un grupo electrógeno que usa combustible Diesel y con

Sistemas Ininterrumpidos de Potencia- UPS´s, repartidos según el grado de importancia.

Esto con el fin de tener un suministro eléctrico continuo; dado principalmente por dos

10

razones: la interrupción o blackout en la señal de televisión teniendo en cuenta la parrilla

televisiva las 24 horas del día, y la pérdida de información ante un fallo eléctrico. Adicional

a esto se encuentra la emisión de programas en vivo como el Noticiero y eventos

especiales como realities y eventos deportivos.

En los últimos meses se han presentado una serie de fallas eléctricas imprevistas tanto

externas (corte del suministro por parte del operador) como internas (fallas en grupo

electrógeno, falla en mandos de tableros de transferencia, etc.), dejando expuestas

algunas falencias que comprometen tanto la robustez como la confiablidad del sistema

eléctrico en las instalaciones de la compañía.

En vista de la problemática identificada, se busca una solución para mejorar los niveles de

confiabilidad comprometidos, y que repercuten directamente en el desarrollo de la

actividad principal de la compañía. Así pues, se han detectado algunas posibilidades de

solución, donde es evidente la aplicación de la ingeniería eléctrica. A continuación, se

mencionan estas opciones:

1. La implementación de un sistema de sincronismo de los grupos electrógenos

presentes, que consiste en la conexión estos en paralelo a un barraje común, y

éste barraje a su vez, a la carga que se está alimentando; como lo muestra la

figura 2. En casos de cortes de energía, el número de generadores que entran en

funcionamiento para suplir la carga, dependen de la potencia demandada por el

sistema.

2. La actualización tecnológica de los Sistemas Ininterrumpidos de Potencia – UPS´s,

radica básicamente en la implementación de nuevos UPS´s por unos de última

tecnología y que pueden comprender mayores niveles de potencia a medida que

el sistema lo vaya requiriendo, a través de la modularidad que estos presentan.

3. La adquisición de un circuito de media tensión diferente al ya existente,

proveniente de la subestación eléctrica más cercana; que serviría como respaldo

del circuito de media tensión principal, esto daría redundancia al sistema en MT.

4. La implementación de un nuevo grupo electrógeno de potencia nominal similar al

más grande de los instalados. Este serviría como respaldo en caso de que uno de

los demás falle, y su transferencia podría ser manual o automática; es decir que

este generador solo entraría a funcionar en el caso de que alguno de los demás

falle. El esquema que describe esta solución se muestra en la figura 3.

Si se hiciera un breve análisis de lo que representan cada una de las alternativas en

términos de costo-beneficio y tiempo de ejecución; la alternativa que mejor se acomoda

es la 4. Las razones son básicamente que al comparar el costo que conlleva la

adquisición de un nuevo grupo electrógeno es menor que el costo que conllevan las otras

3 soluciones, además su implementación no requiere mayores modificaciones a nivel

estructural en la compañía, debido a que existen espacios disponibles para la ubicación

del equipo, así como canalizaciones para realizar el respectivo cableado. Agregado a

11

esto, el tiempo de ejecución es mucho menor que los demás y contribuye a disminuir el

factor de riesgo ante fallas inesperadas.

Figura 2. Alternativa de solución 1.

Fuente: Autor.

La propuesta de este proyecto consiste en diseñar y evaluar la mejor forma en la cual se

puede incluir este nuevo equipo, teniendo en cuenta los factores y limitaciones que esto

conlleva, además de hacer un análisis más profundo de las otras alternativas de solución

presentadas y que podrían servir para aplicaciones futuras.

Figura 3. Alternativa de solución 4.

Fuente: Autor.

12

1 OBJETIVOS

1.1 OBJETIVO GENERAL

Realizar el diseño y dimensionamiento de las instalaciones eléctricas requeridas para la

implementación de un nuevo grupo electrógeno de respaldo en las instalaciones sede

Floresta de Caracol Televisión S.A.

1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

➢ Identificar y documentar el estado actual de los sistemas eléctricos de respaldo

existentes.

➢ Identificar las fallas eléctricas que se han presentado en el último año, evaluando

la forma en que estas han comprometido la confiabilidad del sistema eléctrico.

➢ Definir y valorar las posibles alternativas de solución para mejorar la confiabilidad

del sistema eléctrico, teniendo en cuenta también factores técnicos y económicos.

13

2 MARCO REFERENCIAL

2.1 ANTECEDENTES

Caracol Televisión ha tenido un crecimiento notable como compañía durante los últimos

15 años; en el año 2004 inauguró su primer edificio en la sede principal ubicada en el

barrio Morato, lugar donde hoy se encuentra su sede principal de operaciones y que está

conformado por 5 edificios. Así como creció su infraestructura, también lo hizo su

demanda de energía eléctrica y conllevó a que por su actividad comercial se requiriera un

sistema eléctrico robusto y confiable.

Hoy en día este sistema está compuesto por UPS´s y grupos electrógenos que sirven de

respaldo ante eventos de corte de suministro de energía eléctrica. Sin embargo, en los

últimos dos años el sistema eléctrico ha tenido que amortiguar eventos relacionados con

fallas eléctricas en la red de ENEL-CODENSA (caída de una de las líneas del tendido de

media tensión, afectación de transformadores aledaños por sobrecarga y caída de ramas

de árboles y accidente laboral) y al interior de las instalaciones (falla en mando de

transferencia automática, daño en tarjeta de control de un grupo electrógeno, falla de

resorte de carga en interruptor de potencia, etc.). Por estas razones se han tratado de

tomar correctivos para disminuir el riesgo de ocurrencia de fallas; algunas de estas han

sido: solicitudes a la empresa distribuidora (ENEL-CODENSA), para inspeccionar las

redes cercanas a la compañía, mantenimientos preventivos programados a los elementos

del sistema eléctrico (transformadores, UPS´s, transferencias automáticas), la inspección

física de los equipos, y la modernización de los equipos de potencia con más antigüedad,

entre otros.

A pesar de tomar estos correctivos, las soluciones no muestran un incremento

significativo en los niveles de confiabilidad del sistema eléctrico, dado que la probabilidad

de ocurrencia de fallas eléctricas a nivel interno es notable al examinar el tiempo de

funcionamiento de los equipos y su año de instalación; por estas razones se hace

necesario el desarrollo del presente proyecto para evaluar las posibles alternativas de

solución que pueden llevar a mejorar los niveles de confiabilidad de manera notable.

2.2 MARCO TEÓRICO

Caracol Televisión S.A. es una empresa de televisión constituida en el año de 1969; entre

este año y 1987 se dedicó al desarrollo de producciones que dejaron marca en los inicios

de la televisión colombiana; posteriormente el entonces Grupo Bavaria adquiere la

participación accionaria de la organización y esta pasa a ser parte del actual Grupo

14

Valorem. Luego de la realización de varias producciones televisivas destacadas, Caracol

Televisión comienza su operación como canal privado en el año de 1997.

Actualmente la compañía tiene su sede central de operaciones en el barrio Morato y está

conformada por 5 edificios; por su actividad comercial es necesario que sus instalaciones

funcionen las 24 horas del día debido a que el canal nunca puede dejar de emitir sus

contenidos. Para garantizar su continuo suministro eléctrico la empresa se vale de

equipos especiales como grupos electrógenos y UPS´s.

Los grupos electrógenos corresponden a equipos que están diseñados para convertir

energía mecánica en energía eléctrica a través de la quema de un combustible fósil que

en su mayoría es el Diesel y que están destinados a emplearse en instalaciones donde se

requiera un suministro continuo de energía eléctrica, o por su parte, en lugares donde no

hay acceso a la red pública de electricidad; siendo estos una fuente de energía eléctrica

alterna. Algunos de estos lugares pueden ser hospitales, estadios deportivos, bancos,

empresas de telecomunicaciones, etc. Los grupos electrógenos están conformados

básicamente por un motor de combustión interna y un generador eléctrico de corriente

alterna, acoplados a través de un eje central; cuenta además con mandos de control

auxiliares e instrumentación para medir las variables eléctricas y mecánicas y, un tanque

para reservar el líquido combustible.

Por su parte, los UPS´s o Sistemas Ininterrumpidos de Potencia son sistemas que

proporcionan un servicio continuo de energía, están diseñados para proteger sistemas

sensibles y evitar la pérdida de información electrónica que represente gran valor, y

reduciendo los efectos adversos ocasionados por cortes en la red eléctrica de suministro.

Así mismo, mejoran la calidad de la energía por medio de un monitoreo constante de la

potencia eléctrica de entrada y elimina los efectos inherentes a la instalación como picos y

huecos de tensión.

2.3 PLAN DE TRABAJO

El plan de trabajo a implementar en este proyecto comprende la revisión inicial del

sistema eléctrico de la compañía, con el fin de establecer una descripción detallada de los

equipos principales y de respaldo, en cada uno de los edificios descritos en la parte inicial

del resumen ejecutivo; en esta etapa inicial se busca conocer el sistema eléctrico

completamente y la forma en que está dispuesto para garantizar un suministro continuo

de energía. Aquí se consideran las variables eléctricas como: potencia instalada,

demanda energética, calidad de la energía, capacidad de los grupos electrógenos, niveles

de tensión presentes, criticidad de la carga, rata de fallas, etc.

Una vez hecha la evaluación del sistema, se pretende determinar las falencias y puntos

más débiles que comprometen la estabilidad del sistema en términos de confiabilidad;

para esto se procura la implementación de herramientas que permitan observar

cuantitativamente cada uno de estos factores. Así mismo, se revisarán las fallas de tipo

15

eléctrico ocurridas en el último año para indagar acerca de su origen y determinar la forma

en que el sistema se comportó ante estos imprevistos.

La siguiente etapa comprende un análisis profundo de las alternativas de solución

descritas en la parte inicial del documento. En este análisis se deben tener en cuenta

principalmente los factores técnicos y económicos, además se pretende evaluar

profundamente cada una de estas alternativas identificando sus ventajas y desventajas,

teniendo en cuenta la actividad económica de la compañía.

Una vez determinada la mejor alternativa, el proyecto se enfocará detalladamente en el

desarrollo de un diseño que cumpla las expectativas de la compañía desde el punto de

vista técnico y que brinde una solución que garantice el mejoramiento del sistema en

términos de confiabilidad.

2.4 RESULTADOS ESPERADOS

Aportar un documento que contenga los diseños de un sistema eléctrico adicional que

mejore el nivel de confiabilidad del sistema en conjunto, y que sea viable en términos

técnicos y económicos.

