UNIVERSIDAD POLITÉCNICA SALESIANA€¦ · reservamos los derechos morales de la obra antes citada....
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UNIVERSIDAD POLITÉCNICA SALESIANA SEDE CUENCA CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Proyecto Técnico con enfoque Investigativo: Análisis y Diseño de la Instalación Eléctrica de una Electrolinera en la Ciudad de Cuenca Autores: Henry Paúl Barros Guiracocha Luis Alfredo Ortega Ortega Tutor: Ing. Diego Paúl Chacón, Mdhd. CUENCA – ECUADOR 2018 Trabajo de titulación previo a la obtención del Título de Ingeniero Eléctrico
Transcript of UNIVERSIDAD POLITÉCNICA SALESIANA€¦ · reservamos los derechos morales de la obra antes citada....
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA SALESIANA
SEDE CUENCA
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Proyecto Técnico con enfoque Investigativo:
Análisis y Diseño de la Instalación Eléctrica de una Electrolinera en la Ciudad de Cuenca
Autores:
Henry Paúl Barros Guiracocha Luis Alfredo Ortega Ortega
Tutor:
Ing. Diego Paúl Chacón, Mdhd.
CUENCA – ECUADOR
2018
Trabajo de titulación previo a la obtención del Título
de Ingeniero Eléctrico
II
CESIÓN DE DERECHOS DE AUTOR
Nosotros; Henry Paúl Barros Guiracocha, con documento de identificación N° 0104299532 y Luis Alfredo
Ortega Ortega, con documento de identificación N° 0105211023, manifestamos nuestra voluntad y
cedemos a la Universidad Politécnica Salesiana la titularidad sobre los derechos patrimoniales en virtud de
que somos autores del trabajo de titulación: ANÁLISIS Y DISEÑO DE LA INSTALACIÓN
ELÉCTRICA DE UNA ELECTROLINERA EN LA CIUDAD DE CUENCA, mismo que se ha
desarrollado para optar por el título de: Ingeniero Eléctrico, en la Universidad Politécnica Salesiana,
quedando la Universidad facultada para ejercer plenamente los derechos cedidos anteriormente.
En aplicación a lo determinado en la Ley de Propiedad Intelectual, en nuestra condición de autores nos
reservamos los derechos morales de la obra antes citada. En concordancia, suscribimos este documento en
el momento que hacemos entrega del trabajo final en formato impreso y digital a la Biblioteca de la
Universidad Politécnica Salesiana.
Cuenca, Julio del 2018
III
CERTIFICACIÓN
Yo; Ing. Diego Paul Chacón(Mdhd.) declaro que bajo mi tutoría fue desarrollado el trabajo de titulación:
ANÁLISIS Y DISEÑO DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA DE UNA ELECTROLINERA EN LA
CIUDAD DE CUENCA, realizado por los autores: Henry Paúl Barros Guiracocha y Luis Alfredo Ortega
Ortega, obteniendo el Proyecto Técnico con Enfoque Investigativo que cumple con todos los requisitos
estipulados por la Universidad Politécnica Salesiana.
Cuenca, Julio del 2018
IV
DECLARATORIA DE RESPONSABILIDAD
Nosotros; Henry Paúl Barros Guiracocha, con documento de identificación N° 0104299532 y Luis Alfredo
Ortega Ortega, con documento de identificación N° 0105211023, autores del trabajo de titulación:
ANÁLISIS Y DISEÑO DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA DE UNA ELECTROLINERA EN LA
CIUDAD DE CUENCA, certificamos que el total contenido de este Proyecto Técnico con Enfoque
Investigativo es de nuestra exclusiva responsabilidad y autoría.
