estudio para la adecuaciÓn de las subestaciones

ESTUDIO PARA LA ADECUACIÓN DE LAS SUBESTACIONES

DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO DE RÍO CALI

JOHN JAIRO POSSO ORTÍZ

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE OCCIDENTE FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE ENERGÉTICA Y MECÁNICA PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

SANTIAGO DE CALI 2007

ESTUDIO PARA LA ADECUACIÓN DE LAS SUBESTACIONES

DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO DE RÍO CALI

JOHN JAIRO POSSO ORTÍZ

Pasantía para optar al Título de Ingeniero Electricista

Director LUIS EDUARDO ARAGÓN

Ingeniero Electricista, M.Sc.

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE OCCIDENTE FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE ENERGÉTICA Y MECÁNICA PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

SANTIAGO DE CALI 2007

Nota de aceptación:

Aprobado Por el Comité de Grado en cumplimientos con los requisitos exigidos por la Universidad Autónoma de Occidente para Optar al Título de Ingeniero

Electricista. Ing. DIEGO ALMARIO ---------------------------------------------- Jurado Ing. JESÚS ANTONIO LEMUS ------------------------------------------------- Jurado

Santiago de Cali, 09 de julio de 2007

AGRADECIMIENTOS

A Dios por darme la vida. A mis padres por su educación. A mis hermanos por el apoyo incondicional. A mis compañeros de trabajo, en especial a Carlos Contreras, por su colaboración. A mis asesores Luís Ángel Tobón y Luís Eduardo Aragón por sus consejos y conocimientos en el desarrollo de esta pasantía. A mi esposa y a mis tres hijos por su compresión.

Y finalmente a todas las personas que estuvieron involucradas en este proceso.

CONTENIDO

Pág.

RESUMEN

INTRODUCCIÓN 17

1. LEVANTAMIENTO DE INFORMACIÓN Y CONSIGNACIÓN DE DATOS 19

1.1 SUBESTACIÓN 1 19





1.6 PLANOS DE UBICACIÓN DE LAS CINCO SUBESTACIONES

UBICACIÓN DE LA SUBESTACIÓN 1 20

1.6.1 Ubicación de la subestación 1 21





2. DIAGRAMAS UNIFILARES DE LA SUBESTACIONES 33

2.1 DIAGRAMA UNIFILAR DE LA SUBESTACIÓN 1 36





2.6 DIAGRAMA UNIFILAR GENERAL DE LAS SUBESTACIÓNES 35

3. DIAGNÓSTICO ACTUAL DE LAS SUBESTACIONES DEL SISTEMA 41






4. EQUIPOS A MODERNIZAR 73

4.1 PROPUESTA 1 73

4.2 PROPUESTA 2 73

4.3 PROPUESTA 3 80

4.4 PROPUESTA 4 80

4.5 JUSTIFICACIÓN 80

5. PRESUPUESTO PRELIMINAR CON BASE A VALORES 82

ÍNDICE CREG 082

6. EVALUACIÓN ECONÓMICA 86

7. CONCLUSONES 90

8. RECOMENDACIÓN GENERAL 92

BIBLIOGRAFÍA 94

ANEXOS 95

LISTA DE TABLAS

Pág.

Tabla 1. Equipos que controla la subestación 1 21

Tabla 2. Datos de placa de los motores Bombas Bella vista 1. 23

Tabla 3. Datos de placa de los motores Bombas lavado Filtros 26

Tabla 4. Datos de placa de los compresores. 26

Tabla 5. Datos de placa motor – sopladores. 27



Tabla 8. Valores máximos de resistencia de puesta a tierra. 47

Tabla 9. Niveles típicos de iluminancia aceptada para diferentes 47

áreas tareas o Actividades.

Tabla 10. Niveles típicos de iluminancia aceptada para diferentes 48

áreas tareas o Actividades.

Tabla 11. Características eléctricas de conductores monopolares de

cobre para Media tensión, con nivel de aislamiento 100%, polietileno

reticulado (90°) - (1). 55

Tabla 11a. Características físicas y mecánicas de conductores

monopolares de Cobre para media tensión, con nivel de

aislamiento 100%, polietileno Reticulado (90º) - (1). 55

Tabla 12. Selección de conductores en redes subterráneas de media

tensión. 56

Tabla 13. Selección del diámetro de los conductos en redes de

distribución Subterránea en media tensión. 56

Tabla 14. Colores de las señales y su significado. 65

Tabla 15. Dimensiones típicas de las señales en milímetros. 66

Tabla 16. Principales señales de seguridad. 66

Tabla 17. Dimensiones del símbolo de riesgo eléctrico. 67

Tabla 18. Capacidad de total de carga de las Cuatro primeras

Subestaciones. 74

Tabla 19. Funcionamiento de equipos en las subestaciones existentes. 74

Tabla 20. Capacidad de corriente de los transformadores 75

Tabla 21. Distancia entre subestaciones. 77

Tabla 22. Equipos de propuesta 2 83

Tabla 23 Equipos de propuesta 3 84

Tabla 24 Equipos de propuesta 4 85

Tabla 25. Indisponibilidades por Fluido Eléctrico 86




Tabla 29 Costos de las propuestas 90

LISTA DE FIGURAS

Pág.

Figura 1. Edificio de Laboratorio uno. 22

Figura 1.a Subestación Eléctrica 1. 22

Figura 1b. Bombas de lavado y equipos Química. 22

Figura 2. Subestación 2. 24

Figura 2.a. Subestación 2. Lado Lateral. 24

Figura 3. Subestación Nº 3 y cuarto bombas lavado de filtros. 27

Figura 3a. Equipos cuarto de bombas lavado de filtros. 28

Figura 3b. Motor soplador 1. 28

Figura 3c. Motor soplador 2 28

Figura 3d. Compresor americano. 29


Figura 4a. Subestación 4 lado posterior. 30

Figura 4b. Bombas de Bella Vista 2. 30


Figura 5a.Patio de Bombas de Bella vista. 32

Figura 5b. Equipos de control de Bombas de Bella vista 3. 32



Figura 8. Transformadores de Corriente. 43

Figura 9. Seccionadores acople de barra y de subestación 2. 44

Figura 10. Gabinete de la celda con seccionador conmutable de

Accionamiento Manual. 44

Figura 11. Transformador de 250 kVA subestación 1. 46

Figura 12. Equipos internos en Subestación 2. 51


Figura 14. Tablero de distribución en BT Cuarto de las bombas de

Bellavista 1. 52

Figura 15. Subestación Nº 2. Terminal para cable de media tensión tipomufa

Aislados c3, fuera de servicio por Cable monopolar en corto. 57

Figura 16. Transposición de cables para circuitos subterráneos en

Media Tensión con longitud igual o mayor a 500 metros. 57

Figura 17. Circuito alimentador de Cra 13 59

Figura 17a. Subestación nº 3 equipos de maniobra 60

Figura 17 b. Continuación de equipos de maniobra Subestación 3 60

Figura 18. Interruptor de baja tensión en sala de bombas de filtros 61

Figura 19. Ubicación de la subestación 3 61

Figura 20. Acceso a maniobra en subestación 3 62

Figura 21. Subestación Nº 4 metal – enclosed. Llegada de las líneas de

13.2 kV de La subestación 2. 69

Figura 21 a. Subestación 4 metal

enclosed. Seccionador y protección Del transformador de 800 kVA. 69

LISTA DE GRÁFICOS

Pág.

Gráfico 1. Diagrama unifilar general de las subestaciones. 35

Gráfico 2. Diagrama Unifilar de la subestación 1. 36



Gráfico 5. Diagrama unifilar de la subestación 4. 39

Gráfico 6. Diagrama unifilar de la subestación 5. 40

Gráfico 7. Disposición subestación 1. 23

Gráfica 8. Ubicación física de las subestaciones 1 - subestaciones 2 -

Subestaciones 3 - subestaciones 4 Y subestaciones 5. 25

Gráfico 9. Diagrama unifilar propuesta 2. 78

Gráfico 10. Ubicación Topográfica de futura Subestación Central. 79

Gráfico 11. Diagrama unifilar propuesta 4. 81

LISTA DE ANEXOS

Pág.

Anexo 1. Subestaciones de la planta río Cali 95

Anexo 2. Unidades Constructivas de equipos de 96

subestación de Nivel de Tensión 3.

Anexo 3. Unidades Constructivas de equipos de 99

subestación de Nivel de Tensión 2.

Anexo 4. Tabla Índice de Precio al Consumidor. IPC 100

RESUMEN

Es de gran importancia para EMCALI EICE y para la planta de Tratamiento de Agua Potable Río Cali contar con este estudio a través de una ingeniería preliminar, detectar las deficiencias de la planta, las recomendaciones y los presupuestos básicos que ayudan afrontar mediante una ingeniería básica y de detalle el marco conceptual del diseño futuro. De esta manera se Piensa en la reposición o reingeniería de equipos, que brinden confiabilidad, flexibilidad, seguridad, y poder garantizar así el suministro de agua en óptimas condiciones. Este estudio contribuye al avance y a la continuidad de la segunda etapa de la ingeniería básica que se debe realizar para hacer los ajustes necesarios y sacar el proyecto adelante. Mediante la evaluación económica preliminar realizada se puede apreciar que el beneficio costo y la recuperación de cualquiera de las propuestas presentadas es viable a través de la producción que deja de percibir si esta planta se encontrara fuera de servicio por alguna anomalía eléctrica.

A continuación se destacan los siguientes aspectos más relevantes que se observó en la Planta de Tratamiento de Agua Potable Río Cali. • La falta de instalación de protección descarga de sobretensiones en los diferentes transformadores existentes. • Continuidad de un Programa de Mantenimiento preventivo, predictivo en los equipos de maniobra, seccionadores, interruptores de BT como: termografía, limpieza general, limpieza en los terminales premoldeado, limpieza de contactos eléctricos, ajuste mecánico, lubricación de mecanismo, reapretado de tornillería y verificación de torque. • La falta de relés en las diferentes subestaciones, que señalicen falla o ausencia de tensión como protección de los equipos. • Mejorar la iluminación en las subestaciones existentes.

17

INTRODUCCIÓN

La presente pasantía buscó realizar la ingeniería preliminar necesaria para determinar la viabilidad de modernizar las subestaciones eléctricas asociadas a la Planta de Tratamiento de Agua Potable de Río Cali, de propiedad de EMCALI EICE ESP.

Teniendo en cuenta lo anteriormente planteado este trabajo determinó el tipo y ubicación de las subestaciones requeridas para alimentar las cargas de la planta, a partir de la identificación de la topología general del sistema, considerándola entre subestaciones y los equipos de maniobra, protección, control y medida de cada una de las subestaciones.

Con base en la reglamentación eléctrica vigente, las estrategias para mejorar el sistema buscan garantizar confiabilidad, flexibilidad y seguridad.

Especial énfasis se tuvo en la observancia de las exigencias y recomendaciones del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE) y la norma NTC 2050 conocida como Código Eléctrico Colombiano.

Se realizó la ingeniería preliminar que define el marco conceptual del diseño futuro, incluyendo recomendaciones y presupuesto básico, para la modernización del sistema eléctrico de potencia asociado a la Planta de Tratamiento de Agua Potable del Río Cali de EMCALI EICE ESP. Con el objetivo de minimizar la vulnerabilidad del sistema eléctrico de la Planta de Tratamiento de Agua Potable del Río Cali de EMCALI EICE ESP, se adelantaron las siguientes actividades: El capitulo 1 contiene los resultados del levantamiento de información, consignación de datos. En este capítulo se presenta los resultados de: • Actualización de la información de la disposición actual eléctrica de cada subestación. • Ubicación de las cinco (5) subestaciones en los predios de la planta. • Localización del Centro de Control de Procesos, sitio dispuesto para centralizar el control y la supervisión del sistema eléctrico. El capítulo 2 contiene la explicación de los diagramas unifilares actualizados por cada una de las subestaciones.

18

• Descripción de los equipos de maniobra, protección y control dispuestos en cada una las subestaciones. • Diagramas unifilares, planos de los circuitos de fuerza y de control. En el capítulo 3 presenta la Evaluación diagnóstica del sistema.

• Se determinó del tipo y ubicación de las subestaciones requeridas para alimentar las cargas de la Planta con mira a mejorar la operatividad de las subestaciones eléctricas en Planta de Tratamiento de Agua Potable de Río Cali desde el punto de vista de seguridad Industrial. • Determinación de la topología del sistema. • Descripción del sistema de interconexión entre subestaciones.

El capítulo 4 se da la definición de opciones de modernización. En particular se generaron alternativas acordes con la tecnología aplicable a las subestaciones eléctricas y más concretamente a Planta de Tratamiento de Agua Potable de Río Cali.

En el capítulo 5 se presenta el presupuesto preliminar con base en valores índice, acorde a la resolución CREG 082.

La Evaluación económica: Se presenta en el capítulo 6 y plantea el análisis financiero de la aplicación de este proyecto conforme a la Resolución CREG 082.

19

1. LEVANTAMIENTO DE INFORMACIÓN Y CONSIGNACIÓN DE DATOS Los levantamientos se hicieron siguiendo las indicaciones del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE y las Normas Técnicas de Energía Eléctrica, vigentes que rigen para el establecimiento público EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI, EMCALI, E.I.C.E. E.S.P. 1.1. SUBESTACIÓN 1 Alimenta los equipos ubicados en los filtros americanos, laboratorio, edificios, floculadores, y esta conformada por: Construcción en concreto y mampostería. - Celda conmutable de M.T para transferencia. - Celda con equipos para compensación de potencia reactiva en media tensión. - Tres (3) seccionadores de operación manual, protección mediante fusibles HH, directamente instalados en pared. - Sistema de medida con 2TP´s y 2 TC´s. - Terminales para cable de media tensión tipo mufa aislados en aceite. - Transformador en aceite 13200-220/127V, 320 kVA. - Tablero de distribución en B.T de 600 amperios, empotrado en pared. Ver gráfico 1 y gráfico 2. 1.2. SUBESTACIÓN 2 Suministra energía a las de Bombas de Bella vista 1 y esta conformada por: Caseta metálica intemperie en la cual se alojan los siguientes equipos.