Establecer soluciones adicionales que puedan ser desarrolladas y que suplan las

necesidades de la compañía en escenarios futuros, a mediano y largo plazo.

Brindar a la compañía un estado actual del sistema eléctrico y su posible comportamiento

ante fallas de tipo eléctrico, en donde se evidencie la confiabilidad presente en el sistema.

16

3 IDENTIFICACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ACTUAL

La etapa inicial consistió en la revisión del sistema eléctrico actual presente en la

compañía, con el fin de reconocer las características técnicas de tipo eléctrico y su

disposición. Como se mencionó anteriormente, Caracol Televisión está conformada por 5

torres, cada una cuenta con su propio sistema eléctrico de respaldo, que incluye

transformador MT/BT, grupo electrógeno fijo y UPS´s. A continuación, se muestran las

características técnicas de cada uno de los equipos en la tabla 1. Por razones de

confidencialidad solo se pueden mostrar algunos datos.

Tabla 1. Composición del sistema eléctrico en cada una de las torres.

TORRE TRANSFORMADOR GRUPO

ELECTRÓGENO UPS

I

SUNTEC Alta Tensión: 11,4 kV

Baja Tensión: 228/132 60 Hz

CATERPILLAR F.P.= 0,8 480/277 V

4 unidades

II


Baja Tensión: 216/125 V 60 Hz

CATERPILLAR F.P.= 0,8

220 V 2 unidades

III



CATERPILLAR F.P.= 0,8

480 V 1 unidad

IV



IGSA POWER F.P.= 0,8

220 V 1 unidad

V



STAMFORD F.P.= 0,8

440 V 1 unidad

Fuente: Autor.

Todos los datos fueron tomados directamente de las placas de características de los

equipos.

Dentro de las áreas más vitales de la compañía se encuentran:

Post-producción: Aquí se encargan del proceso de postproducción, visualización, edición,

musicalización y graficación de todas las producciones que son emitidas en el Canal [2].

Es el área encargada de la edición definitiva de todos los productos audiovisuales

desarrollados por la compañía tanto en los estudios de grabación como en las unidades

móviles.

17

Noticias: Es el área central de periodismo de la compañía. Allí se realiza la producción de

Noticias Caracol.

Emisión: Es el área encargada la salida al aire de los productos del canal.

Administrativa: En esta área se maneja toda la información legal, financiera,

administrativa, contable, etc., de la compañía.

Existe un UPS designado como Stand-by que otorga un respaldo para los otros 3 UPS, y

se encuentra disponible para soportar su carga en caso de que algún de estos falle o para

actividades de mantenimiento. La capacidad nominal del UPS de Stand-by es

considerable, pero está limitada dado que es inferior a la capacidad total de los UPS´s

que respalda; aun así, brinda una redundancia parcial al sistema. Dicho de otro modo, el

UPS de Stand-by no está en condiciones de respaldar a más de un UPS de manera

simultánea; sin embargo, se pueden presentar casos particulares donde sea posible

respaldar a 2 de las 3 UPS’s bajo condiciones controladas.

El diagrama unifilar general correspondiente se encuentra en el anexo A.

18

4 REPORTE DE FALLAS

Posterior a la identificación del sistema, se recopiló información acerca de las fallas

presentes en las instalaciones de los últimos dos años. Éstas se muestran en la tabla 2,

ordenadas según la fecha en que se presentaron.

Tabla 2. Fallas reportadas en los últimos 2 años.

Fecha Falla

# Descripción Origen Duración

17-feb-17 1

Caída de cable de media tensión en poste del cual se deriva acometida principal.

Caída de ramas de árboles cercanos a las redes eléctricas

7 horas aprox.

1-jun-17 2 Daño en fusible tipo HH en S/E torre IV

Conector premoldeado de 15KV

4 horas

21-dic-17 3

Ruptura de soporte plástico en selector de transferencia de cargas reguladas torres I y II

Desgaste normal 10 horas

26-ene-18 4

Módulo de control electrónico (ECM) en grupo electrógeno Torre I

Desconocido 48 horas

6-jun-18 5

Motor de cargue y resorte del interruptor de red en transferencia Torre I

Desgaste normal 8 horas –

parcial

15-jun-18 6

Falla en el mecanismo del interruptor de potencia, después de reparado el motor de

cargue Torre I Desgaste normal 8 días

Fuente: Autor.

De la tabla 2 se puede inferir que en el último año las torres I y II han sido las más

afectadas. El principal factor de riesgo presente es quizás la vida útil de los equipos

eléctricos que conforman las subestaciones de dichas torres, teniendo en cuenta que las

instalaciones iniciales de la sede La Floresta datan del año 2003 [2].

4.1 ÍNDICES DE CONFIABILIDAD

En términos generales la confiabilidad se define como “la probabilidad de que un

componente o sistema pueda cumplir su función en las condiciones operativas

especificadas durante un intervalo de tiempo dado” (Zapata, 2011 [3]).

La confiabilidad en términos de ingeniería eléctrica se refiere a la continuidad del servicio

del suministro eléctrico, teniendo en cuenta estándares de calidad y seguridad; a partir de

la disponibilidad de los equipos que intervienen en el proceso [4] [5]. Debido a la

presencia de fallas internas y externas al sistema, así como su aleatoriedad; no es viable

19

tener un sistema eléctrico totalmente confiable [4]. Sin embargo, se pueden estimar una

serie de esfuerzos encaminados para lograr su grado más alto.

En la literatura suele encontrarse información referente a la confiabilidad; siempre vista

desde un panorama de un sistema de potencia integrado generación-transmisión-

distribución o en alguno de estos componentes. Debido a que la compañía en la cual se

desarrolla el proyecto no está relacionada directamente a actividades de generación,

transporte o distribución de energía eléctrica; fue necesario implementar un modelamiento

donde se involucraran únicamente los datos conocidos, es decir, los mostrados en la tabla

2.

Para valorar la confiablidad, no existe un único índice que tenga la capacidad para medir

la confiablidad total del sistema; por lo que es necesario medir cada una de las

características de interés de forma independiente; a través de índices asociados a una

característica en particular [6], estos índices son llamados índices de confiabilidad.

Cada uno de estos índices está encaminado a observar el comportamiento del sistema,

por lo que es posible distinguir varios tipos de índices [6]: índices individuales de clientes,

que se encargan de medir el nivel de calidad de un cliente en particular; índices del

sistema, que miden el comportamiento de la calidad del servicio eléctrico en el sistema,

bien sea una red, una zona o una región; e índices de calidad comercial, que evalúan los

servicios anexos prestados por las compañías comercializadoras de energía.

Dentro de los índices del sistema se encuentran los índices primarios, orientados al

usuario y orientados a la carga [6].

4.1.1 índices primarios

Tasa de fallas (𝜆): se refiere a la relación entre el número de fallas de un componente en

un periodo dado. Ej: 0.2 [fallas/año].

𝜆 =# 𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑢𝑛 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒

𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑𝑜 𝑒𝑣𝑎𝑙𝑢𝑎𝑑𝑜

Indisponibilidad o tiempo anual de interrupciones (U): Tiempo total en el que un elemento

o equipo es reparado en un periodo de tiempo dado. Ej: 18 [hr/año]

Tasa de reparación (µ): Relaciona el número de reparaciones de un elemento y el tiempo

requerido para su reparación. Ej: 8 [rep/año].

µ =# 𝑟𝑒𝑝𝑎𝑟𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑢𝑛 𝑒𝑙𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜

𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑝𝑎𝑟𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑢𝑛 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑎𝑑𝑜

Vida media [3]: Tiempo esperado en el que un elemento no presente falla. Ej: 800 [hr]

20

Endurance-Resistencia [3] (mecánica): Número de operaciones que puede realizar un

elemento conmutable (interruptor, contactor, etc.) antes de ser obsoleto. Ej: 3500

operaciones.

4.1.2 índices orientados al usuario

Energía no suministrada - ENS

Índice de frecuencia de interrupción promedio del sistema – SAIFI.

Índice de duración media de interrupción del sistema – SAIDI.

Índice de frecuencia de interrupción promedio del cliente – CAIFI.

Duración media de interrupción del cliente – CAIDI.

Índice de disponibilidad de servicio promedio – ASAI.

4.1.3 índices orientados a la carga

Índice de frecuencia de interrupción del sistema promedio – ASIFI.

Índice de duración promedio de interrupción del sistema – ASIDI.

Energía promedio no suministrada – AENS.

Existen además otros índices o indicadores de calidad del servicio prestado

reglamentados en Colombia, a través de la Comisión de Regulación de Energía y Gas -

CREG, conocidos como DES y FES [6].

Para el presente trabajo solo serán tenidos en cuenta los índices primarios, debido al

contexto de la problemática abordada; otra razón es que los demás índices son aplicables

solo en compañías que intervengan en algún proceso de generación, transmisión o

distribución de energía eléctrica. Una descripción más detallada de estos últimos índices

(orientados a la carga, orientados al usuario, DES y FES) se puede encontrar en [4] y [7].

Teniendo en cuenta la información de la tabla 2, fueron calculados los índices básicos a

cada uno de los elementos que originaron las respectivas fallas en cada uno de los casos;

estos índices son mostrados en la tabla 3.

De las tablas 2 y 3, se puede observar que las fallas 3 a la 6 fueron las más

representativas, presentando los mayores tiempos de duración y, por lo tanto, los índices

U y µ más elevados; principalmente la 6, correspondiente a la falla en el interruptor de

transferencia. Además, se puede inferir que la torre I fue la más afectada con más del

21

50% del total de las fallas. Para dar solución a estas fallas fue necesario realizar

actividades de mantenimiento correctivo programadas con prioridad alta:

Falla # 1: Reparación en aislamiento de cable.

Falla # 2: Cambio de conjunto de fusibles.

Falla # 3: Cambio de juego soporte – selector.

Falla # 4: Cambio y reprogramación del módulo de control.

Fallas #5 y #6: Inicialmente se cambió transferencia completa en Etapa III por una nueva

de tipo motorizada. Una vez disponibles los dos interruptores removidos, se adecuaron los

accesorios del interruptor en falla para convertir uno de los removidos en extraíble con el

fin de reemplazarlo por el que presentó falla.

Tabla 3. Índices de confiabilidad calculados para el estudio.