Cuenca, Julio del 2018
V
DEDICATORIA
Dedico esta tesis a mis padres Eriberto Barros y Angelita Guiracocha quienes, con su esfuerzo y
perseverancia, permitieron que cumpliera con esta meta, ustedes son mi mayor orgullo y mi mejor ejemplo
de fortaleza para seguir adelante día a día. A mis hermanas Patricia y Adriana que han sido un gran apoyo
en los momentos difíciles, de igual manera a mi pequeña sobrina Cinthya, que me alegra los días con sus
locuras. Por último, dedico esta tesis a mi novia Nathaly quien, supo apoyarme y comprenderme durante
este proceso.
Henry Paúl Barros Guiracocha
Dedico esta tesis especialmente a mi mamá Gladys Ortega por la confianza y sacrificio que ameritaba
para llegar a esta instancia, a mi padre Alberto Ortega, mi hermana Alejandra Ortega, abuelitas y a mis tíos
por la motivación, apoyo y alegrías que fueron factores para conseguir el título añorado y en memoria de
mi abuelito Juan Ortega.
Luis Alfredo Ortega Ortega
VI
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a Dios, por haberme dado la vida, la salud y la perseverancia necesaria para finalizar esta
meta. A mis padres por su incentivo y su ejemplo a ser mejor persona a diario, ya que sin su esfuerzo no
hubiese sido posible llegar a esta meta. Un agradecimiento especial al Ing. Diego Chacón nuestro director
de tesis, quien durante este tiempo nos ha sabido guiar con su conocimiento en el desarrollo del proyecto.
De igual manera el agradecimiento al Ing. Pablo Robles, quien, con su apoyo y conocimiento, nos ha guiado
en varios aspectos. Un agradecimiento especial al Ing. José Manuel Aller, por su apoyo y dedicación a
supervisar y revisar el presente proyecto. Y por último a la Universidad Politécnica Salesiana y todas las
personas que la conforman, ya que ha sido nuestra segunda casa durante estos años de estudio y formación
profesional, personal y humana.
Henry Paúl Barros Guiracocha
En primera instancia agradezco a mis padres por brindarme el apoyo necesario con bases y fundamentos
de amor a la familia, factor importante que aporta para la formación personal y profesional, a mi hermana
por ese respeto y apoyo incondicional, a mis tíos Luis, Gregorio, Zoila y Rosa por estar pendientes y siempre
brindar cariño a mi familia, a mi abuelita Rosa y mi finado abuelo-padre por ser el pilar fundamental en
inculcarme valores. Agradezco al Ing. Diego Chacón por ser la persona que nos guio en todo el proceso
necesario para la culminación de la misma
Luis Alfredo Ortega Ortega
VII
RESUMEN
El presente proyecto está basado en el Análisis y Diseño de una Electrolinera en la ciudad de Cuenca, para
lo cual se inicia estudiando los tipos de VE y sus características eléctricas, de la misma forma los tipos de
baterías que poseen estos vehículos y fijar cual es la batería más comúnmente usada en la actualidad.
Posteriormente se estudian los tipos de recargas e infraestructuras y los cargadores asociados con sus
respectivos tipos de conectores, basados en la Comisión Electrotécnica Internacional, de los cuales se
escogen los más usados en los vehículos que existen en el país.
Mediante una propuesta de los lugares óptimos donde se podrá implementar el proyecto, se procede a
tomar los datos eléctricos de la barra de conexión de un lugar en específico para el diseño eléctrico de la
electrolinera. De esta manera haciendo una previsión de cargas, se calculan los circuitos de MT y BT con
sus respectivas protecciones.
Al finalizar este proceso se hacen simulaciones para cuantificar la distorsión armónica que el conjunto de
cargadores de la electrolinera puede ingresar a la red de distribución eléctrica y ofrecer una posibilidad de
atenuación de este efecto.
VIII
ABSTRACT
The present project is based on the Analysis and Design of an Electrical Station in Cuenca city, for which
it begins by studying the VE types and their electrical characteristics, in the same way the types of batteries
that these vehicles have and determinate which is the most commonly used battery nowadays.
Subsequently, the recharges types, infrastructures and the associated chargers with their respective types of
connectors are studied, based on the International Electrotechnical Commission, of those the most used
ones in vehicles that exist in the country are chosen.