- Tres (3) seccionadores de operación manual, protección mediante fusibles HH, directamente instalados en pared. - Dos (2) cabezas de terminales para cable de media tensión tipo mufa aislados en aceite. - Transformador en aceite 13200-220/127V, 150 kVA. - Tablero de distribución en BT de 600 amperios, empotrado en pared. Ver gráfico 1 y gráfico 3. 1.3. SUBESTACIÓN 3 Se encarga de suministrar energía a las de Bombas Lavado Filtros y esta conformada por: Caseta metálica intemperie en la cual se alojan los siguientes equipos.

20

- Dos (2) seccionadores de operación manual, protección mediante fusibles HH, directamente instalados en pared. - Dos (2) cabezas terminales para cable de media tensión tipo mufa aislados - en aceite. - Un (1) transformador de tensión y uno (1) de corriente para medición. - Transformador en aceite 13200-220/127V, 225 kVA. - Tablero de distribución en BT de 600 amperios, empotrado en pared. Ver gráfico 1 y gráfico 4. 1.4. SUBESTACIÓN 4 Suministra energía a las de Bombas de Bellavista 2 y esta conformada por: Construcción en concreto y mampostería.

- Celda con seccionador de operación manual, protección mediante fusibles HH, de 63 Amperios. - Terminales de cable tipo seco preformado. - Transformador en aceite 13200-440 / 254V, 500 kVA. - Un (1) interruptor Automático de 1200 Amperios. Ver gráfico 1 y gráfico 5 1.5. SUBESTACIÓN 5 Se encarga de suministrar energía a las Bombas de Bella vista 3 y está conformada por: Construcción en concreto y mampostería.

- Celda con seccionador de operación manual, protección mediante fusibles HH. - Terminales de cable tipo seco preformado. - Transformador en aceite 13200-440/254V, 630 kVA. - Un (1) interruptor Automático de 1000 Amperios Ver gráfico 1 y gráfico 6. 1.6. PLANOS DE UBICACIÓN DE LAS CINCO SUBESTACIONES Las cinco subestaciones existentes en la planta, se encuentran ubicadas al lado de las cargas con el fin de facilitar la conexión y / o desconexión del fluido eléctrico de los equipos, cuando se requiera, con el fin de:

• Ahorrar costos en las acometidas de las cargas. • Garantizar la funcionalidad de los equipos. • Evitar caída de tensión, por el sistema topográfico de la planta.

21

1.6.1. Ubicación de la subestación 1. Se encuentra ubicada al norte de la planta, en el edificio del laboratorio (1) de tratamiento de agua potable, comparte y energiza los equipos de dosificación de sulfato de aluminio, bombas de lavado, tolva de cal, y compresor, lo separa una pared. Ver figura 1, figura 1.a, figura 1.b, gráfico 7. Y anexo 1 diagrama topográfico. En la tabla 1 se muestra la placa de características de los equipos que alimenta la subestación: Tabla 1. Equipos que controla la subestación Nº 1

Cantidad Descripción motores

Potencia (Hp)

Tensión (V)

Corriente (A)

RPM

18 Floculación vertical

3.5 220 / 380 6.9 1710

18 Floculación horizontal

3.6 220 / 440 11 / 5.5 1710

2 Agitador de Cal

1.5 230 / 440 7.8 / 3.9 1750

2 Bombas de lavado

24 220 / 440 62 / 31 1780

2 Apagador de cal

5 208/230 /460

15 /13.2 / 6.6

1725

22

Figura 1. Edificio de Laboratorio 1. Figura 1.a Subestación Eléctrica 1

Figura 1b. Bombas de lavado y equipos Química.

Bombas de lavado y tolva de cal

Pared de separación entre subestación 1 y equipos de química.

Compresor

23

Gráfica 7. Disposición subestación 1 1.6.2. Ubicación de la subestación 2. Se encuentra ubicada al lado central de la planta, lado de las bombas de bellavista Nº 1, que abastece de agua potable al barrio Bellavista y el tanque 1, ver figuras 2, figuras 2a, gráfica 8. y anexo 1. En este lugar se encuentran cuatro bombas, con sus respectivos motores. Cada par de motores tienen iguales características como muestra la tabla 2. Tabla 2. Datos de placa de los motores Bombas Bella vista 1

Potencia (Hp) 60

Tensión (V) 220/440

Corriente (A) 148/74

Revoluciones (Rpm) 3545

Potencia (Hp) 40

Tensión (V) 230/460

Corriente (A) 96/48


Cocineta Baños Subestación Nº 1 Dosificación Dosificación de Sulfato de Cal Aluminio Corredor Laboratorio Nº 1

24

Figura 2. Subestación 2 Figura 2.a. Subestación 2. Lado Lateral

Subestación 2

Bombas de Bella vista 1

Tapas de cámaras eléctricas sin identificación

25

Gráfica 8. Ubicación física de las subestaciones 1 - subestaciones 2 - subestaciones 3 - subestaciones 4 y subestaciones 5. 1.6.3. Ubicación de la subestación 3. Se encuentra ubicada en el Este de la planta, colinda con la salida de las oficinas del chalet y enseguida de esta subestación se encuentran las bombas de lavado de los filtros franceses y americanos. Gráfica 8 - Ver figura 3, figura 3a y anexo 1. Esta subestación se encarga de suministrar energía al cuarto de las Bombas de Lavado Filtros que la conforma Cuatro (4) bombas con sus respectivos motores, donde cada par de motores son de iguales características ver (figura 3a, tabla Nº 3), a dos sopladores que se encuentra la caseta de filtros 2 (ver tabla 5, figura 3b y

Bombas Bella vista Nº 3

Bombas Bella vista Nº 1 Subestación

Nº 2

Subestación Nº 4

Bombas Bella vista Nº 2

Subestación Nº 5

Subestación Nº 1

Bombas de lavado filtros Subestación Nº 3

26

figura 3c) que se utiliza para remover la arena en los filtros y eliminar partículas que se forman en el lecho filtrante como bolas de barro y dos compresores que controlan la apertura de las válvulas neumáticas para el lavado de los filtros por medio de aire comprimido, que lo genera el sistema de captación de aire presurizado de la planta. Ver tabla Nº 4, figura 3c, figura 3d. Tabla 3. Datos de placa de los motores Bombas lavado Filtros

Potencia (Hp) 15 Tensión (V) 208/220/440 Corriente (A) 38.6/38.6 /19.3 Revoluciones (Rpm) 1750

Potencia (Hp) 75 Tensión (V) 220/440 Corriente (A) 182/91 Revoluciones (Rpm) 1770

Potencia (kW) 52 Tensión (V) 220/440 Corriente (A) 174/87 Revoluciones (Rpm) 1700

Tabla 4. Datos de placa de los compresores

Compresor francés Potencia (Hp)

5

Tensión (V) 208/230 Corriente (A) 28 / 26 Revoluciones (Rpm) 1740 Compresor americano Potencia (Hp)

5

Tensión (V) 220 Corriente (A) 22,5 Revoluciones (Rpm) 3450

27

Tabla 5. Datos de placa motor - sopladores

Figura 3. Subestación 3 y cuarto bombas lavado de filtros

Motor -Soplador 1. Potencia (Hp)

60

Tensión (V) 460 / 230

Corriente (A) 71.5 / 43


Motor -Soplador 2. Potencia (Hp)

60

Tensión (V) 440 / 220

Corriente (A) 70 / 140


Cuarto Bombas lavado Filtros

Subestación nº 3

28

Figura 3a. Equipos cuarto de bombas lavado de filtros

Figura 3b. Motor soplador 1 Figura 3c. Motor soplador 2

Motores Bombas lavado Filtros

Compresor francés

29

Figura 3c. Compresor americano.

1.6.4. Ubicación de la subestación 4. Esta subestación está al sur Oeste de la planta, a un lado de la subestación 2 ver gráfica 2, figura 2, figura 4, figura 4a, figura 4b y anexo 1. La subestación Nº 4 alimenta la estación de bombeo de Bellavista Nº 2 abasteciendo de agua potable al barrio Bellavista, el tanque 1 y tanque 2. Esta estación está conformada por tres bombas de igual capacidad, con sus respectivos motores de iguales características. Ver tabla 6. Tabla 6. Datos de placa de los motores Bombas Bellavista 2

Potencia (Hp) 150

Tensión (V) 440

Corriente (A) 180


30

Figura 4. Subestación 4 Figura 4a. Subestación 4 lado posterior

Figura 4b. Bombas de BellaVista 2

Subestación 4

Estación de Bombeo Bella Vista 2

31

1.6.5. Ubicación de la subestación 5. Esta subestación es la más moderna de las cuatro subestaciones anteriores se encuentra en la parte sur de la planta, detrás de las subestaciones 2 y 4. Ver figura 5, figura 5ª y anexo 1. La subestación Nº 5 alimenta la estación de bombeo de BellaVista 3 que llena el tanque 2 del barrio Bellavista. Está conformada por cuatro (4) bombas con sus respectivos motores tipo intemperie. Ver datos de placa en tabla 7. Tabla 7. Datos de placa de los motores Bombas Bellavista 3 Figura 5. Subestación 5, Transformador de 630 kVA

Potencia (Hp) 150

Tensión (V) 460

Corriente (A) 171


32

Figura 5a.Patio de Bombas de Bellavista 3

Figura 5b. Equipos de control de Bombas de Bellavista 3

Cuarto de control y fuerza de las bombas BellaVista 3

Cámara eléctrica de acometida de la subestación Nº 5

33

2. DIAGRAMAS UNIFILARES DE LA SUBESTACIONES A continuación se muestran los diagramas unifilares actualizados dentro de la pasantía para las cinco subestaciones de la planta de Tratamiento de Agua Potable de Río Cali. En los diagramas unifilares de las subestaciones se representan todas las partes que componen el sistema de potencia de modo gráfico, completo, tomando en cuenta las conexiones que hay entre ellos, para lograr así la forma una visualización completa del sistema de la forma más sencilla. 2.1. DIAGRAMA UNIFILAR DE LA SUBESTACIÓN 1

Ver gráfico 3 2.2. DIAGRAMA UNIFILAR DE LA SUBESTACIÓN 2 Ver gráfico 4 2.3. DIAGRAMA UNIFILAR DE LA SUBESTACIÓN 3

Ver gráfico 5 2.4. DIAGRAMA UNIFILAR DE LA SUBESTACIÓN 4

Ver gráfico 6 2.5. DIAGRAMA UNIFILAR DE LA SUBESTACIÓN 5 Ver gráfico 7 2.6. DIAGRAMA UNIFILAR GENERAL DE LAS SUBESTACIÓNES El propósito de este diagrama unifilar es el de suministrar en forma concisa información significativa acerca de todo el sistema de la Planta de Tratamiento de Agua Potable de Río Cali. Ver gráfico 8.

35

Gráfica 1. Diagrama unifilar general de las subestaciones

36

Gráfica 2. Diagrama unifilar subestación 1

SUBESTACIÓN 1

37


SUBESTACIÓN 2

38


SUBESTACIÓN 3

39


SUBESTACIÓN 4

40


SUBESTACIÓN 5

41

3. DIAGNÓSTICO ACTUAL DE LAS SUBESTACIONES DEL SISTEMA 3.1. SUBESTACIÓN 1 Subestación Nº 1 alimenta los equipos ubicados en los filtros americanos, laboratorio, edificios, floculadores, y esta conformada por: Construcción en concreto y mampostería. - Celda con dos seccionadores de M.T para transferencia. - Celda con equipos para compensación de potencia reactiva en media tensión. - Tres (3) seccionadores de operación manual, protección mediante fusibles HH, directamente instalados en pared. - Sistema de medida con 2TP´s y 2 TC´s. - Terminales para cable de media tensión tipo mufa aislados en aceite. - Transformador en aceite 13200-220/127V, 320 kVA. - Tablero de distribución en B.T, empotrado en pared. Esta subestación conformada principalmente por dos alimentadores a nivel de 13.2 kV. Los dos alimentadores llegan mediante cable subterráneo a la celda con seccionador conmutable. Ver gráfico 8. El alimentador principal, Circuito Cra 13 llega en tramo aéreo desde la subestación San Antonio, en un tramo de 517,0 m y 30 m subterráneo a la celda con seccionador conmutable, mientras El alimentador de suplencia, Circuito Siloé, llega en tramo aéreo desde la subestación San Antonio, en un tramo de 603,0 m y 12 m subterráneo a la subestación Nº 1 a la celda conmutable de accionamiento manual. Ver gráfico 2, Ver figura 6 y anexo 1. La derivación hacia la subestación Nº 2 se efectúa mediante cable de M.T (cabezote c1) en ductos subterráneos. Ver gráfico 1

42

Figura 6. Subestación 1

En la subestación 1 se encontraron varias anomalías que se mencionan a continuación: • Los puntos a tierra están mal empalmados como muestra la figura 7. • Aislamiento por pintura en las líneas a tierra, ver figura 8. • Falta de protección contra sobretensiones (DST), ver figura 9. • Falta de mantenimiento en los equipos de maniobra y aisladores, ver figura 9. • Sin protección de seguridad (candado), la ventana de la medición y visor del la

Celda con seccionador MT conmutable, Ver figura 10. • Mejorar el nivel de iluminación. • Mayor posibilidad de contaminación por encontrarse debajo de la bodega de

sulfato de aluminio y de cal, lo que se puede propagar en el momento que estén cargando materia prima y se induzca por las ventanas y puertas de la subestación afectando los diferentes elementos que la conforman. Ver figura 1.

Celda conmutable de accionamiento manual

Cabezote Terminal de M.T C1. que enlaza la subestación Nº 2 por ducto subterráneo

43

Figura 7. Subestación 1

Figura 8. Transformadores de Corriente

Empalme de las tierras de los transformadores de potencial

Línea a Tierra pintada

44

Figura 9. Seccionadores acople de barra y de subestación 2.

Figura 10. Gabinete de la celda con seccionador conmutable de

Accionamiento manual.

Seccionador de barra

Aislador.

