Introducción al Proyecto Eléctrico

PALABRAS DEL AUTOR Bastante tiempo ha transcurrido desde que se publicara la segunda edición de este libro, muchas cosas han sucedido en el país durante ese tiempo y más de alguna de ellas ha afectado en una u otro forma el desenvolvimiento de la actividad profesional en el área eléctrica en general y en el área de proyectos y ejecución de instalaciones de consumo en particular. Sería de desear que aquellos sucesos hubiese ido en beneficio de la actividad, pero a juicio del autor el balance general arroja un saldo un tanto intranquilizante y en algunos items, desolador. Una sustancial modificación de la legislación que regula el accionar del área eléctrica se produjo entre los años 1981 y 1983 y entre las medidas adoptadas se encuentra aquella que nos otorga a los profesionales un aparente grado de "mayoría de edad" dado que ya no dependemos de la tutela, que parecía tan poco grata, de la ex Superintendencia de Servicios Eléctricos. Somos ahora responsables solo ante nosotros mismos por lo que hacemos, salvo que azar determine, en un juego de computación, que nuestro trabajo sea revisado por la nueva Superintendencia de Energía y Combustible. La implantación de esta modalidad se originó en una extraña confusión de conceptos, en el momento en que alguien planteó que en un país desarrollado como EE.UU., el cual deberíamos tomar como modelo, no existía un organismo equivalente a la ex Superintendencia y de allí, sin más, se extrapoló la conclusión de que el control directo, uno a uno, sobre proyectos e instalaciones era innecesario. No es del caso profundizar acá en la falacia del análisis conceptual indicado, porque si bien es cierto la primera parte de la afirmación es verdadera, en razón a la organización político administrativo de EE.UU. sustancialmente diferente a la nuestra, la conclusión que de este hecho se extrae no puede ser más torpe, porque la función de control que finalmente fue reducida a su más mínima expresión, en el país del norte es ejercida con un acentuado rigor por más de un organismo sea ellos de carácter privado, municipal o estadual. En el caso de las instalaciones interiores p.e. este control lo ejercen, en la casi totalidad de los Estados, Municipalidades, Bomberos y Compañías Aseguradoras, superponiendo en lo más de los casos su accionar, sin que nadie se moleste por ello. Otra importantísima función, que si bien es cierto en el papel es posible seguir desarrollando, al no existir un ente jurídico específico que se encargue de ellos prácticamente ha dejado de cumplirse, es la de Normalización, en el área eléctrica desde luego. Al quitársela a la Superintendencia esta facultad que tenía en la antigua ley, al derogar el DS 1270 de 1971 que la regulaba y al no definirse un encargado específico de este trabajo, puesto que la nueva ley menciona en forma genérica que es el Ministerio de Economía el poseedor de esta facultad, en el hecho la Normalización en este campo ha desaparecido. Es más, al hacerse todos estos movimientos jurídicos, sólo se dio nueva vida legal a la ex norma NSEG 4 En. 7, bautizándola como la Nch 4 Elec 84 y considerando que la nueva ley derogó toda la legislación relacionada con la antigua ley de Servicio Eléctricos, debería entenderse que normas como la NSEG 20 En 78. la NSEG 5 En 71, la NSEG 6 En 71, NSEG 8 En 75, entre otras que regulan materias tan importantes como la construcción de subestaciones interiores, instalaciones i,@e corrientes fuertes, cruces y paralelismo, tensiones normales, han perdido su vigencia

legal y si se siguen respetando es sólo porque son necesarias y los profesionales han tenido el suficiente sentido común como para no abandonar su aplicación. Sin embargo, reiterando lo que en otras oportunidades se ha manifestado, una norma es un ente dinámico que debe estar adecuando su articulado en forma permanente, de modo de no ser sobrepasada por los avances tecnológicos y el sólo respeto de los principios establecidos, por bien intencionado que éste sea, no garantiza soluciones futuras que sean técnicamente aceptables y el vacío que este "descuido" de las autoridades respectivas debe ser corregido a la mayor brevedad, en aras de mantener un desarrollo armónico de esta actividad profesional. No estaba dentro de los planes del autor el lanzar una tercera edicion; "Introduccion" parecía una etapa superada y si de escribir se trataba parecía más conveniente buscar nuevos tópicos. A pesar de esto, por una parte debido a la constante solicitud de los interesados que en todo este tiempo no han dejado de inquirir por el texto y por otro lado el ver desaparecer del campo profesional los importantes hitos referenciales citados más arriba, los que estima insustituibles, lo han llevado a preparar esta tercera edición a la cual se ha agregado nuevo material informativo, como es el caso de la Instalación de Grupos Electrogenos y Análisis Tarifários , por ejemplo y se ha profundizado en el análisis de temas específicos como protecciones, iluminación, mallas de tierra. Le ha parecido también conveniente al autor hacer una breve reseña histórica del desarrollo del área eléctrica en el país, en la cual se podrá apreciar que no es ésta la primera vez que se ha presentado en nuestro medio una situación como la descrita y, algo que puede despertar un tanto el optimismo, errores como los BREVE RESEÑA HISTORICA La noche del 18 de Septiembre 1882, los santiaguinos pudieron observar asombrados un anticipo de lo que el nuevo siglo, que se avecinaba entre promisorio y amenazante, les ofrecería: la fachada del edificio de la Compañía Edison estaba iluminada por 200 de las maravillosas lámparas que apenas tres años antes había perfeccionado el inventor norteamericano. Meses más tarde, el 20 de Febrero de 1883, se instalaban los dos primeros faroles de alumbrado público eléctrico que conoció el país, en los costados de la Plaza de Armas, llamada por este entonces Plaza de la Independencia. El diario El Ferrocarril comentaba el hecho en los siguientes términos: "La Empresa (la Compañia Edison) ha obtenido el permiso de la Ilustre Municipalidad para colocar en la Plaza de Independencia dos faroles de cinco luces, equivalente cada una a treinta y dos velas de composición'. Agregaba más adelante, "Uno de los faroles está ubicado frente al Portal McCIure, en medio de los faroles a gas y el otro frente al Portal Fernández Concha. Hoy día se inició la colocación de los alambres de cobre envueltos en tubos de plomo y dentro de ocho a diez días la luz

de Edison alumbrará nuestra Plaza principal. En el caso que a la Municipalidad le agrade la luz se colocarán otros dos faroles, al lado de la Catedral uno, frente al Correo el otro; entonces se firmará un contrato en que se estipulará que el pago de dicho alumbrado será de cuenta de la Municipalidad". El mismo diario, días más tarde en su edición del 1' de Marzo, comentaba que esa noche se alumbrarían según el sistema de Edison algunas de las tiendas del Portal Fernández Concha, destacando en uno de sus párrafos que: "Son muchos los dueños de negocios que se interesan en instalar el nuevo alumbrado, pero ello no es posible por no contarse con trabajadores competentes para tender los alambrados y además el motor que produce la energía apenas da abasto para dos mil luces". Se trataba de un generador de 10 kW, movido por un motor de vapor alimentado por una caldera calentada con leña, puede apreciarse de esto que las ampolletas empleadas alcanzaban la increíble potencia de 5 kW cada una. De este modo el problema eléctrico había quedado planteado en toda su extensión en nuestro país, sus aspectos más relevantes fueron, como acotaba el comentarista, la insuficiencia del sistema para satisfacer la demanda y la carencia de especialistas que pudieran resolver los problemas originados en las instalaciones. De paso una disgresión, estando a más de cien años de los hechos comentados y ya en las puertas del siglo XXI, pareciera no haberse presentado aún un acontecimiento-manteniendo las adecuadas proporciones - que afecte tanto la vida del hombre común de nuestro país como aquel humilde encendido de unas cuantas lámparas incandescentes; pudiera ser que el uso computador personal, el cual cada día es más poderoso, llegue a ser el equivalente de aquel suceso; sin embargo, no parece aún tan claro que aquel pueda participar en forma tan cotidiana como lo ha hecho la energía eléctrica en la vida cada uno de nosotros. La subsecuente problemática originada en aquellos días de fines del siglo pasado fue creciendo en tal forma y velocidad que no pudo ser en modo alguno prevista por aquellos que la iniciaron. Los impactos económicos, sociales y técnicos que se provocaron fueron de tal modo incisivos que requirieron de una adecuación del modo de pensar nacional y, si bien es cierto según puede apreciarse en un estudio histórico del proceso - la respuesta política administrativa no fue todo ágil y oportuna que hubiera sido deseable, debe anotarse como punto a favor que fue nuestro país el primero en Latinoamérica que contó con un cuerpo legal para regular estas materias. Volviendo al desarrollo de aquel incipiente sistema eléctrico, este fue creciendo en forma desordenada como una serie de instalaciones independientes alimentadas por sus propias fuentes de energía en la medida en que los comerciantes o las grandes fortunas de la época se interesaron en contar con este adelanto; es así que puede anotarse como dato anecdótico que la primera residencia particular que contó con energía y un ascensor eléctrico entre su primer y segundo piso fue el ya entonces famosos Palacio Cousiño. Entretanto la tecnología de uso de la energía eléctrica progresaba aceleradamente, viéndose que ella era una excelente solución al problema del transporte urbano, el cual

empezaba a insinuarse como serio, los tranvías eléctricos empezaron a desplazar con grandes ventajas a los llamados tranvías de sangre, los cuales eran arrastrados por caballos. La presión pública que demandaba contar con estos adelantos obligó a la Municipalidad de Santiago a llamar, el año 1896, a propuesta pública para la instalación de un sistema de alumbrado público y particular y la implementación de un sistema de transportes urbanos servido por energía eléctrica. El 13 de Enero de 1897 el acuerdo Municipal sobre la propuesta favoreció a la firma londinense Parrish Bros., quienes, el 5 de Septiembre del mismo año firmaron contrato con la Municipalidad en el cual se les entregaba la concesión de explotación de la mencionadas instalaciones y se les otorgaban las autorizaciones respectivas para el tendido de vías férreas y líneas eléctricas. Durante el transcurso del mismo año la mencionada empresa inició la construcción de la Central Mapocho, ubicada en la esquina de las actuales calles Mapocho y Almirante Barroso; esta central fue puesta en servicio el 1' de Junio de 1890 con tres unidades generadores Franco-Tossi de 676 kW cada una, con una tensión de 460/550 Volts, en corriente continua. Esta central térmica sufrió sucesivas ampliaciones entre esa fecha y 1924, a fin de satisfacer la demanda siempre creciente y prestó sus servicios hasta fines de la década del 50, siendo desmantelada en 1963. Pese a lo dicho, por diversas razones, la firma Parrish 'no llegó a usufructuar de sus inversiones y transfirió su contrato, por escritura pública del 5 de Enero de 1899, a la Chilean Electric Tranway and Lighting Limited S.A., también con domicilio en Londres y formada por inversionistas ingleses y alemanes. En forma paralela otras ciudades y localidades del país habían mostrado interés en participar de las bondades de este avance técnico y es así que en 1899 se forma la Compañía Eléctrica de San Felipe y casi simultáneamente con la inauguración de la Central Mapocho se inaugura en Valparaíso la Central Aldunate con dos unidades de Corriente Continua; de esta manera se ve al país entrando ' en las postrimerías del siglo pasado, de lleno en la era de la electrificación. Con los inicios del nuevo siglo, aunque el entusiasmo y el empuje desarrollado siguen siendo crecientes, empiezan a manifestarse con claridad los problemas que trae consigo la explotación de un sistema eléctrico: una serie de accidentes en los cuales, si bien es cierto sólo habían muerto caballos, atemorizaban a la ciudadanía por lo fulminante que puede ser el efecto de la electricidad sobre un ser vivo. Por otra parte, las autoridades edilicias y gubernamentales empezaron a ser asediadas constantemente por quienes reclamaban por invasión o destrozos de propiedad privada, provocados por el personal de las Empresas Eléctricas que tendían sus cables de distribución apoyándose sobre fachadas, chimeneas o techos de las mansiones. El 13 de Enero de 1897 el acuerdo Municipal sobre la propuesta favoreció a la firma londinense Parrish Bros., quienes, el 5 de Septiembre del mismo año firmaron contrato con la Municipalidad en el cual se les entregaba la concesión de explotación de la mencionadas instalaciones y se les otorgaban las autorizaciones respectivas para el tendido de vías férreas y líneas eléctricas. Durante el transcurso del mismo año la

mencionada empresa inició la construcción de la Central Mapocho, ubicada en la esquina de las actuales calles Mapocho y Almirante Barroso; esta central fue puesta en servicio el 1' de Junio de 1890 con tres unidades generadores Franco-Tossi de 676 kW cada una, con una tensión de 460/550 Volts, en corriente continua. Frente a estas dificultades hubo quienes tuvieron la osadía de proponer el uso de postes de apoyo para el tendido de esos cables, idea que fue rechazada airadamente por una gran mayoría de la ciudadanía, al considerarla atentatoria contra el desarrollo urbano armónico. No paraban ahí los problemas; la prensa informaba sobre una serie de pleitos que las empresas de distribución interponían en contra de los municipios los cuales, tradicionalmente pobres, no cancelaban oportunamente los consumos de alumbrado público. Además estos mismos municipios tampoco tenían un criterio común en cuanto a la forma de otorgar concesiones y las autorizaciones de tendidos de líneas para la explotación de un servicio eléctrico, de modo que a menudo se producían litigios por el establecimiento de servidumbres en los que se veían involucrados los municipios, las empresas y particulares; eran aquellos los dolores del parto de un gigante que estaba naciendo. Las dificultades alcanzaron un grado tal que amenazaban con detener el desarrollo del proceso, además de provocar un malestar permanente en os habitantes de las ciudades afectadas; esto mueve al Presidente de la República, don Germán Riesco, a presentar, el año 1901, en un mensaje dirigido al Congreso, un proyecto de ley que regularía toda la actividad relacionada con la energía eléctrica. Casi cuatro años es debatido este proyecto entre el Senado y la Cámara de Diputados y pese a lo largo del plazo el debate adquiere por momentos una superficialidad abismante; se sustentan opiniones livianas, se citan como opiniones autorizadas a personas o entidades con marcados intereses en determinados aspectos del problema o, finalmente, se desestima su discusión por considerarlo un tema de importancia muy secundaria. En todas estas ¡das y venidas de la Cámara del Senado el proyecto crece, se encoge, cambia totalmente de orientación o vuelve a su idea matriz, es que en su concepción hay un toque de osadía poco común, inmerso como estaba el país en régimen parlamentario a ultranza, el proyecto original centralizaba exclusivamente en la persona del Presidente de la República el manejo de la totalidad del problema eléctrico y eso era mucho más de lo que muchos parlamentarios y parlamentaristas eran capaces de soportar. Se llega a fines de Diciembre de 1903 , la prensa informa al público que Santiago volverá a ser una ciudad oscura. Agotadas las conversaciones y no habiendo prosperado los intentos legales de arreglo, la Municipalidad comunica la imposibilidad de cancelar su deuda de trescientos mil pesos de 18 peniques, contraída con la Chilean Electric y ésta, desde sus oficinas en Londres, envía un cable notificando que a contar de las cero horas del primero de Enero siguiente no encendería el alumbrado público hasta que no le se cancelara la totalidad de la deuda en cuestión. Esta situación provoca airadas reacciones en todos los sectores ciudadanos, se escuchan diversas voces emitiendo todo tipo de opiniones. En los últimos días del año, en sesión extraordinaria, el Congreso autoriza a entregarle