Through a proposal of the optimal places where the project can be implemented, we proceed to take the
electrical data from the connection bar of a specific place for the electric design of the electric charging
station. In this way making a forecast of charges, the MT and BT circuits with their respective protections
are calculated.
At the end of this process, simulations are made to quantify the harmonic distortion that the set of chargers
from the electric charging station can get in to the electrical distribution network and offer the possibility
of attenuate this effect.
IX
GLOSARIO
V E: Vehículo Eléctrico
SEP: Sistema Eléctrico de Potencia
BT: Baja Tensión
MT: Media Tensión
AT: Alta Tensión
DC: Corriente continua
AC: Corriente alterna
CHAdeMO: CHArge de MOve (Carga para moverse)
SOC: State of Charge (estado de carga de la batería)
CS: Centro de seccionamiento
CT: Centro de transformación
ARCONEL: Agencia de Control y Regulación de Electricidad
EERCS: Empresa Eléctrica Regional Centro Sur
INEN: Instituto Ecuatoriano de Normalización
IEEE: Institute of Electrical and Electronics Engineers (instituto de Ingenieros Eléctricos y
Electrónicos)
NEC: Norma Ecuatoriana de Construcción
NEC: Norma Técnica Ecuatoriana
IEC: Comisión Electrotécnica Internacional
CS: Centro de seccionamiento
X
CT: Centro de transformación
SAVE: sistema de alimentación del vehículo eléctrico
TC: transformador de corriente
TP: transformador de voltaje
CMG: Centro de medición general
CM: Centro de medición
TR: Transformador de potencia
CP: Centro de protección
CG: Centro de generación
UP: Unidades de propiedad
UC: Unidades de construcción
XI
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Debido al deterioro medioambiental que se produce en todo el mundo y a la reducción de reservas de
petróleo, los motores de combustión interna presentan un problema importante por las emisiones que
generan, siendo una alternativa la utilización de vehículos eléctricos.
Mediante diferentes convenios que se realizan en el país para la incorporación de vehículos eléctricos y ya
que la ciudad de Cuenca es una de las principales en llevar a cabo esta alternativa de movilidad vehicular, es
necesario la implementación de estaciones de carga para estos vehículos denominadas “electrolineras”.
De esta forma nace la idea del estudio y diseño necesario para la mencionada estación de carga, ya que en
el país existe muy poca investigación al respecto, con casos de estudios de factibilidad realizados en la ciudad
de Quito y Guayaquil, los cuales no aportan de suficiente información de la parte eléctrica y de
funcionamiento de las electrolineras.
XII
JUSTIFICACIÓN
Al ser un proyecto ambicioso para el sector automotriz, existen interrogantes de los potenciales usuarios de
VE, ante los modos y tipos de recarga de las baterías del mismo, por lo que este trabajo se enfoca en cubrir
dudas sobre tipos de cargabilidad, referente a marcas de vehículos soportados por el sistema y accesos
estratégicos a las electrolineras, que serán las encargadas de suministrar energía eléctrica a las baterías de
estos vehículos en puntos programados en la ciudad de Cuenca. Esta información permitirá al sector
automotriz, tomar decisiones para la adquisición e implementación de los elementos necesarios para la
recarga del sistema vehicular eléctrico.
De este modo y ya que en algunas ciudades del país se han realizado convenios para la adquisición de nuevas
unidades de transporte de pasajeros, las cuales serán vehículos eléctricos. Surge entonces la interrogante de
cómo y en qué lugar se podrá realizar la recarga de los mismos.
La decisión de caso de estudio por el sistema de carga rápida, se ha dado por la necesidad de los usuarios
del V E en reducir el tiempo de carga del mismo, algo similar a lo que sucede con la recarga de combustible
en las gasolineras para un vehículo convencional, tiempo que varía entre 5 y 10 minutos dependiendo de la
cantidad de vehículos que afluyen en la misma.