Sin visor de protección

Seccionador de enlace o acople de la subestación Nº 2

45

Recomendación subestación 1. Esta subestación es la más segura entre las cuatro primeras subestaciones, al momento de maniobra, por el espacio que tiene, pero se deben realizar una serie de mejoras para cumplir con las exigencias del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas. • Los empalmes de los puntos a tierra deben ser remplazados por terminales, o soldarlos teniendo en cuenta el esfuerzo térmico y -mecánico causado por la corriente que este va transportar en caso de falla. Capítulo II Artículo 15 numeral 3.3. • Limpieza o retiro de pintura y polvo en las líneas a tierra. Con el fin que esta no aísle la falla y pueda ocasionar daños en los equipos ó en el personal de planta. Capítulo II Artículo 15 del RETIE. • Mantenimiento (Limpieza) de aisladores como manda el artículo 37 del capítulo VI del RETIE. • Mantenimiento preventivo en los equipos de maniobra, seccionadores como: termografía, limpieza general, limpieza en los terminales premoldeado, limpieza de contactos eléctricos, ajuste mecánico, lubricación de mecanismo, reapretado de tornillería y verificación de torque. Por lo menos una vez al año, Capítulo VII artículo 43. Ver figura 6. • Mantener los fusibles de potencia para los seccionadores de igual marca y capacidad, debido a que cada fabricante maneja las curvas de corto circuito diferentes. • Solicitar medición de resistencia ohmica de la subestación, para ver si esta se encuentra entre los rangos que exige el artículo 15 punto 4, del capítulo II de RETIE, normas técnicas IEC 60364 - 4-442, ANSI / IEEE 80, NTC 2050, NTC4552. Ver tabla 8. • Cambiar el gabinete de la Celda con seccionador MT conmutable de accionamiento manual, por una celda de mayor confiabilidad que proteja al personal, en el momento de un corto circuito la celda amortigüe el corto y no permita propagar el fuego y volar la puerta de seguridad. capítulo 1 Artículo 1 del RETIE. Ver figura 10. • Mejorar el nivel de iluminación a un nivel mínimo de 300 luxes, según tabla RETIE capítulo II Artículo16 y la norma ISO 8995.

46

• Instalar descargador de sobre tensión en el transformador de 250kVA acorde con la norma NTC 2050 sección 450; el transformador deberá poseer protección contra sobre corriente en el primario y en el secundario. Ver figura 11. • Instalar chapa o candado al gabinete de la Celda con seccionador MT conmutable de accionamiento manual en la parte superior del gabinete, donde se encuentra la medición de energía de la planta, capitulo I artículo I del RETIE. Ver figura 10. • Cambiar en la ventana de inspección del gabinete de la Celda con seccionador MT conmutable de accionamiento manual y de la medición, el vidrio templado de seguridad, capítulo I artículo I del RETIE, Ver figura 10. • Para reducir la posible contaminación que pueda adquirir esta subestación, por encontrarse debajo de la bodega de la materia prima y estar con nueva tecnología, se pueden instalar cubículos para media tensión con comunicación, ya sea Device Net, Ethernet, Power Supplies, Controllers 1769 compact I – O, Compact Logix, pudiendo ser una repotenciación de equipos y adelantar hacia el futuro la sistematización de esta subestación. Figura 11. Transformador de 250 kVA, subestación 1

47

Tabla 8. Valores máximos de resistencia de puesta a tierra.

APLICACIÓN VALORES MÁXIMOS DE RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA

Estructuras de líneas de transmisión

20 Ohmios

Subestaciones de alta y extra alta tensión

1 Ohmios

Subestaciones de media tensión.

10 Ohmios

Protección contra rayos.

10 Ohmios

Neutro de acometida en baja tensión 25 Ohmios

Tabla 9. Niveles típicos de iluminancia aceptados para diferentes áreas, tareas o

Actividades.

TIPO DE RECINTO Y ACTIVIDAD

NIVELES DE ILUMINANCIA (Ix)

Min.

Medio

Mix.

Áreas generales en las construcciones

Áreas de circulación, corredores

50

100

150

Escaleras, escaleras mecánicas

100

150

200

Vestidores, baños.

100

150

200

Almacenes, bodegas.

100

150

200

48

Tabla 10. Niveles típicos de iluminancia aceptados para diferentes áreas, tareas o actividades.

TIPO DE RECINTO Y ACTIVIDAD

NIVELES DE ILUMINANCIA (Ix)

Min. Medio Máx. Talleres de ensamble

Trabajo pesado, montaje de maquinaria pesada

200

300

500

Trabajo intermedio, ensamble de motores, ensamble de carrocerías de automóviles

300

500

750

Trabajo fino, ensamble de maquinaria electrónica y de oficina

500

750

1000

Trabajo muy fino, ensamble de instrumentos

1000

1500

2000

Procesos Químicos

Procesos automáticos

50

100

150

Plantas de producción que requieren intervención ocasional

100

150

200

Áreas generales en el interior de las fábricas

200

300

500

Cuartos de control, laboratorios.

300

500

750

Industria farmacéutica

300

500

750

Inspección

500

750

1000

Balanceo de colores

750

1000

1500

Fabricación de llantas de caucho

300

500

750

Fabricas de confecciones

Costura

500

750

1000

Inspección

750

1000

1500

Prensado

300

500

750

Industria eléctrica

Fabricación de cables

200

300 500

Ensamble de aparatos telefónicos 300 500 750

Ensamble de devanados

500

750

1000

Ensamble de aparatos receptores de radio y TV

750

1000

1500

Ensamble de elementos de ultra precisión componentes electrónicos

1000

1500

2000

49

Industria alimenticia

Areas generales de trabajo

200

300

500

Procesos automáticos

150

200

300

Decoración manual, inspección

300

500

750

Fundición

Pozos de fundición

150

200

300

Moldeado basto, elaboración basta de machos

200

300

500

Moldeo fino, elaboración de machos, inspección

300

500

750

Trabajo en vidrio y cerámica

Zona de hornos

100

150

200

Recintos de mezcla, moldeo, conformado y estufas

200

300

500

Terminado, esmaltado, envidriado

300

500

750

Pintura y decoración

500

750

1000

Afilado, lentes y cristalería, trabajo fino

750

1000

1500

Trabajo en hierro y acero

Plantas de producción que no requieren intervención manual

50

100

150

Plantas de producción que requieren intervención ocasional

100

150

250

Puestos de trabajo permanentes en plantas de producción

200

300

500

Plataformas de control e inspección

300

500

750

Industria del cuero

Areas generales de trabajo

200

300

500

Prensado, corte, costura y producción de calzado

500

750

1000

Clasificación, adaptación y control de calidad

750

1000

1500

Taller de mecánica y de ajuste

Trabajo ocasional

150

200

300

Trabajo basto en banca y maquinado, soldadura

200

300

500

50

З.2. SUBESTACIÓN 2 Se encarga de suministrar energía a las de Bombas de Bellavista 1 y está conformada por: Caseta metálica intemperie en la cual se alojan los siguientes equipos:

- Tres (3) seccionadores de operación manual, protección mediante fusibles HH, directamente instalados en pared. De los cuales el seccionador con fusibles de 63 Amperios con cabeza de Terminal tipo mufa c3 – c4 que alimenta la subestación Nº 3 esta por fuera de servicio por corto en el cable de subterráneo. Ver gráfica 1. - Dos terminales para cable de media tensión tipo mufa aislados en aceite, identificados en el plano como c2 y c3. Ver gráfica 1. - Transformador en aceite 13200-220/127V, 150 kVA. - Tablero de distribución en BT, empotrado en pared, en cuarto de las bombas de Bellavista 1. Esta subestación solamente se encuentra en servicio como de paso en estos momentos para enlazar las subestaciones entre sí, debido a las bombas de Bella vista 1 que se encuentran fuera de servicio. El suministro requerido de bombeo lo suplen las subestaciones Nº 4 y Nº 5 con sus bombas de Bellavista 2 y Bella vista 3 por tener mayor capacidad de bombeo. Ver gráfica 3. A continuación se mencionan algunas anomalías encontradas: • No tiene seguridad en su puerta al ingresar, ver figura 2.

• No posee señales de prevención en la puerta de ingreso, ver figura 2. • No tiene protección contra sobretensiones (DPT), ver figura 12.

• Falta de mantenimiento en los equipos de maniobra y aisladores. Ver figura 12. • Limpieza y organizar línea a tierra del transformador. Ver figura 15. • Mejorar el nivel de iluminación.

51

• Organizar cableado, ajuste y instalar tapa de protección al Tablero de distribución en BT, en cuarto de las bombas de Bellavista 1. Ver figura 14. • La no homogenización de la cubierta. Encontrándose cubierta en lámina de zinc en algunas parte de su techo. Ver figura 2. • Cambio de conductor de en lace entre subestación Nº 2 y subestación Nº 3, por estar en corto. Ver grafica 3. • No tiene alumbrado de emergencia. • Las tapas de las cajas subterráneas eléctricas de intercomunicación entre subestaciones no tienen identificación, Ver figura 2. Figura 12. Equipos internos en Subestación 2.

Terminal tipo mufa aislado en aceite c2. Enlaza subestación 1

Seccionador de operación manual energiza transformador de 150 kVA

52

Figura 13. Subestación 2,

Figura 14. Tablero de distribución en BT, Cuarto de las bombas de Bellavista 1.

Cortacircuito con fusible de 30 amperios. Energiza subestación 4 y subestación 5

Línea a tierra

53

Recomendación subestación 2 • Instalar a la entrada de la subestación la señalización de seguridad, de obligatoria aplicación, como manda en el artículo 11 Capítulo 2 señalización de seguridad en el RETIE. Clasificando según la necesidad informativa (rectangulares), de peligro (triangulares), y de obligación o prohibición como es en este caso (circulares), pintadas en su interior, muestra las tablas 15 y 16. Además se deben guardar las características específicas del símbolo a realizar, como muestra la tabla 17. • Por ser una subestación de paso que enlaza las subestaciones Nº 1 subestación Nº 3, la subestación Nº 4 y subestación Nº 5. ver gráfica 1, gráfica 3, se puede acondicionar pensando hacia el futuro con nueva tecnología, ya sea que el transformador se retire o quede esta subestación de reserva como bombeo con celdas de media tensión (ver figura 18), que tenga comunicación, ya sea Device Net, Ethernet, Power Supplies, Controllers 1769 compact I – O, Compact Logix, pudiendo ser una repotenciación de equipos pensando en una sistematización. • Instalar descargador de sobretensión en el transformador de 150kVA acorde con la norma NTC 2050 sección 450, capítulo II artículo 17 numeral 6 del RETIE; El transformador deberá poseer protección contra sobre corriente en el primario y en el secundario, en caso que este permaneciera en servicio. • Mantenimiento preventivo, predictivo en los equipos de maniobra, seccionadores, interruptores de BT como: termografía, limpieza general, limpieza en los terminales premoldeado, limpieza de contactos eléctricos, ajuste mecánico, lubricación de mecanismo, reapretado de tornillería y verificación de torque. por lo menos una vez al año, Artículo 43 del capítulo VII Ver figura 12, figura 13 y figura 14. • Mantener los fusibles de potencia para los seccionadores de igual marca y capacidad, debido a que cada fabricante maneja las curvas de corto circuito diferentes. • Solicitar medición de resistencia ohmica de la subestación, para ver si esta se encuentra entre los rangos que exige el capítulo II del artículo 15 numeral 4 del RETIE, normas técnicas IEC 60364 - 4-442,ANSI / IEEE 80, NTC 2050, NTC4552. Ver tabla 8. • Mantenimiento (Limpieza) de aisladores como manda el artículo 37 del capítulo -

54

VI del RETIE. Por lo menos una vez año para evitar que el polvo que estos adquieren en un momento dado de alguna falla, estos sean Conductores y pongan en riesgos los demás equipos o las personas que se encuentren cerca. • Instalar a la puerta de acceso un extinguidor de CO2 o de polvo químico seco, para incendios clase B y C que tenga como mínimo una capacidad de 5 libras para locales de nivel de tensión I hasta 600 voltios y de 15 libras para locales de subestaciones de nivel II a 13.2 kV y 7.62 kV. • Retirar algunas cubiertas de lámina que tiene como techo en la subestación Nº 2, debido a la zona arborizada. Y debajo de la cubierta se encuentra el barraje, lo que puede ocasionar un corto circuito entre fases o un corto entre línea y tierra, sí algún objeto extraño pesado o rama de estos árboles cayeran sobre la cubierta. Por lo tanto se recomienda instalar una cubierta aislante, ya sea teja eternit, teja de barro, o teja termo acústica. Ver figura 2. • Cambiar el cable monopolar que enlaza o acopla las subestaciones Nº 2 y Nº 3, de acuerdo a las Norma Técnicas de Energía de EMCALI EICE en el capítulo 2 artículo 2.4 conductores para redes subterráneas niveles de tensión 2 y 3 teniendo en cuenta las tablas 11, 11a,12 y 13. Realizar transposiciones necesarias y posibles que permitan equilibrar las corrientes y tensiones inducidas, realizando además la interconexión con las pantallas, ver figura 16. • Mejorar el nivel de iluminación a un mínimo de 300 luxes, según tabla 9 RETIE capítulo II Artículo16 y la norma ISO 8995. • Instalar lámpara de emergencia equipada con grupo de baterías que permanezca en funcionamiento un mínimo de 60 minutos después de que se interrumpa el servicio eléctrico normal, en el interior de la subestación. Según RETIE Capítulo II artículo 16, numeral 2. • Las tapas de las cámaras eléctricas deben ser identificadas como establece la norma Técnica de Energía, en la Norma de Diseño en el capítulo 7 artículo 7.7, el RETIE capítulo II artículo 11 señalización de seguridad. Ver tablas 15 y 17

55

Tabla 11. Características eléctricas de conductores monopolares de cobre para media tensión, con nivel de aislamiento 100%, polietileno reticulado (90°) - (1).

CALIBRE CONDUCTOR mm2

(AWG/MCM)

R (ohm/km)

XL (ohm/km) (2)

Xc (ohm/km)

(Amperios)

Cable 15kV

Cable 35 kV

Cable 15 kV

Cable 35 kV

33.62 (2) 53.50 (1/0) 67.44 (2/0) 85.02 (3/0) 107.21 (4/0) 177.4(350) 253.4 (500)

0.6505 0.4096 0.3246 0.2578 0.2044 0.1302 0.0953

3.3 3.2 3

2.9 2.8 2.7 2.6

15000 13000 12000 11500 9800 8150 7200

---- 20000 18500 17600 16500 13800 12500

172 225 256 297 343 471 488

168 218 248 282 237 428 470

(1) Estos datos son aproximados (2) Separación entre cables de 20 cm Tabla 11a. Características físicas y mecánicas de conductores monopolares de cobre para media tensión, con nivel de aislamiento 100%, polietileno reticulado (90º) - (1).