Fecha Falla

# Elemento en

falla

Índice de Confiabilidad

λ [#fallas/año]

r [horas/falla]

U [hr/año]

µ [rep/año]

Vida media [años]

Resistencia [ciclos]

ENS [kW/h]

17-feb-17

1 Cable media

tensión 0,0714 7 0,5 0,0714 20 - -

1-jun-17

2 Fusible tipo HH 0,0714 4 0,286 0,0714 20 - 39617,6

21-dic-17

3 Soporte

plástico de selector

0,0714 10 0,714 0,0714 20 - 1500

26-ene-18

4 Módulo de

control 0,0714 48 3,429 0,0714 20 - 1533456

6-jun-18

5 Motor de cargue de

resorte 0,0714 8 0,571 0,0714 10000 255576

15-jun-18

6 Mecanismo del

interruptor 0,1429 192 27,429 0,1429 10000 6133824

Fuente: Autor.

*Teniendo en cuenta que las instalaciones datan del año 2004, los índices fueron calculados para un periodo

de 14 años en total, y duración de fallas relacionada en la tabla 2.

Al conjugar los índices anteriormente calculados, a pesar de no mostrar valores tan

elevados; se observa que la confiabilidad en la torre I es la más comprometida comparada

con las demás, por lo que surge la necesidad de buscar soluciones que permitan brindar

un nivel de confiabilidad mayor al actual.

22

5 DESCRIPCIÓN DE LOS RESULTADOS ALCANZADOS -

ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN

Según el resumen ejecutivo, se plantean 4 diferentes alternativas de solución para

mejorar los índices de confiabilidad; estas alternativas se sugieren teniendo en cuenta el

estado actual de las instalaciones en la compañía, el espacio disponible dentro de la

misma, la complejidad que comprende cada una de ellas, el tiempo estimado de ejecución

y el factor económico. Las alternativas de solución planteadas son:

Implementación de un sistema de sincronismo de los grupos electrógenos.

Actualización tecnológica de los sistemas ininterrumpidos de potencia – UPS.

Adquisición de un circuito en Media Tensión (MT) adicional.

Implementación de un nuevo grupo electrógeno de potencia nominal similar al mayor de

los instalados.

Se evaluarán cada una de las alternativas de solución planteadas con el fin de determinar

cuál de estas representa la mejor opción a implementar teniendo en cuenta los criterios

mencionados.

5.1 IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE SINCRONISMO DE LOS

GRUPOS ELECTRÓGENOS

Como se mencionó en el marco teórico, un grupo electrógeno brinda una fuente de

suministro eléctrico alterno o de respaldo, bajo condiciones particulares, bien sea por

fallas o ausencia del servicio de energía; o simplemente por la ausencia de una fuente de

energía eléctrica primaria.

En las instalaciones de la compañía se encuentran disponibles 5 grupos electrógenos fijos

que ante un evento de falla en la red de suministro de ENEL-CODENSA, todos los grupos

electrógenos entran en operación para asumir las cargas presentes en ese momento

determinado. Además de esto, los grupos electrógenos son útiles para desarrollar

actividades de mantenimiento preventivo y correctivo a los transformadores de potencia

instalados. Por otra parte, se presentan algunas deficiencias en esta topología, tales

como:

a) En cada evento de falla, todos los generadores entran en funcionamiento,

ignorando el perfil de la carga de la instalación, es decir que no tiene en cuenta la

demanda eléctrica en un momento determinado.

23

b) Debido a que la carga varía en función del día de la semana y de la hora del día,

existen momentos determinados en los cuales los grupos electrógenos no operan

cerca de su capacidad nominal y afectan su eficiencia energética.

c) El gasto innecesario de combustible, porque cada vez que se produce el arranque

de estos equipos, se produce un pico de consumo, dado que el rotor debe vencer

la inercia natural del sistema. Esto finalmente se traduce en costos operativos para

la compañía.

d) La vida útil de los generadores se ve comprometida, pues cada evento de falla

supone tiempo de funcionamiento innecesario y actividades de mantenimiento más

frecuentes.

Con el fin de mejorar los índices de confiabilidad, no solo de los sectores de la compañía

que pudieron verse más afectados, sino de todo el sistema en conjunto; se plantea incluir

un sistema de sincronismo o de paralelismo de los grupos electrógenos. Este sistema

consiste en conectar en paralelo todos los grupos electrógenos fijos presentes a un

barraje común, en donde estarían unidas también todas las cargas de la compañía; en

este punto se pueden agrupar las cargas según su criticidad o prioridad. En la figura 4 se

muestra esta configuración.

Figura 4. Implementación de un sistema de sincronismo de grupos electrógenos.

Fuente: Autor.

24

Por cargas no críticas se toman: parte de iluminación en lugares poco concurridos y

tomacorrientes de la red normal ubicadas en áreas en donde no es indispensable tener

acceso a un punto de alimentación eléctrica; y que además pueden reducir de manera

significativa la carga conectada a la red, por ejemplo: bodegas de almacenaje,

electrodomésticos ubicados en cafeterías como cafeteras, estufas eléctricas y hornos

microondas, televisores y equipos de sonido en áreas donde no se requiere un monitoreo

constante de la señal de televisión, calentadores en baños que cuentan con duchas

eléctricas, y máquinas dispensadoras de alimentos o bebidas.

Dentro de las cargas importantes no críticas se encuentran: cargas necesarias, pero no

indispensables para el desarrollo de las actividades principales de la compañía, tales

como: iluminación de zonas concurridas, iluminación de oficinas, escaleras y

parqueaderos, alimentación de equipos auxiliares como ascensores, alimentación de

herramientas eléctricas manuales y equipos de bombeo de puntos hídricos.

Por otra parte, las cargas críticas, que están soportados por los UPS´s son cargas

indispensables y de vital importancia para el desarrollo de la actividad principal de la

compañía; dentro de estas se encuentran todos los computadores corporativos, estudios

de grabación, Emisión, Noticias, y en general, todas las áreas que cuenten con equipo

técnico. En la tabla 4, se presenta una comparativa entre el estado actual del sistema y

las prestaciones que brinda la solución en mención.

Tabla 4. Comparativo estado actual con beneficios de la solución 1.

Estado actual del sistema Beneficios de implementar solución 1

Carga no fraccionada según prioridad. Es necesario el fraccionamiento de la carga según su prioridad.

Sistema sin flexibilidad operacional: los grupos electrógenos no están conectados a un barraje común.

Puesto que existe un nodo común de conexión entre los grupos electrógenos, el sistema es más flexible operativamente.

En evento de falla en la red externa, todos los grupos electrógenos entran en funcionamiento, esto representa más horas en operación del generador, mayor consumo de combustible y, por tanto, mayores costos operacionales.

En evento de falla en la red externa, entrarán en operación únicamente los grupos electrógenos que el sistema requiera, brindando un alargamiento de vida útil de los equipos, menor consumo de combustible y menores costos operacionales.

Cuando no puede entrar en funcionamiento un grupo electrógeno en particular, su carga asociada queda comprometida, no es confiable.

Cuando un grupo electrógeno en particular no puede entrar en funcionamiento, otro generador está disponible para entrar en funcionamiento. Presenta mayor confiabilidad.

Debido a la existencia de barrajes independientes para cada grupo electrógeno, no se tienen en cuenta las variaciones de demanda de energía.

Al existir un barraje común, es posible determinar cuál de los grupos electrógenos disponibles se acomoda mejor a las demandas de energía, haciendo más eficiente el uso de estos.

En actividades de mantenimiento preventivo el sistema queda parcialmente sin respaldo, para el correctivo, el tiempo sin respaldo depende de la complejidad del daño o falla del grupo electrógeno. Es menos confiable.

Debido a que existe un barraje común para los grupos electrógenos, se vuelve más fácil el desarrollo de actividades de mantenimiento tanto preventivo como correctivo, sin perder respaldo. Es más confiable.

Fuente: Autor.

25

5.1.1 Criterios Técnicos

Al implementar este tipo de configuración y fraccionando la carga según su prioridad; se

obtienen varios beneficios, en contraste con el estado actual del sistema. Algunos de

estos beneficios son [8]:

Flexibilidad operacional: Al contar con un sistema de respaldo con varios grupos

electrógenos, se logra tener mayor flexibilidad operativa al contar con varias fuentes de

alimentación conectadas a un nodo común; esto representa un mejoramiento en los

niveles de confiabilidad, mejor operatividad de funcionamiento, alargamiento de la vida útil

de los grupos electrógenos y sobre todo una reducción en los costos operativos.

Disponibilidad y fiabilidad: Al tener disponibles varios grupos electrógenos de manera

simultánea es posible que cualquiera de estos, o dos de ellos suministren energía a las

cargas más críticas. Del mismo modo, si existe algún caso particular en donde no pueda

entrar en funcionamiento uno de los generadores requeridos, otro de ellos puede

suministrar la energía necesaria para alimentar las cargas más críticas.

Ahorro de combustible: Debido a la continua variación de la carga durante el día, que se

traduce en cambios de la demanda de energía; es posible poner en funcionamiento el

grupo electrógeno cuya potencia nominal se acomode mejor a dicha demanda, evitando la

operación innecesaria de los generadores de mayor potencia nominal.

Fácil expansión del sistema: Si se espera un crecimiento de demanda energética o una

expansión de la infraestructura de la compañía, es posible adicionar grupos electrógenos

permitiendo aumentos incrementales de capacidad. Con los controles y los dispositivos

paralelos ya instalados, la expansión es más fácil y menos costosa [8].

Conveniente programación de mantenimiento: Cuando se cuenta únicamente con un

grupo electrógeno para soportar toda la carga del sistema, se complican las actividades

de mantenimiento tanto preventivo y en mayor medida correctivo, pues el sistema al cual

sirven no queda respaldado. Por otra parte, al contar con varios grupos electrógenos, se

pueden realizar de manera más fácil las actividades de mantenimiento sin afectar la

disponibilidad del sistema puesto que no se ve comprometida la disponibilidad de la

energía de respaldo.

5.1.2 Criterios económicos

Dado que el implementar el sistema de sincronismo no solo implica introducir un nuevo

barraje común, sino también clasificar las cargas presentes según su nivel de criticidad;

su ejecución requiere grandes modificaciones. Por una parte, se deben generar nuevos

tableros eléctricos que permitan separar las cargas no críticas de las importantes no

críticas (actualmente están unidas a un barraje común); esto implica tener plenamente

identificadas todas las acometidas que alimentan cada uno de los circuitos eléctricos

(actualmente se adelanta un levantamiento de planos eléctricos, a la fecha se han

26

completado dos torres) se debe adicionar una nueva transferencia automática para las

cargas importantes no críticas incluyendo sus respectivas acometidas (se debe contar con

espacio adicional para la ubicación de las nuevas transferencias). Esto se requiere para

cada una de las torres.