al Municipio la cantidad necesaria, tomándola de fondos generales de la nación y permitiéndole salir así de su incómoda situación. Entre las discusiones sobre este tema se recuerda la urgencia de despachar el proyecto de Ley sobre Servicios Eléctricos, pero como esta es materia de la legislatura ordinaria se deberá esperar la apertura del ciclo legislativo para tratarlo, lo que sucederá bien avanzado el año que se inicia. En sus últimas etapas, no habiendo acuerdo en la redacción definitiva del proyecto entre ambas Cámaras, este se envía a comisionesy le corresponde al entonces Senador y más tarde Presidente, Don Pedro Montt, entregar al Congreso el texto que finalmente fue aprobado como ley, bajo el numero 1665, el 4 de Agosto de 1904; este texto, que difería muy poco del mensaje original, en una transcripción fiel y con la ortografía de la época decía. LEI Num 1665. - Por cuanto el Congreso Nacional ha dado su aprobación al siguiente: Proyecto de LEI: Artículo Iro. - La concesión de permisos para la instalación de empresas eléctricas destinadas al servicio público, i la autorización para ocupar bienes nacionales o fiscales con líneas eléctricas de cualquier especie corresponderá al Presidente de la República. A la misma autoridad corresponderá la vijílancía de las empresas i líneas eléctricas en lo que respecta a las condiciones de seguridad que deban ofrecer su instalación í funcionamiento. Articulo 2do.~ Los permisos para instalaciones eléctricas podrán otorgarse por un plazo de veinte años 1 para instalaciones eléctricas aéreas no podrán exceder de diez años. Articulo 3ro.- En las ciudades de Santiago y Valparaiso i en las demás ciudades en que hubiere tranvías eléctricos, líneas eléctricas de teléfonos, de alumbrado -i demás que tengan por objeto la distribución de fuerza o energía eléctrica, se canalizarán subterráneamente dentro del recinto que fije el Presidente de la República. La canalización de las líneas aéreas existentes se efectuará dentro del término de cuatro años. Se exceptúan de esta disposición las líneas destinadas exclusivamente al servicio de tranvías. Artículo 4to.- Dentro del plazo de seis meses contados desde la fecha de promulgación de esta le¡, las empresas de tranvías eléctricas colocarán en todos los carros que empleen para el tráfico, trompas o rejas salvavidas, conforme a las indicaciones que al respecto se prescriban en los reglamentos a que se refiere el Articulo siguiente. Artículo 5to El Presidente de la República dictará reglamentos en que se determinen las condiciones a que deban sujetarse la instalación i funcionamiento de los Servicios Eléctricos a que la presente le¡ se refiere.

Ipor cuanto, oído el Consejo de Estado, he tenido a bien aprobarlo i sancionarlo, por tanto promúlguese i llevase a efecto como le¡ de la República. Santiago 4 de Agosto de 1904 - JERMAN RIESCO - M.E. Ballesteros. A través del texto de esta ley y del texto de su Reglamento, dictado el 14 de Diciembre del mismo año, se transparenta la preocupación primordial del legislador por un aspecto del problema que en el transcurso del tiempo ha ido mostrando su fundamental importancia, la seguridad de las personas. El citado Reglamento fue la consecuencia lógica de la necesidad de definir en detalle las atribuciones que se le entregaban al Presidente de la República, así como la de crear un organismo asesor del mandatario que le informara y orientara en los diversos aspectos que afectaran sus decisiones. A lo largo de sus seis primeros títulos regulaba materias técnicas que decían relación con estaciones generadores, tendido de líneas, aspectos de seguridad en los sistemas de tranvías, líneas telegráficas, telefónicas e instalaciones interiores; en su título séptimo se daba vida al primer organismo contralor técnico que conocío el país, la Inspección Técnica de Empresas e Instalaciones Eléctricas, antepasado de la actual Superintendencia de Energía y Combustibles - SEC. La vida de este organismo, de innegable influencia en el desarrollo del sector eléctrico, ha sido controvertida y accidentada; desde su nacimiento hasta el recién pasado 85 cumpleaños ha sufrido doce importantes cambios en su orientación, a los que habría que sumar un sinnúmero de modificaciones menores en su accionar. Movida por los avatares de la política contingente, la presión de los intereses, la simple adecuación a una distinta etapa desarrollo o la adaptación a los adelantos de la técnica y tecnología, su vida institucional ha conocido de alzas y bajas. pesar de ello su presencia en más de una oportunidad ha aportado innegable factor de equilibrio y orden en el crecimiento de actividad eléctrica, no abandonando jamás aquella idea matriz

de la A un la de

preocuparse por la seguridad. A no dudarlo la Superintendencia, con todas sus deficiencias propias y las que en más de una oportunidad se le han querido achacar, ha cumplido un rol de primera importancia en la evolución del crecimiento eléctrico nacional. Uno de los puntos más notables de la vida de este servicio se produce el año 1931 en que se dicta la que se conoce como primera ley de Servicio Eléctricos, mediante el DFL Nro 244, pese a que para llegar a ella la ley original, la 1.665, ha sufrido dos modificaciones en 1924, ha sido derogada en 1925 y reemplazada por el DL 252, dictado por una junta militar de la época, el cual a su vez es modificado en 1927 mediante el DFL 700, significando cada una de estas modificaciones la reestructuración del organismo, cambio de nombre, variaciones jerárquicas o cambio de dependencia, puesto que desde el Ministerio de Interior que la cobijó en su nacimiento, se paseo por diversas reparticiones del Ministerio de Obras Públicas,

siendo en su momento más bajo dependiente de la Oficina de Ferrocarriles Particulares, hoy desaparecida, para volver en 1931 al Ministerio del Interior en donde se mantiene, primero con el nombre de Dirección de Servicios Eléctricos y de Gas, hasta 1969 y luego con el de Superintendencia de Servicios Eléctricos de Gas y de Telecomunicaciones hasta 1982, no sin antes perder la tuición sobre el área de Telecomunicaciones la cual es ascendida a la categoría de Subsecretaría del Ministerio de Transportes y Telecomunicaciones, el año 1977, mediante el DL 1762 de ese año. El año 1982 pasa la Superintendencia a un extraño estado de hibernación jurídica, puesto que el DFL 1 de ese año traspasa todas sus atribuciones al Ministerio de Economía sin que este texto legal se mencione su existencia; en el hecho el organismo mantiene su existencia física, existen sus funcionarios, existen sus edificios pero no existen atribuciones ni destino para ellos. Esta extraña situación jurídica se mantiene hasta 1985 en que la ley 18.410 viene a terminar con esta indefinición; los porfiados hechos se imponen, pese a los muchos argumentos que se han dado en contrario, resucita esta vez como la Superintendencia de Energía y Combustibles, flamante dependencia del ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción. Pese a esto ha perdido en el camino parte importante de sus atribuciones, no tiene ya ingerencia alguna en la fijación de tarifas y ha perdido la facultad de dictar normas, por ejemplo, significando esto último que el impulso a la normalización en el área eléctrica que partió en 1969 y tuvo su máximo desarrollo entre los años 1971 y 1979 esté a la fecha virtualmente paralizado. Mientras desde el punto de vista político administrativo se trataba de perfeccionar el control del proceso de electrificación, concordante con lo azaroso de esa búsqueda, éste avanzaba dificultosa y desordenadamente, impulsado por iniciativas privadas no siempre coherentes en sus objetivos, lo que originaba la aparición, desaparición, absorción o traspaso de diversas empresas eléctricas. Es así como la ya mencionada Chilean Electric se le suman la Compañía General de Electricidad Industrial, CGEI, en 1905 y la Compañía Nacional de Fuerza eléctrica, CONAFE, en 1919 En 1921, con los aportes de la Chilean Electric y la CONAFE se funda la Compañía Chilena de Electricidad y entre los años 1929 y 1931 entra en el ambiente la American Foreing Power Co., quién toma el control de una serie de Empresas de distribución en las provincias de Santiago, Valparaíso y Aconcagua y las agrupa bajo el nombre de la ya existente Compañía Chilena de Electricidad, para finalmente, con la razón social de South American Foreign Power Co., logra obtener del gobierno de la época la firma de un contrato - ley que otorgaba a esta Empresa una concesión por 90 años. Este contrato fue el resultado del conocido como convenio Ross~Calder y que significaba para la South American un régimen de excepción por cuanto quedaba fuera del campo de aplicación de la ley de Servicios Eléctricos. Todos estos ajuste, aún significando avances de importancia tenían al país aún lejos de alcanzar la plena satisfacción de sus necesidades energéticas; es así que a fines de 1930 se tenía una potencia instalada en todo el territorio nacional de 302 MW, de los cuales el 53% correspondía a servicios privados, básicamente constituido por la gran minería del cobre y del salitre, cuya explotación estaba por esos entonces en manos de empresas extranjeras. El Servicio público estaba preponderantemente en manos de la Compañía Chilena de Electricidad.

A fines de 1940 el panorama en lugar de mejorar se podía considerar peor porque , a pesar de haber aumentado la potencia instalada a 487 MW, más del 60% correspondía a servicio privado, lo cual se traducía en continuos racionamientos en el servicio público. Sin embargo, la situación empezó a cambiar sustancialmente con la creación de CORFO, en 1939. La formulación del plan nacional de Electrificación, desarrollado sobre la base de un estudio presentado al gobierno por el Instituto de Ingenieros de Chile y la creación en 1942 del Departamento de Energía y Combustibles de CORFO, el cual dio origen en 1944 a ENDESA operaron este cambio. Es así que a fines de 1950 la potencia instalada había alcanzado a 774 MW de los cuales 390 pertenecían ahora al servicio público, vale decir se había logrado superar la barrera del 50% para este sector. Otro antecedente importante de destacar es que hasta la formulación del Plan de Electrificación la potencia generada era básicamente térmica y a fines de 1950 era fundamentalmente hidráulica, tendencia que se ha mantenido hasta la fecha. No obstante lo anotado, hasta los años considerados las tasas de crecimiento eran aún insuficientes para satisfacer las necesidades del país, por cuanto asentar una infraestructura eléctrica requiere de muy fuertes inversiones y los desequilibraos económicos producidos por la crisis mundial de 1930, seguidas por las fuertes presiones inflacionarias provocadas por la segunda guerra mundial no permitieron efectuarías. Por otra parte si bien el Estado había asumido un papel protagónico en esta actividad, no podía quedar huérfano del apoyo financiero privado y éste se encontraba desalentado por la baja rentabilidad que la ley vigente a la fecha fijaba al capital, la cual resultaba insuficiente para compensar la pérdida de valor del dinero provocada por la inflación. En las circunstancias anotadas las tasas crecimiento, que en los decenios anteriores se habían empinado hasta el 6% y eran aún insuficientes, estaban alcanzando en le decenio de los 50 apenas al 3,9%. Fueron estas condiciones las que llevaron en esa oportunidad a la modificación de la ley de Servicios Eléctricos, en 1959 y a la modificación del convenio Ross-Calder el mismo año. A través de estas modificaciones se buscó incentivar la inversión privada en el sector para permitir el autofinanciamiento de las Empresas y de sus planes de expansión; además la firma del nuevo convenio entre el Estado y la South American puso término al trato discriminatorio del capital foráneo en perjuicio de los inversionistas nacionales y dio origen a CHILECTRA, la cual quedaba sometida a la aplicación de ley de Servicios Eléctricos. Todas estas medidas se tradujeron en un sustancial aumento de la potencia instalada y de las tasas de crecimiento, las que alcanzaron en la década 1960 - 1970 a 6, 5% en promedio general y un 7,2% en el sector servicio público. La potencia instalada alcanzó en tanto los 2.143 MW. El crecimiento sostenido desde entonces ha llevado al país a contar, a fines de 1988 con una potencia instalada de 4.050 MW con una producción de energía 16.880 GWh (millones de kWh), las tasas de crecimiento acumulativo de la última década ha sido del orden de 3,5% y la proporción de la potencia instalada destinada al servicio público alcanza a cifras del orden del 75%. No se considera en estas cifras, por no disponer de estadística confiables al respecto, el aporte del servicio privado en la generación durante horas de punta. En efecto, como resultado de la aplicación de las políticas tarifarias de acuerdo a la nueva ley de Servicios Eléctricos, a una parte importante de los consumidores industriales le ha resultado económicamente conveniente generar su propia energía en el período de 1 de Mayo al 30 de Septiembre de cada año entre la 18 y 23 horas de cada día, período