Calibre conductor de cobre mm2

(AWG-KCM)

DIÁMETRO EXTERIOR (mm)

SECCIÓN CONDUCTOR (mm2)

PESO (Kg/km)

Cable 15kV

Cable 35 kV

Cable 15kV

Cable 35 kV

Cable 15kV

Cable 35 kV

33.62 (2)

23.8

33.63

-

820.5

53.50(1/0)

25.7

34.3

53.46

53.46

1059

1468

67.44 (2/0)

26.8

35.4

67.44

67.44

1224

1643

85.02 (3/0)

28.1

36.7

85.02

85.02

1439.9

1860

107.21 (4/0)

293

37.9

107.22

107.22

1682.5

2112

177.4(350)

32.8

41.4

177.31

177.31

2451

2903

253.4 (500)

36

46.1

253.35

253.35

3234

3874

(1) Estos datos son aproximados

56

Tabla 12. Selección de conductores en redes subterráneas de media tensión.

TENSIÓN RED

CONDUCTOR MONOPOLAR mm2 (AWG/KCM)

CARGA INICIAL DE DISEÑO

CARGA MÁXIMA TOTAL

CARGA MÁXIMA EN SUPLENCIA

(A)

(MVA)

(A)

(MVA)

(A)

(MVA)

13.2kV

33.62 (2)

>0-67

>0-1.5

121

2.7

121

2.7

107.21 (4/0)

>67-129

>1.5-2.9

233

5.3

343

7.8

253.4 (500)

>129-182

>2.9-4.1

330

7.5

440

10

34.5 kV

53.5(1/0)

>0-85

>0 - 5.0

153

9.1

153

9.1

107.21 (4/0)

>85- 120

>5.0-7.1

217

12.9

327

19.5

253.4 (500)

>120- 182

>7.1 - 10.8

330

19.7

440

26.2

Estos datos son aproximados. Tabla 13. Selección del diámetro de los conductos en redes de distribución subterránea en media tensión.

DIÁMETRO DEL CONDUCTO(*)

13.2kV

34.5 kV

Calibre conductor de cobre mm2 (AWG-KCM)-Media tensión

mm.

pulg.

mm.

pulg.

33.62 (2)

76.2

3

...

—

53.50 (1/0)

76.2

3

101.6

4

67.44 (2/0)

76.2

3

101.6

4

85.02 (3/0)

76.2

3

101.6

4

107.21 (4/0)

101.6

4

101.6

4

177.4(350)

—

—

152.4

6

253.4 (500)

76.2

3

76.2

3

Todos los conductores irán por el mismo conducto, con excepción del conductor 500 KCM-Cu, donde cada conductor irá por un conducto.

57

Figura 15. Subestación 2. Terminal para cable de media tensión tipo mufa aislados c3, fuera de servicio por Cable monopolar en corto.

Figura 16. Transposición de cables para circuitos subterráneos en media tensión con longitud igual o mayor a 500 metros.

Cable monopolar que enlaza la subestación 2 con la subestación 3

58

3.3. SUBESTACIÓN 3 La subestación Nº 3 se encarga de suministrar energía a las Bombas Lavado Filtros y está conformada por: Caseta metálica intemperie en la cual se alojan los siguientes equipos.

- Dos (2) seccionadores de operación manual, protección mediante fusibles HH, directamente instalados en pared. De cual el seccionador con fusibles -de 100 Amperios se encuentra por fuera de servicio, que dando así esta subestación sin medición. Ver gráfica 5 y gráfica 8. - Dos (2) terminales c4 y c5 para cable de media tensión tipo mufa aislados en aceite, por fuera de servicio. Ver gráfica 5 y gráfica 8. - Transformador en aceite 13200-220/127V, 225 kVA. Ver figura 20 c, gráfica 5 y gráfica 8. A continuación se mencionan algunas anomalías encontradas: • Esta subestación cuenta solamente con protección de corto circuito para el transformador de 225 Kva. Debido al cable subterráneo que en laza la subestación Nº 2 se encuentra en corto, colocando en riesgo los equipos -que se encuentran instalados en esta subestación y a la carga. Ver figura 17 b, figura 3a, figura 3b, figura 3c. • Esta subestación está alimentada por el alimentador subterráneo de carrera 13, que se encuentra cerca del chalet. Y no cuenta con alimentador alterno en caso de falla del circuito carrera 13, por lo que requiere solución inmediata por el personal de energía, porque imposibilita lavar filtros. Ver figura 17, figura 17 a, y Figura 17 b. • En la sala de las bombas de filtros se encuentra el interruptor de baja tensión, que cuenta con un relé Velásquez para censar ausencia de fase. Pero este no funciona bien, cuando se quema una vela en el alimentador de cra 13 que dando en 2 fases, ocasionando la quema de algunos de los motores de las bombas de lavado. Ver figura 18. • La ubicación geográfica de esta subestación es crítica, debido a que se encuentra debajo del canal de desagüe, lo que puede llegar a rebozarse y caer toda el agua a esta subestación, llegando a producir un corto entre líneas ó aterrizarse una línea viva (ver figura 3, figura 19 y anexo 1).

59

• No cumple con las distancias de seguridad (ver figura 20), que se especifican en el artículo 13 numeral 3 del RETIE (reglamento técnico de instalaciones eléctricas). Lo que puede ocasionar un accidente en el momento de realizar algún tipo de maniobra. • Falta de mantenimiento en los equipos de maniobra y aisladores. Ver figura 17 b y figura 20. • Limpieza y organizar línea a tierra del transformador. Ver figura 13. • Mejorar la iluminación externa y interna de la subestación. • No tiene seguridad en su puerta al ingresar. • No tiene protección contra sobre tensiones (DPS), ver figura 20. • No tiene alumbrado de emergencia. Figura 17. Circuito alimentador de Cra 13

Alimentación subterránea a la subestación Nº 3

Sala de bombas de filtros lado opuesto a la entrada principal

60

Figura 17a. Subestación 3 equipos de maniobra

Figura 17 b. Continuación de equipos de maniobra Subestación 3

Punto de conexión de la acometida subterránea del Cto Cra 13

Punto de conexión para alimentar seccionador del transformador de 225 kVA

Seccionador de corte para el transformador de 225Kva y fusibles 25 A de protección de corto circuito.

Transformadores de corriente y potencial fuera de servicio.

Terminal c4 tipo mufa aislado en aceite, desconectado

61

Figura 18. Interruptor de baja tensión en sala de bombas de filtros

Figura 19. Ubicación de la subestación 3

Interruptor de baja tensión 600 A.

Relé Velásquez por ausencia de fase.

Almario de fuerza y control de las bombas de filtros.

62

Figura 20. Acceso a maniobra en subestación 3

Palanca de accionamiento para seccionador.

63

Recomendación subestación 3 • Lo más urgente es reubicar la subestación, mientras se hace repotenciación de las cuatro primeras subestaciones. Puede ser en la parte de atrás del cuarto de la sala de bombas de filtros, para mantener al lado de la carga, ocasiona menor costo en el cambio de conductores y pérdida de caída de tensión. Ver figura 19. • Con el fin de obtener una subestación moderna con comunicación Device Net, Ethernet, Power Supplies, Controllers 1769 compact I – O, Compact Logix, etc, se requiere instalar cubículos metal clad (ver figura 4, figura 5), que garantice menos costos de mantenimiento, mayor seguridad como manda el RETIE en el capítulo VI artículo 38 numeral 7 la norma IEC 60298 subestaciones de media tensión tipo interior. • Al trasladar esta subestación se requiere cumplir con las Normas Técnicas de energía de EMCALI EICE en los siguientes capítulos: � Capítulo 2 CONDUCTORES. � Artículo 2.3.3 Acometidas. Numeral 2.3.3.3 Acometida Subterránea. � Artículo 2.4 Conductores para redes Subterráneas Nivel de tensión 2 y 3. ver tablas 8,9. � Numeral 2.4.4.2. ver tabla 13. � Numeral 2.4.3. Selección de Conductos. Ver tablas 11 y 12. � Numeral 2.4.4 acometidas artículo 2.4.4.2. ver tabla 13. � Capítulo 5 Transformadores: � artículos 5.1 Tensiones Normalizadas. � Numeral 5.2.2 Niveles básicos de aislamiento de impulso y niveles de prueba dieléctrica. � Numeral 5.2.3 Ensayos Eléctricos. � Numeral 5.2.4 Ensayo del dieléctrico. � Artículo 5.4 Transformadores de Distribución.

64

� Numeral 5.4.2.4 Instalación. Para servicios industriales y de acuerdo con la reglamentación se aceptan transformadores ubicados al nivel del piso. En este caso la subestación debe poseer una malla de cerramiento para la seguridad de las personas, cuya altura mínima es de 2.50 m y la distancia a cualquier parte energizada del sistema eléctrico no debe ser menor de 3.1 m (Artículo 32 – RETIE). En estas subestaciones se deben colocar avisos preventivos de seguridad, como se indican en el artículo 11 del RETIE. Las puertas de acceso a la subestación deben estar provistas de mecanismos que bloqueen el ingreso para personal no autorizado. � Artículo 5.6 sistema de puesta a Tierra. Debe cumplir con lo indicado en la sección 250 de la norma NTC 2050 y artículo 210-5 de la NTC 2050. � Numeral 5.6.2 Sistemas de puesta a tierra en Redes Subterráneas.

� Numeral 5.6.4.2 Selección del conductor de puesta atierra en redes subterráneas. � Numeral 5.6.4.3 Resistencia de puesta a tierra.

� Artículo 5.6.5 Diseño de mallas de tierra. Se efectúa según los criterios adoptados por la norma ANSI / IEEE 80 y la guía C6292.4 (Resol. CREG 070 de 1998) en su actualización más reciente. � Artículo 5.7 Protecciones de sobrecorriente para transformadores.

� Numeral 5.7.1 Cortacircuitos en media tensión.

� Numeral 5.7.2 Cortacircuitos y fusibles en media tensión. Ver tabla 5.11 13.

� Artículo 5.8 Protecciones de Sobretensión para Transformadores. � Numeral 5.2.1 Capítulo 7 OBRA CIVIL.

� Capítulo 10 NORMAS PROCEDIMIENTOS CONSTRUCTIVOS.

� NPC-0200. REDES SUBTERRANEAS. � NPC- 0201. OBRAS CIVILES. � NPC-0202. CONDUCTORES. � NTC-0201020101. Normas Generales de Inspección de los Conductores en los Carretes.

65

� NTC-0201020102. Normas Generales de Manipulación de Cables Subterráneos. � NPC-02020102 Conexiones. � NTC-02020201. Conductores de Media Tensión. � NPC-0204 Subestaciones. Aspectos Específicos. � NPC-020403 Subestaciones interiores. Mientras se realiza presupuesto para la reubicación de esta subestación se debe: • Instalar a la entrada de la subestación la señalización de seguridad, de obligatoria aplicación, como manda en el artículo 11 Capítulo 2 señalización de seguridad en el RETIE. Clasificando según la necesidad informativa (rectangulares), de peligro (triangulares), y de obligación o prohibición como es en este caso (circulares), pintadas en su interior. A continuación se muestran las siguientes tablas 15 y 16. Además se deben guardar las características específicas del símbolo a realizar, como es el símbolo de riesgo eléctrico, adoptada de la IEC 60417-1, como muestra la tabla 17. Tabla 14. Colores de las señales y su significado.

66

Tabla 15. Dimensiones típicas de las señales en milímetros.

Tabla 16. Principales señales de seguridad.

67

Tabla 17. Dimensiones del símbolo de riesgo eléctrico

• Realizar mantenimiento preventivo, predictivo en los equipos de maniobra, seccionadores, interruptores de BT como: termografía, limpieza general, limpieza en los terminales premoldeado, limpieza de contactos eléctricos, ajuste mecánico, lubricación de mecanismo, reapretado de tornillería y verificación de torque. por lo menos una vez al año, capítulo VII artículo 43 del RETIE. Ver figura 17b, figura 20. • Instalar descargador de sobretensión en el transformador de 225 kVA acorde con la norma NTC 2050 sección 450, capítulo II artículo 17 numeral 6 del RETIE; el transformador deberá poseer protección contra sobre corriente en el primario y en el secundario, en caso que esta subestación permaneciera. • Solicitar medición de resistencia ohmica de la subestación, para ver si esta se encuentra entre los rangos que exige el artículo 15 numeral 4 del RETIE, normas técnicas IEC 60364 - 4-442,ANSI / IEEE 80, NTC 2050,NTC4552. Ver tabla 8. • Mantenimiento (Limpieza) de aisladores como manda el artículo 37 del capítulo VI del RETIE. Por lo menos una vez año para evitar que el polvo que estos adquieren en un momento dado de alguna falla, estos sean conductores y pongan en riesgos los demás equipos o las personas que se encuentren cerca. • Instalar a la puerta de acceso un extinguidor de CO2 o de polvo químico seco, para incendios clase B y C que tenga como mínimo una capacidad de 5 libras para locales de nivel de tensión I hasta 600 voltios y de 15 libras para locales de subestaciones de nivel II a 13.2 kV y 7.62Kv.

68

• Mejorar el nivel de iluminación a un nivel mínimo de 300 luxes, de tal manera que permita la inspección y el mantenimiento sin dificultad. Ver tabla 9. Niveles de típicos de iluminancia aceptados para diferentes áreas o actividades. RETIE capítulo II Artículo16 y la norma ISO 8995. • Instalar lámpara de emergencia equipado con grupos de baterías que permanezca en funcionamiento un mínimo de 60 minutos después de que se interrumpa el servicio eléctrico normal, en el interior de la subestación. Según RETIE Capítulo II artículo 16, numeral 2. 3.4. SUBESTACIÓN 4 La subestación Nº 4 se encarga de suministrar energía a las de Bombas de Bella vista 2 y está conformada por: Construcción en concreto y mampostería.