XIII
OBJETIVOS
Objetivo general
Analizar y diseñar la instalación eléctrica de una electrolinera en la ciudad de Cuenca.
Objetivos específicos
Identificar los tipos de vehículos eléctricos existentes en la actualidad
Investigar y detallar los tipos de baterías, sus características eléctricas y capacidad de carga
Analizar las infraestructuras y modos de recarga existentes para los vehículos eléctricos.
Estudiar las normativas existentes para puntos de recarga de vehículos eléctricos y restricciones
que se pueden tener.
Establecer criterios de diseño con la implementación de cargas especiales, como el de la
electrolinera en la red de baja tensión.
Analizar el aporte de armónicos que tendría la electrolinera y sus cargadores a la red eléctrica
de la ciudad de Cuenca
XIV
ÍNDICE DE CONTENIDOS
CESIÓN DE DERECHOS DE AUTOR ................................................................................................... II
CERTIFICACIÓN.........................................................................................................................................III
DECLARATORIA DE RESPONSABILIDAD ...................................................................................... IV
DEDICATORIA ............................................................................................................................................. V
AGRADECIMIENTOS ............................................................................................................................... VI
RESUMEN .................................................................................................................................................... VII
ABSTRACT ................................................................................................................................................. VIII
GLOSARIO..................................................................................................................................................... IX
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ................................................................................................. XI
JUSTIFICACIÓN ........................................................................................................................................ XII
OBJETIVOS ............................................................................................................................................... XIII
Objetivo general ................................................................................................................................ XIII
Objetivos específicos ........................................................................................................................ XIII
ÍNDICE DE CONTENIDOS ................................................................................................................. XIV
ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................................................ XXI
ÍNDICE DE TABLAS ........................................................................................................................... XXIII
CAPÍTULO 1 ............................................................................................................................... 1
INTRODUCCIÓN .......................................................................................................................................... 1
VEHÍCULOS ELÉCTRICOS ................................................................................................................................ 1
1.1 Historia. ................................................................................................................................................... 1
XV
1.2 El Auto Eléctrico de hoy. ..................................................................................................................... 2
1.3 Tipos de Vehículos Eléctricos. ............................................................................................................ 3
1.3.1 Vehículo Híbrido. .......................................................................................................................... 3
1.3.2 Vehículo Híbrido Enchufable. .................................................................................................... 3
1.3.3 Vehículo Eléctrico Puro de Batería. ........................................................................................... 4
1.4 Baterías .................................................................................................................................................... 4
1.4.1 Tipos de Baterías. .......................................................................................................................... 4
1.4.1.1 Batería de Plomo – acido ..................................................................................................... 5
1.4.1.2 Batería de Níquel – Cadmio ................................................................................................ 5
1.4.1.3 Batería de Níquel – hidruro metálico ................................................................................. 6
1.4.1.4 Baterías de Ion – litio (LiCoO2) ......................................................................................... 6
1.4.1.5 Baterías LiFePO4 .................................................................................................................. 7
1.4.1.6 Baterías de Polímero de litio: ............................................................................................... 7
1.4.1.7 Batería ZEBRA: ..................................................................................................................... 8
1.4.1.8 Batería de Aluminio-aire....................................................................................................... 8
1.4.1.9 Batería Zinc-Aire: .................................................................................................................. 9
1.4.1.10 Comparativa de características técnicas de las baterías ................................................. 9
1.4.1.11 La batería más usada actualmente en los VE ................................................................ 11
CAPÍTULO 2 ............................................................................................................................. 12