durante el cual la energía vendida por las empresas de servicio público es de un precio considerablemente superior a la del resto del año. Según apreciaciones generales se estima que la potencia instalada en esta forma puede alcanzar a cifras del orden de 100 MW, repartidos en algunos centenares de instalaciones de potencia unitaria variable. No es claro la conveniencia para el país el resultado de la aplicación de este criterio pues, si bien es cierto es lógica la idea del cobro diferenciado en horas de punta, por una serie de razones largas de analizar pero muy justificadas, no parece tan lógica la solución a la que se ha llegado en la que casi se ha obligado a los industriales a instalar grupos electr6genos, que son equipos de importación 100%, que consumen petróleo, una proporción muy importante del cual se sabe que proviene de importación, que además consumen repuestos también 100% importados, todo lo cual significa un importante consumo de divisas a lo que además debe sumarse el hecho que al estar esta gran potencia fraccionada en una multiplicidad de pequeñas instalaciones operadas con una gran diversidad de modalidades y criterios la eficiencia media alcanzada debe ser necesariamente muy baja. Y contra todo esto no es posible argüir que es problema privado, esta carga financiera finalmente, de una u otra forma la absorbe el país. Tal vez sería conveniente, aceptando que el criterio general de la estructura tarifaria es sano, revisar los valores de cobrados por la energía de modo de evitar la distorsión que se está señalando. En el contexto descrito, con la construcción de algunas centrales térmicas sobre la base de turbinas a gas para prevenir los problemas originados en condiciones de sequía como las que periódicamente se presentan en nuestro país, con la entrada en servicio de las centrales en construcción tales como Canutillar, Alfalfal, Pehuenche y con el desarrollo de los proyectos actualmente definidos ENDESA, como lo son la Central Pangue de 400 MW hidráulica, y Huasco con 200 MW térmica a carbón, el futuro energético del país puede esperarse con tranquilidad. Vale la pena también dar un rápido vistazo al segundo rubro que en los primeros párrafos de esta reseña se destacó como parte importante del problema eléctrico, la existencia de especialista que diseñan, construyan y operan los sistemas eléctricos. En este aspecto debe hacerse una neta diferenciación en las áreas que podrían denominarse como macrosistemas y microsistemas, pretendiendo englobar en los primeros a los sistemas de generación, transmisión y distribución de grandes potencias y en los segundos a las instalaciones de consumo de energía, las llamadas por la legislación vigente "instalaciones interiores". El desarrollo de la ingeniería de Macrosistemas ha sido en el país de una línea evolutiva ascendente, las casas de estudios superiores han ganado en este campo, como en otros, un prestigio reconocido a nivel continental y los profesionales del áreas, colocados sobre esta base y enfrentados a una geografía extremadamente difícil han ganado una experiencia que los ubica en una primera línea. Es distinto el aspecto que ofrece el área de los microsistemas, históricamente el área de ejecución de instalaciones fue socialmente mal mirada en el país, como lo fue en sus inicios la Ingeniería, que no era vista como una profesión socialmente apreciable, se puede estimar que esto hizo que los profesionales, que fueron creándose con su desempeño un lugar notable en la sociedad, se resistieran a entrar en este campo de una

importancia aparente tan secundaria y por ende menospreciado. En los inicios de la actividad a quienes le cupo enfrentar la responsabilidad de construir y operar aquella primeras instalaciones fue a maestros con escasa o ninguna formación técnica y que se fueron forjando en la dura escuela del "echando a perder se aprende", guiados, no siempre en la mejor forma, por los gringos que venían con los equipos que se importaban. Una escuela en la época se empezó a preocupar del vacío de enseñanza que se apreciaba en esta área, la vieja y desaparecida Escuela de Artes y oficios que a fines del siglo pasado, según consta en los Diarios Oficiales del momento, producía maestros especializados a razón de unos tres o cuatro al año. En 1915 esta misma escuela percibió la necesidad de avanzar un grado más en la enseñanza técnica y prohijó a la Escuela de Técnicos Industriales con un nivel académico comparable al de cualquier escuela de Ingeniería en el mundo. En sus Talleres y Laboratorios se formaron por ejemplo los primeros Despachadores de Carga cuando, en un golpe de audacia, sus profesores y alumnos de los últimos cursos, por allá por fines de la década del 30, a escondidas, pues era muy posible que nadie se hubiera atrevido a autorizarlos si avisaban de su intento, pusieron en paralelo por primera vez la central propia de la Escuela formada por tres alternadores de 100 kW y la red de Compañía Chilena de Electricidad. El año 1976, sin pena ni gloria, la vieja Escuela fue asesinada por un burócrata cualquiera al cual, con toda seguridad, ni siquiera le tembló la mano al firmar al Decreto de extinción, poniendo fin a una institución tradicional más que centenaria. Hasta donde llega la información del autor, este es el único país del mundo que ha sido capaz de cometer un crimen de lesa educación semejante; el hacer desaparecer como si fuese un material desechable una Escuela cuyos egresados se han paseado por el mundo y son aun reconocidos a nivel latinoamericano, es algo que difícilmente puede caber aún en la mente más afiebrada; si sólo con un poco de imaginación y empeño esa escuela pudo haber llegado a ser el Instituto Tecnológico Nacional (¿Será aún tiempo de recuperarla?). Volviendo al quehacer profesional, la entonces Dirección General de Servicios Eléctricos, en una de sus tantas etapas, se vio forzada a crear una categoría especial de profesional, el Instalador Electricista Autorizado y por la potestad de la ley era ella quien calificaba su capacidad profesional entregándole un permiso obtenido a través de un examen. La incorporación de profesionales con formación académica a este registro fue tardía y hasta donde se ha podido seguir la pista, el primer ingeniero inscrito en estos registros fue James Carr, un norteamericano, fundador además de una de las primeras, si no la primera, fábrica de transformadores del país, todo esto en la década de los cuarenta. La dictaci6n del DFL 2 en 1959, el cual diera un fortísimo impulso a la construcción de viviendas, vino a despertar el interés de algunos profesionales universitarios por adquirir la calidad de Instaladores, pero, lamentablemente es decirlo, el interés mostrado obedeció más bien a razones comerciales que a una inquietud puramente profesional. La incorporación de nuevos profesionales a este registro siguió siendo lenta hasta el año 1975, fecha en que se empezó a producir un interés desbordante por la actividad,

motivado esta vez por la crisis económica de esos años, la que obligó a los profesionales a buscar en esta actividad una fuente alternativa para entonar sus restringidos presupuestos personales. Este fenómeno se acentuó durante la crisis de 1981 y siguientes, de modo que el actual registro es preponderantemente integrado por profesionales, sumado a esto el hecho de que la actual legislación faculta a los profesionales del área para ejercer esta profesión sólo estando en posesión del título universitario. Pese a que esta situación debiera haber producido resultados beneficiosos, no puede apreciarse con claridad que haya sido as¡ dado que, en una forma simplista de analizar el problema de formación profesional, se ha pensado hasta la fecha que basta la formación académica general para obtener como resultado un buen instalador, negándose a reconocer el hecho de que la tecnología involucrada que este accionar ha alcanzando ya una complejidad tal que la profesión de instalador implica necesariamente una formación altamente especializada, que por el momento no la entregan las Universidades o Institutos Profesionales. Lo dicho, sin embargo, no debe entenderse como una descalificación a los instaladores, habiendo trabajado por años en estrecho contacto, el autor siente por ellos un gran respecto y aprecia la capacidad y responsabilidad mostrada en la generalidad de los casos. El pensamiento es que en las actuales condiciones se debe desperdiciar una parte importante del potencial profesional por la falta de orientación en cuanto a las posibilidades de perfeccionamiento, la falta de una adecuada información especializada, carencia que explica en gran parte el éxito de este texto de alcances tan modestos. Si se ha de tomar como modelo a países desarrollados tal vez sea una de la mejores posibilidades de imitar. Se ha de buscar, como en aquellos países la fórmula para perfeccionar a los profesionales del área tecnológica, como lo son en el caso planteado los instaladores, las Universidades deberían despojarse un tanto de su actual aire de aparente superioridad y aceptar una verdad tan simple como que el trabajar en el proyecto y ejecución de instalaciones de consumo es también hacer Ingeniería. La finalidad de un instituto superior no debe ser exclusivamente la de formar investigadores, magisters o doctores ~ si bien a nadie se le ocurriría oponerse a ello debe existir también un espacio vital en puedan desarrollar y perfeccionar sus aptitudes quienes han seguido el camino de la aplicación tecnológica de sus conocimientos. Una Línea de acción posible sería tal vez la de organizar, al amparo de las Universidades, Seminarios, Convenciones, Foros, Panales de Trabajo que le permitan a los profesionales estar al día en cuanto a los adelantos en tecnología de materiales y de métodos. Este quehacer se estima que además se traduciría necesariamente en un proceso de normalización masivo y macizo, proceso que deberá responder a la realidad tecnológica nacional tan nuestra, que hace en mucho casos imposible la sim le traducción de normas p internacionales, como lo han propuesto en más de alguna oportunidad algunos Académicos tan profundamente desvinculados del quehacer profesional diario. A modo de concluir esta reseña seria importante empezar a pensar, con bastante retraso tal vez, pero de una vez por todas, como va a afectar a nuestro subdesarrollado país el cambio de sistema de Unidades en EE.UU.. Este cambio, programado en 1970

para producirse en 1980, fue en aquel año postergado con grandes explicaciones a la comunidad tecnológica internacional hasta 1985 oportunidades que sin mayores explicaciones se lo postergó por plazo indefinido. Según la última información disponible 1990 es la fecha definitiva para el cambio. La pregunta es hasta donde este cambio va a afectarnos. Por de pronto una parte importante de la maquinaria industrial instalada en los últimos años es de segunda mano y de procedencia norteamericana. La razón de esto es que maquinaria de niveles y calidad de producción no conocidas en el país, está en su país de origen totalmente depreciada y está fabricada según el sistema de unidades inglés, en tanto la maquinaria que la está reemplazando está ya construida en el Sistema Internacional de Unidades, nuestro viejo y conocido Sistema Métrico totalmente remozado corregido y aumentado. Se está adquiriendo entonces chatarra de lujo, para la cual en un futuro no existirán repuestos, nuestro país que adoptó el sistema métrico como oficial para la República por ley al año 1849, se verá obligado a seguir defendiendo la aplicación del sistema inglés porque una parte muy importante de un parque industrial está formado por maquinarias construida según ese sistema. Es interesante preguntar que se está haciendo al respecto, pregunta que por lo demás se ha formulado en repetidas oportunidades en el pasado. Se ha argumentado en aquellas oportunidades pretéritas que por ser un país subdesarrollado estamos condenados a aceptar esta situación con una posición fatalista y, por lo demás, en este problema no estamos solos, por el contrario nuestro compañeros de sufrimiento son numerosos. Vale la pena recordar en esta ocasión la opinión popular generalizada sobre los males de muchos. EL EMPALME

1.0. ASPECTOS GENERALES

El Empalme está constituido por un conjunto de materiales y equipos eléctricos cuya finalidad es servir de interconexión entre la red de servicio público y una instalación interior; proporciona además un punto de medición de la energía eléctrica que dicha instalación consume, registrándose también en algunos casos contemplados en la estructura tarifaria fijada por ley, la potencia que se demanda de la red. Ver Apéndice I "Análisis de tarifas". Básicamente un Empalme está formado por los siguientes componentes: -

Acometida, son los conductores y sus accesorios de canalización que van entre la red de distribución y el punto de soporte de la caja de empalme, el cual puede ser un poste adosado a un muro de la edificación de la propiedad considerada. Atendiendo a las condiciones impuestas por la red pública o por el terreno mismo, esta acometida puede ser aérea o subterránea.

-

Bajada, son los conductores y sus accesorios de canalización que van entre el punto de anclaje de la acometida y la caja de empalme; sirven para unir a aquella con los equipos de protección y medida.Se entiende aplicado este concepto solo a los empalmes con acometida aérea, por cuanto en tales casos hay un cambio de tipo de conductores y canalización entre la acometida y la bajada; no sucede lo mismo en los empalmes de acometida subterránea en los cuales la canalización entre la red pública y la caja de empalme es única y continua. -

Caja de Empalme, es una caja o gabinete metálico que contiene él o los equipos de medida, la protección del empalme y eventualmente una regleta especial de conexiones que permite, entre otras cosas, intercalar medidores patrón con el fin de contrastar el equipo de medida y eventualmente calibrarlo. 1.1. CIJKSIFICACION DE LOS EMPALMES

Los Empalmes se agruparán según los siguientes criterios de clasificación como sigue: Según fases empleadas - Monofásicos simples -

Monofásicos pareados - Monofásicos colectivos Trifásicos

Según su forma constructiva - Aéreos - Subterráneos Según la tensión de conexión - En alta tensión - En baja tensión Según forma de medición - Con medición directa - Con medición a través de transformadores de medida (de corriente y/o voltaje) - Con medición sólo de energía activa (kWh) - Con medición de energía activa (kWh) y energía reactiva (kAR) Según la tarifa aplicada (Ver Apéndice I) - Sólo con medición de energía activa - Con medición de energía y demanda contratada. - Con medición de energía y medición única de demanda.