Para evaluar los costos que esto conlleva se debe generar una guía de presupuesto

detallada donde existan las cantidades de obra necesarias, las rutas de conexión, las

especificaciones técnicas de cada componente eléctrico (transferencia, tableros

eléctricos, cables, etc.), los imprevistos que se puedan presentar, y por supuesto las

características técnicas y prestaciones del nuevo sistema de sincronismo. Otro factor muy

importante es el tiempo de ejecución y la disponibilidad de las instalaciones para realizar

las modificaciones mencionadas; por una parte, por la actividad comercial principal de la

compañía (realización de contenidos audiovisuales), se maneja un alto flujo de recurso

técnico y humano, lo cual limita la disponibilidad del espacio y la intervención en el

sistema eléctrico.

En resumen, es evidente que esta alternativa es viable en criterios técnicos mas no bajo

criterios económicos, dado que la cantidad de insumos, equipos y recursos requeridos

para su ejecución son considerables; por estas razones no se consideró necesario

elaborar un presupuesto de obra que brindara cifras más exactas.

5.2 ACTUALIZACIÓN TECNOLÓGICA DE LOS SISTEMAS

ININTERRUMPIDOS DE POTENCIA – UPS

En la actualidad, las instalaciones cuentan con 9 UPS´s principales, todas corresponden a

la marca EATON (ver figura 5), estos sistemas cuentan con varias prestaciones [9]:

Diseño sin transformador: Mayor eficiencia en comparación con diseños con

transformador

Fácil instalación: Flexible para actividades de mantenimiento

Diferentes opciones de tensión: 208V y 480V

Prestaciones de baterías: Ciclos de carga pensada en incremento de vida útil, monitoreo

constante del estado de las mismas

Sistema Hot Sync: Fácil expansión del sistema, disponible para configuración de

sincronización en paralelo

Baja Distorsión Armónica Total: Ofrece energía limpia y pura para brindar seguridad y

eficiencia a la carga.

27

Figura 5. UPS marca EATON serie Powerware 9390, capacidad 100 – 160 kVA.

Fuente: Eaton Corporation [9].

Los últimos equipos de esta misma marca cuentan además con un sistema denominado

ESS (Energy Saver System) [9] que ofrece una alta eficiencia desde el punto de vista

energético, brindando eficiencia de hasta un 99% y restando importancia al tamaño de la

carga energética; además ofrece a la carga una máxima protección. Todas estas

características se reflejan en el ahorro de costos de energía y dinero; al compararse con

diseños tradicionales, donde la eficiencia se encuentra entre el 92% y 93%, como lo

muestra la figura 6.

Figura 6. Eficiencia del UPS EATON con ESS respecto a diseños tradicionales.

Fuente: Eaton Corporation [9].

28

Conociendo las prestaciones de los UPS´s que se encuentran instalados, la solución más

acertada en términos técnicos y económicos podría ser la actualización de estos equipos

o la implementación de unos nuevos; pero manteniendo el mismo fabricante o el mismo

representante y conservando la misma marca (EATON). Las razones principales son: por

una parte, el conocimiento técnico de los contratistas acerca de los requerimientos y el

estado actual de las instalaciones de la compañía; y, por otra parte, puede representar un

ahorro en términos de costos y recursos logísticos, comparado con la implementación

completa de un nuevo sistema con otras marcas. Además de esto, se debe pensar en

incrementar la capacidad del UPS de Stand By, teniendo en cuenta que, en un evento de

contingencia, el equipo debe estar en capacidad de soportar las cargas equivalentes a la

suma de las cargas de los UPS´s que soporta con suficiente tiempo de autonomía. Se

sugiere incrementar la capacidad del Ups de Stand By.

Adicional a lo mencionado anteriormente, la centralización de los UPS´s puede brindar

aún más confiabilidad al sistema en conjunto, es decir que no se observa el sistema de

energía regulada por pequeños subconjuntos que hacen parte de un todo, sino que se

podría tener un sistema interconectado de manera paralela, donde las cargas de cada

UPS queden entrelazadas y se puedan distribuir conforme a la capacidad individual;

logrando mejores beneficios para actividades de mantenimiento preventivo y correctivo,

dando redundancia al sistema, y por lo tanto adquiriendo mayor eficiencia y confiabilidad.

En la tabla 5 se muestra la comparativa del estado actual del sistema y los beneficios de

implementar la solución 2.



Tecnología antigua. Prestaciones con nuevos sistemas de tecnología (ESS).

Equipos con por lo menos 10 años de uso. Actualización a equipos modernos.

Tiempos de autonomía cortos (10-15 min). Mayor tiempo de autonomía.

Debido a la inmersión de nuevos equipos electrónicos dentro de las instalaciones, es posible que se disminuyan tiempos de respuesta debido a armónicos.

Tiempos de respuesta más rápidos, debido a componentes mejorados.

UPS Stand By con potencia nominal limitada. UPS Stand By mejorada para sostener energéticamente a los UPS´s que sirve de respaldo.

Sistema separado por UPS´s en cada torre. Sistema centralizado de energía regulada.

Fuente: Autor.

29

5.2.1 Criterios técnicos

Debido a que la razón principal es mejorar los índices de confiabilidad a través de la

implementación de un nuevo y actualizado conjunto de UPS´s; es notable que se presenta

una mejora en los niveles de confiabilidad pero que no al nivel deseado, pues ante un fallo

de tiempo prolongado, los UPS´s no pueden servir de soporte al estar limitados por su

tiempo de autonomía, que en el mejor de los casos puede ser de 60 minutos. Esto no

quiere decir que el sistema eléctrico interno no tenga mejorías, sino que al manejar cargas

tan críticas y debido a la actividad comercial de la compañía, se busca una solución

donde se evalúe la peor condición; y sea capaz de mitigar el efecto producido por fallas

de tipo sostenido.

No obstante, no es posible centralizar exactamente todas las cargas críticas presentes;

debido a dos razones principales: por una parte, la forma en la que están dispuestas las

torres no ayuda a contar con un punto central cercano a todas las torres, presentándose

trayectos de grandes recorridos para lograr una interconexión exitosa. Y, por otra parte,

no se cuenta con un recinto lo suficientemente grande capaz de albergar todo el conjunto

de energía regulada completo comprendido por todos los UPS´s y sus correspondientes

conexiones.


Teniendo en cuenta que esta alternativa consiste en renovar todos los UPS´s, la inversión

y los costos que conlleva esta solución es de grandes proporciones, no solo por la

adquisición de los equipos con la tecnología más reciente sino por los recursos

adicionales que esto requiere: cantidades de obra, recursos técnicos y humanos, etc.

Además, este tipo de maniobras requieren un plan bien elaborado donde los tiempos de

ejecución estén sujetos a un cronograma, ya que, por la actividad comercial de la

compañía, las cargas críticas nunca pueden ser desconectadas, requiriendo mayor tiempo

para la implementación de esta solución.

5.3 ADQUISICIÓN DE UN CIRCUITO EN MEDIA TENSIÓN ADICIONAL

Esta solución consiste en tener la disponibilidad de un segundo circuito de alimentación

en media tensión (11,4 kV), proveniente de la subestación eléctrica más cercana. Su

funcionalidad se basaría en servir como respaldo al circuito primario, dando así

redundancia total al sistema eléctrico interno. Con esta solución se obtendrían altos

niveles de confiabilidad, pues interviene en todo el sistema como un conjunto, y no de

forma parcial en alguna de las 5 torres. Esta alternativa además brinda más seguridad al

momento de realizar actividades de mantenimiento a los grupos electrógenos; debido a

30

que, ante eventos de cortes de energía y actividades de mantenimiento simultáneamente,

el sistema eléctrico aún se encontraría respaldado. La implementación del sistema

eléctrico interno se realizaría conforme a la norma ENEL-CODENSA AE-440-3 [10].

Figura 7. Circuitos principal y suplencia en Derivación. a) Seccionador dúplex con enclavamiento mecánico. b) Con seccionador de maniobras.

Fuente: Adaptado de Norma Técnica ENEL-CODENSA 440-3 [10].

Observando la posición geográfica de la empresa, es evidente que la subestación más

cercana es la subestación Morato, cuya ubicación es en la Av. Calle 70 No 96-75 en la

localidad de Suba [11]. Esta subestación es de tipo transformadora de alta tensión a

media tensión, y de esta misma está derivado el circuito principal en media tensión (11,4

kV) que alimenta los transformadores de la compañía. La ubicación se puede observar en

la figura 8.

En la tabla 6, se muestra un comparativo entre el estado actual del sistema y los

beneficios que se tendrían al implementar la solución 3

31

Figura 8. Ubicación geográfica de S/E más cercana

Fuente: Google maps [12].



Una red principal de alimentación en MT. Una red de MT principal y una de respaldo.

Sistema no redundante. Sistema redundante con circuito MT alimentador adicional.

Respaldo de cada torre independiente a través de plantas de emergencia dedicadas.

Respaldo general para todas las torres de la compañía a través de circuito MT.

Sistema poco seguro para actividades de mantenimiento en plantas de emergencia.

Sistema confiable y seguro al momento de realizar actividades de mantenimiento a plantas de emergencia.

Plantas de emergencia limitadas por disponibilidad de combustible y capacidad energética.

Ante fallos en la red principal de MT, las contingencias son mínimas dada la disponibilidad del circuito MT adicional.

Fuente: Autor.


La implementación del segundo circuito en media tensión es una solución muy viable

técnicamente, teniendo en cuenta que la subestación de sótano de la compañía cuenta

con el espacio necesario tanto para el paso de la acometida junto con las canalizaciones

requeridas, además de contar con área para la inclusión de una segunda celda de entrada

para media tensión. Y no se requiere ninguna modificación adicional en el sistema

eléctrico en conjunto.

32

Adicional a lo anterior, es necesario tener en cuenta que el paso del circuito de media

tensión principal al de respaldo, se haría de forma manual contando con enclavamientos

mecánicos; dado que la disposición de los equipos y celdas presentes en la subestación

ocupan el área disponible. Sin embargo, se podría pensar a futuro la redisposición de los

equipos presentes en la subestación, haciendo viable la implementación de una

transferencia automática para los circuitos en media tensión.