PUNTOS DE RECARGA PARA EL VE ............................................................................................ 12
2.1 Definiciones .......................................................................................................................................... 12
2.1.1 Estación de recarga ..................................................................................................................... 12
2.1.2 Sistema de alimentación del vehículo (SAVE) ........................................................................ 12
2.1.3 Cargador que no está a bordo ................................................................................................... 12
2.1.4 Cargador dedicado que no está a bordo .................................................................................. 12
2.1.5 Estación de carga en C.A para vehículos eléctricos ............................................................... 12
2.1.6 Estación de carga en C.C para vehículos eléctricos ............................................................... 13
2.2 Tipos de Recargas ................................................................................................................................ 13
XVI
2.2.1 Recarga Lenta ............................................................................................................................... 13
2.2.2 Recarga Semirápida ..................................................................................................................... 13
2.2.3 Recarga Rápida ............................................................................................................................. 14
2.3 Modos de carga .................................................................................................................................... 14
2.4 Variaciones del modo de conexión del vehículo eléctrico ............................................................ 15
2.5 Comunicación de datos serie entre la fuente de alimentación y el vehículo eléctrico .............. 16
2.6 Infraestructuras de recarga ................................................................................................................. 17
2.6.1 Recarga en residencias (de carga lenta) .................................................................................... 17
2.6.2 Recarga semi - rápida .................................................................................................................. 18
2.6.3 Recarga rápida .............................................................................................................................. 18
2.6.4 Comparativa de los tipos de recarga ......................................................................................... 19
2.7 Conectores estandarizados por la norma IEC 62196-2:2011 para la recarga de vehículos
eléctricos. ........................................................................................................................................................... 20
2.8 Modelos de estaciones de recarga rápida ......................................................................................... 22
2.9 Placa de características técnicas en el cargador ............................................................................... 23
2.10 Normativa internacional para el punto de recarga de vehículos eléctricos. ............................. 24
2.11 Normativa nacional para el punto de recarga de vehículos eléctricos. ..................................... 24
2.12 Caso de estudio para el proyecto de diseño de una electrolinera .............................................. 25
2.12.1 Porque la elección de un sistema de recarga rápido? ........................................................... 25
2.12.2 Tipos de vehículos eléctricos en el mercado ecuatoriano ................................................... 25
2.12.3 Vehículos eléctricos que admiten carga rápida ..................................................................... 26
2.12.4 Elección del tipo de cargador .................................................................................................. 27
2.13 Ubicación estratégica de las electrolineras en la ciudad de Cuenca ........................................... 29
2.13.1 Estaciones de recarga ................................................................................................................ 29
2.13.2 Antecedentes .............................................................................................................................. 29
2.13.3 Propuesta de ubicación de electrolineras en parqueaderos públicos ................................ 30
2.13.4 Propuesta de ubicación de electrolineras en centros comerciales ..................................... 31
2.13.5 Propuesta de ubicación de electrolineras en gasolineras de la ciudad ............................... 32
XVII
2.13.6 Área de cobertura ...................................................................................................................... 32
2.13.7 Características eléctricas de los escenarios propuestos para el diseño de la electrolinera.
........................................................................................................................................................................ 34
CAPÍTULO 3 ............................................................................................................................ 38
MEMORIA DESCRIPTIVA DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA .......................................... 38
3.1 Diseño de la instalación ...................................................................................................................... 38
3.2 Propuesta de diseño ............................................................................................................................ 39
3.3 Previsión de cargas .............................................................................................................................. 40
3.4 Red subterránea de media tensión .................................................................................................... 41
3.5 Características del conductor de Media Tensión ............................................................................ 42
3.6 Centro de transformación .................................................................................................................. 44