- Con medición de energía y medición diferenciada para la demanda en horas de punta y la demanda fuera de horas de punta. En los dos últimos casos se mide también la energía reactiva como parte de aplicación de la tarifa respectiva y en el antepenúltimo caso, esta medición se hace de acuerdo a la capacidad del Empalme, ver Tabla N' 1.3. 1.2. CAPACIDAD Y DESIGNACION DE LOS E14PALMES Entre los años 1970 y 1987 estuvo trabajando una Comisión de la Asociación de Empresas de Servicio Público con la participación de la entonces Superintendencia de Servicios Eléctricos y Gas, actual de Energía y Combustibles, SEC. El objetivo de esta Comisión era elaborar una normalización a nivel nacional, completa en cuanto a la ejecución, capacidades materiales, etc, de empalmes; este trabajo condujo a la dictación de las normas NSEG 12 En. 79 y NSEG 14 En. 76. Lamentablemente, por la defección de una de las Empresas integrantes, cuyos representantes no supieron ver los alcances y ventajas para el país y contar con un cuerpo normativo sólido y coherente como era el planteado, el trabajo de esta Comisión se paralizó y gran parte de sus frutos se han perdido. En tales condiciones se citará la nomenclatura y capacidades de los Empalmes de CHILECTRA que es la más completa a nivel nacional y en cierta medida está enmarcada dentro de la orientación definida por aquella Comisión. En la tabla N' 1.1 se dan las capacidades y designaciones de los Empalmes entregados por CHILECTRA, en Baja Tensión; en la nomenclatura indicada los distintos índices tienen los siguientes significados: A - Empalme aéreo S - Empalme Subterráneo R - Empalme con medición de energía activa y reactiva. La ausencia de este índice señala que sólo se mide energía activa. Cifra n@rica - Es sólo una cifra de identificación cuyo monto corresponde al valor de la capacidad máxima del empalme expresada en KVA, redondeada a un múltiplo de tres o a la decena más próxima. Ejemplo: La designación AR-100, corresponde a un empalme aéreo, con medición de energía activa y reactiva con una capacidad del orden de 100 kVA (el valor real de la capacidad máxima es de 94, 5 kVA). En la Fig. 1.1 y siguientes se muestran las disposiciones de montaje de los diversos empalmes en Baja Tensión.

En cuanto a los Empalmes en alta tensión no existe una clasificación explícita de las distintas alternativas constructivas de ellos. Básicamente un empalme en alta tensión podrá tener medición en baja tensión, instalando el equipo de medida aguas abajo del transformador de potencia o medición en alta tensión utilizando transformadores de medición. En cuanto a fijar una capacidad límite para construir un empalme en alta o baja tensión no existe un criterio rígido sino que se siguen las líneas generales que se indican: -

Por razones obvias la existencia de un empalme en AT será obligada cuando en una zona sólo existe red de distribución de AT y la implementación de un empalme en BT sea económicamente inconveniente.

-

En el caso de existir redes de BT se prefiere limitar la potencia entregada en baja tensión a valores no superiores a 100 kVA en zonas de redes aéreas.

-

En zonas de distribución subterránea la capacidad para los empalmes de BT puede ser mayor, sobre todo en la zona del centro de Santiago conocida como Network en donde en condiciones excepcionales se dan potencias superiores a los 340 kVA tabulados como capacidad normal.

1.3. 1.3.1

DISPOSICIONES NORMLTIVAS SOBRE EMPALMES Empalma en B.T.

Respecto a la ubicación de las cajas de empalme, las cuales contienen el equipo de medida y sus protecciones, la norma N Ch Elec 4/84 establece que en el caso de BT éstas podrán montarse sobre una fachada de la edificación, si dicha fachada queda ubicada dentro de un semicírculo de 15 m de radio cuyo centro se encuentre en la puerta de acceso de la propiedad; en caso contrario deberán montarse sobre un muro o poste ubicados próximos a la línea de cierre de la propiedad, dentro del límite señalado. En la fig. 1.0 se ilustra gráficamente el alcance de esta disposición.

1.3.2.

Empalmes múltiples

Para los edificios de altura se establecen en la norma tres modalidades de ejecución de empalmes, a saber: concentrados,

verticales y mixtos. Este mismo criterio puede aplicarse a colectivos horizontales extensos en que produzcan condiciones similares de un edificio de altura. En los empalmes concentrados, todas las cajas de empalme de las distintas dependencias y servicios del edificio estarán ubicadas en un recinto único destinado a este fin. La norma acepta este tipo de ejecución sólo para edificios de hasta 5 pisos con cuatro departamentos u oficinas independientes por piso, si a éstos sumamos la existencia de un empalme monofásico para alumbrado general y uno trifásico para fuerza (ascensores y bombas de agua, si existen) ello nos daría un máximo de 22 empalmes concentrados en este punto único. Esta disposición, que corresponde a la situación planteada por una forma constructiva típica, puede ser obviada cuando por razones de diseño arquitectónico se produce una gran concentración de oficinas o locales comerciales por piso; en tal caso la Norma acepta que el número de empalmes que puedan concentrarse sobrepasen a la cantidad fijada anteriormente sin fijar un límite. Esta condición se presenta por ejemplo en galerías comerciales, en las que existe una gran cantidad de locales de superficie generalmente pequeña. La Empresa Eléctrica alimenta estos empalmes a través de un

arranque de la red que llega a una caja de fusibles y de allí pasa a una caja de distribución desde donde se deriva a cada empalme; en las Figs. 1.2 a 1.3 se muestra una disposición típica de empalme concentrado. Por otra parte la Norma CHILECTRA EN-1101 establece respecto de los empalmes para edificios colectivos de altura que, en este tipo de edificios, cuando exista red o arranque de distribución en ambos extremos de ellos, se aceptará que los empalmes queden concentrados en estos puntos, pudiendo existir un único nicho de empalmes en cada extremo, con una disposición similar a la mostrada en la Fi.g. 1.2.1. Cuando se exceden las limitaciones impuestas a la concentración de empalmes, éstos se pueden ejecutar en su modalidad vertical, en cuyo caso se colocarán las cajas de empalme piso por piso, o bien, en la modalidad mixta en la cual se pueden concentrar empalmes de grupos de pisos sin que se sobrepasen las condiciones impuestas en cada punto de concentración. En la fig. 1.2.2 y 1.3 se muestran gráficamente ejemplos de estas modalidades de ejecución. La norma termina exigiendo la presentación de un detalle de montaje de los empalmes dentro del proyecto general de la instalación; la forma de desarrollar este detalle se muestra en la fig. 1.2.3 y con el fin de facilitar el análisis de caso particular se incluye la fig 1.4 con las condiciones que impone CHILECTRA para la ejecución de este tipo de empalme, así como también en la fig. 1.2.5 se muestran las dimensiones de las cajas de derivación y de fusibles.

1.3.3 Empalmes en AT Los empalmes en AT pueden presentar las siguientes alternativas: empalmes a la intemperie, los que adoptan generalmente la forma constructiva de un empalme aéreo como el mostrado en las figs 1.12 y 1.12.2 o bien, un caso mucho menos frecuente, un módulo de medición en subestaciones modulares, y los empalmes dentro de construcciones los que tienen, de acuerdo a las exigencias de CHILECTRA, la forma de montaje que se muestran en las figs. 1.12, 1.13 y 1.14. Estas figuras citadas son bastante elocuentes en cuanto a la disposición de montaje de estos empalmes, razón por la cual no se harán mayores comentarios sobre el tema.

1.4. ALGUNAS CONSIDERACIONES BASICAS DE SEGURIDAD Al respecto a ciertas consideraciones mínimas de seguridad hará que el funcionamiento de los empalmes está libre de todo problema y sea eficiente. En primer lugar, en el caso de los empalmes múltiples y en empalmes en AT, el recinto o nicho en que estos estén ubicados deberá tener esa única y exclusiva finalidad; por lo tanto, no se deberá usar estos lugares como bodega de materiales o desperdicios, ni como sitio de estadía de personal, costumbres que lamentablemente en nuestro medio son muy usuales. Estos nichos no deben tampoco compartir su espacio con empalmes de agua potable o gas y en caso de estar en recintos cerrados los empalmes de otros servicios deben estar en recintos separados. Es permisible, sin embargo, que en un nicho o recinto eléctrico existan empalmes telefónicos, siempre que el sistema eléctrico no produzca interferencias en las comunicaciones y siempre que ambos servicios dispongan de los adecuados espacios de operación, de modo que los trabajos que sean necesario efectuar en un sistema no comprometan la seguridad e integridad del otro. 1.5 COMENTARIO FINAL Pese a que por tratarse de una reimpresi6n y no de una nueva edición, no se han incluido nuevas materias respecto del texto publicado en 1990, los fuertes cambios de criterio producidos en cuanto a la normalización sobre concentración de empalmes han obligado a intercalar este comentario, a propósito de las actuales condiciones establecidas por las Empresas Eléctricas, en particular por CHILECTRA, sobre esta materia Es así que, a despecho de cualquier opinión en contrario fundamentada o no, CHILECTRA, sobrepasando a juicio del autor el marco legal vigente, ha desechado en la práctica la aplicación del concepto de empalmes distribuídos, inclinándose por la forma constructiva de empalmes concentrados para los edificios de altura y similares. En esto ha contado con el acuerdo tácito de las empresas constructoras, para quienes parece lesivo a sus intereses el proveer de espacio para la construcción de empalmes piso a piso o por zonas de un edificio, pareciéndoles mas funcional a sus necesidades el entregar un único espacio de concentración, de las dimensiones lo mas reducidas y en la ubicación menos notoria posibles. Todo esto trae como consecuencia la aparición de un microsistema de distribución entre los empalmes y las instalaciones individuales, el que sería parte de la instalación interior de acuerdo a la legislación vigente, pero que por ocupar espacios comunes del edifico se transforma de hecho en tierra de nadie; a esto se suma la aceptación más o menos formal por parte de SEC del uso de escalerillas portaconductores para la canalización de los alimentadores integrantes de este microsistema. En esta última situación, aceptada de hecho por la sola potestad funcionaria, puesto que no puede considerarse que sea una norma establecida atendiendo a que no se cumplió con las correspondientes tapas de estudio, la más importante de las cuales es la consulta pública, el autor ve los siguientes inconvenientes:

Por razones de defender a ultranza sus intereses económicos propios, las empresas constructoras asignan a los espacios de canalización de estos alimentadores dimension,- insuficientes en la proporción mayoritaria de las construcciones; esto trae consigo ue, en general, las normas sobre canalización de conductores en escalerillas no se respeten, instalándose un mayor número de conductores que los aceptados por la norma. Esto, que podría subsanarse aplicando factores de corrección a la capacidad de transporte de los conductores, no puede solucionarse dado que estos actores de corrección deberían aumentar las secciones de conductor necesitándose por ello un mayor espacio de instalación; como puede preciarse se está entonces ante un círculo vicioso creado por una disposición adoptada sin mayor análisis. No existe un criterio de inspección y mantención de estos alimentadores pues en la mayoría de los casos los usuarios ni ¡quiera tendrán conocimiento de su existencia, ni menos que son de u responsabilidad; por otra parte no pueden considerarse como responsabilidad de la administración del edificio puesto que son na propiedad privada y no un servicio común pese a ocupar areas omunes. En las precarias condiciones descritas la integridad de los alimentadores no puede garantizarse responsablemente y este espacio pareado de canalización común es una fuente potencial de fallas. Al no existir separación física entre alimentadores de distintos propietarios, una falla en uno de ellos puede llegar a comprometer la totalidad de los otros usuarios o, con suerte, a los inmediatamente contiguos a los conductores fallados, quedando estos usuarios totalmente indefensos frente a esta contingencia dado que no existen responsables al no contravenirse ninguna norma construyendo las instalaciones de esta manera. - Por lo mismo cada usuario está expuesto a que algún vecino, por ignorancia o bien en forma dolosa, "cuelgue" de su alimentador consumos que no le pertenecen y que podría estar pagando sin tener la más mínima idea que ello esté sucediendo. Situaciones como la expuesta, que con un criterio simplista se podrían calificar de exageraciones y pensar que nunca sucederá nada de lo descrito, son consecuencia exclusivamente de la adopción de medidas autoritarias inconsultas, influídas por la presión de intereses subsidiarios; una vez más y hasta la majadería se repetirá: un proceso de normalización en el area eléctrica es una necesidad nacional ineludible.

2. CALCUL0

DE

LINEAS

2.1. CONCEPTOS BASICOS El dimensionamiento de una línea que lleve energía eléctrica requiere de conciliar cuatro aspectos fundamentales, a saber: a) que la línea asegure que las pérdidas de energía en ella son las mínimas compatibles con el buen funcionamiento de la instalación; b) que los conductores, en condiciones normales de operación sean capaces de transportar la corriente que solicita el consumo sin exceder sus temperaturas normales de servicio; c) que en condiciones de falla soporten las solicitaciones que el sistema les impone y d) que las condiciones de instalación de los conductores aseguren la integridad mecánica de ellos y de sus aislaciones. El primero de los aspectos que soluciona calculando la caída de voltaje que se produce en los conductores de una línea al circular por ellos la corriente de carga; el segundo, verificando en las tablas de capacidades de transporte que no se excedan los valores allí fijados para la sección correspondiente al caso estudiado, el tercero, verificando que el conductor soporte las máximas corrientes transitorias que pueden circular en caso de cortocircuito, y el cuarto verificando que las cantidades de conductores en el ducto que los lleva es la adecuada o efectuando el cálculo del comportamiento mecánico cuando se trata de líneas aéreas.

En el caso de los conductores desnudos la capacidad de transporte estará limitada por la máxima temperatura que elconductor es capaz de soportar sin variar sensiblemente sus propiedades mecánicas. Esto explica la marcada diferencia de capacidad de transporte que se puede apreciar entre un conductor desnudo y un conductor aislado, a igualdad de secciones. En la situación anotada, cualquier elemento o condición ajena al conductor, que afecte a su normal capacidad de radiación de calor, hará disminuir proporcionalmente su capacidad de transporte de corriente. Entre estas condiciones y elementos se encuentran la presencia de otros conductores colocados junto al conductor analizado, la temperatura ambiente y otros similares. Por esta razón, la capacidad de transporte de los conductores se fija bajo ciertas condiciones establecidas como normales, por ejemplo, se considera como temperatura ambiental normal 30 C, se considera que hasta tres conductores juntos en un ducto, no afectan recíprocamente sus capacidades de transporte y se considera que para conductores tendidos al aire libre una separación entre conductores igual por lo menos al diámetro de cada conductor, es suficiente para que no haya influencia entre ellos. Oficialmente las normas nacionales, específicamente la Norma NCh Elec 4.84, sólo han homologado el comportamiento de los conductores son aislaciones de PVC para temperaturas de servicio de 55 C y 60 C y 75 C, pero no se puede negar el hecho de que aislantes para temperaturas de servicio de 90 C se están utilizando en el país desde hace ya algunos años y no es lógico desperdiciar su mayor capacidad porque no se ha cumplido con un trámite formal; como se dirá en repetidas oportunidades a lo largo de este texto, esta es una de las tantas ocasiones en que la tecnología utilizada en nuestro medio ha superado a las normas nacionales. Por esta razón, a pesar de no ser oficialmente aceptadas se incluyen además de las tablas de capacidades de transporte para conductores con aislaciones de 90 C, como son el PVC tipo THH (W o N dependiendo de la cubierta), el Etil-VinilAcetato (EVA), el Etil propileno (EP), y el Polietileno reticulado (XLPE) ; estas capacidades corresponden a las dadas por los fabricantes. De igual manera, sin estar incluidas en las normas oficiales se entrega como un dato muchas veces necesario, la capacidad de transporte de los conductores desnudos. Todos los valores mencionados se muestran en las tablas 2.2 y 2.3. 2.3.2.