Por otra parte, se podría pasar a la subutilización de las plantas de emergencia, teniendo

en cuenta que su uso dependerá de la no disponibilidad de forma simultánea de los dos

circuitos en media tensión, y de las actividades de mantenimiento de los transformadores

de potencia, junto con sus respectivas celdas de protección. Así mismo, en eventos de

cortes de energía en el circuito de MT primario, las plantas de emergencia entrarían en

funcionamiento por la fracción de tiempo en que se realice la maniobra de forma manual

para alternar al circuito de MT secundario.

5.3.2 Criterios Económicos

Para la evaluación del aspecto económico, se deben asociar, al igual que en las

soluciones presentadas; los requisitos y requerimientos adicionales. De manera inicial, es

necesario realizar una solicitud a la empresa prestadora del servicio de energía, con el fin

de exponer el deseo de adquirir un segundo circuito en media tensión. Contando con la

disponibilidad de este segundo circuito en la Subestación Morato, se debe hacer una

evaluación acerca de la posible ruta que tomaría la red, y si es de tipo aérea o

subterránea.

Dependiendo del tipo de red implementada, serán también los componentes adicionales

como las estructuras y accesorios de transporte para el caso de la red aérea o; los

barajes, las cajas de inspección, los accesorios y ducterías para el caso de red

subterránea. La forma constructiva más conveniente es quizás la de tipo subterráneo;

debido a que probablemente la ruta que tome el circuito en MT adicional, sea basada en

la utilización de los postes y estructuras ya existentes; y ante sucesos dados por factores

exógenos al sistema tales como fenómenos ambientales o errores humanos se afectarían

de forma simultánea ambos circuitos en MT (principal y secundario).

Así como cambia el conjunto de componentes según el tipo de red implementada,

también lo hacen los costos asociados al mismo. Estas consideraciones estarán sujetas al

diseño propuesto por parte de la empresa que presta el servicio de energía. Otro factor

que influye económicamente, es la distancia existente entre la ubicación geográfica de la

compañía y la Subestación, puesto que, a mayor distancia, evidentemente serán

indispensables mayores cantidades de obra y materiales. La distancia es de 820 metros

aproximadamente, según el medidor de distancia de Google Maps [12] (ver figura 9).

33

Figura 9. Distancia aproximada entre Subestación Morato y Caracol Televisión. Mapa y satélite.

Fuente: Google maps [12].

5.4 IMPLEMENTACIÓN DE UN NUEVO GRUPO ELECTRÓGENO

El sistema eléctrico actual se compone en su conjunto por 5 plantas de emergencia

dispuestas según la ubicación de las 5 torres que comprende la compañía, como se

mencionó en la Tabla 1. Estas plantas de emergencia están dedicadas únicamente a la

torre en la que están ubicadas. Las fechas correspondientes de fabricación se encuentran

en la tabla 7.

La vida útil de una planta de emergencia depende de varios factores: horas en servicio,

porcentaje de carga al cual trabaja, factores ambientales, revisiones del estado general de

forma periódica y actividades de mantenimiento, entre otras. También está relacionada

con el desgaste natural de sus componentes mecánicos, eléctricos y electrónicos. Sin

embargo, revisando la tabla 2, el 26 de enero de 2018; la planta eléctrica de la torre I

presentó falla en su Módulo de Control Electrónico (EMC), a pesar de que su año de

fabricación es el más reciente comparado con las demás.

34

Tabla 7. Año de fabricación de las plantas de emergencia existentes

Torre que soporta

Año de fabricación

I 2014

II 2002

III 2005

IV 2003

V 2010

Fuente: Autor. Información tomada de datos de placa.

Para explicar este fenómeno en términos de confiabilidad, existe una herramienta

conocida como la curva de la tina o la bañera (Bath-tub Curve) [13] por su evidente forma

(ver figura 10), y es característica de muchos componentes o sistemas. Está directamente

relacionada con la Tasa de fallas (𝜆) y se divide en tres regiones o periodos [3]:

La primera región se conoce como la fase infantil o de depuración: las fallas podrían

obedecer a errores de fabricación o por diseño inadecuado y la tasa de fallas se reduce

en función del tiempo.

La segunda región, conocida como periodo de vida útil o fase de operación normal; tiene

la característica que la tasa de fallas es constante, y su valor es el más bajo. Así mismo,

las fallas se presentan de forma aleatoria. Cuando se dice que un componente tiene tasa

de fallas constante es porque se asume que está en el periodo de su vida útil o viceversa

[3].

La tercera y última región, llamada fase de desgaste o periodo de obsolescencia; se

caracteriza porque la tasa de fallas aumenta rápidamente con el tiempo.

Figura 10. Curva de la tina o bañera.

Fuente: Adaptado de [3].

35

Teniendo en cuenta lo anterior, las plantas de emergencia instaladas en la compañía, a

excepción de las instaladas en la torre I y la torre V; se estarían aproximando al fin de su

vida útil tomando como referencia un periodo de 20 años [14] y, aproximándose a la

región de obsolescencia (ver figura 10). Como ya se mencionó, en esta última región la

tasa de fallas tiende a aumentar, comprometiendo la confiabilidad del sistema.

Bajo las premisas mencionadas, surge esta última alternativa de solución, que consiste en

la adquisición e implementación de un nuevo grupo electrógeno de capacidad nominal

similar al más grande de los presentes en las instalaciones. Lo que se busca al incluir este

nuevo grupo electrógeno es respaldar cualquiera de los grupos electrógenos, ya sea para

actividades de mantenimiento o ante eventos de falla; es decir, que su modo de

funcionamiento es de tipo Stand-By. Estaría disponible para cualquiera de las 5 torres a

través de una trasferencia ya sea manual o automática; este esquema está representado

en la figura 3.



Los grupos electrógenos son el respaldo principal. Los grupos electrógenos cuentan con un sistema de respaldo compartido.

Al presentarse una falla en cualquier grupo electrógeno, el sistema al cual sirve de respaldo, queda expuesto.

Al presentarse una falla en cualquier grupo electrógenos, entra en funcionamiento el grupo Stand-By como reemplazo de forma parcial.

Actividades de mantenimiento en grupos electrógenos poco segura, sistema expuesto ante un evento de falla.

Al requerir mantenimiento un grupo electrógeno, el grupo Stand-By entra en reemplazo, asegurando la disponibilidad del sistema de respaldo.

Por razones técnicas, ningún grupo electrógeno está en capacidad de asumir más de la carga presente en una sola torre.

Al existir el grupo electrógeno en modo Stand-By, es posible sacar de funcionamiento cualquier grupo electrógeno de forma total o parcial

Grupos electrógenos con más de 15 años de uso en promedio (excepto torre1), finalizando periodo de vida útil; la confiabilidad del sistema empieza a verse comprometida.

A pesar del tiempo de uso de la mayoría de los grupos electrógenos, existe un grupo en modo Stand-By que contribuye al mejoramiento en los niveles de confiabilidad del sistema.

Fuente: Autor.


La implementación de un nuevo grupo electrógeno no requiere modificaciones tan

grandes al sistema a nivel eléctrico y estructural, comparado con las alternativas de

solución anteriores. Inicialmente, es necesario caracterizar la carga con el fin de

establecer la capacidad del nuevo grupo electrógeno para que atienda con suficiencia al

sistema, puesto que guarda una relación directamente proporcional a las dimensiones del

mismo para estimar los recintos disponibles en las instalaciones internas de la compañía.

36

Aunque entre las torres no hay tanta distancia, el recinto ideal debe ser central a la

ubicación de todos los grupos electrógenos para definir las posibles rutas de

canalizaciones y acometidas, y que además cuente con buena accesibilidad, un punto

cercano de aterrizamiento, ventilación de entrada y salida e insonorización; esto permite

establecer las cantidades de obra y recursos necesarios. Además, es evidente establecer

un esquema de protecciones adecuada para la transferencia, ya sea manual o

automática.

Técnicamente, los requerimientos para la implementación de esta alternativa de solución

no son de grandes proporciones, sino que se presentan de una forma simple y de fácil

desarrollo; además es evidente que se deben cumplir las normas técnicas necesarias

para este tipo de instalaciones (Normas CODENSA, sección 700 NTC 2050).


Dentro de todos los recursos que esta solución requiere, lo que mayor costo representa

es la adquisición del grupo electrógeno y depende directamente de la potencia nominal

que se asigne, así como si es nuevo o usado. La transferencia, en términos económicos

tiene un peso medio, ya que depende de su modo de funcionamiento (manual o

automática) y su capacidad de interrupción. Las demás cantidades de obra y materiales

no son tan representativas, a pesar de no tener certeza del recinto de su ubicación; dentro

de estos están incluidos la adecuación por obra civil, la insonorización y los recursos para

el montaje eléctrico y mecánico de la instalación.

5.5 DISEÑO DE LA ALTERNATIVA DE SOLUCIÓN MÁS VIABLE

Bajo la información ya presentada, se puede afirmar lo siguiente:

Comparando los recursos necesarios para cada una de las alternativas expuestas, es

evidente que esta última representa los valores más bajos de inversión, no solo porque

las modificaciones al sistema eléctrico interno son mínimas; sino que además los

sistemas y equipos requeridos no son tan sofisticados, y por lo tanto representan el menor

costo.

Bajo una perspectiva técnica, la ejecución del proyecto para la última alternativa de

solución presentada, no interfiere con las actividades comerciales de la compañía, ni se

expone la confiabilidad inicial del sistema debido a que se puede desarrollar de forma

aislada, garantizando el suministro de energía bajo el esquema actual; por lo tanto, es

también la solución más viable al ser comparada con las otras tres.

Como ya se establecieron las posibles alternativas de solución con sus respectivos

criterios tanto técnicos como económicos, ahora se procede a la etapa final del presente

37

proyecto, que consiste en la realización de un diseño para la posible implementación de la

solución más viables, es decir, la cuarta alternativa.

5.5.1 Caracterización de la carga

Considerando que existan posibles aumentos en la energía demandada por la compañía,

y que además los grupos electrógenos están distribuidos por cada torre, lo más práctico

es tomar como referencia la torre cuya demanda sea mayor a las demás para realizar la

estimación. La razón principal es que cada una de las torres comprende áreas diferentes,

y, por lo tanto, aumentos de demanda de energía también diferentes. Así, por ejemplo, la

energía demandada en la torre II no es igual a la demandada por la torre V, básicamente

porque en la primera se encuentran en su mayoría oficinas y áreas de almacenaje,

mientras que en la segunda se encuentran dos estudios de grabación, centros de

procesamiento de datos o data centers, salas de edición de material audiovisual, etc.;

donde su comportamiento de carga depende de razones como la realización de un nuevo

producto.