3.6.1 Celda de Línea .............................................................................................................................. 46
3.6.2 Celda de Protección .................................................................................................................... 46
3.6.3 Celda de Medida .......................................................................................................................... 47
3.6.4 Tablero general de Baja Tensión ............................................................................................... 48
3.6.5 Transformador de Potencia ....................................................................................................... 48
3.6.6 Grupo Electrógeno ..................................................................................................................... 49
CAPÍTULO 4 ............................................................................................................................. 51
CÁLCULOS DEL DISEÑO PROYECTADO ........................................................................................ 51
4.1 Red subterránea – media tensión ...................................................................................................... 51
4.1.1 Normas de diseño eléctrico ....................................................................................................... 51
4.1.2 Intensidad nominal demandada ................................................................................................ 51
4.1.3 Sección de conductor .................................................................................................................. 54
4.1.4 Calculo de la sección por cortocircuito .................................................................................... 55
4.1.5 Resistencia de la línea .................................................................................................................. 57
4.1.6 Resistencia aparente de la línea ................................................................................................. 57
4.1.7 Caída de Tensión ......................................................................................................................... 57
XVIII
4.1.8 Caída de Tensión porcentual ..................................................................................................... 58
4.1.9 Potencia máxima a transportar dependiente de la intensidad máxima admisible ............. 59
4.1.10 Potencia máxima a transportar dependiente de la caída de tensión .................................. 60
4.1.11 Pérdidas de potencia ................................................................................................................. 60
4.2 Cálculos del centro de transformación ............................................................................................. 61
4.2.1 Corriente en Media Tensión ...................................................................................................... 62
4.2.2 Corriente en Baja Tensión (secundario del transformador) ................................................. 62
4.2.3 Corrientes de cortocircuito ........................................................................................................ 63
4.2.3.1 Calculo de la corriente de cortocircuito en Media Tensión .......................................... 63
4.2.3.2 Cálculo de la corriente de cortocircuito en Baja Tensión ............................................. 64
4.2.3.3 Acometidas desde seccionador hacia el transformador ................................................ 64
4.2.4 Protecciones del Centro de transformación ............................................................................ 66
4.2.5 Calculo de circuitos de baja tensión ......................................................................................... 69
4.2.5.1 Dimensionamiento del conductor (sección) ................................................................... 69
4.2.5.2 Intensidad máxima del conductor .................................................................................... 69
4.2.5.3 Caída de tensión .................................................................................................................. 70
4.2.5.4 Líneas de derivación............................................................................................................ 72
4.2.5.5 Protecciones para cada circuito ......................................................................................... 73
4.3 Cálculos para la malla de puesta a tierra ........................................................................................... 74
4.3.1 Área de ocupación de la malla en la instalación...................................................................... 74
4.3.2 Cálculo del radio equivalente del área seleccionada para la malla ........................................ 74
4.3.3 Inserción de la malla en el área establecida ............................................................................. 75
4.3.4 Cálculo de la longitud del conductor requerido ..................................................................... 75
4.3.5 Datos de resistencia del terreno y cálculo de la resistividad ................................................. 75
4.3.6 Cálculo de las corrientes de cortocircuito ................................................................................ 77
4.3.7 Calculo de corrientes máximas, simétricas y asimétricas lado de medio voltaje del
transformador .............................................................................................................................................. 79
4.3.8 Calculo de la corriente de máxima de falla .............................................................................. 80
XIX
4.3.10 Diseño de la malla del sistema de puesta a tierra ................................................................. 83
CAPÍTULO 5 ............................................................................................................................ 86
EFECTO DE LA INTEGRACIÓN DEL VEHÍCULO ELÉCTRICO EN LAS REDES DE
DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICAS. ............................................................................................................... 86
5.1 Demanda de electricidad del vehículo .............................................................................................. 86