- Celda con seccionador de operación manual, protección mediante fusibles HH. - Terminales de cable tipo seco preformado. - Transformador en aceite 13200-440/254V, 500 kVA. Esta subestación es energizada y acoplada a través de la subestación N° 2 desde el cortacircuito con fusibles de 30 amperios vía subterránea ver (figura 15 y gráfica 8), a un nivel de tensión de 13.2 kV llegando al Cubículo metal – clad, donde se aloja el cortacircuito con fusibles de 63 amperios, energizando al transformador de 500 kVA, ver (figura 21, figura 21 a). Este transformador alimenta los equipos de la sala de bombas de bellavista 2 funcionando a 440 voltios ver gráfico 1, gráfico 3, figura 4 b. La subestación Nº 4 tiene mayor ventaja sobre las tres subestaciones anteriores porque es la de menor expuesta al polvo y a la humedad, debido a los equipos de maniobra se encuentran protegidos en el Cubículo metal – closed. Y alrededor de este se encuentra la construcción en Concreto y mampostería, reduciendo la contaminación en el interior de los Equipos. Ver figura 4, figura 21 y figura 21 a. El cortacircuito con fusibles de 30 amperios que se encuentra en la subestación Nº 2 ver figura 15, gráfico 1 y gráfico 3 se debe realizar mantenimiento lo mas urgente posible, para detectar alguna anomalía que este presente o si requiere cambio, debido a la necesidad que se presento de sacar de servicio la subestación Nº 2 desde la subestación Nº 1 cuando se energizó la subestación Nº 5 que viene en lazada desde la subestación Nº 4, Ver gráfico 1 y figura 21.

69

Figura 21. Subestación 4 Metal – Enclosed. Llegada de las líneas de 13.2 kV de la subestación 2.

Figura 21 a. Subestación 4 metal – Enclosed. Seccionador y protección del transformador de 800 kVA

Alimentación de la subestación 4 y subestación 5. Viene de la subestación 2.

70

Recomendación subestación 4 De las tres primeras subestaciones es la menos expuesta al polvo y la humedad porque en los equipos de maniobras se encuentra en metal-Enclosed y alrededor de este se encuentra la Construcción en concreto y mampostería y reduce la contaminación. Las recomendaciones son mas de mantenimiento y de seguridad. • Mantenimiento (Limpieza) de aisladores como manda el artículo 37 del capítulo VI del RETIE. Por lo menos una vez año para evitar que el polvo que estos adquieren en un momento dado de alguna falla, estos sean conductores y pongan en riesgos los demás equipos o las personas que se encuentren cerca. • Instalar descargador de sobretensión en el transformador de 150 kVA acorde con la norma NTC 2050 sección 450; el transformador deberá poseer protección contra sobre corriente en el primario y en el secundario. • Aterrizar cada encerramiento de cada subestación al conductor de tierra de protección. Al igual que todas las partes metálicas puesta a tierra y que no pertenezcan a los circuitos principales o auxiliares, también deberán ser conectadas al conductor de tierra directamente o a través de la estructura metálica. Ver figura 4. • Instalar a la puerta de acceso un extinguidor de CO2 o de polvo químico seco, para incendios clase B y C que tenga como mínimo una capacidad de 5 libras para locales de nivel de tensión I hasta 600 voltios y de 15 libras para locales de subestaciones de nivel II a 13.2 Kv y 7.62 kV. Ver figura 4. • Mantenimiento preventivo en los equipos de maniobra, seccionadores como: termografía, limpieza general, limpieza en los terminales premoldeado, limpieza de contactos eléctricos, ajuste mecánico, lubricación de mecanismo, reapretado de tornillería y verificación de torque. por lo menos una vez al año, Artículo 43 del capítulo VII .Ver figura 5, figura 21, y figura 21a. • Mantener los fusibles de potencia para los seccionadores de igual marca y capacidad, debido a que cada fabricante maneja las curvas de corto circuito diferentes. • Solicitar medición de resistencia de puesta a tierra de la subestación, para ver si esta se encuentra entre los rangos que exige el artículo 15 numeral 4, normas técnicas IEC 60364 - 4-442, ANSI/IEEE 80, NTC 2050, NTC4552. Ver tabla 8.

71

• Mejorar la iluminación alrededor de los equipos eléctricos con un nivel mínimo de 300 luxes. Ver figura 4. • Instalar lámpara de emergencia equipado con grupos de baterías que permanezca en funcionamiento un mínimo de 60 minutos después de que se interrumpa el servicio eléctrico normal, en el interior de la subestación. Según RETIE Capítulo II artículo 16, numeral 2. 3.5. SUBESTACIÓN 5 En la subestación Nº 5 se encarga de suministrar energía a las de Bombas de Bella vista 3 y esta conformada por: Construcción en concreto y mampostería.

- Celda con seccionador de operación manual, protección mediante fusibles HH. - Terminales de cable tipo seco preformado. - Transformador en aceite 13200-440/254V, 630 kVA. Esta subestación es la más moderna de las subestaciones anteriores, su alimentación viene tomada de la subestación Nº 2 como alimentador principal, pero sus líneas vienen de la subestación Nº 5.Ver gráfico 1, figura 21. Recomendación subestación 5 Esta subestación es la más moderna de todas, la que se encuentra menos expuesta al polvo y a la humedad, mas sin embargo se debe realizar un programa de mantenimiento que se realice al menos una vez al año, para detectar alguna anomalía que se llegase a presentar. • Mantenimiento (Limpieza) de aisladores como manda el artículo 37 del capítulo VI del RETIE. Por lo menos una vez año para evitar que el polvo que estos adquieren en un momento dado de alguna falla, estos sean conductores y pongan en riesgos los demás equipos o las personas que se encuentren cerca. • Instalar a la puerta de acceso un extinguidor de CO2 o de polvo químico seco, para incendios clase B y C que tenga como mínimo una capacidad de 5 libras para locales de nivel de tensión I hasta 600 voltios y de 15 libras para locales de subestaciones de nivel II a 13.2 Kv y 7.62 kV. Ver figura 4. • Mantenimiento preventivo en los equipos de maniobra, seccionadores como: termografía, limpieza general, limpieza en los terminales premoldeado, limpieza -

72

de contactos eléctricos, ajuste mecánico, lubricación de mecanismo, reapretado de tornillería y verificación de torque. por lo menos una vez al año, Artículo 43 del capítulo VII .Ver figura 21, y figura 21a. • Retirar el yunque que se encuentra en la caseta de mampostería del transformador, ver figura 5. • Marcar las tapas de las cámaras eléctricas para identificación, como establece la norma Técnica de Energía, en la Norma de Diseño en el capítulo 7 artículo 7.7, el RETIE capítulo II artículo 11 señalización de seguridad. Ver figura 5b, tablas 15 y 17.

73

4. EQUIPOS A MODERNIZAR

Con el fin de unificar tecnología en las subestaciones de la Planta de Tratamiento de Agua Potable de Río Cali, que pueda mandar información al centro de operación del funcionamiento de los equipos y brindar seguridad a las personas con base en el buen funcionamiento de las instalaciones, la fiabilidad y calidad de los productos, la compatibilidad de los equipos y su adecuada utilización y mantenimiento, se recomienda repotenciar las subestaciones Nº 1, Nº 2 , Nº 3, y Nº 4, cumpliendo con el RETIE capítulo I artículo1. 4.1. PROPUESTA 1 Mantener las mismas cinco subestaciones con los mismos niveles de tensión existentes siguiendo las siguientes recomendaciones: • Cambiar el gabinete de la Celda con seccionador MT conmutable de accionamiento manual, que se encuentra en la subestación Nº 1 Ver figura 10, por una celda de mayor confiabilidad conmutable de accionamiento automático y con relè de protección y medición que proteja al personal. • Instalar cubículos para media tensión con relé de protección y con comunicación, ya sea Device Net, Ethernet, Power Supplies, Controllers 1769 compact I – O, Compact Logix, repotenciando los equipos en las cuatro primeras subestaciones y adelantar futuro la sistematización. 4.2. PROPUESTA 2 Realizar una sola subestación unificando la capacidad de los transformadores de las cuatro primeras subestaciones con un solo transformador de 1500 kVA, que controle toda la carga (motores) de la planta ver tabla 18, ó de acuerdo al funcionamiento de los equipos de las cinco subestaciones existentes se calcula la potencia aparente de los equipos de toda la planta, mediante la fórmula (kVA= V x I x 1.73 / 1000), ver placa de equipos en kVA en la tabla 19, para escoger la capacidad del transformador ver tabla 20 .

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Tabla 18. Capacidad de total de carga de las Cuatro primeras Subestaciones.

Subestación Transformador kVA 1 250 2 0 3 225 4 500

Sumatoria 975 Tabla 19. Funcionamiento de equipos en las subestaciones existentes.

CANTIDAD SUBESTACIÓN EQUIPO FUNCIONAMIENTO MÁXIMO DE EQUIPOS

kVA

18 1 Floculación vertical

18 47.27

18 1 Floculación horizontal

18 75

2 1 Agitador de Cal

2 6.2

2 1 Bombas de lavado

2 47.19

2 1 Apagador de cal

1 5.25

1 1 Compresor 1 2.28 2 1 Motor bomba

de coagulación

2 6.5

2 1 Motor bomba de cruda

1 9.28

4 3 Motor bombas lavado de filtro

4 164.78

1 3 Compresor francés

1 10.34

1 3 Compresor americano

1 8.56

2 3 Motor soplador 1 56.9 3 4 Motor bombas

bellavista 2 2 274

4 5 Motor bombas bellavista 3

3 408

Sumatoria 1121.55

75

Tabla 20. Capacidad de corriente de los transformadores

Transformadores trifásicos tensión línea - línea Transformadores monofásicos.

KVA RATING

208

240

480

2400

4160

KVA RATING

120

208

240

480

2400

3

8.3

7.2

3.6

.72

.416

1

8.33

4.81

4.17

2.08

.42

6

16.7

14.4

7.2

1.44

.83

3

25,0

14.4

12.5

6.25

1.25

9

25.0

21.7

10.8

2.17

1.25

5

41.7

24.0

20.8

10.4

2.08

15

41.6

36.1

18.0

3.6

2.08

7.5

62.5

36.1

31.3

15.6

3.13

30

83.3

72.2

36.1

7.2

4.16

10

83.3

48.1

41.7

20.8

4.17

45

124.9

108.3

54.1

10.8

6.25

15

125.0

72.1

62.5

31.3

6.25

75

208.2

180.4

90.2

18.0

10.4

25

208.3

120.2

104.2

52.1

10.4

100

277.6

240.6

120.3

24.1

13.9

37.5

312.5

180.3

156.3

78.1

15.6

150

416.4

360.9

180.4

36.1

20.8

50

416.7

240.4

208.3

104.2

20.8

225

624.6

541.3

270.6

54.1

31.2

75

625.0

360.6

312.5

156.3

31.3

300

832.7

721.7

360.9

72.2

41.6

100

833.3

480.8

416.7

208.3

41.7

500

1387.9

1202.8

601.4

120.3

69.4

125

1041.7

601.0

520.8

260.4

52.1

750

2081.9

1804.3

902.1

180.4

104.1

167.5

1395.8

805.3

697.9

349.0

69.8

1000

2775.8

2405.7

1202.8

240.6

138.8

200

1666.7

961.5

833.3

416.7

83.3

1500

4163.7

3608.5

1804.3

360.9

208.2

250

2083.3

1201.9

1041.7

520.8

104.2

2000

5551.6

4811.4

2405.7

481.1

277.6

333

2775.0

1601.0

1387.5

693.8

138.8

2500

6939.5

6014.2

3007.1

601.4

347.0

500

4166.7

2403.8

2083.3

1041.7

208.3

5000

13879.0

12028.5

6014.2

1202.8

694.0

7500

20818.5

18042.7

9021.4

1804.3

1040.9

10000

27758.0

24057.0

12028.5

2405.7

1387.9

• De acuerdo a los cálculos hallados en la tabla 19, la tabla 20 nos guía para escoger la capacidad del transformador, y nos da que el transformador más cercano es de 1500 kVA. Por lo tanto se propone el diagrama unifilar, ver Gráfico 9.

76

• La ubicación de la subestación central, puede ser donde está la subestación Nº 2, debido a que es el punto de conexión o de enlace existente entre las demás subestaciones lo que facilita mantener las mismas cámaras y ductos subterráneos. Ver gráfico 10 y anexo 1. Para instalar la subestación central se requiere hacer una ampliación, retirando la sala de bombas de Bellavista 1, debido a que son suplidas por las bombas de Bellavista 2 y 3. Ver figura 2 y figura 2a. • Cambiar el nivel de tensión de alimentación de 13.2 kV a 34.5 kV ganando confiabilidad, lo que requiere construir una bahía en la subestación San Antonio, de acuerdo a las Normas Técnicas de Energía de EMCALI EICE, NTC 2050 y RETIE. Ver gráfico 9. El alimentador de la Planta puede ser: • Vía aérea.

Ventajas: � Menor cantidad de cable para acometida � Menor tiempo de ejecución y instalación del alimentador. � Menor costo de inversión. � Facilidad visual de posible falla. Desventajas: � Mayor indicador de calidad DES (Duración de las interrupciones de servicio en un minuto) / FES (Frecuencia de las interrupciones). � Pérdida de la ecología existente en la planta. • Subterránea: Ventajas:

� Menor indicador de calidad DES (Duración de las interrupciones de servicio en un minuto) / FES (Frecuencia de las interrupciones). � Conservación de la ecología existente en la planta. � Confiabilidad.

77

Desventajas:

� Mayor cantidad de cable para acometida. � Más tiempo de ejecución e instalación del alimentador. � Mayor costo de inversión. • Al igual se sugiere cambiar el nivel de tensión de alimentación de los motores de la planta de 220 V a 440 V, por las caídas de tensión que presentarían si se dejase a 220 V, debido a las distancias que hay entre la subestación Nº 2 y las demás subestaciones, ver tabla 21. Tabla 21. Distancia entre subestaciones

Subestación Subestación Distancia en m 1 2 125 2 3 170 2 4 36 2 5 86

• Instalar transformador de 440 / 220 / 110 voltios de acuerdo a la capacidad de trabajo, en cada una de las casetas existentes de las subestaciones para alimentar el alumbrado y toma corrientes. • Realizar el estudio de suelos para construcción y unificación de las subestaciones. • Instalar transformadores secos, para evitar la posible contaminación en el aceite cuando se hagan las pruebas de filtrado.

78

Gráfica 9. Diagrama unifilar propuesta 2

79

Gráfico 10. Ubicación de futura Subestación Central.