Bajo el criterio anterior y además teniendo en cuenta que el generador de mayor

capacidad es de 680 kVA, se tomará el 20% más como referencia para caracterizar la

carga y, por lo tanto, definir el valor en capacidad Stand-By del nuevo grupo electrógeno

que se sugiere implementar.

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑆𝑡𝑎𝑛𝑑𝐵𝑦 𝐺𝑟𝑢𝑝𝑜 𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟ó𝑔𝑒𝑛𝑜 𝑑𝑒 𝑚𝑎𝑦𝑜𝑟 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 = 680 𝑘𝑉𝐴

680 𝑘𝑉𝐴 ∗ 120% = 816 𝑘𝑉𝐴

En su mayoría, los grupos electrógenos cuentan con un factor de potencia de 0,8;

aplicando este factor al valor obtenido anteriormente:

816 𝑘𝑉𝐴 ∗ 0.8 = 652.8 𝑘𝑊

Se consultaron catálogos de fabricantes de grupos electrógenos como: CUMMINS [15],

MODASA [16] y GECOLSA-CAT [17]; para establecer la potencia nominal del valor

comercial más cercano. Los valores encontrados fueron de 600, 760 y 750 kW

respectivamente para cada uno de los fabricantes. Se tomará como referencia el grupo

electrógeno CAT de referencia C27 [18] (ver figura 11); en la tabla 9 se pueden observar

las especificaciones del grupo electrógeno. La hoja de especificaciones técnicas del

equipo se presenta de forma completa en [18].

38

Figura 11. Grupo Electrógeno CAT C27 vistas anterior y posterior.

Fuente: Adaptado de: https://www.cat.com/es_US/products/new/power-systems/electric-power-generation/diesel-

generator-sets/18331497.html.

Tabla 9. Especificaciones del grupo electrógeno CAT C27.

Especificaciones del grupo electrógeno CAT C27

Clasificación mínima 680 ekW*

Clasificación máxima 800 e kW*

Tensión 208 a 660 V.

Frecuencia 60 Hz

Velocidad 1800 rpm

Longitud máxima 4674 mm

Ancho máximo 1723 mm

Altura máxima 2162 mm *ekW: Kilovatios eléctricos.

Fuente: Adaptado de: https://www.cat.com/es_US/products/new/power-systems/electric-power-generation/diesel-

generator-sets/18331497.html.

Para la instalación del grupo electrógeno, se debe tener en cuenta la normativa que lo

rige, para este caso se debe atender al cumplimiento de lo establecido por la compañía

prestadora del servicio (ENEL-CODENSA). La norma técnica que establece la

implementación de un grupo electrógeno en algún establecimiento, es la correspondiente

a Generalidades 7.6 Sistemas de emergencia instalados por el cliente [19]. Allí se

clasifican los sistemas de emergencia en dos tipos: Sistemas de emergencia y sistemas

de respaldo (también llamados Stand-by); el primero se refiere a una fuente de energía

independiente que debe estar disponible en casos de falla o suspensión del servicio

normal, debido a que puede ponerse en riesgo la vida y seguridad al personal o causar

daño en la propiedad; el segundo es también una fuente de energía independiente, pero

39

con la diferencia que su utilidad va más enfocada a la continuidad operativa del cliente,

por sus intereses particulares.

La norma [19] también establece que “los sistemas de respaldo (Standby) opcional

deberán cumplir en su instalación con las condiciones exigidas en la sección 702 del

Código Eléctrico Nacional, norma NTC 2050” y establece las exigencias respecto a

niveles de ruido, características del local donde va a ser instalado el equipo y las normas

para su conexión eléctrica. Consultando la sección 702 en la NTC 2050 [20], se

mencionan: el alcance, los equipos de transferencias que deben ser incluidos,

señalización y avisos, y demás generalidades para la instalación de estos grupos

electrógenos opcionales. Sin embargo, no se asignan pautas más específicas como las

dimensiones del local, los requisitos de ventilación, la disposición de los tubos de escape,

etc.; no obstante, se tomaron las recomendaciones y pautas de instalación de grupos

electrógenos mencionadas en [21] y [22].

5.5.2 Lugar de instalación

En [21] se establece el área mínima que debe tener el local o recinto donde va a ser

instalado el grupo electrógeno de acuerdo a su potencia nominal. Esta información se

encuentra consignada en la tabla 10.

Tabla 10. Área mínima del local en relación a la potencia del grupo electrógeno.

Potencia (kW)

Área

(𝒎𝟐)

10-30 9

65-60 12

80-135 15

150-300 18

350-450 22

500-600 27

700-900 34

1000-1200 40


El grupo electrógeno de referencia para el diseño cuenta con una potencia nominal de

750 kW, por lo que el área mínima requerida para el local de instalación es de 34 𝑚2,

como lo indica la casilla sombreada en la tabla 10.

La norma CODENSA [19], así como [21] y [22], establece unas condiciones que debe

cumplir el sitio seleccionado para la instalación del equipo:

-Adecuada extracción de los gases tóxicos a la atmósfera.

-Ventilación suficiente para el enfriamiento del motor.

40

-Manejo seguro de los combustibles.

-Mínima perturbación por ruido hacia el exterior del inmueble.

Teniendo en cuenta la disposición de los grupos electrógenos presentes, además de los

recintos disponibles y sus correspondientes áreas, el sitio más óptimo y adecuado para

instalar el nuevo grupo electrógeno es el demarcado en color verde en la figura 12. En la

misma figura, los cuadros en rojo indican la ubicación actual de los grupos electrógenos

existentes en la compañía; es necesario mencionar que los grupos electrógenos

correspondientes a las etapas I y II se encuentran en un mismo recinto en el sótano de la

etapa II, pues la etapa I no cuenta con sótano. En lugar escogido (área sombreada en

cuadro color verde en figura 13), corresponde a una bodega de materiales ubicada en el

sótano de la torre IV de un área aproximada de 22,4 𝑚2; por lo que sería necesario

adicionar el área de parqueadero contiguo a la bodega más un espacio adicional, para

contar con un área total aproximada de 44,8 𝑚2.

Al realizar un acercamiento al área de interés (figura 13) se evidencia la ubicación

estratégica del sitio, no solo porque cumple con las condiciones de área, ventilación y

ruido. teniendo en cuenta las dimensiones del grupo electrógeno, las modificaciones

civiles iniciales comprenderían: la eliminación del muro existente entre la bodega de

materiales y el espacio de parqueadero, y el encerramiento del área demarcada en color

verde; se deben realizar además labores adicionales para la insonorización, incluyendo

una puerta adecuada para tal fin. En la figura 13, a la derecha se muestra la posible

disposición del grupo electrógeno junto con su depósito de combustible.

41

Figura 12. Disposición de grupos electrógenos existentes (rojo) y proyectado (verde).

Fuente: Autor, a partir de planimetría arquitectónica existente.

*Por razones de confidencialidad se muestra únicamente la información básica.

42

Figura 13. Ubicación de local para instalación de nuevo grupo electrógeno – acercamiento en plano arquitectónico. Recuadro verde sombreado (Izq.) y disposición de elementos (Der.).



5.5.3 Tubería de escape

Otro de los requisitos que se debe cumplir al implementar grupos electrógenos, es

conducir de forma segura los residuos generados en la combustión, teniendo en cuenta

que usa como fuente combustible el Diesel. Teniendo en cuenta lo mencionado en [21],

es necesario que cada uno de los grupos electrógenos maneje tuberías de escape

independientes y efectivas para llevar los gases de combustión al exterior. Como se

muestra en la figura 14, en la parte superior se evidencia la presencia de las tuberías de

escape de dos grupos electrógenos.

43

Para la implementación del nuevo grupo electrógeno es necesario hacer modificaciones a

la ubicación de las tuberías de escape ya dispuestas, con el fin de dar espacio a la tubería

de escape adicional. La ruta que tomaría esta nueva tubería es en paralelo a las otras,

puesto que es la más óptima para expulsar los gases hacia la atmósfera; además ya se

cuenta con los ductos para tal fin, como se muestra en la figura 15. Esta tubería se

desplaza hacia la cubierta del edificio.

Figura 14. Lugar posible de instalación; tubería de escape existente.

Fuente: Autor.

Figura 15. Ductos para tubería de escape.

Fuente: Autor.

Para obtener una información más detallada respecto a la instalación de grupos

electrógenos al interior de locales, en aspectos tales como: el tipo de materiales, fijación

mecánica, ventilación, tubería de escape, tubería de combustible, refrigeración, y demás

temas relacionados, se pueden consultar las referencias [21] y [22]; pues la finalidad del

proyecto va principalmente enfocada a las instalaciones eléctricas necesarias para su

implementación, sujeto a características propias del sistema eléctrico bajo estudio.

44

5.5.4 Instalaciones eléctricas

5.5.4.1 Acometidas.

Para la determinación del calibre de las acometidas, se calcula inicialmente la corriente

nominal del grupo electrógeno de respaldo; para el cálculo de las acometidas de cada

torre, se tienen en cuenta los valores nominales de potencia de los transformadores.

Todos los valores consignados son tomados de placa de características. Por razones de

confidencialidad, solo se suministran datos del nuevo grupo electrógeno a implementar.

Grupo electrógeno nuevo.

Características:

Marca: CATERPILLAR, S = 937 kVA, P = 750 kW, F.P. = 0.8, f = 60 Hz

𝐼𝑛𝑜𝑚(208𝑉) =𝑆

(√3 ∗ 𝑉𝑙)=

937000 𝑉𝐴

√3 ∗ 208 𝑉= 2600 𝐴

La norma NTC-2050 [20] establece en la sección 445-5 que “los conductores de fase que

salen de los terminales del generador hasta el primer dispositivo de protección contra

sobrecorriente, no debe ser menor al 115 % de la corriente nominal que aparezca en la

placa de características del generador”. Para el conector neutro, se calculó conforme a la

sección 220-22 de esta misma norma y para el conductor de tierra se tuvo en cuenta la

tabla 250-95 también de la misma norma. Los calibres correspondientes para acometidas

se presentan en la tabla 12. La longitud de cada acometida se tomó según los recorridos

por bandeja portacable y cárcamos más un factor del 20%.