5.2 Impacto en la red de distribución debido a la carga rápida del VE ............................................. 87
5.2.1 Impacto en la calidad de potencia debido a la recarga masiva de VE ................................ 88
5.2.2 Armónicos .................................................................................................................................... 88
5.2.2.1 Distorsión Armónica Total – THD y límites establecidos ........................................... 88
5.2.3 Modelado de la batería del VE .................................................................................................. 89
5.2.4 Modelado de cargadores del VE ............................................................................................... 90
5.2.5 Simulaciones y Análisis ............................................................................................................... 91
5.2.5.1 Ondas de voltaje y corriente en la barra de 22 kV con la electrolinera en
desconexión ............................................................................................................................................ 91
5.2.5.2 Distorsión Armónica presentada en las ondas de voltaje y corriente de la barra de 22
kV al conectar la electrolinera .............................................................................................................. 92
5.2.5.3 Análisis del THD en la barra de 22 kV con un cargador en funcionamiento ........... 93
5.2.5.4 Análisis del THD en la barra de 22 kV con dos cargadores en funcionamiento ...... 94
5.2.5.5 Análisis del THD en la barra de 22 kV con tres cargadores en funcionamiento ...... 95
5.2.5.6 Selección y dimensionamiento del filtro pasivo de Armónicos ................................... 96
5.2.5.7 Distorsión Armónica en la onda de voltaje, corriente y THD de la barra de 22 KV
aplicando un filtro de armónicos con los tres cargadores en funcionamiento............................. 99
5.2.5.8 Análisis de resultados ........................................................................................................ 102
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................................................... 103
Conclusiones ............................................................................................................................................. 103
Recomendaciones .................................................................................................................................... 104
BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................................... 105
XX
ANEXOS .................................................................................................................................. 107
Anexo 1: Características técnicas del cargador rápido EV link de Schneider Electric. ................. 108
Anexo 2: Cabina de transformación ..................................................................................................... 111
Anexo 4: Plano Arquitectónico del área de ocupación de la electrolinera ...................................... 114
Anexo 5: Diagrama eléctrico unifilar de la electrolinera .................................................................... 117
Anexo 6: Características técnicas del transformador Minera HE+ de Schneider Electric........... 119
Anexo 7: Características técnicas del grupo generador electrógeno ................................................ 122
Anexo 8: Distribución de Ductos y pozos para el sistema eléctrico................................................ 125
Anexo 9: Calibración del fusible de protección de líneas de MT ..................................................... 127
Anexo 10: Obtención de cálculo de la demanda y carga instalada ................................................... 130
XXI
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1-1. Tipos de Vehículos Eléctricos [7] ........................................................................................................ 3
Figura 1-2. Batería de Plomo – Acido [9] ............................................................................................................... 5
Figura 1-3. Batería de Níquel – Cadmio [10] ......................................................................................................... 5
Figura 1-4. Batería de Níquel – hidruro metálico [11] .......................................................................................... 6
Figura 1-5. Batería de Ion – litio del VE Nissan Leaf [12] .................................................................................... 6
Figura 1-6. Batería de litio-ferro fosfato [13] ........................................................................................................... 7
Figura 1-7. Batería de Polímero de litio [14] .......................................................................................................... 7
Figura 1-8. Batería Zebra [15] ................................................................................................................................... 8
Figura 1-9. Batería de Aluminio – aire [16] .............................................................................................................. 8
Figura 1-10. Batería de Zinc – aire [17]. ................................................................................................................... 9
Figura 2-1. Infraestructura de recarga del VE [19] .............................................................................................. 16
Figura 2-2. Ejemplo de recarga domestica de Renault ZOE [19]. ................................................................... 17
Figura 2-3. Ejemplo de recarga semi - rápida en un centro comercial del Mitsubishi i-MiEV [19] ............. 18
Figura 2-4. Ejemplo de recarga rápida con un supercargador Tesla de hasta 120 kW [20] ......................... 19
Figura 2-5. Cargador rápido EVlink...................................................................................................................... 28
Figura 2-6. Tipos de conectores usados por el cargador [27] ........................................................................... 28
Figura 2-7. Ubicación de parqueaderos públicos dentro de la zona céntrica de la ciudad de Cuenca ......... 30
Figura 2-8. Ubicación de centros comerciales que cubren la ciudad de Cuenca ............................................. 31