Subestación 5 Bombas Bella vista Nº 3 440 V

Bombas Bellavista Nº 2

440 V 440 V Subestación Central. Nivel de tensión 13.2 ó 34.5 kV

Sub. 3 Sub. 1 Sub. 4

440 V

Sala de bombas de filtros

440 V

Antigua subestación 1.

Control Equipos de dosificación

80

4.3. PROPUESTA 3 • Es muy parecida a la propuesta Nº 2, con la diferencia de mantener el mismo nivel tensión vía aérea de 13.2 kV, como alimentador de la planta, pero cambiando el nivel tensión de la carga a 440 V, esta solo es cambiar la conexión de los motores, debido a que cuentan con dos niveles tensión. Ver Tablas 1, a la tabla 5. ver gráfico 9. 4.4. PROPUESTA 4 • Construir la alimentación vía subterránea a 13.2 kV con instalación de dos transformadores de 1500 kVA y barra de acople para mantener confiabilidad y flexibilidad en el sistema de suministro de Agua Potable, Con nivel tensión de la carga a 440 V. Ver gráfico 11. 4.5 . JUSTIFICACIÓN Las anteriores propuestas buscan: • Disponer de un sistema de control que facilite, asegure y agilice la ejecución de maniobras del sistema eléctrico.

• Mejorar la seguridad del personal operativo para la ejecución de maniobras en media y baja tensión. • Centralizar las funciones de control y supervisión de todo el sistema eléctrico. • Controlar y supervisar el sistema eléctrico continuamente en tiempo real y Localizar rápidamente las fallas que se puedan presentar en el sistema. • Automatizar la función de toma de datos de consumo de energía, la que actualmente se ejecutan en forma manual. • Disponer de un sistema de alarmas que inequívocamente describa el tipo de falla ocurrido y registre los eventos antes y después de la falla con estampa de tiempo sincronizado. • La instalación de un nuevo transformador, por el tiempo de permanencia de los diferentes transformadores y el riesgo que pueden presentar por algún contagio, como piranol, por las pruebas de filtrado a que son sometidos, no haciendo un control al equipo de prueba cuando este ha estado sometido en otros lugares.

81

Gráfica 11. Diagrama unifilar

82

5. PRESUPUESTO PRELIMINAR CON BASE A VALORES, INDICE CREG 082

Las propuestas presentadas se realiza la valoraron (ver tabla 22, 23,24), Aplicando el IPC (índice de precio al consumidor, Ver anexo 4) a mayo del año 2007, mediante la formula de valor futuro (F= p (1+i) ⁿ) a las tarifas de la CREG 082 -2001. Ver anexos 2. Para la propuesta Nº 1, se tiene: instalar cubículos metal Enclosed en cada una de las subestaciones existentes, con equipos nuevos que conforman la subestación. No se hizo presupuesto preliminar debido que la CREG 082 -2001, no maneja listado de precios para estos equipos.

83

Para la propuesta 2, se tiene: Tabla 22. Equipos de propuesta 2

PRESUPUESTO PRELIMINAR PROPUESTA No 2

Valor FOB Valor Instalado

Cantidad Unidad Constructiva

Descripción

($mayo2007)

Factor de Instalación

($mayo2007)

Vida Útil

1 N3S9 Bahía de línea configuración barra doble tipo encapsulado SF6

385.701.846 195% 752.118.600 25

JUEGO DE CUCHILLAS PARA OPERACIÓN SIN CARGA NIVEL DE TENSIÓN 3

1 N3Q3

(36 kV, 46 kV)

2.444.039 130% 3.177.251 25

1 N3EQ4 Juego de pararrayos nivel de tensión 3

1.057.763 120% 1.269.316 25

1 N3EQ1 Equipo de medida resolución (CREG 099 de 1997)

409.536 180% 737.165 15

Bahía de transformador, configuración barra sencilla tipo encapsulada

1 N3S8

(SF6)

385.962.691 195% 752.627.247 25

1 N3S30 Módulo común tipo 1-tipo convencional o encapsulada o metalclad

519.087.167 195% 1.012.219.976 25

1 N3T1 Transformador trifásico (NLTC) de STR’s y/o SDL’s, lado de alta en el nivel III, capacidad final de 0.5 a 2.5 MVA

45.679.500 181% 82.679.895 25

TOTAL 1.340.342.542 2.604.829.449

NOTA: Los valores registrados en la propuesta No 2 están basados en los valores indicados en la resolución CREG 082 de 2001.

84

Para la propuesta 3, se tiene: Tabla 23. Equipos de propuesta 3

PRESUPUESTO PRELIMINAR PROPUESTA 3



Descripción

($mayo2007)


($mayo2007)

Vida Útil

2 N2S1 Bahía de línea, configuración barra sencilla tipo convencional

492.482.371 193% 950.490.976 25

2 N2S2 Bahía de transformador, configuración barra sencilla tipo convencional

487.744.351 193% 941.346.597 25

4 N2S20 Módulo de barraje para barra sencillo tipo 2

184.437.094 195% 359.652.333 25

1 N2S8 Bahía de Acople o Seccionamiento (configuraciones en que aplica) tipo convencional

240.559.626 193% 464.280.078 25


45.679.500 193% 88.161.435 25

TOTAL 1.450.902.942 2.803.931.420

NOTA: Los valores registrados en la propuesta No 3 están basados en los valores indicados en la resolución CREG 082 de 2001.

85

Para la propuesta 4, se tiene: Tabla 24. Equipos de propuesta 4 NOTA: Los valores registrados en la propuesta No 2 están basados en los valores indicados en la resolución CREG 082 de 2001.

PRESUPUESTO PRELIMINAR PROPUESTA 4



Descripción

($mayo2007)


($mayo2007)

Vida Útil

2 N2S1 Bahía de línea, configuración barra sencilla tipo convencional

492.482.371 193% 950.490.976 25

2 N2S2 Bahía de transformador, configuración barra sencilla tipo convencional

487.744.351 193% 941.346.597 25

2 N2S20 Módulo de barraje para barra sencillo tipo 2

92.218.547 195% 179.826.167 25


45.679.500 193% 88.161.435 25

TOTAL 1.118.124.769 2.159.825.175

86

6. EVALUACIÓN ECONÓMICA La tabla 25, muestra el tiempo en horas de indisponibilidad que ha tenido la planta por ausencia de fluido eléctrico en los dos últimos años y lo que ha dejado de percibir la empresa por la cantidad de agua que ha dejado de suministrar. En la tabla 29 se encuentra cada una de las propuestas de inversión para la modernización de la planta de Tratamiento de Agua Potable de Río Cali. Tabla 25. Indisponibilidades por Fluido Eléctrico

FECHA

HORAS INDISPONIBILIDAD

$/kWh

Consumo promedio/hora

(kwh)

HORAS INDISPONIBILIDAD

$ kWh INDISPONIBILIDAD

Producción Agua

Potable m³/h

Pérdida en Producción

Agua Potable m³/h en Tiempo

de indisponibilidad

CUR Agua

Potable m³

$ Pérdida en

producción de Agua

Potable m³

20050521 07h 15min 00s 176.41 100 7.25 127897 4873 35327 90.3 3190025 20050522 00h 20min 00s 176.41 100 0.33 5874 4873 1623 90.3 146521 20050525 02h 45min 00s 176.41 100 2.75 48513 4873 13400 90.3 1210009 20060919 02h 00min 00s 182.02 100 2.00 36404 3686 7371 102.181.0 753186 TOTAL 12.33 218.688 57721 5.299.742

87

Tabla 26. Equipos de propuesta 2

PROPUESTA 2

Tasa de evaluación 16,06%

AÑO Periodo COSTOS BENEFICIOS FLUJO DE Per. Recup.

Inversión AOM TOTAL RENTABILIDAD TOTAL FONDOS $ Años

1 0 4252886682 4.252.886.682

-4.252.886.682

-4.252.886.682

2 1 -

-

-

3.444.337.698

3.444.337.698 3.444.337.698

-808.548.984

3 2 -

-

-

3.444.337.698

3.444.337.698 3.444.337.698 2.635.788.714 2

TOTAL 4.252.886.682

-

4.252.886.682

5.524.779.688

5.524.779.688 1.271.893.006 2.635.788.714 2

Valor presente neto 1.271.893.006

Tasa interna de retorno 39,2%

Beneficio / Costo 1,30

Período de recup. 2

88


PROPUESTA 3

Tasa de evaluación 16,06% AÑO Periodo COSTOS BENEFICIOS FLUJO DE Per. Recup.


1 0 4541584540 4.541.584.540

-4.541.584.540

-4.541.584.540

2 1 -

-

-

3.444.337.698

3.444.337.698 3.444.337.698

-1.097.246.842

3 2 -

-

-

3.444.337.698

3.444.337.698 3.444.337.698 2.347.090.856 2

TOTAL 4.541.584.540

-

4.541.584.540

5.524.779.688

5.524.779.688 983.195.148 2.347.090.856 2

Valor presente

neto 983.195.148

Tasa interna de retorno 32,9%



89


PROPUESTA 4

Tasa de evaluación 16,06%

AÑO Periodo COSTOS BENEFICIOS FLUJO DE Per. Recup.


1 0 3607630485 3.607.630.485

-3.607.630.485

-3.607.630.485

2 1 -

-

-

3.444.337.698

3.444.337.698

3.444.337.698

-163.292.787

3 2 -

-

-

3.444.337.698

3.444.337.698

3.444.337.698

3.281.044.911 2

TOTAL 3.607.630.485

-

3.607.630.485

5.524.779.688

5.524.779.688

1.917.149.203

3.281.044.911 2

Valor presente

neto 1.917.149.203

Tasa interna de

retorno 56,5%



90

Tabla 29. Costo de Propuestas

PROPUESTA 2

DESCRIPCIÓN $ VALOR Equipos CREG 2604829449 Obra Civil 328195849 Total Equipos y Obra Civil 2933025298 AIU 733256324.5 SUBTOTAL 3666281623 IVA 586605059.6 TOTAL 4252886682

PROPUESTA 3

DESCRIPCIÓN $ VALOR Equipos CREG 2803931420 Obra Civil 328195849 Total Equipos y Obra Civil 3132127269 AIU 783031817.3 SUBTOTAL 3915159086 IVA 626425453.8 TOTAL 4541584540

PROPUESTA 4

DESCRIPCIÓN $ VALOR Equipos CREG 2159825175 Obra Civil 328195849 Total Equipos y Obra Civil 2488021024 AIU 622005256 SUBTOTAL 3110026280 IVA 497604205 TOTAL 3607630485

RESUMEN

PROPUESTA $ COSTO TOTAL

No 2 4252886682

No 3 4541584540

No 4 3607630485

RENTABILIDAD

PRODUCCIÓN ANUAL

M³ AGUA $ ANUAL

33708531 3444337698 Rentabilidad por M³ AGUA $ 102,18

91

7. CONCLUSIONES • La planta Río Cali necesita modernizar los equipos en las subestaciones nº 1,2,3 y 4 por la obsolescencia manifiesta de los mismos que no cumplen con las normas de seguridad establecidas por el RETIE. • En caso contrario debe contemplarse la construcción de una subestación central. • Debido al tiempo de operación de esta planta se debe de realizar mediciones de puesta a tierra y corregir las puestas a tierra de las diferentes subestaciones. • Se debe realizar un cronograma de trabajo para realizar un mantenimiento preventivo para mantener los diferentes equipos de las subestaciones en buen estado y libres de polvo. • Al realizar una subestación central que controle todos los equipos de mando y fuerza, se debe cambiar el nivel de tensión de servicio de 220 voltios de los motores a un nivel de 440 voltios, para evitar las caídas de tensión ante la distancia que se encuentran los equipos en servicio, independientemente del nivel de tensión que sirva como alimentador ya sea 13.2 / 34.5 kV. • Cualquiera de las propuesta presentadas es viable desde el punto: � Económico por la recuperación de la inversión, se hace en dos años. � Social: porque garantiza el suministro de agua potable a toda la comuna 3, centro de Cali, Bellavista y ala red hospitalaria.

92

8. RECOMENDACIONES GENERALES Con el ánimo de mejorar la seguridad de las subestaciones existentes en la Planta de Tratamiento de Agua Potable de Río Cali las cuales son de tipo interior, se establecen las siguientes recomendaciones: • Realizar mediciones en el sistema de puesta a tierra de las cinco subestaciones de tal forma que cualquier punto del interior o exterior, normalmente accesible a personas que puedan transitar o permanecer allí, no estén sometidos a tensiones de paso, de contacto o transferidas, que superen los umbrales de soportabilidad del ser humano cuando se presente una falla. • Aterrizar cada encerramiento de cada subestación al conductor de tierra de protección. Todas las partes metálicas deberán ser conectadas al conductor de tierra directamente o a través de la estructura metálica. Artículo 38 punto 7 subestaciones de media tensión interior del RETIE. • Instalar equipo de descarga de sobretensión en cada uno de los transformadores existentes en la planta. • Instalar en la puerta de acceso de cada una de las subestaciones un extinguidor de CO2 o de polvo químico seco, para incendios clase B y C que tenga como mínimo una capacidad de 5 libras para locales de nivel de tensión I hasta 600 voltios y de 15 libras para locales de subestaciones de nivel II a 13.2 kV y 7.62 kV. • Mantener podando las ramas de los diferentes árboles existentes en la Planta de Tratamiento de Río Cali que afecten las líneas aéreas energizadas. Cumplir con la Norma de Procedimiento Constructivo NPC- 000301109 del capítulo 10 de las Normas Técnicas de Energía, el artículo 13 del capítulo 2, artículo 38 del capítulo VI del RETIE ver tabla 20. • Marcar las tapas de las cámaras eléctricas que sirven de paso entre todas las subestaciones existentes. Como establece la norma Técnica de Energía, en la Norma de Diseño en el capítulo 7 artículo 7.7, el RETIE capítulo II artículo 11 señalización de seguridad. Ver figura 5b, tablas 15 y 17. • En la selección de tipos de cubículos de media tensión que se piense escoger se recomienda tener en cuenta: � Metal Clad a prueba de arco interno. � Libre y/o reducción de mantenimiento. � Celdas modulares

93

� Brinde flexibilidad � Facilidad y Seguridad de utilización. � Fiabilidad. � Disposición de repuesto por largo tiempo del proveedor. � Ahorro de espacio. � Facilidad de instalación. � Tensión nominal. � Nivel de aislamiento básico BIL (kV) � Corriente. � Interrupción kArms.