En la figura 16 se muestra el plano arquitectónico relacionado con la distribución de las

subestaciones, así como las canalizaciones existentes y proyectadas, tales como

bandejas portacable y cárcamos; que servirían de ruta para el tendido de las respectivas

acometidas hacia todas las subestaciones.

Teniendo en cuenta los cálculos realizados anteriormente, se puede implementar un

barraje en el tablero de transferencias de una capacidad de 4000 A, bajo el criterio que el

grupo electrógeno pueda servir de respaldo a dos de los cuatro grupos electrógenos de

forma simultánea y bajo condiciones controladas. El barraje, así como el tablero adicional

debe contar con la normativa actual vigente; relacionada con requisitos de producto y de

instalación, mencionadas en el RETIE [23] y demás características como los colores de

cada fase, el tipo de material, el aislamiento y las dimensiones correspondientes para

soportar la capacidad de corriente para la cual está diseñado.

45

Tabla 11. Calibres para acometidas de grupos electrógenos

Descripción I calculada (A)

I calculada 115% (A)

Calibre fases (kcmil)

Calibre neutro (kcmil)

Calibre Tierra (kcmil)

Longitud (m)

Grupo Nuevo 2600 2990 3 (7 x (500)) 7 x (500) 350 18

Etapa I - - - - 350 36

Etapa II - - - - 350 40

Etapa III - - - - 350 4

Etapa IV - - - - 350 70

Fuente: Autor.


Debe contarse además con un punto adecuado de puesta a tierra para todo equipo nuevo

a implementar. No solo el grupo electrógeno de respaldo debe contar con su respectiva

conexión a tierra, sino todos los tableros y equipos que contengan piezas metálicas (fijas

y móviles); en las subestaciones existentes en la compañía se cuenta con tableros de

anillos de puesta a tierra.

46

Figura 16. Canalizaciones existentes y proyectadas en sótanos.

47

Figura 16 (Continuación).



48

5.5.4.2 Protecciones.

En las instalaciones actuales, todas las transferencias de subestación cuentan con

interruptores de la marca Legrand. La más reciente (Torre III) es de la familia 𝐷𝑀𝑋3 [24]

con capacidad nominal de 2500 A (talla 1) y capacidad interruptiva de 50 kA en su

mayoría (ver figura 17). Los interruptores de esta referencia son regulables desde 800 A

hasta los 2500 A; comprende unidades de disparo instantáneo y temporizado regulables,

separadores de conexión de diferentes tallas y opción de anclaje fijo o extraíble; y en

general se presenta como un elemento con buenas prestaciones y características. Para

este caso específico se pueden implementar interruptores iguales a estos para las

protecciones dedicadas a cada torre, y para el grupo electrógeno de respaldo el

correspondiente a la siguiente talla (talla 2), que comprende una capacidad nominal de

hasta 4000 A.

Figura 17. Interruptor Legrand 𝐷𝑀𝑋3

Fuente: [24].

5.5.4.3 Tablero de transferencia.

El nuevo grupo electrógeno estaría disponible para respaldar todas las torres excepto la

torre V, como se mencionó anteriormente. El diseño está basado en la implementación de

un tablero para una transferencia integrada de tipo manual, donde exista un barraje

común que permita alimentar las cargas de cualquiera de las cuatro torres de manera

individual o, hasta dos de ellas bajo condiciones particulares de carga; teniendo en cuenta

la potencia nominal del nuevo grupo electrógeno.

No se incluye una transferencia de tipo automática, porque sería necesario modificar en

mayor medida el sistema eléctrico interno (barrajes principales y armarios de

transferencia). Estas modificaciones comprenderían en primera medida la configuración

de las cuatro transferencias de las torres, al incluir un tercer interruptor proveniente del

grupo electrógeno de cada una de estas, convirtiéndolas en transferencias de tres

49

interruptores; donde el primero proviene de la fuente principal, el segundo corresponde al

grupo electrógeno dedicado y el tercero al grupo electrógeno de respaldo. Bajo esta

configuración solo uno de los interruptores puede estar cerrado en condiciones normales

de funcionamiento, y los tres pueden estar abiertos de forma simultánea. La figura 18 y la

tabla 11 muestran el diagrama y los estados posibles de esta configuración

respectivamente.

Figura 18. Configuración con transferencias automáticas.

Fuente: Autor.

Tabla 12. Estados posibles en transferencia automática con 3 interruptores.

Interruptor trafo

Interruptor generador dedicado

Interruptor generador respaldo

0 0 0

1 0 0

0 1 0

0 0 1


El costo para la implementación de un sistema con transferencias automáticas no solo

representa el valor de cada uno de los interruptores automáticos, sino también la

modificación de los barrajes y armarios de transferencia para la correcta instalación de los

enclavamientos mecánicos; esto incluye también espacio disponible para la ubicación de

los interruptores. El costo sin IVA de cada interruptor se encuentra alrededor de unos 25

millones de pesos, teniendo en cuenta una cotización realizada en junio de 2018. Es

decir, aproximadamente 100 millones de pesos solo en la compra de los 4 interruptores,

sin considerar los tableros de transferencia, el cableado de control adicional, la mano de

obra y los recursos adicionales que se presenten.

50

Por otra parte, un tablero con transferencia manual, requiere la implementación de un

interruptor por torre, dispuestos en un mismo tablero de transferencias, como lo muestra

la figura 19, y evidentemente un interruptor principal proveniente del grupo electrógeno de

respaldo.

Figura 19. Configuración con transferencia manual.

Fuente: Autor.

La implementación de una transferencia manual supone tener especial cuidado para la

realización de maniobras, no solo porque el grupo electrógeno de respaldo cuenta con

características técnicas limitadas en función de la potencia; sino que se debe prestar

especial atención para evitar operaciones indebidas que afecten a los barrajes de salida

en cada una de las torres. El personal que manipule la transferencia manual debe tener

los conocimientos técnicos y específicos acerca de la composición del sistema eléctrico

en su conjunto para no dar lugar a errores, garantizando maniobras seguras.

El tablero nuevo de transferencia manual puede ser ubicado en la subestación eléctrica

de la torre IV estimando que se cuenta con el espacio requerido, además de contar con

canalizaciones como cárcamos y bandejas portacable para el tendido de acometidas (ver

figura 20). El tablero de transferencias debe contar con el cumplimiento de las normas de

ENEL-CODENSA en cuanto a materiales, color y tipo de pintura, grado de protección,

calibre, etc.; debe contar además con las dimensiones para incorporar tanto el breaker

para protección general del nuevo grupo electrógeno, como cada uno de los cuatro

interruptores que derivan las acometidas para cada una de las torres. El barraje debe

contar con las normas ENEL-CODENSA en cuanto a dimensiones, colores, materiales,

capacidad de aislamiento, capacidad de corriente y demás disposiciones.

51

Figura 20. Espacio disponible en Subestación, bandeja portacable y cárcamo.

Fuente: Autor.

5.5.4.4 Operación de transferencia manual.

Para ejecutar maniobras y operaciones seguras en este tipo de transferencias, se debe

tener presente la forma en que está compuesto el sistema eléctrico en conjunto y tener las

capacidades y conocimientos específicos a la hora de abordar este tipo de equipos. La

gama de interruptores mencionados para el diseño cuenta con contactos auxiliares, por lo

que se puede lograr una efectiva coordinación de estados de cada interruptor, esto quiere

decir que se busca mantener inicialmente solo uno de los cuatro interruptores de

alimentación en posición cerrado. Todas las transferencias presentes en las

subestaciones por cada torre son como la mostrada en la figura 21.

Figura 21. Panel de control de transferencia.

Fuente: Autor.

52

A continuación, se presenta un diagrama de bloques (figura 22) para lograr una efectiva

transferencia manual acoplando el nuevo grupo electrógeno a cualquiera de los cuatro

tableros generales de las torres de manera independiente.

Figura 22. Diagrama de flujo para realizar transferencia manual.

Fuente: Autor. Elaborado en www.lucidchart.com.

53

6 ANÁLISIS DE RESULTADOS

Inicialmente, para el desarrollo del proyecto, no se encontró una base de datos que

contuviera en detalle las fallas eléctricas presentes en los últimos años, por lo que fue

necesario acudir a la búsqueda de informes e indagar al personal involucrado acerca de

las contingencias ocurridas para dar paso al desarrollo del primer objetivo específico. Así

mismo, tampoco son manejados índices de confiabilidad dentro de la compañía para

evaluar el sistema eléctrico.

Otro aspecto identificado es la independencia del sistema eléctrico presente en cada una

de las torres, que consta de transformador de distribución y sistema de respaldo

(compuesto por grupo electrógeno y UPS). A excepción de las torres I y II, las torres no

cuentan con una interconexión entre ellas en baja tensión representando un punto débil

ante el fallo simultáneo en la red de suministro y el grupo electrógeno; en dicho escenario

el sistema dependerá únicamente de la capacidad representada en baterías del UPS

dedicado.

Observando la composición de las instalaciones eléctricas, no se evidenció un sistema de

respaldo para realizar actividades de mantenimiento de los grupos electrógenos,

afectando la seguridad presente en el sistema y, por lo tanto, los valores de confiabilidad

asociados a cada torre. Esto quiere decir que, al realizar mantenimiento a cualquier grupo

electrógeno, el sistema eléctrico de cada torre queda expuesto al no contar con un

respaldo inmediato ante eventualidades en la red de suministro; al igual que el caso

anterior, dependerá únicamente de la autonomía que pueda brindar el(los) UPS(s)

asociados.

Al implementar esta solución se busca obtener un respaldo ante contingencias

importantes, principalmente las relacionadas con fallas en la red de suministro o en las

plantas de emergencia. Más allá de la confiabilidad del sistema presente en cada torre,

dada por la disponibilidad y las tasas de falla y reparo propios de cada componente; la

solución busca el aumento en los niveles de confiabilidad vistos desde la óptica de

garantizar la continuidad del suministro eléctrico con los debidos estándares de calidad y

seguridad, a pesar de la ocurrencia de fallas eléctricas internas o externas, mejorando los

niveles de confiabilidad del sistema en conjunto y no como sistemas independientes.

Como se esperaba inicialmente, se logró obtener un documento que contiene los diseños

y recomendaciones para la implementación de un nuevo grupo electrógeno de respaldo;

además de establecer propuestas adicionales para escenarios futuros, a partir del

reconocimiento del sistema eléctrico en su conjunto. Así mismo, fueron estimados índices

de confiabilidad en relación con las fallas presentadas en el último año.