Factores de Correcci6n de la Capacidad de Transporte.

De acuerdo a lo expuesto, la capacidad de transporte de - 71 -

los conductores, se ve limitada por la cantidad de conductores que se coloque en la misma tubería o ducto, y por la temperatura ambiente; las tablas 2.2 y 2.3 están dadas para temperaturas ambientes de 30 C, que es la temperatura dable de esperar en ambientes normales. Si se encuentran mayores valores el conductor verá limitada su capacidad de transporte puesto que la cantidad de calor que pueda irradiar en este caso será menor; a la inversa, si la temperatura ambiente es menor de 30 C, la capacidad de transporte aumentará. Esta última situación se da en la zona austral de nuestro país. Para corregir la capacidad de transporte de corriente, por las condiciones anotadas, se dan los siguientes factores de corrección por los cuales deben afectarse los valores de las tablas 2.2 y 2.3

para obtener la capacidad real de transporte de los conductores en

situaciones distintas a las allí señaladas. Las tablas 2.4 y 2.5 son las establecidas por SEC para aplicarse a los conductores de PVC, la Comisión Electrotécnica Internacional CEI recomienda los valores mostrados en la tabla 2.6 como factores de corrección por temperatura para conductores de PVC de temperatura de servicio de 70 C.

Junto a estos factores se deberán aplicar los factores de corrección por cantidad de conductores, si procede; en cuanto a factores de corrección por temperatura ambiente, en este caso, se puede prescindir de ellos, salvo situaciones extremas, por cuanto a la profundidad a que están enterrados los ductos prácticamente la temperatura ambiente no es afectada por los cambios en la superficie. 2.3.3. Comportamiento de los Conductores al Cortocircuito Un aspecto muy importante en el dimensionamiento de una línea es su comportamiento frente a las corrientes de cortocircuito que pueden circular por ella. Una vez calculadas las corrientes de cortocircuito (ver Sección 3 "Cálculo de Cortocircuítos y determinados los tiempos que estas corrientes estarán circulando (ver Sección 4, párrafo 4.4 "Selectividad y Coordinacion") se deberá verificar que el conductor seleccionado de acuerdo a los cálculos indicados en los párrafos precedentes, es capaz de soportar dichas corrientes de cortocircuitos durante este tiempo. En la figura 2.12 se indican las corrientes máximas de corto circuítos que puede soportar un conductor, en función del tiempo de duración de la falla. Estas curvas se han construido sobre la base que la máxima temperatura transitoria que puede alcanzar un cable con aislación de PVC es de 160 C. para tiempo de falla no superiores a 5 segundos En caso de que un conductor dado no soporte la corriente de cortocircuito en un punto del sistema quedan dos alternativas, una aumentar la sección del conductor hasta conseguir la capacidad adecuada y la otra cambiar las protecciones por otras que limiten el cortocircuito o limiten el tiempo de falla.

2.3.4. Sistemas de canalización La norma Nch Elec 4.84 establece trece sistemas de canalización para líneas eléctricas, entendiéndose por canalización, de acuerdo a la definición dada por esta norma, al conjunto de conductores eléctricos y accesorios que aseguran su fijación y protección mecánica.

Analizar in extenso cada uno de estos sistemas escapa al alcance que se quiere dar a este texto, sin embargo por tratarse de uno de los métodos más utilizados se comentarán algunos aspectos del método de conductores en tuberías; en todos los demás casos el lector deberá remitirse a la norma. Aparte de los distintos tipos de tuberías que es posible utilizar como sistema de canalización, con las limitaciones y posibilidades que brinda en cada caso la norma, un aspecto importante es la determinación de la cantidad máxima de conductores que es posible instalarse en una tubería de un diámetro dado. La norma establece las cantidades máximas de conductores tipo NYA, NSYA, THW, TW, T y TTU en diversos tipos de tuberías y condiciones de instalación; estas cantidades se muestran en las tablas 2.7 a 2.11. Respetando el mismo criterio adoptado por la norma para fijar estas cantidades y por comparación de los diámetros exteriores de los distintos tipos de conductores se ha extendido el campo de aplicación de estas tablas a los conductores EVA, EPR, THHW, THHN, THWN, XU, XTU. Por otra parte, un caso interesante de analizar es el del alambrado de una tubería con conductores de distinta sección; dado que las tablas mostradas dan cantidades para conductores de igual sección. Cuando esta situación se enfrenta en un proyecto de una instalación nueva el criterio usual es tratar a todos los conductores como siendo de la sección mayor, sin embargo, cuando se trata de reutilizar una tubería existente es frecuente encontrarse con situaciones límite según las cuales el criterio indicadoparecería mostrar que la tubería existente no satisface una situación ideal, bien cuando se quiere aprovechar lo dispuesto en 8.0.1.2. la norma Nch Elec 4.84 y se pretende utilizar la misma tubería para canalizar el circuito de potencia y el de control de un motor, la diferencia de secciones presente hace inoperante el criterio de igualdad. Para tales casos la misma norma citada establece los siguiente criterios mediante los cuales se puede determinar en cada situación la cantidad máxima de conductores posibles de instalar en una tubería dada: 1.El conductor o haz de conductores dentro de la tubería no debe ocupar más del 50% de la sección transversal de la tubería si se trata de un conductor, no más del 31% si se trata de dos conductores y no más de 35% si se trata de tres o más conductores.

estimadas de la instalación, las dimensiones y calidad de los conductores que se emplearán en el tendido de una línea. Sin embargo, durante la ejecución de la línea misma aparecerán diversos problemas de terreno que comprometerán, en una u otra forma, la calidad de ella. La solución de la mayoría de estos problemas es ya tradicional y su discusión escaparía un tanto al alcance de este texto, pero, en razón a que de un tiempo a esta parte en el mercado nacional se están ofreciendo diversos artículos bastante novedosos en nuestro medio, ha parecido interesante analizar algunos de ellos, que son aplicables en el tendido de líneas tanto aéreas, como en ductos o subterráneas. Estos productos tienden a solucionar el problema crítico que se ha presentado en los puntos de unión de conductores, sean éstos uniones intermedidas, uniones terminales o derivaciones, por cuanto en dichos puntos la calidad de la línea se ve comprometida, ya sea desde un punto de vista mecánico o desde el punto de vista de conducción o aislaci¿)n eléctrica, pudiendo resultar una calidad inaceptable, si dichas uniones o derivaciones no se efectúan en forma adecuada.

2.3.5.1 Uniones en Líneas. La necesidad de conectar una línea a los equipos, prolongarla más allá de un límite dado o derivar un arranque desde una línea troncal hacia consumos secundarios, fija toda una técnica de ejecución de uniones. Desde un punto de vista general, las uniones pueden clasificarse en dos grandes grupos: las uniones soldadas y las uniones por presión. Las uniones soldadas a su vez pueden agruparse en uniones soldadas por fusión de los conductores que intervienen y, las uniones soldadas por adición de un elemento de bajo punto de fusión, siendo el representante de este último grupo de soldadura plomoestaño. Por su parte, las uniones de presión pueden agruparse en uniones efectuadas a una presión mecánica mediana y las uniones efectuadas a una presión mecánica alta. Se hará un análisis crítico de las características de cada uno de estos métodos de unión, partiendo de una rápida revisión de los fenómenos que se producen en un contacto eléctrico, puesto que en varios de los sistemas de unión, la conducción de energía eléctrica se hará por el contacto entre los conductores que se unen entre sí o a través de piezas de contacto intermedias.

2.3.5.2. Teoría de Contactos Cuando dos conductores cualquiera se ponen en contacto, a menudo se supone erróneamente, que el área de conducción eléctrica corresponde el área geométrico del contacto; esta suposición está bastante lejos de la realidad. Si se observa bajo un microscopio una superficie metálica en apariencia perfectamente lisa, se podrá apreciar que dicha superficie está formada por pequeñísimas depresiones y protuberancias, de distintas dimensiones. Si se recuerda que la energía eléctrica se transmite por el desplazamiento de electrones, estas pequeñas dimensiones adquieren en proporción a éstos, magnitudes gigantescas. Siguiendo con el análisis desde un punto de vista estrictamente ideal y suponiendo los metales en contacto como perfectamente rígidos e indeformables, los puntos posibles de unión entre dos piezas en contacto, serían solamente tres, que corresponderían a las protuberancias microcópicas más sobresalientes, sin importar la extensión del área geométrico de las piezas. Como en realidad los metales son elásticos y deformables, la cantidad de puntos de unión es obviamente superior a tres y aumentará en la medida que se ejerza una mayor presión sobre las piezas en contacto. En todo caso, la superficie de contacto, obtenida como la suma de estos contactos puntuales, sigue siendo manifiestamente inferior a la superficie geométrico. En la Fig. 2.14 se puede ver gráficamente el alcance de este análisis. La presencia de estos contactos puntuales origina altas densidades de corriente en dichos puntos y calentamientos considerables, si la cantidad de ellos es insuficiente, vale decir, si la unión no está hecha adecuadamente. Las diversas técnicas de unión tienden tanto a aumentar los puntos de contactos entre los conductores, como a disminuir o eliminar totalmente los interticios entre ellos. Estos objetivos se lograrán aumentando la presión ejercida sobre la unión, como se dijo anteriormente, o bien, rellenando conductores participantes que se o que se agrega.

2.3.5.3

Características de las Uniones de Soldaduras Plomo-Estaño.

La soldadura plomo estaño tiene un bajo punto de fusión, alrededor de 300 C, muy por debajo del punto de fusión del cobre, con el cual se emplea preferentemente, que es del orden de 1100 C. Sin embargo, estando el cobre limpio, libre de su película superficial de óxido y en presencia de fundentes adecuados, a la temperatura de fusión de la soldadura, ambos materiales reacciona adhiriéndose la soldadura a la superficie del cobre (proceso de estañado) . Este comportamiento de ambos materiales, se aprovecha para rellenar los interticios entre conductores de cobre en contacto, con soldadura. Como las características mecánicas de la soldadura plomo estaño son malas, la unión debe ser mecánicamente resistente antes de agregar la soldadura. Esta característica origina una diversidad de modalidades de ejecución de este tipo de uniones que va desde la elemental "cola de chancho" hasta la más sofisticado de las uniones o derivaciones entre cables de muchas hebras. Esta técnica de unión se ha usado por muchos años, tiene una serie de inconvenientes, pese a que desde un punto de vista eléctrico, sus resultados son aceptables. Algunos de sus inconvenientes más notorios son los siguientes: - Por la variedad de modalidades de ejecución, generalmente se necesita personal especializado para ejecutarlas. - Su ejecución es lenta y laboriosa. - Por la confusión bastante frecuente entre los conceptos de calor y temperatura, es común que se dañe la aislación de Ios conductores en la vecindad de la unión, por no usar la fuente de calor adecuada al tamaño de la unión. Esto es particularmente cierto, en uniones de conductores de baja sección o cuando existen diferencias apreciables entre las secciones de los conductores que se unirán. - La unión tiene una baja capacidad de sobrecarga y en instalaciones de altas potencias, se da con cierta frecuencia el caso de que la soldadura, fluye, perdiéndose las características eléctricas de la unión, frente a calentamientos transitorios. Todos los inconvenientes anotados se traducen finalmente en un elevado costo de ejecución y mantención de la unión.

2.3.5.4.

Características de la Uni6n por Fusi6n de los Conductores.

Esta técnica de unión era muy poco usada hasta hace un corto tiempo atrás, por requerir, en general, de un equipo de manejo complicado y de gran cuidado en su ejecucion. Estos inconvenientes se han subsanado con el proceso de soldadura exotérmica, o por autofusión que se analizará en el párrafo 4.3.10. Se puede adelantar sin embargo, que en dicho proceso, el choque térmico que origina la fusión de los conductores, los debilita mecánicamente, razón por la cual este método de unión se puede emplear con ventaja sólo en líneas que no queden sometidas a tensiones mecánicas considerables.

2.3.5.5.

Características de las Uniones por Compresión Mecánica.

Corno se dijo anteriormente, existen dos tipos de uniones por compresión. En las primeras, las uniones de compresión media, se trabaja en la zona de deformaciones elásticas de los materiales que participan en la unión. El área necesaria para obtener la adecuada resistencia al deslizamiento de la unión, se obtienen por la extensión del área geométrico, resultando piezas de unión y conductores en contacto, proporcionalmente extensos y voluminosos. Los representantes típicos de este método, son las prensas apernadas, en sus diversas modalidades. Sus principales inconvenientes son el gran volumen y ejecución complicada de las prensas a fin de evitar que se suelten con el uso; todo esto se traduce en un costo elevado. Su montaje es lento y debe efectuarse en forma cuidadosa. Tradicionalmente se usa este método en la ejecución de líneas aéreas. La técnica de ejecución de uniones por alta compresión es relativamente nueva, y en los últimos años ha alcanzado gran difusión en nuestro medio, por esta razón se analizará con un poco más de detalle. En este tipo de unión se trabaja en la zona de deformaciones plásticas de los materiales empleados, pero naturalmente por debajo del límite de fluencia de ellos. Dado que la presión necesaria para la correcta ejecución y funcionamiento de cada unión requiere de valores bastante precisos, las uniones deben ser hechas con herramientaso

valor fijo, su incidencia dejará de ser significativa en la medida en que aumente la cantidad de uniones que sea necesario efectuar.