94

BIBLIOGRAFÍA MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA DE COLOMBIA . Código Eléctrico Colombiano NTC 2050. Bogotá: Ministerio de minas y Energía de Colombia, 1998. 955 p.

-----. Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE). Bogotá: Ministerio de Minas y Energía de Colombia, 2007. 227 p.

UNIDAD ESTRATÉGICA NEGOCIO DE ENERGÍA DIRECCIÓN DISTRIBUCIÓN. Normas Técnicas de Energía Normas de Diseño. Emcali EICE – ESP, Diciembre 2006. 1 v.

95

ANEXOS Anexo 1. Subestaciones de la de Tratamiento de Planta Río Cali

96

Anexo 2. Unidades Constructivas de equipos de subestación de Nivel de Tensión 3 Unidades Constructivas de equipos de subestación del Nivel de Tensión 3

No.Unidad

ConstructivaDescripción Valor FOB

($ dic 2001)


Valor Instalado ($ dic 2001)

Vida Útil

1 N3S1 Bahía de línea, configuración barra sencilla -tipo convencional- 205,517,319 195% 400,759,000 252 N3S2 Bahía de transformador, configuración barra sencilla -tipo convencional- 204,430,536 195% 398,640,000 253 N3S3 Bahía de línea, configuración barra doble -tipo convencional- 219,669,571 195% 428,356,000 254 N3S4 Bahía de transformador, configuración barra doble -tipo convencional- 218,582,788 195% 426,236,000 255 N3S5 Bahía de línea, configuración barra principal y transferencia -tipo convencional- 219,669,571 195% 428,356,000 256 N3S6 Bahía de transformador, configuración barra principal y transferencia -tipo convencional- 218,582,788 195% 426,236,000 257 N3S7 Bahía de línea, configuración barra sencilla -tipo encapsulada (SF6)- 280,089,881 195% 546,175,000 258 N3S8 Bahía de transformador, configuración barra sencilla -tipo encapsulada(SF6)- 280,708,500 195% 547,382,000 259 N3S9 Bahía de línea, configuración barra doble -tipo encapsulada (SF6)- 280,518,790 195% 547,012,000 25

10 N3S10 Bahía de transformador, configuración barra doble -tipo encapsulada(SF6)- 281,137,409 195% 548,218,000 2511 N3S11 Celda de línea , subestación tipo Metalclad 140,376,016 195% 273,733,000 2512 N3S12 Celda de transformador o acople, subestación tipo Metalclad 128,629,136 195% 250,827,000 2513 N3S13 Bahía de línea, subestación Convencional Reducida Tipo 1 158,760,811 195% 309,584,000 2514 N3S14 Bahía de transformador, subestación Convencional Reducida Tipo 1 158,760,811 195% 309,584,000 2515 N3S15 Bahía de línea, subestación Convencional Reducida Tipo 2 125,957,987 195% 245,618,000 2516 N3S16 Bahía de transformador, subestación Convencional Reducida Tipo 2 125,957,987 195% 245,618,000 2517 N3S17 Bahía de línea, subestación Reducida 55,747,067 195% 108,707,000 2518 N3S18 Bahía de transformador, subestación Reducida 55,747,067 195% 108,707,000 2519 N3S19 Bahía de Acople, (misma unidad independiente de la configuración) -tipo convencional- 196,624,852 195% 383,418,000 2520 N3S20 Bahía de Acople, ( misma unidad independiente de la configuración) -tipo encapsulada (SF6)- 247,238,943 195% 482,116,000 2521 N3S21 Protección Diferencial, Barra sencilla, Tipo 1 o Tipo 2 100,786,717 195% 196,534,000 2522 N3S22 Protección Diferencial, Otras configuraciones diferentes a Barra sencilla, Tipo 1 o Tipo 2 100,786,717 195% 196,534,000 2523 N3S23 Módulo de barraje para barra sencilla -tipo 1- 43,669,158 195% 85,155,000 2524 N3S24 Módulo de barraje para barra sencilla -tipo 2 55,698,036 195% 108,611,000 2525 N3S25 Módulo de barraje para barra doble -tipo 1- 83,797,984 195% 163,406,000 2526 N3S26 Módulo de barraje para barra doble -tipo 2- 110,410,864 195% 215,301,000 2527 N3S27 Módulo de barraje para barra principal y transferencia -tipo 1- 59,369,423 195% 115,770,000 2528 N3S28 Módulo de barraje para barra principal y transferencia -tipo 2- 85,982,303 195% 167,665,000 2529 N3S29 Módulo de barraje para Convencional Reducida 42,782,746 195% 83,426,000 2530 N3S30 Módulo común tipo 1 - tipo convencional o encapsulada o metalclad- 377,529,185 195% 1,668,153,000 2531 N3S31 Módulo común tipo 1 - Convencional reducida 386,823,356 195% 993,001,000 2532 N3S32 Módulo común tipo 1 - Reducida 58,654,208 195% 150,180,000 2533 N3S33 Módulo común tipo 2 - tipo convencional o encapsulada o metalclad- 168,392,565 195% 1,448,162,000 2534 N3S34 Sistema de Control de la Subestación (Sub 34.5 kV/13.8 kV) 190,740,735 195% 371,944,000 1035 N3S35 Subestación Movil 30 MVA (Nivel 4 / Nivel 3 / Nivel 2) 892,978,630 153% 1,366,257,000 2536 N3S36 Subestación Movil 15 MVA (Nivel 4 / Nivel 3 / Nivel 2) 693,645,580 153% 1,064,052,000 25

Nota : En las Unidades Constructivas 30, 31, 32 y 33 (Módulo Común) el factor de instalación aplica al equipo eléctrico, excluida la edificación. Los costos de las edificaciones que han sido reconocidos son:

Edificio de control y Obras Civiles: Convencional, Encapsulada, Metal clad Tipo 1 930,725,000 Edificio de control y Obras Civiles: Convencional Reducida Tipo 1 238,695,000 Edificio de control y Obras Civiles: Reducida Tipo 1 35,804,000 Edificio de control y Obras Civiles: Convencional, Encapsulada, Metal clad Tipo 2 1,119,796,000

Módulo común tipo 1, - Se aplica a subestaciones que tienen 6 o menos bahías o módulos Módulo común tipo 2, - Se aplica a subestaciones que tienen más de 6 bahías o módulos

97

Continuación Anexos 2

Unidades Constructivas de Equipos del nivel de tensión 3

No.Unidad


($ dic 2001)Factor de

Instalación


Vida Útil

1 N3EQ1 Equipo de medida (Resolución CREG 099 de 1997) 297,853 180% 536,000 152 N3EQ2 Juego de cortacircuitos de expulsión 458,236 130% 596,000 253 N3EQ3 Juego de cuchillas para operación sin carga nivel de tensión 3 (36 kV, 46 kV) 1,777,535 130% 2,311,000 254 N3EQ4 Juego de pararrayos nivel de tensión 3 769,306 120% 923,000 255 N3EQ5 Juego de pararrayos nivel de tensión 3 (44kV) 6,692,218 120% 8,031,000 256 N3EQ6 Juego de seccionadores tripolar bajo carga nivel de tensión 3 (36kV) 17,231,400 120% 20,678,000 257 N3EQ7 Reconectador 36 kV 32,802,476 120% 39,363,000 258 N3EQ8 Reconectador 36 kV telecomandado 68,464,563 120% 82,157,000 259 N3EQ9 Regulador 36 kV 100,854,862 120% 121,026,000 2510 N3EQ10 Seccionalizador manual (seccionalizador bajo carga) 400A 13,747,080 120% 16,496,000 2511 N3EQ11 Seccionalizador eléctrico, 400A 16,496,496 120% 19,796,000 2512 N3EQ12 Seccionalizador con control inteligente, 400A 21,766,210 120% 26,119,000 2513 N3EQ13 Transición aérea - subterránea 3,720,876 140% 5,209,000 2514 N3EQ14 Transición aérea - subterránea (44 kV) 4,837,139 140% 6,772,000 25

Unidades Constructivas de Transformadores de Conexión al STN & Transformadores de STR y/o SDL

No.Unidad

ConstructivaDescripción

Valor FOB ($ dic 2001 por

kVA)


Valor Instalado

($ dic 2001 por kVA)

Vida Útil

1 N5TC1 Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN, capacidad final de 10 a 20 MVA 18,457 181% 33,000 252 N5TC2 Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN, capacidad final de 20 a 40 MVA 18,457 181% 33,000 253 N5TC3 Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN, capacidad final de 41 a 80 MVA 16,980 181% 31,000 254 N5TC4 Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN, capacidad final de 81 a 120 MVA 13,473 181% 24,000 255 N5TC5 Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN, capacidad final de 121 a 150 MVA 11,997 181% 22,000 256 N5TC6 Autotransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN, capacidad final de 20 a 40 MVA 18,088 181% 33,000 257 N5TC7 Autotransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN, capacidad final de 41 a 80 MVA 14,765 181% 27,000 258 N5TC8 Autotransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN, capacidad final de 81 a 120 MVA 11,997 181% 22,000 259 N5TC9 Autotransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN, capacidad final mayor a 121 MVA 9,228 181% 17,000 25

10 N4T1 Transf. trifásico (OLTC) de STR's y/o SDL's, lado de alta en el nivel IV, capacidad final de 6.1 a 10 MVA 38,759 181% 70,000 2511 N4T2 Transf. trifásico (OLTC) de STR's y/o SDL's, lado de alta en el nivel IV, capacidad final de 11 a 15 MVA 31,007 181% 56,000 2512 N4T3 Transf. trifásico (OLTC) de STR's y/o SDL's, lado de alta en el nivel IV, capacidad final de 16 a 20 MVA 24,732 181% 45,000 2513 N4T4 Transf. trifásico (OLTC) de STR's y/o SDL's, lado de alta en el nivel IV, capacidad final de 21 a 30 MVA 22,148 181% 40,000 2514 N4T5 Transf. trifásico (OLTC) de STR's y/o SDL's, lado de alta en el nivel IV, capacidad final de 31 a 40 MVA 20,856 181% 38,000 2515 N4T6 Transf. trifásico (OLTC) de STR's y/o SDL's, lado de alta en el nivel IV, capacidad final de 41 a 80 MVA 15,135 181% 27,000 2516 N4T7 Transf. trifásico (OLTC) de STR's y/o SDL's, lado de alta en el nivel IV, capacidad final de 81 a 120 MVA 13,289 181% 24,000 2517 N4T8 Transf. trifásico (OLTC) de STR's y/o SDL's, lado de alta en el nivel IV, capacidad final mayor a 120 MVA 12,181 181% 22,000 2518 N3T1 Transf. trifásico (NLTC) de STR's y/o SDL's, lado de alta en el nivel III, capacidad final de 0.5 a 2.5 MVA 22,148 181% 40,000 2519 N3T2 Transf. trifásico (NLTC) de STR's y/o SDL's, lado de alta en el nivel III, capacidad final de 2.6 a 6 MVA 20,302 181% 37,000 2520 N3T3 Transf. trifásico (OLTC) de STR's y/o SDL's, lado de alta en el nivel III, capacidad final de 6.1 a 10 MVA 23,580 181% 43,000 2521 N3T4 Transf. trifásico (OLTC) de STR's y/o SDL's, lado de alta en el nivel III, capacidad final de 11 a 15 MVA 22,673 181% 41,000 2522 N3T5 Transf. trifásico (OLTC) de STR's y/o SDL's, lado de alta en el nivel III, capacidad final de 16 a 20 MVA 21,403 181% 39,000 2523 N3T6 Transf. trifásico (OLTC) de STR's y/o SDL's, lado de alta en el nivel III, capacidad final de 21 a 30 MVA 19,590 181% 35,000 2524 N3T7 Transf. trifásico (OLTC) de STR's y/o SDL's, lado de alta en el nivel III, capacidad final mayor a 31 MVA 18,139 181% 33,000 25

No.Unidad


($ dic 2001)



Vida Útil

25 TAZ Transformador de Aterrizamiento 130,024,465 181% 235,344,000 25

Nota : Para tamaños de transformadores con capacidades inferiores al primer rango especificado, se aplica el indice de costo del primer rango

98

Continuación Anexos 2 Unidades Constructivas de líneas del Nivel de Tensión 3

No.Unidad


($ dic 2001)



Vida Útil

1 N3L1 km de Línea: Circuito sencillo - Poste (>20m) o E. de Celosía - Urbana - Conductor tipo 1 23,976,959 198% 47,474,000 252 N3L2 km de Línea: Circuito sencillo - Poste (>20m) o E. de Celosía - Urbana - Conductor tipo 2 33,325,737 198% 65,985,000 253 N3L3 km de Línea: Circuito sencillo - Poste de concreto - Urbana - Conductor tipo 1 35,422,625 198% 70,137,000 254 N3L4 km de Línea: Circuito sencillo - Poste de concreto - Urbana - Conductor tipo 2 41,187,997 198% 81,552,000 255 N3L5 km de Línea: Circuito sencillo - Poste de concreto - Rural - Conductor tipo 1 19,469,112 183% 35,628,000 256 N3L6 km de Línea: Circuito sencillo - Poste de concreto - Rural - Conductor tipo 2 25,203,609 183% 46,123,000 257 N3L7 km de Línea: Circuito doble - Poste (>20m) o E. de Celosía - Urbana - Conductor tipo 1 54,049,515 208% 112,423,000 258 N3L8 km de Línea: Circuito doble - Poste (>20m) o E. de Celosía - Urbana - Conductor tipo 2 65,580,260 208% 136,407,000 258 N3L9 km de Línea: Circuito doble - Poste (>20m) o E. de Celosía - Rural - Conductor tipo 1 41,399,400 188% 77,831,000 25