54

7 EVALUACIÓN Y CUMPLIMIENTOS DE LOS OBJETIVOS

Como se evidencia en el contenido del proyecto, se dio cumplimiento a todos los objetivos

planteados:

En el capítulo 3, se listaron cada uno de los principales componentes eléctricos de la

compañía, los cuales se encuentran consignados en la tabla 1; a partir de estos datos y

otros obtenidos en campo se dio paso a su documentación a través de la elaboración del

diagrama unifilar anexo, dando cumplimiento al primer objetivo específico. Además, se

estableció la importancia de cada una de las torres, dadas las áreas vitales que cada una

soporta.

La siguiente etapa a seguir luego de elaborado el diagrama unifilar, fue tomar el histórico

de fallas del último año como lo muestra el capítulo 4. En esta medida, la información tuvo

que ser recopilada ya que no existe una base de datos específica en donde se consignen

las contingencias que se van presentando; esta información se muestra en la tabla 2. Una

vez obtenida esta información y con el fin de evaluar la confiabilidad del sistema, se dio

paso al cálculo de los índices de confiabilidad para cada una de las fallas reportadas

anteriormente, logrando establecer unos valores iniciales de referencia y cumpliendo lo

establecido en el segundo objetivo específico.

Para continuar con el desarrollo del proyecto y dar cumplimiento al tercer objetivo

específico; fueron abordadas varias alternativas de solución según la problemática

identificada. Por esto en el capítulo 5 fueron descritas cada una de estas alternativas,

junto con las ventajas y desventajas que representa la implementación de cada una de

ellas. En este capítulo se abordaron de forma específica cada una de las alternativas

mostrando en detalle en que consistían, como se implementarían en las instalaciones,

que repercusiones se podrían presentar en su desarrollo, como se adaptarían al sistema

eléctrico existente, cuales recursos serían necesarios y en general, todos los criterios

técnicos y económicos para determinar la solución más viable ante la problemática

descrita.

Finalmente, se establece el cumplimiento del objetivo general, según lo evidenciado en la

parte final del capítulo 5, ya que muestra el diseño de la alternativa más viable; la cual

consiste en la implementación de un nuevo grupo electrógeno de respaldo. Allí se

establecen las características que debe tener cada uno de los equipos y componentes

junto con sus especificaciones técnicas; y principalmente lo relacionado con las

adecuaciones eléctricas requeridas. Se abordan temas como la capacidad nominal del

equipo, su sitio de instalación, las protecciones eléctricas requeridas, las acometidas

hacia cada una de las zonas de respaldo, el tipo de transferencia y su modo de operación,

entre otras.

55

8 CONCLUSIONES

Se logró obtener información acerca de las fallas ocurridas en un término un poco mayor

a un año, a pesar de no contar una base de datos dedicada para tal fin. Es de aclarar que

la compañía cuenta con un área interna dedicada al soporte de electricidad de potencia

desde hace poco más de año y medio y se está logrando consolidar a través de la

retroalimentación de necesidades tales como las expuestas en este proyecto.

A través del reconocimiento inicial del sistema, fue posible la elaboración de un diagrama

unifilar general que comprende las subestaciones existentes junto con sus sistemas de

respaldo; este diagrama brinda la información inicial del sistema eléctrico en su conjunto y

sirve como referente a la hora de comprender la forma es que está dispuesto en las

instalaciones de la compañía. Es de resaltar que este diagrama unifilar se encontraba

desactualizado y no brindaba la información pertinente, necesaria para maniobras en las

que intervienen contratistas y personal externo al de la compañía.

Según el reporte de fallas obtenido, las torres I y II presentan los niveles de confiabilidad

más bajo, al contar con más del 50% del total de fallas presentes en el periodo evaluado;

esto se debe principalmente a que estos edificios fueron los primeros en ser construidos

y, por lo tanto, sus instalaciones eléctricas cuentan con un periodo mayor de

funcionamiento, comparado con las otras 3. Del mismo modo, debido a su antigüedad; las

dependencias contenidas en estas etapas, son las que exhiben mayores niveles de

importancia y por lo tanto requieren sistemas eléctricos más seguros y confiables.

El equipo que presentó los índices de confiabilidad más elevados fue el interruptor de red

en la transferencia automática de la torre I, relacionado en las fallas 5 y 6 de la tabla 2; en

la tabla 3 se logra observar que, sumados los tiempos de falla concernientes a este

interruptor, se contó con 200 horas de indisponibilidad. Esto se debió principalmente a

que los repuestos requeridos para dar solución a la falla, ya no se encuentran disponibles

en el mercado al ser un equipo con más de 14 años de fabricación.

Al obtener la ENS total relacionada con los índices calculados en la tabla 3, se obtiene un

valor de 7,96 GW/h aproximadamente. A través de la alternativa de solución presentada

como la más viable, el valor de ENS puede disminuir en un 99,48%, llegando hasta 41,1

MW/h. La ENS restante corresponde a fallas presentes en la red de suministro o en las

redes de MT internas, dado que el grupo electrógeno de respaldo soporta únicamente

redes de BT aguas debajo de los transformadores de potencia.

Debido a la labor desempeñada por la compañía, donde sus actividades demandan un

continuo suministro de energía; es necesario contar con un plan de revisión general de

todo el sistema eléctrico, con el fin de mitigar los posibles riesgos asociados a fallas

eléctricas importantes que pueden comprometer el bienestar de las instalaciones

eléctricas y, por lo tanto, los intereses de la compañía.

56

Durante el desarrollo del proyecto, se observó que algunos equipos como UPS´s,

transferencias automáticas y grupos electrógenos, se encuentran en un periodo de vida

útil considerable, es decir, pasando la mitad de la región II de la curva de la tina (ver figura

10); al igual que algunos componentes de las instalaciones eléctricas: protecciones,

conductores y tableros de distribución. Por estas razones es evidente establecer

actividades que den cuenta del estado general de estos equipos, tales como la

supervisión constante y el cumplimiento en las labores de mantenimiento y revisión

periódica.

Aunque el propósito de este proyecto es un diseño de la alternativa de solución más

viable bajo criterios técnicos y económicos principalmente, las demás alternativas también

representan una mejora a la problemática expuesta, no solo pueden ser tenidas en cuenta

para escenarios a mediano y largo plazo; sino que se pueden complementar con la

sustitución de aquellos componentes y equipos que hacen parte de las instalaciones

eléctricas y que están próximos al término de su vida útil.

La alternativa de solución presentada como la más viable, no requiere grandes

modificaciones a nivel estructural de la compañía y, además no intervendría en el

desarrollo normal de las actividades de la empresa. Contrariamente, las demás

alternativas suponen la interrupción del servicio en un momento dado, principalmente por

las conexiones eléctricas que estas suponen, así como la independencia en el sistema

eléctrico de cada torre. El factor común presente en las demás alternativas presentadas

son los altos costos de inversión y el tiempo que toma su ejecución, aunque también

pueden representar mayores niveles de confiabilidad a los representados por la solución

exhibida como la más viable.

Aunque cada alternativa de solución se presenta de forma independiente, la conjugación

de dos de estas puede brindar aún más confiabilidad al sistema, así, por ejemplo, se

podría implementar un sistema de sincronismo de los grupos electrógenos y a su vez, la

actualización tecnológica de los UPS´s. Así, por una parte, se optimiza el funcionamiento

de los grupos electrógenos; y, por otra parte, se obtiene mayor autonomía en los UPS´s.

57

9 RECOMENDACIONES

Con el fin de fomentar actividades para evaluar la confiabilidad del sistema eléctrico

interno en la compañía, se recomienda la implementación de los índices de confiabilidad

en los equipos más representativos en términos de potencia. Para lograr esto, se debe

crear principalmente una base de datos que contenga un registro de las fallas y

contingencias presentes en un tiempo dado y que hayan podido exponer el sistema

eléctrico de manera significativa; esta base podría contener información como: los

equipos y componentes afectados, el área de la compañía comprometida, el tiempo de

afectación del sistema, la respuesta de los sistemas de respaldo, el posible origen de la

falla, etc.

Teniendo como base el diagrama unifilar elaborado, se recomienda que, ante cualquier

modificación dentro del sistema eléctrico, se hagan las actualizaciones pertinentes y se

consigne la información más relevante. Esta información junto con un reporte de fallas al

día, puede brindar el estado en los niveles de confiabilidad en un momento dado, teniendo

en cuenta que en este documento se presenta la forma en que estos pueden ser

calculados.

Debido a que el tiempo de vida útil de los sistemas eléctricos es limitado, se recomienda

ver la hoja de vida de los equipos de manera regular, principalmente los que comprenden

el sistema de respaldo (Grupos electrógenos y UPS´s) para establecer aquellos que van

llegando a su periodo final de utilidad, y tomar acciones para disminuir su probabilidad de

falla.

Teniendo en cuenta el posible crecimiento de la compañía, así como su infraestructura e

instalaciones eléctricas; se recomienda que los nuevos equipos (relacionados con el

sistema eléctrico) a implementar cuenten con capacidades nominales y condiciones

operativas acorde a las proyecciones de crecimiento calculadas. A través de esto se logra

obtener mayor confiabilidad ante aumentos de carga imprevistos.

Este documento, además de buscar la solución a una problemática identificada; puede

servir como guía para establecer mecanismos que atenúen los efectos nocivos

ocasionados por fallas eléctricas críticas, por lo tanto, se aconseja hacer una

retroalimentación acerca del origen y tipo de falla que se pueda presentar en el futuro, no

solo para generar una base de información relevante, sino para buscar soluciones

oportunas en un momento dado.

58

10 CRONOGRAMA

ACTIVIDAD SEMANA (a partir de 02 de octubre de 2018)

SEMANA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Revisión del sistema eléctrico actual

Elaboración de diagrama unifilar del sistema eléctrico

Revisión del histórico de fallas eléctricas durante el último año

Elaboración de indicadores para evaluar confiabilidad

Desarrollo de propuesta de las alternativas de solución

Evaluación de las alternativas de solución

Identificación de la mejor alternativa de solución

Desarrollo del proyecto de diseño

Comparativa del estado actual del sistema con el proyecto de diseño

Retroalimentación con director externo y desarrollo de funciones

Elaboración del documento

59

11 BIBLIOGRAFÍA

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Eléctricas Tipo Maniobra Implementando el Transformador de Tensión con Núcleo de

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INFORME FINAL PROYECTO MODALIDAD PASANTÍA

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