2.3.4.6. Aislaci6n de las Uniones Cuando se unen dos conductores aislados, como el punto de unión ha perdido necesariamente su aislaci6n, el problema inmediato es tratar de recuperar esa aislaci6n, con una calidad equivalente a la que tenían los conductores antes de efectuar la unión. Tradicionalmente en nuestro país, se han empleado huinchas aislantes de diversas calidades para aislación de uniones en B.T., siendo los resultados obtenidos de calidad bastante desuniforme y en promedio dudoso. Para A.T., si bien es cierto, los resultados son más seguros, los métodos empleados son en general, engorrosos y los puntos aislados resultan de un volumen considerablemente mayor que el de¡ cable original. Dentro de los nuevos productos ofrecidos en el mercado nacional, aparecieron hace algún tiempo, como una buena solución, las resinas epóxicas, lamentablemente la oferta de este producto no ha sido suficiente y por otra parte, presentan la desventaja de tener una ejecución bastante lenta. UItimamente se está ofreciendo un nuevo material plástico de excelentes características mecánicas y una alta rigidez dieléctrica, que permite su aplicación sin aditamentos especiales, en sistema con tensiones de servicio hasta 5 KV. La característica más ventajosa y que hace que su aplicación sea extraordinariamente sencilla, es que se contrae al aplicarle calor, sin perder ninguna de sus propiedades originales. Este tipo de aislación, es ofrecida como "Aislacion Termocompresible Ver fig 2.18 (Heat shrinkable insulation) y se presenta en forma de mangas de diversos diámetros y longitudes. El secreto del comportamiento de este material reside en que la manga se construye inicialmente de un diámetro dado y posteriormente mediante un proceso térmico-químico se la expande de 1,5 a 2 veces al diámetro inicial, a costa de un adelgazamiento proporcional de las paredes. En el momento de emplearlo, al aplicarle calor, la manga trata de recuperar su diámetro y espesor original, hasta donde las dimensiones de los conductores y la unión sobrelacualva

3. C A L C U L 0

DEC0RT0CIRCUIT0

3.0 CONCEPTOS GENERALES Determinar el valor de la corriente que circula por los distintos puntos de una instalación bajo condiciones de falla adquiere una importancia fundamental. El conocimiento exacto de su magnitud, es imprescindible para el adecuado dimensionamiento del tablero, protecciones, conductores, etc., de modo que se traduce en un factor preponderante para obtener una instalación libre de daños imprevistos y esencialmente segura. Para efectos de facilidad de cálculo, se acostumbra a utilizar el concepto de "barra infinita", representado con el, a un sistema eléctrico ideal, cuyos parámetros propios, vale decir voltaje y frecuencia, permanecen invariables cuando ocurren fallas en cualquier punto de él. Un sistema real se representa usualmente como una barra infinita en serie con una impedancia que es equivalente a todas las impedancias del sistema entre la generación y el punto que se está analizando. Para calcular las corrientes de cortocircuito bastará entonces determinar que otras impedancias intervienen en la falla y en que forma están interconectadas y a este circuito resultante aplicarle la tensión nominal del sistema. 3.1 APORTE DE LOS MOTORES AL CORTOCIRCUITO Antes de determinar estas impedancias, se analizará brevemente desde que fuentes se está recibiendo corriente hacia el cortocircuito. Básicamente estas fuentes son tres: a)

El sistema de generación, en el caso de un cálculo en B.T. se presentará por una barra infinita.

b) Los motores y condensadores síncronos, si es que existen éstos conectados en la instalación , y c)

Los motores de inducción.

El aporte de corriente del sistema de generación, no parece necesario comentarlo, pero vale la pena detenerse en los otros dos casos. Los motores o condensadores síncronos, por construcción son prácticamente iguales a un alternador y tienen un campo de excitación alimentado con corriente continua. En el instante en que se produce un cortocircuito, el voltaje de línea baja a valores muy pequeños y el motor tiende a detenerse, sin embargo, por inercia propia y la de la carga que está arrastrando esa detención no es instantánea, durante el período de frenado la máquina está trabajando como generador y está entregando corriente hacia el punto de falla. La magnitud de esta corriente dependerá de la reactancia propia del motor o condensador y de su potencia; la duración del fenómeno dependerá de la duración del frenado, pero en general se puede establecer que la magnitud de la corriente es apreciable durante un período de seis a diez ciclos contados desde el momento en que se produce la falla.

Una situación similar sucede en el caso de motores de inducción, sin embargo, la duración del fenómeno es muy pequeña por cuanto no existe una excitación de corriente continua que esté manteniendo el flujo de inducción. El aporte de corriente al cortocircuito será apreciable durante un tiempo no superior a los dos o tres primeros ciclos después de ocurrida la falla. El valor de la corriente aportada por un motor de inducción a la falla dependerá también de su reactancia y de su potencia; la reactancia tiene, en le momento de falla un valor muy parecido a la reactancia de motor trabado, por esta razón la corriente aportada al cortocircuito por el motor tiene un valor aproximado igual a la corriente de partida directa.

4.0

4.0

E G U I P 0 DE P R 0 T E C CIÓN Y D E

MA N D 0

CONCEPTOS BASICOS

En condiciones normales de operación, a través de los conductores de una instalación estarán circulando la corriente que le demanden los artefactos que estén conectados a ella y si dichos conductores han sido correctamente dimensionados, su temperatura estará dentro del rango normal de operación. Si se presenta alguna falla en el funcionamiento de la instalación o de los artefactos consumidores, distintas desde luego de un corte de línea, la corriente subirá en los conductores o en los artefactos y su temperatura se elevará anormalmente, poniendo en peligro la instalación y el medio ambiente que la rodea. Estas fallas de sobrecorriente pueden ser de dos tipos; la sobrecarga y el cortocircuito. Se denomina sobrecarga a todo aumento de la corriente absorbida por un artefacto más allá de su corriente nominal. En los motores, la sobrecarga se puede originar en la sobrecarga mecánica de la máquina arrastrada o en una baja de tensión de la alimentación. En otro tipo de artefactos, puede ser provocada por un descenso del valor de resistencia de aislaci6n. Se entenderá por cortocircuito la unión de dos o más conductores a distinto potencial, a través de una impedancia muy pequeña; esta unión conductora dará origen a un aumento violento de la corriente en el punto fallado. Los cortocircuitos se originarán, generalmente en fallas francas de aislación las que pueden tener su origen en sobrecargas, entre otras causas probables o en uniones accidentales de conductores desnudos de distinta polaridadPara evitar o minimizar los darlos producidos por las fallas descritas se utilizan los fusibles y los disyuntores. Por otra parte, para las distintas condiciones de funcionamiento de una instalación, siempre es necesario controlar el paso de la energía a través de distintos puntos del sistema, ya sea interrumpiéndolo o permitiéndolo. Estos es posible de realizar mediante los equipos de mando, los cuales permiten normalmente las siguientes funciones: - Seccionar - Conectar o desconectar en vacío - Conectar o desconectar bajo carga - Conectar o desconectar circuitos altamente inductivos Las funciones indicadas a los distintos aparatos específicos que las cumplen, de acuerdo a esto tendremos: Seccionadores: interruptores destinados a separar un circuito de todas las lineas de alimentación; su finalidad básica es permitir trabajos de mantención en el circuito separado. Las normas generalmente exigen una indicación clara y visible de la posición de maniobra del seccionador así como un dispositivo de bloqueo que impida

su cambio de posición accidental. Generalmente este -dispositivo es un portacandado con su respectivo candado. Interruptores sin carga: Son interruptores cuyo dimensionamiento lespermite solo cuando a través de sus contactos no circula corriente o cuando la tensión entre sus Contactos móviles y fijos sea nula o muy baja al operar. Cualquier operación en que no se cumplían estas condiciones significaría su destrucción. En nuestro medio se les suele confundir con los seccionadores porque parcialmente pueden cumplir las funciones de estos. Interruptores bajo carga. pueden conectar o desconectar equipos o circuitos cuando en Estos se dan condiciones nominales de tensión y de corriente y tienen además una capacidad de ruptura que les permite conectar o desconectar las sobrecorrientes que se presentan tanto en condiciones normales de servicio, como son las corrientes de partida, como en condiciones anormales como cuando accidentalmente se cierran contra un cortocircuito. Un caso particular de estos interruptores es el de los destinados a operar en circuito altamente inductivos como son circuitos de soldadores motores, etc. Básicamente obedecen a la descripción dada para un interruptor bajo carga pero su construcción es más robusta de modo de permitirle maniobrar sobre las altas corrientes de conexión o desconexión presentes en estos casos sin Dor ello variar sus otras características nominales Usualmente al hablar de interruptores se entiende por tal a un aparato de accionamiento manual; si este accionamiento e, electromagnético a través de una bobina se designa al aparato con el nombre de contactor, y si el aparato tiene un accionamiento electromecánico mediante un motor, se lo llama interruptor motorizado. Además de las denominaciones ya dadas, al hablar de protecciones y aparatos de mando se utilizan con bastante frecuencia una serie de expresiones de las cuales se ha creído oportuno citar las definiciones que la normalización internacional da de ellas, se destacarán las siguientes: Tensión lo = a/I = a/I = a/I

La corriente mínima de operación se designa usualmente por su denominación inglesa de "pick up". Los términos de "Tap y Lever" son también usuales en el trabajo con relés y significan lo siguiente: Tap:

Lever:

es un dispositivo que permite variar la sensibilidad de un relé, es decir varía su corriente mínima de operación o pick-up; el TAP generalmente se designa en Amperes y son usuales las siguientes series de Tap. 4-5-6-8-10-12-16 Amp. 2.53.75-5.0-6.25-7.5-8.75-10.0 Amp. Los relés de sobrecorriente son usualmente de tipo disco de inducción o estáticos, en el caso de los tipo disco el lever es un dispositivo que regula la posición de reposo del disco de modo que variar la longitud del recorrido del contacto móvil desde el reposo hasta el punto de cierre y con ello varía el tiempo de operación del relé.

En el caso de relés estáticos esta variación de tiempo se logra mediante un reostato intercalado en un circuito R-C y este reostato constituye el lever. El lever en los relés norteamericanos usualmente está graduado de 0 a lo y en los europeos de 0 a 1. Para el ajuste de un relé usualmente se entrega una familia de lo curvas de lever y considerando que la regulación del lever es continua cualquier punto entre las curvas se puede obtener por interpelación. En las fig. 4.12 se muestran familias típicas de curvas.

4.5.3 CRITERIOS DE SELECCION DE PROTECCIONES 4.5.3.0 Se sabe que una protección no debe operar cuando en la instalación se presentan sus condiciones normales de funcionamiento considerándose como tales aun aumentos bruscos de corriente por sobre el valor de la corriente nominal como lo son las corrientes provocadas por la partida de motores de gran potencia, el encendido simultáneo de gran cantidad de luminarias o la corriente de conexión de un transformador designada usualmente como corriente de Inrush. Pero más allá de este límite de ''operación normal" no se pude extender indefinidamente las "condiciones normales" puesto que ellos podría significar la destrucción del equipo o parte de la instalación que se quiere proteger, de allí que para seleccionar una protección se deben fijar los límites mínimos y máximos dentro de los cuales debe operar.

4.5.3.1

CRITERIO IBEE El IEEE (Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos EE.(JU) fija la zona de operación que permite seleccionar una protección considerando que una instalación de consumo se origina en una subestaci6n de uno o mas transformadores, definiendo de acuerdo a esto a esto cuatro puntos notables de esta zona de operación, a saber:

Para el límite inferior a. b.

corriente nominal del transformador corriente de magnetización del transformador o corriente de Inrush.