10 N3L10 km de Línea: Circuito doble - Poste (>20m) o E. de Celosía - Rural - Conductor tipo 2 52,930,145 188% 99,509,000 2511 N3L11 km de Línea: Circuito sencillo - Poste de concreto - Urbana - Conductor tipo 1 semiaislado 3F (*) 83,326,684 140% 116,657,000 2512 N3L12 km de Línea: Circuito sencillo - Poste de concreto - Urbana - Conductor tipo 2 semiaislado 3F (*) 108,645,963 140% 152,104,000 2513 N3L13 km de Línea: Circuito sencillo - Subterránea - Urbana (3 Cables Monopolares 750 MCM cu) 462,628,785 163% 754,085,000 2514 N3L14 km de Línea: Circuito sencillo - Subterránea - Urbana (3 Cables Monopolares 500 MCM cu) 361,293,166 163% 588,908,000 2515 N3L15 km de Línea: Circuito sencillo - Subterránea - Urbana (3 Cables Monopolares 350 MCM cu) 287,710,582 163% 468,968,000 2516 N3L16 km de Línea: Circuito sencillo - Subterránea - Urbana (3 Cables Monopolares 4/0 MCM cu) 240,490,701 163% 392,000,000 2517 N3L17 km de Línea: Circuito sencillo - Subterránea - Urbana (3 Cables Monopolares 1/0 MCM cu) 194,118,854 163% 316,414,000 2518 N3L18 km de Línea: Circuito doble - Subterránea - Urbana (6 Cables Monopolares 750 MCM cu) 823,043,301 163% 1,341,561,000 2519 N3L19 km de Línea: Circuito doble - Subterránea - Urbana (6 Cables Monopolares 500 MCM cu) 620,372,064 163% 1,011,206,000 2520 N3L20 km de Línea: Circuito doble - Subterránea - Urbana (6 Cables Monopolares 350 MCM cu) 472,415,095 163% 770,037,000 2521 N3L21 km de Línea: Circuito doble - Subterránea - Urbana (6 Cables Monopolares 4/0 MCM cu) 377,975,333 163% 616,100,000 2522 N3L22 km de Línea: Circuito doble - Subterránea - Urbana (6 Cables Monopolares 1/0 MCM cu) 285,091,468 163% 464,699,000 25

NotasConductores menores o iguales al No. 2/0 AWG son tipo 1, mayores al No. 2/0 AWG son tipo 2 para conductores diferentes al cobreConductores menores o iguales al No. 2 AWG son tipo 1, mayores al No. 2 AWG son tipo 2 para conductores de cobre(*) Conductor semi-aislado: sin pantalla Unidades Constructivas de Equipos del nivel de tensión 3

No.Unidad


($ dic 2001)Factor de

Instalación


Vida Útil

1 N3EQ1 Equipo de medida (Resolución CREG 099 de 1997) 297,853 180% 536,000 152 N3EQ2 Juego de cortacircuitos de expulsión 458,236 130% 596,000 253 N3EQ3 Juego de cuchillas para operación sin carga nivel de tensión 3 (36 kV, 46 kV) 1,777,535 130% 2,311,000 254 N3EQ4 Juego de pararrayos nivel de tensión 3 769,306 120% 923,000 255 N3EQ5 Juego de pararrayos nivel de tensión 3 (44kV) 6,692,218 120% 8,031,000 256 N3EQ6 Juego de seccionadores tripolar bajo carga nivel de tensión 3 (36kV) 17,231,400 120% 20,678,000 257 N3EQ7 Reconectador 36 kV 32,802,476 120% 39,363,000 258 N3EQ8 Reconectador 36 kV telecomandado 68,464,563 120% 82,157,000 259 N3EQ9 Regulador 36 kV 100,854,862 120% 121,026,000 2510 N3EQ10 Seccionalizador manual (seccionalizador bajo carga) 400A 13,747,080 120% 16,496,000 2511 N3EQ11 Seccionalizador eléctrico, 400A 16,496,496 120% 19,796,000 2512 N3EQ12 Seccionalizador con control inteligente, 400A 21,766,210 120% 26,119,000 2513 N3EQ13 Transición aérea - subterránea 3,720,876 140% 5,209,000 2514 N3EQ14 Transición aérea - subterránea (44 kV) 4,837,139 140% 6,772,000 25

99

Anexo 3. Unidades Constructivas de equipos de subestación de Nivel de Tensión 2 Unidades Constructivas de equipos de subestación del Nivel de Tensión 2

No.Unidad


($ dic 2001)



Vida Útil

1 N2S1 Bahía de línea, configuración barra sencilla -tipo convencional- 179,089,833 193% 345,643,000 252 N2S2 Bahía de transformador, configuración barra sencilla -tipo convencional- 177,366,865 193% 342,318,000 253 N2S3 Bahía de línea, configuración barra doble -tipo convencional- 189,299,720 193% 365,348,000 254 N2S4 Bahía de transformador, configuración barra doble -tipo convencional- 187,576,753 193% 362,023,000 255 N2S5 Bahía de línea, configuración barra principal y transferencia -tipo convencional- 189,299,720 193% 365,348,000 256 N2S6 Bahía de transformador, configuración barra principal y transferencia -tipo convencional- 187,576,753 193% 362,023,000 257 N2S7 Bahía de línea, subestación Reducida 37,893,459 193% 73,134,000 258 N2S8 Bahía de Acople o Seccionamiento (configuraciones en que aplica) -tipo convencional- 174,957,667 193% 337,668,000 259 N2S9 Celda de salida de Circuito, barra sencilla -Sub. Metalclad- 88,499,119 193% 170,803,000 25

10 N2S10 Celda de llegada deTransformador, barra sencilla -Sub. Metalcald- 90,678,031 193% 175,009,000 2511 N2S11 Celda de Interconexión o de acople, barra sencilla -Sub. Metalclad- 85,974,238 193% 165,930,000 2512 N2S12 Celda de Medida o Auxiliares, barra sencilla -Sub. Metalcald- 79,277,119 193% 153,005,000 2513 N2S13 Gabinete protección de barras -Sub. Metalclad 130,336,065 193% 251,549,000 2514 N2S14 Ducto de Barras o Cables llegada transformador, barra sencilla -Sub. Metalclad- 62,019,951 193% 119,699,000 2515 N2S15 Celda de salida de Circuito, doble barra -Sub. Metalclad- 94,679,806 193% 182,732,000 2516 N2S16 Celda de llegada deTransformador, doble barra -Sub. Metalcald- 97,076,609 193% 187,358,000 2517 N2S17 Celda de Interconexión o de acople, doble barra -Sub. Metalclad- 91,902,437 193% 177,372,000 2518 N2S18 Celda de Medida o Auxiliares, doble barra -Sub. Metalcald- 84,535,606 193% 163,154,000 2519 N2S19 Ducto de Barras o Cables llegada transformador, doble barra -Sub. Metalclad- 62,019,951 193% 119,699,000 2520 N2S20 Módulo de barraje para barra sencilla -tipo 1- 33,535,016 193% 64,833,000 2521 N2S21 Módulo de barraje para barra sencilla -tipo 2- 43,678,254 193% 84,299,000 2522 N2S22 Módulo de barraje para barra doble -tipo 1- 68,681,007 193% 132,554,000 2523 N2S23 Módulo de barraje para barra doble -tipo 2- 95,616,669 193% 184,540,000 2524 N2S24 Módulo de barraje para barra principal y transferencia -tipo 1- 68,681,007 193% 132,554,000 2525 N2S25 Módulo de barraje para barra principal y transferencia -tipo 2- 95,616,669 193% 184,540,000 2526 N2S26 Módulo de barraje subestación reducida 22,815,479 193% 44,034,000 25 U n id ad es C o n s tru c t iva s d e lín ea s d e l N ive l de T e n s ió n 2

N o .U n idad

C o n s tru c t ivaD e s c rip c ió n V a lo r F O B ($

d ic 200 1)

F ac to r d e Ins ta lac ió n

Va lo r Ins ta lad o ($

d ic 20 01)

V ida Ú t il

1 N 2L1 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - U rbana - C onduc to r tipo 1 con 3F + N 26 ,312 ,185 181% 47 ,625 ,000 252 N 2L2 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - U rbana - C onduc to r tipo 2 con 3F + N 33 ,999 ,348 181% 61 ,539 ,000 253 N 2L3 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - U rbana - C onduc to r tipo 1 con 3F 22 ,558 ,665 174% 39 ,252 ,000 254 N 2L4 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - U rbana - C onduc to r tipo 2 con 3F 28 ,324 ,038 174% 49 ,284 ,000 255 N 2L5 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - U rbana - C onduc to r tipo 1 con 2F + N 24 ,162 ,262 174% 42 ,042 ,000 256 N 2L6 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - U rbana - C onduc to r tipo 2 con 2F + N 29 ,927 ,635 174% 52 ,074 ,000 257 N 2L7 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - U rbana - C onduc to r tipo 1 con 2F 19 ,403 ,750 162% 31 ,434 ,000 258 N 2L8 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - U rbana - C onduc to r tipo 1 con 1F + N 21 ,007 ,347 162% 34 ,032 ,000 259 N 2L9 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - R u ra l - C onduc to r tipo 1 con 3F + N 12 ,659 ,004 207% 26 ,204 ,000 25

10 N 2L10 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - R u ra l - C onduc to r tipo 2 con 3F + N 20 ,346 ,167 207% 42 ,117 ,000 2511 N 2L11 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - R u ra l - C onduc to r tipo 1 con 3F 10 ,614 ,551 204% 21 ,654 ,000 2512 N 2L12 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - R u ra l - C onduc to r tipo 2 con 3F 16 ,379 ,923 204% 33 ,415 ,000 2513 N 2L13 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - R u ra l - C onduc to r tipo 1 con 2F + N 11 ,198 ,802 204% 22 ,846 ,000 2514 N 2L14 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - R u ra l - C onduc to r tipo 2 con 2F + N 16 ,964 ,174 204% 34 ,607 ,000 2515 N 2L15 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - R u ra l - C onduc to r tipo 1 con 2F 8 ,800 ,741 214% 18 ,834 ,000 2516 N 2L16 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - R u ra l - C onduc to r tipo 1 con 1F + N 9 ,384 ,991 214% 20 ,084 ,000 2517 N 2L17 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - U rbana - C onduc to r tipo 1 sem ia is lado 3F+ N (*) 44 ,311 ,052 162% 71 ,784 ,000 2518 N 2L18 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - U rbana - C onduc to r tipo 2 sem ia is lado 3F+ N (*) 55 ,468 ,408 162% 89 ,859 ,000 2519 N 2L19 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - U rbana - C onduc to r tipo 1 sem ia is lado 1F+ N (*) 28 ,097 ,385 162% 45 ,518 ,000 2520 N 2L20 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - U rbana - A is lada 100% 3F (C ab le tipo 2 ) 65 ,545 ,470 159% 104 ,217 ,000 2521 N 2L21 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - S ub te rrán ea - U rbana (3 C ab les M onopo la res 500 M C M cu ) 319 ,492 ,316 169% 539 ,942 ,000 2522 N 2L22 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - S ub te rrán ea - U rbana (3 C ab les M onopo la res 350 M C M cu ) 259 ,546 ,949 169% 438 ,634 ,000 2523 N 2L23 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - S ub te rrán ea - U rbana (3 C ab les M onopo la res 4 /0 M C M cu ) 212 ,847 ,047 169% 359 ,712 ,000 2524 N 2L24 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - S ub te rrán ea - U rbana (3 C ab les M onopo la res 1 /0 A W G cu ) 168 ,613 ,782 169% 284 ,957 ,000 2525 N 2L25 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - S ub te rrán ea - U rbana (3 C ab les M onopo la res N o 2 AW G cu ) 155 ,471 ,484 169% 262 ,747 ,000 2526 N 2L26 k m de L ínea : C ircu ito dob le - S ub te rránea - U rbana (6 C a b les M ono po la res 500 M C M cu ) 527 ,693 ,497 169% 891 ,802 ,000 2527 N 2L27 k m de L ínea : C ircu ito dob le - S ub te rránea - U rbana (6 C a b les M ono po la res 350 M C M cu ) 407 ,802 ,762 169% 689 ,187 ,000 2528 N 2L28 k m de L ínea : C ircu ito dob le - S ub te rránea - U rbana (6 C a b les M ono po la res 4 /0 M C M cu ) 314 ,402 ,959 169% 531 ,341 ,000 2529 N 2L29 k m de L ínea : C ircu ito dob le - S ub te rránea - U rbana (6 C a b les M ono po la res 1 /0 A W G cu ) 225 ,936 ,429 169% 381 ,833 ,000 2530 N 2L30 k m de L ínea : C ircu ito dob le - S ub te rránea - U rbana (6 C a b les M ono po la res N o 2 A W G cu ) 199 ,651 ,834 169% 337 ,412 ,000 2531 N 2L31 k m de L ínea : C ircu ito m ono fás ico - S ub te rrá nea - U rbana (1 C ab le M onop o la r 1 /0 A W G cu ) 74 ,526 ,653 169% 125 ,950 ,000 2532 N 2L32 k m de L ínea : C ircu ito m ono fás ico - S ub te rrá nea - U rbana (1 C ab le M onop o la r N o . 2 AW G cu ) 70 ,145 ,887 169% 118 ,547 ,000 2533 N 2L33 k m de L ínea : C ircu ito senc illo - P os te de conc re to - U rbana - A is lada 100% 1F (C ab le tipo 1 ) 30 ,322 ,880 164% 49 ,730 ,000 25

N o tas :C onduc to res m en ores o igua les a l N o . 2 /0 A W G son tipo 1 , m ayo res a l N o . 2 /0 AW G son tipo 2 pa ra conduc to res d ife ren tes a l cob reC onduc to res m en ores o igua les a l N o . 2 A W G so n tipo 1 , m ayo res a l N o . 2 A W G son tip o 2 pa ra conduc to res de cob re(*) C onduc to r sem i-a is lado : s in pan ta lla

100

Anexo 4. Tabla Índice de Precio al Consumidor. IPC

Mes 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Enero 0,80 1,17 0,89 0,82 0,54 0,77

Febrero 1,26 1,11 1,20 1,02 0,66 1,17

Marzo 0,71 1,05 0,98 0,77 0,70 1,21

Abril 0,92 1,15 0,46 0,44 0,45 0,90

Mayo 0,60 0,49 0,38 0,41 0,33 0,30

Junio 0,43 -0,05 0,60 0,40 0,30

Julio 0,02 -0,14 -0,03 0,05 0,41

Agosto 0,09 0,31 0,03 0,00 0,39

Septiembre 0,36 0,22 0,30 0,43 0,29

Octubre 0,56 0,06 -0,01 0,23 -0,14

Noviembre 0,78 0,35 0,28 0,11 0,24

Diciembre 0,27 0,61 0,30 0,07 0,23 En año corrido 6,99 6,49 5,50 4,85 4,48 4,42

estudio para la adecuaciÓn de las subestaciones

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