Para el límite superior C. corriente nominal máxima de la protección por la norma. d. corriente ANSI (o punto ANSI) Para los puntos a y c el tiempo relacionado con estos valores de corriente es indefinido por razones obvias; para los puntos b y d a cada valor de corriente corresponden un tiempo definido. Sobre la corriente nominal del transformador sabemos que la obtenemos como dato de placa o calculándola a partir de la potencia en KVA y la tensión de operación enKV. I n=KVA/3KV La corriente de Inrush es un valor variable que depende entre otras de las características constructivas del transformador pero la IEEE recomienda adoptar un valor de ocho veces la corriente nominal, el cual se mantiene por un tiempo de 0,1 seg. I inrush = 8 x In t inrush = 0,1 segundos

Aplicando el criterio IEEE de acuerdo a la normalización nacional, la corriente nominal máxima de la protección será, de acuerdo a norma NSEC 20 En 78, párrafo 5.2.2. Ip = 3 In si se usan protecciones automáticas (disyuntores o relés) Ip = 1,5 In si se usan fusibles La corriente ANSI, se determina de la máxima corriente de cortocircuito que debe soportar un transformador de acuerdo a la norma ANSI C 57-12.00-73, la cual es función de diversos factores constructivos y operacionales del transformador. La IEEE en una aproximación simplificada de las disposiciones de la norma ANSI, establece el siguiente criterio para fijar el punto ANSI: Para transformadores de Impedancia no superior a 4% I ANSI = 25 x In t ANSI = 2 segundos Para transformadores de Impedancia de 0,07 o mayores I ANSI = 14,3 x In t ANSI = 5 segundos Para transformadores con impedancia comprendida entre 4% y 7% Iansi = In (Z0(0/1))

corriente de falla monofásica a tierra en el lado secundario vista desde el primario. Referidos al secundario los valores serán: I nominal, In = 2890 A La corriente Inrush I I

Inrush 2890 x 8 = 23.120 A nominal máxima de operación protecciones

Considerando protección automática Ip

= 3 x 2890 = 8670 A

considerando fusibles Ip

= 1,5 x 2890 = 4334 A

I ANSI = 0, 58 x 2890 = 3 2. 235 0,052

t ANSI = 5,2 - 2 = 3,2 segundo Estos valores se muestran graficados en la Fig 4. 13 cada par de puntos se acostumbra a unir mediante una curva exponencial trazada con una cercha convencional, siguiendo aproximadamente la forma de la curva característica de las protecciones, pese a que en rigor no existen datos como para permitir un trazado exacto de estas dos curvas límites. La curva característica de operación de la protección seleccionada no deberá sobrepasar estas dos curvas limites tal como se muestra en la Fig. 4.13. El resto de las protecciones aguas abajo de 1 instalación se dimensionará respetando los principios de coordinación establecidos en los párrafos precedentes. 4.6 RECONECTADORES AUTOMATICOS DE LINEAS AEREAS 4.6.0

ASPECTOS GENERALES

En una línea aérea de distribución, en tensiones medias, se ha comprobado estadísticamente que sólo un 10% de las fallas tiene carácter de permanente; (p.e. un aislador roto) en tanto que el volumen restante tiene carácter transitorio, desapareciendo más o menos rápidamente (p.e. una rama que toca una línea y cae). Con el fin de reducir los costos de operación se desarrollaron los reconectadores automáticos, los cuales son protecciones que una vez operados por sobrecorrientes permiten volver a cerrar el circuito y abrirlo nuevamente si el origen de la sobrecorriente subsiste, pudiendo repetir este ciclo hasta cuatro veces. Esta forma de operar permite que en caso de desaparecer la falla que originó la acción del reconectador antes de cumplirse la cantidad de ciclos para la que fue regulado, el

reconectador permanecerá cerrado y su contactor de operaciones volverá a cero, permitiendo al sistema volver a funcionar en condiciones normales, sin la presencia de un operador; en caso de exceder el número de ciclos para el cual fue regulado, el reconectador abrirá y sólo será posible reponerlo en servicio en forma manual, en tal caso se asumirá que se está en presencia de una falla permanente. Por razones de costo en algunos casos puede resultar conveniente utilizar el reconectador como protección de una instalación de consumo, regulándose con un sólo ciclo de operación, en tal caso su calibración y funcionamiento será equivalente a la de un interruptor de poder convencional.

4.6.2 AJUSTES DE UN RECONECTADOR Los ajustes posibles son los siguientes: - Cantidad de operaciones : los relés pueden ajustarse para seleccionar la cantidad de operaciones del reconectador hasta que este quede bloqueado abierto, como se dijo antes esta cantidad puede ir de uno a cuatro ciclos; debe tenerse en cuenta que, de acuerdo a las normas de construcción, el bloqueo se cuenta como una operación. -

Cantidad de operaciones rápidas y operaciones lentas: para permitir la coordinación con otras protecciones cada reconectador dispone de varias curvas de temporizaci6n, ver fiq 4.15, las cuales determinan el tiempo de interrupción de una falla. Estas curvas se presentan bajo la forma de una tarjeta de componentes electrónicos que se inserta en el relé. De las curvas disponibles se seleccionan dos; en el relé se ajusta la cantidad de operaciones rápidas por ejecutar y automáticamente por diferencia queda ajustada a la cantidad de operaciones lentas. Por ejemplo si un reconectador cuya cantidad de operaciones se ha ajustado en tres y una vez seleccionada las curvas se ajusta la cantidad de operaciones rápidas en dos, en caso de falla permanente este reconectador efectuará dos operaciones rápidas y una lenta y quedará en posición bloqueado abierto.

-

tiempo de cierre: son los tiempos que le reconectador permanece abierto después de haber interrumpido una corriente de falla; designándolos por TR1, y TR3 generalmente los valores para ellos varían entre 0,6 y 2,5 segundos para TR1 y entre 2,5 y 20 segundos para TR2 y TR3. Cada uno de estos intervalos se ajusta en forma independiente.

-

Tiempo de rearme: es el tiempo que determina el intervalo en que la lógica de control está en condiciones de iniciar una nueva secuencia desde su comienzo. Este tiempo es ajustable y generalmente se lo regula entre 20 y 160 seg.

-

Corriente de operación: normalmente los reconectadores responden a dos tipos de fallas unas son las fallas de fase en que las sobrecorrientes son equilibradas y las otras son las fallas a tierra en que las corrientes son desequilibradas.

Las corriente de operación para estos tipos de falla se ajusta en forma independiente, eligiéndose para fallas de fase

10 a 12 valores a partir de 50 A hasta la corriente nominal del reconectador. Las fallas a tierra usualmente se ajustan a partir de 5 A hasta la corriente nominal del aparato, en pasos más pequeños. 4.6.3

ELECCION

Para seleccionar un reconectador se deben considerar tres aspectos básicos, que por lo demás son inherentes a la selección de toda protección: -

La tensión de servicio del sistema ser menos que la tensión máxima admisible del reconectador. La corriente de plena carga estimada debe ser menor que la corriente nominal del reconectador. La potencia de cortocircuito en el punto de instalación del reconectador debe ser menor que la capacidad de ruptura de éste.

Es importante que el reconectador elegido también responda · Normas conocidas y que su instalador efectúe los ensayos de rutina prescritos por éstas antes de aceptar el equipo. La norma más usual en este caso es la ANSI C.37.60 de 1981.

4.7 4.7.1

APARATOS DE MANDO CLASIFICACION

Los aparatos de mando pueden estar destinados a controlar circuitos o equipos principales o bien cumplir funciones auxiliares; entre los primeros estarán los seccionadores, interruptores de potencia y contactores de potencia y entre los segundos estarán botoneras, interruptores de control y contactores de control. De una manera similar a la señalada en el párrafo 4.5, la IEC clasifica a los interruptores y contactores de potencia según las siguientes designaciones: AC1 aparatos que operan sobre cargas resistivas o de baja inductancia; Ej: Hornos de resistencia, calefactores infrarrojos, lámparas incandescentes o de descarga. AC2 aparatos que operan sobre cargas medianamente inductivas, Ej: motores de inducción de rotor bobinados de rotor bobinado en condiciones de arranque frenado por corriente inversa y cambio de sentido de giro. AC3 AC4 Para DCI

aparatos que operan sobre cargas inductivas, Ej: partida y desconexión durante la marcha de motores jaula de ardilla. aparatos que operan sobre cargas inductivas en condiciones de servicio pesado; Ej: Motores jaula de ardilla en marcha breve, con frenado por corriente inversa y cambio de sentido de giro. aparatos de corriente continua las categorías son: aparatos que operan sobre cargas constituidas por resistencias puras.

DC2

aparatos que operan sobre cargas mixtas (R y L) ; Ej: partida y desconexión de un motor en plena carga. DC3 aparatos que operan sobre cargas mixtas en condiciones de servicio pesado; Ej: marcha breve de motores con frenado por corriente inversa y cambio de sentido de giro. DC4 aparatos que controlan cargas altamente inductivas; Ej: partida y desconexión en plena carga de motores serie. DC5 aparatos que controlan cargas altamente inductivas en condiciones de servicio pesado; Ej: marcha breve frenado por corriente inversa y cambio de sentido de motores serie. Los interruptores y contactores para funciones auxiliares la IEC los denomina por las designaciones AC11 o DC11, según operen en corriente alterna o corriente continua respectivamente. 4.7.2

VIDA UTIL Y FRECUENCIA DE OPERACION

La vida útil de una protección o aparto de mando define la cantidad de operaciones que estos son capaces de realizar que sus características nominales se alteren. Las normas definen dos tipos de vida útil, a saber: - Vida útil mecánica que es la cantidad de operaciones que un aparato es capaz de efectuar en vacío, es decir, sin corriente en sus polos. Está determinada por los esfuerzos a que quedan sometidos los contactos por efectos de su mecanismo de accionamiento, el cual debe proporcionar la

Para la selección de un contactor de acuerdo a las condiciones del servicio que va a prestar los catálogos, aparte de entregar la clasificación IEC correspondiente, entregan curvas de vida útil como la mostrada en la fiq 4.16, en ella las curvas llenas permiten determinar a aquella y las curvas segmentadas indican la máxima potencia del motor que puede comandarse con un contactor dado. Con los siguientes ejemplos puede ilustrarse el uso de estas curvas. -

En el circuito de un motor se espera una vida útil de un millón de operaciones para su contactor principal. El motor tiene una potencia de 30 kV un cos = 0,83 a 380V y su corriente nominal es de 60 A; la corriente de partida es de 6,4 In (ver tabla B.i, capítulo B). Determinar el contactor adecuado.

Solución: Es la línea auxiliar de In, en el valor 60A se levanta una vertical que intercepta a una curva útil en un valor del orden de lo maniobras (este valor se obtiene leyéndola ordenada correspondiente del punto de intersección). Si el valor lo no se obtiene exactamente se leen las ordenadas del punto de corte con la curva que da el valor inmediatamente inferior y la que da el inmediatamente superior y siguiendo ambas curvas hasta el punto en que cortan al eje de abcisas se determina cual es la corriente de partida que el contactor correspondiente es capaz de conectar. En el ejemplo propuesto el contactor 7 está ligeramente por debajo de la vida útil solicitada y es capaz de conectar una corriente de partida de Ip = 260A; a su vez el contactor 8 entrega una vida útil de 1,5 x 10 tolerando corrientes de partida de Ip = 380 A, considerando que la corriente de partida del motor en cuestión es de 284A para este caso, aunque ajustado en su capacidad, el contactor 8 sería la solución. A este mismo resultado se puede llegar entregando a través de la línea auxiliar de potencia, en este caso levantando la vertical sobre el valor 30 kW. - Los catálogos también entregan información para seleccionar contactores dependiendo de su categoría de servicio. Se dan algunos casos en que un contactor que opera preponderantemente en una categoría de servicio, por ejemplo AC3, deba operar esporádicamente en otra categoría, por ejemplo AC4, en este segundo caso con un múltiplo de In; se habla en este caso de servicio combinado y la vida útil se puede determinar en este caso mediante la expresión: Vu= Vu1 1+P ( VU1 )

4.35

Vu2 siendo: Vu Vul Vu2 p

= = = =

vida útil equivalente vida útil para la categoría de servicio principal vida útil para la categoría de servicio ocasional proporción del número de operaciones del servicio ocasional respecto del numero de operaciones del servicio principal, en tanto por uno.

- Todos los valores de vida útil están expresados en número de operaciones. 5. TABLEROS

5.O. CONCEPTOS GENERALES

Tanto las protecciones como los elementos de comando para circuitos o equipos individuales deben ubicarse en puntos estratégicos de los recintos, en donde sean de fácil acceso para manipularlos y sea fácil visualizar su estado de operación. Los medios de comando y protección de equipos individuales, por razones lógicas, deberán ubicarse lo más próximo posible al equipo sobre el cual operen, salvo las excepciones que la norma Nch 4 Elec 84 contempla para equipos controlados en forma remota, o bien,cuando se trata de equipos multimotores todos los comandos y protecciones se pueden concentrar en le punto más adecuado a la operación eficaz del equipo, en los denominados "centros de control" en la citada norma. Las protecciones y comandos de distintos circuitos pueden reunirse en los puntos en que resulte más cómodo encontrarlos a los usuarios de la instalación. Todo el sistema de soporte, cubierta , conexiones internas, barras de distribución, etc., que sirven para soportar, proteger mecánicamente los dispositivos de protección y comando e interconectarlos entre si y con el resto de la instalación, es lo que constituye un tablero. En esta sección se analiza en forma suscinta las condiciones que deben cumplirse en la construcción e instalación de dichos tableros. Con el fin de no tener dudas en cuanto a la aplicabilidad de los conceptos que se comentarán en los párrafos siguientes, se ha considerado conveniente reproducir la designación que da a los tableros la norma Nch 4Elec/84. - Tableros Generales : Son los tableros principales de las instalaciones. En ellos estarán montados los dispositivos de protección y maniobra que protegen los alimentadores y que permitan operar sobre toda la instalación interior en forma conjunta o fraccionada. Tableros Generales Auxiliares: Son tableros alimentados desde un tablero general y desde ellos se protegen y operan todos los subalimentadores que alimentan tableros de distribución. Tableros de Distribuci6n: Son los tableros que contienen los dispositivos de protección y maniobra que permiten proteger y operar directamente los circuitos en que está divida la instalación o un a parte de ella; pueden ser alimentados desde un tablero general, un tablero general auxiliar o directamente desde un empalme. Tableros de Paso: Son tableros que contienen fusibles cuya finalidad es proteger derivaciones que por su capacidad de transporte no pueden ser conectadas directamente al alimentador subalimentador o línea de distribución del cual están tomadas. Tableros de Contando: Son tableros que contienen dispositivos de protección y de maniobra que permiten operar en forma simultánea sobre artefactos individuales 0 grupos de artefactos pertenecientes a un mismo circuito. Centros de Control: Son tableros que contienen los dispositivos de protección y de maniobra o únicamente dispositivos de maniobra y que permiten la operación de grupos de artefactos en forma individual, en conjunto, en subgrupos, en forma programada o no programada. 5.1. CARACTERISTICAS TECNICAS

Para la protección mecánica del conjunto la norma NCh 4 Elec/84 establece que un tablero podrá montarse en cajas, gabinetes o armarios metálicos u otro material de resistencia adecuada, dependiendo de su tamaño y ubicación física. En las figuras 5.1 a, b y c se muestran cada una de estas formas constructivas. - La referida norma fija también los espesores mínimos de la plancha de acero que cubre el tablero, cuando es este el material seleccionado para la construcción de él; estos espesores se fIjan en función del área libre que esta plancha deba cubrir, área que queda comprendida entre dos elementos estructurales contiguos o la comprendida entre aristas en el caso de cajas o gabinetes de dimensiones pequeñas. En la tabla 5.1 se muestran estos valores

5.3.1 Prescripciones CEI Las recomendaciones CEI (Comisión Electrotécnica Internacional) se encuentran contenidas en las Publicaciones IEC 144 e IEC 529, han sido adoptadas, entre otros, por los siguientes países: Austria, Alemania, Bélgica, España, Francia, Inglaterra, India, Suecia. En ellas, básicamente, la identificación del grado de protección se hace mediante la sigla IP, seguida de un número de dos cifras, salvo en el caso de Francia, en donde se agrega una tercera cifra; las Recomendaciones CEI, al ser adoptadas por un país, asumen el grado de Prescripciones y contemplan además en su articulado las pruebas que en cada caso se deben cumplir para asignarle a un equipo un determinado grado IP. En la tabla 5.5 se indica el significado de las cifras IP y una muy breve descripción de la prueba correspondiente prescrita por las normas. En algunos países de la comunidad europea se siguen las disposiciones de la Publicación CEE 24, que reemplaza el uso del índice IP por símbolos, aunque las condiciones y exigencias impuestas a los equipos son equivalentes a las establecidas por la CEI ( debe recordarse que la CEE es, en la práctica, una subcomisión regional de la CEI) . En la tabla 5.6 se muestra esta simbología y su equivalencia con los índices CEI. 5.3.2 Prescripciones NEMA Las normas NEMA ( Asociación Nacional de Fabricantes de Equipo Eléctrico- EE.UU.), tienen un alcance un tanto mas amplio puesto que, además de las disposiciones encontradas en las Prescripciones CEI, se definen otras aplicaciones, como las referentes a instalaciones en lugares peligrosos, o tan específicas como disposiciones aplicables a equipos para ser instalados en minas.

El distintivo de estas normas es la sigla NEMA seguida de un número entero que puede ir del 1 al 12 y cuyo significado se detalla a continuación.

MM 1. Uso General Es una caja o carcaza destinada básicamente a evitar el contacto accidental con partes energizadas. Es aplicable a usos interiores, en condiciones atmosféricas normales y protegerá contra la entrada de polvo o salpícaduras suaves. No puede considerarse estanca al polvo ni al agua. Es comparable al grado IP 21 NENA 2. A prueba de goteo (driptight) corresponde a cajas o carcazas de equipos similares a los NEMA 1, salvo que en este caso poseen barreras de protección contra goteo (caída vertical desde arriba de gotas de agua). Es aplicable a condiciones ambientes en que se presenten condensaciones severas, tales como lavanderías o cámaras frigoríficas. Es comparable al grado IP 33. NENA 3. Resistente a la int&Werie Corresponde a cajas o carcazas diseñadas para proveer una protección adecuada contra agentes atmosféricos como la lluvia o cellizcas. Es comparable al grado IP 33. NEMA 4. A prueba de agua (Watertight) Corresponde a una caja o carcaza diseñada para soportar la siguiente prueba: - Se le debe someter a la acción de un chorro de agua de 260 Its/minuto, lanzado con un pistón con una boquilla de 25 mm de diámetro. El chorro deberá lanzarse directamente sobre el equipo desde una distancia no superior a 3 metros, por un período de cinco minutos. Durante este tiempo el chorro podrá ser lanzado desde una o más direcciones según se desee. No deberá encontrarse muestras de penetración de agua en el interior del equipo en ninguna de las direcciones seleccionadas, al terminar la prueba en las condiciones descritas. Es comparable al grado IP 35 o al IP 45. NENA S.- Estanco al polvo (Duottight) Corresponde a una carcaza 0 caja construida con empaquetaduras o medios Similares que impidan la entrada de polvo en su interior. Es comparable al grado IP 50 1~ 6. Sumergible (submersible) Corresponde a cajas o carcazas apropiadas para aplicaciones en que los equipos puedan estar sumergidos en agua, en lugares tales como canteras, minas o cámaras. Es comparable al grado IP 57 NEMK 7. Lugares peligrosos (hazardous locationa) Corresponde a una caja o carcaza diseñada para cumplir las exigencias del NEC (National Electrical Code, EE.UU.)para ubicaciones peligrosas de la Clase I, Grupo D y construida de acuerdo a las últimas exigencias de UL (Underwriter's Laboratories Inc.). Ver Capítulo 7. No hay grado IP comparable. MM S. Lugares peligrosos

Corresponde a equipos sumergidos en aceite, diseñados en forma similar a la prescrita para NEMA 7. No hay grado IP comparable.

NEMA 9. Lugares peligrosos Corresponde a carcazas o cajas que cumplen las exigencias de aplicación del NEC para lugares peligroso Clase II, grupo F y G y diseñadas de acuerdo a las últimas exigencias de UL. - No hay grado IP comparable. NEKA ga. Lugares peligrosos Similar a NEMA 9, pero destinada a usarse en lugares peligrosos de la Clase II, grupo E. No hay grado IP comparable. MM 10. Oficina de Kinas (Bureau of Mines) Este tipo de cajas o carcazas están diseñados de acuerdo a las exigencias de la Oficina de Minas de EE.UU. y son adecuadas para el uso en minas de carbón. No hay grado IP comparable. MM 11. Resistente a los ácidos y humos (acid and fume resi.stant) Corresponde a cajas o carcazas diseñadas para el uso en interiores en donde el equipo quede expuesto a la acción de ácidos o humos corrosivos, tales como en industrias químicas, salas de tratamientos electrolíticos, plantas de tratamiento de aguas servidas, etc. En estos casos los equipos usados son del tipo sumergidos en aceite. No hay grado IP comparable.

NEMA 12. Carcazas de uno industrial (industrial use enclosure) Corresponde a cajas o carcazas diseñadas para aquellos procesos industriales en que hay materiales tales como polvos, fibras, polvillo de lino, o filtraciones de aceite a las cuales se debe impedir su penetración en el equipo eléctrico. Una caja tipo NEMA 12 debe tener empaquetaduras resistentes al aceite; la cubierta debe ponerse en su sitio en forma horizontal y debe ser fijada mediante pernos, tuercas u otro tipo de fijación que obligue al uso de herramientas para ser colocadas o retiradas. El sistema de fijación deberá ser del tipo cautivo,de modo que al retirar la tapa no sea posible que alguna de ellas se pierda. En la caja no deberá haber ningún tipo de agujeros de montaje ni cizalles para entrada de ductos; la fijación de este tipo de cajas a otros equipos o superficies se hará mediante patas externas u otros medios similares. - Es comparable al grado IP65.

6. PROTECCION CONTRA TENSIONES PELIGROSAS 6.1.

GENERALIIDADES

Una idea que con dificultad se ha abierto paso en nuestro medio, es aquella aceptada como una verdad absoluta en países industrializados y que se refiere a la aplicación de las más modernas técnicas de seguridad a todas y cada una de las actividades laborales. Esta práctica es resistida aún por quienes consideran que el "elevado gasto inicial" que ella implicaría es un derroche de recursos, sin detenerse a analizar el hecho de que este "gasto" no es una inversión de las más rentables, puesto que eficientes programas de seguridad pondrán fin a accidentes, evitando pérdidas por paros de producción, pagos de seguros, posibles multas por retrasos y muchos otros que cuantificados sobre períodos no muy largos, pondrán evidencia que el verdadero derroche de recursos es el no aplicar medidas de seguridad. En el caso de las instalaciones eléctricas, la fuente más común de accidentes para las personas, es la presencia de voltaje con respecto a tierra de partes o piezas metálicas que en condiciones normales están desenergizadas (carcazas de motores, gabinete de tablero, cubiertas de máquinas, etc.).

La variante de neutralización con conductor de protección requiere de un conductor extra que va entre la puesta a tierra de servicio y los equipos, ver Fig. 6.3. En la práctica significará llevar un conductor entre la puesta a tierra de servicio y la barra de protección de los tableros de la instalación y desde esta barra se derivan los conductores de protección a cada circuito o equipo individual. El conductor de conexión con la puesta a tierra se canalizará generalmente separado del conductor del neutro en forma muy cuidadosa y con una sección considerable de modo que su corte sea improbable. En el caso remoto que se produzca un corte de este conductor, no se presentará la elevación de tensión de las carcazas que se presentaban en la variante de neutralización pura, si bien es cierto, este corte significaría dejar al sistema sin protección contra tensiones de contacto peligroso. La condición ideal para emplear este sistema de protección, es llegar con el conductor de protección hasta la puesta a tierra de servicio de la subestaci6n; esta solución será siempre posible en el caso de instalaciones con subestaci6n propia, pero no será practicable en las instalaciones con empalme en BT, salvo en el caso en que las subestaciones de distribución empleen como puesta a tierra de servicio las matrices metálicas de agua potable y en la instalación interior el conductor de protección se conecte a las cañerías interiores de agua; en este caso toda la red de agua pasa a ser parte del conductor de protección. Otra posibilidad, es derivar el conductor de protección desde la puesta a tierra de servicio de cada empalme en las instalaciones interiores, mirando la fig. 6.3. se puede apreciar que un corte de neutro de la acometida presenta el mismo problema que en el caso de la neutralización pura, por esta razón, las normas alemanas aceptan esta solución sólo para empalmes con acometidas de secciones superiores a 10 mm2, es decir, cuando la posibilidad de corte de la acometida es remota; de modo que la aplicación de esta alternativa también quedaría excluida en las instalaciones con empalmes A-6 y A-18 y equivalentes. A su vez, el NEC (Código Eléctrico Nacional EE.UU) impone otra limitante a la aplicación de este sistema de protección; para equipos o instalaciones con protecciones de capacidad superior a 1000 A., debe combinarse este sistema de protección con protectores diferenciales que limiten la corriente de falla. La razón de esta exigencia es que al existir protecciones de la magnitud indicada, la energía liberada en cualquier falla es considerable, puesto que los niveles de cortocircuitos de la instalación son elevados, y los daños resultantes de una falla a tierra pueden provocar destrucción de equipos o daños mayores.

El corazón del dispositivo consiste en un transformador d corriente de núcleo toroidal; esta forma se escogió para lograr e, mejor rendimiento del protector. Su funcionamiento se comprenderá fácilmente analizando e comportamiento de un transformador como el mostrado en la Fiq 6.4c., el que tiene su primario dividido en dos seccione idénticas; si se aplica a cada sección primaria tensiones iguale pero se interconectan de modo que su polaridad sea sustractiva, e el secundario no se inducirá ninguna tensión puesto que los flujo primarios se anulan; si una de las tensiones primarias varía respecto de otra, aparecerá en el secundario una tensión que ser proporcional a la diferencia de tensiones primarias. Esta diferencia de tensiones la proporciona la diferencia d corrientes al ocurrir una falla a tierra, si se conecta e transformador tal como se muestra en la Fig. 6.4d, la sensibilidad obtenida con un dispositivo como el descrito, es prácticamente ilimitada por cuanto si resulta poco sensible de por sí, par alguna aplicación específica, basta con conectar su secundario a u circuito amplificador con la cual se obtendrá la respuesta que se desee. En el caso particular de los protectores diferenciales par instalaciones eléctricas se los construye de sensibilidad de nominales de 30 mA; 300 mA; 400 mA y 500 mA; todas ellas si necesidad de tener un amplificador incorporado. De acuerdo a la norma NCh, para la protección de instalaciones domiciliarias, se deben emplear protectores de 30 mA d sensibilidad nominal; la operación de estos protectores se producen realidad, con corrientes del orden de 22 mA, en tiempos de orden de 0,01 seg., con lo cual se brinda una protección absoluta a los usuarios de la instalación contra el peligro de tensiones d contacto elevadas.

6.3.3.

Protectores de Tension

De acuerdo a la definición de la norma NCh, el protector d tensión es un "dispositivo de protección destinado a desenergiza el circuito cuando en este exista una falla a tierra; opera cuando la elevación de potencial con respecto a tierra del punto fallad es superior al límite de tensión de seguridad". Esta definición parece más directa y sencilla de comprender el protector estará midiendo permanentemente la tensión de la

se hará referencia a ellos en la sección 8 sobre instalaciones en Salas de operaciones Algunos autores denominan el empleo de los transformadores de aislación con el nombre de separación galvánico". La idea base de la aplicación de este método, es que si el problema de la aparición de tensiones de contacto peligrosas, se origina en la puesta a tierra de servicio de los sistemas eléctricos, para solucionarlo bastará independizar el sistema o instalación de dicha puesta a tierra y esta independencia se logra con el transformador de aislación el cual 'no tendrá su secundario puesto a tierra de servicio en ningún punto. Usualmente estos transformadores de aislación son de razón de transformación 1:1 y la kVA para el caso monofásico y 400 V con 16 kvA para el caso trifásico. El sistema pierde efectividad cuando el equipo presenta una falla a tierra, pués el sistema queda puesto a tierra a norma NCh limita su tensión de trabajo y potencia a 250 V y 10 a través del equipo fallado y en un segundo equipo fallado se presentarán los mismos problemas que en un sistema puesto a tierra, sin ningún medio de protección; por esta razón, el empleo de transformadores de aislaci6n debe ser acompañado siempre por detectores de fugas a tierra de alta sensibilidad que deben detectar corrientes de fuga del orden de 1,0 mA; estos detectores operarán indicadores y alarmas.

6.3.5.

Tierras en sistemas de computación

El problema de una puesta a tierra de un sistema de computación no dice relación con la seguridad de los usuarios de los equipos, sino con la confiabilidad de la información que estos sistemas manejan. En una instalación eléctrica se sabe que existen a lo menos dos puestas a tierra: la de protección y la de servicio. Por las condiciones establecidas en la Norma NCh Elec/84, lo usual es que estas dos puestas a tierra estén unidas a un electrodo común; la tierra de señales de un sistema de computación deberá estar también solidamente unida a este mismo electrodo (sea este una malla, barra, o cualquier otra forma constructiva). Las distintas empresas que instalan sistemas de computación suelen exigir para las puestas a tierra de señal valores de 0.1, 1, 3 o 5 ohm de resistencia, con el fin de que la puesta a tierra no sea "ruidosa", es decir que no introduzca señales falsas al - sistema: sin embargo, la obtención de cualquier de los valores anotados, además deser de difícil o en algunos casos imposible cuando la resistividad del terreno es muy alta, no soluciona el

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