Figura 2-9. Ubicación de gasolineras en la ciudad de Cuenca ............................................................................ 32
Figura 2-10. Áreas de cobertura en la ciudad para las tres propuestas de diseño. ........................................... 33
Figura 2-11. Escenarios correspondientes al diseño propuesto ......................................................................... 35
Figura 2-12 Características eléctricas del alimentador 102. ................................................................................. 36
Figura 2-13. Características eléctricas del alimentador ....................................................................................... 37
Figura 3-1. Diseño Eléctrico general de la electrolinera ..................................................................................... 39
Figura 3-2. Área de ocupación de la electrolinera ............................................................................................... 40
Figura 3-3. Características generales de los diversos constituyentes que conforman el cable
VOLTALENE [16]. .................................................................................................................................................. 42
Figura 3-4. Diagrama unifilar de la instalación eléctrica de la electrolinera .................................................... 44
Figura 3-5. Centro de transformación, generación y protecciones. ......................................................... 45
Figura 3-6. Celda de entrada de línea [31] ............................................................................................................ 46
Figura 3-7. Celda de protección [31] ..................................................................................................................... 46
Figura 3-8. Celda de medida [31] ........................................................................................................................... 47
Figura 3-9. Tablero de baja tensión [31] ............................................................................................................... 48
Figura 3-10. Transformador de hasta 1600KVA [32]......................................................................................... 49
Figura 3-11. Generador electrógeno Himoinsa de 200 KVA [33] .................................................................... 50
Figura 4-1. Curvas características y valores comerciales del fusible Tipo K ................................................... 67
Figura 4-2. Curva del fusible elegido ..................................................................................................................... 68
XXII
Figura 4-3. Dimensiones de la malla de puesta a tierra ...................................................................................... 75
Figura 4-4. Curvas para aproximar el factor de división Sf [19] ....................................................................... 82
Figura 4-5. Distribución final de electrodos de la malla de puesta a tierra ..................................................... 85
Figura 5-1. Modelo dinámico de la batería de un VE de la librería Sim Power Systems de Matlab [36] ... 89
Figura 5-2. Modelo de la estación de carga rápida a ser simulado en Simulink – Matlab ............................ 90
Figura 5-3. Onda de voltaje medido en la barra de 22 kV sin distorsión armónica. ..................................... 91
Figura 5-4. Onda de corriente medido en la barra de 22 kV sin distorsión armónica. ................................. 92
Figura 5-5. Onda de voltaje medido en la barra de 22 kV con presencia de armónicos. ............................. 92
Figura 5-6. Onda de corriente medido en la barra de 22 kV con presencia de armónicos. ......................... 93
Figura 5-7. Grafica del THD presente en la onda de voltaje, con un cargador en funcionamiento ........... 93
Figura 5-8. Grafica del THD presente en la onda de corriente, con un cargador en funcionamiento ........ 94
Figura 5-9. Grafica del THD presente en la onda de voltaje, con dos cargadores en funcionamiento ..... 94
Figura 5-10. Grafica del THD presente en la onda de corriente, con dos cargadores en funcionamiento.
....................................................................................................................................................................................... 95
Figura 5-11. Grafica del THD presente en la onda de voltaje, con tres cargadores en funcionamiento .... 95
Figura 5-12. Grafica del THD presente en la onda de corriente, con tres cargadores en funcionamiento.
....................................................................................................................................................................................... 96
Figura 5-13. Configuración del filtro de armónicos ............................................................................................ 97
Figura 5-14. Impedancia vs frecuencia de un filtro sintonizado [21] ............................................................... 97
Figura 5-15. Implementación de un filtro de armónicos a la estación de carga ........................................... 100
Figura 5-16. Onda de voltaje simulada de la barra de 22 kV con la implementación del filtro de
armónicos. ................................................................................................................................................................. 100
Figura 5-17. Grafica del THD presente en la onda de voltaje, con tres cargadores en funcionamiento y la
implementación del filtro de armónicos. .............................................................................................................. 101
Figura 5-18. Onda de corriente simulada de la barra de 22 kV con la implementación del filtro de
armónicos. ................................................................................................................................................................. 101
Figura 5-19. Grafica del THD presente en la onda de corriente, con tres cargadores en funcionamiento y
la implementación del filtro de armónicos. .......................................................................................................... 102
XXIII
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1-1. Comparativa de las características técnicas de los tipos de baterías [18] ....................................... 10
Tabla 2-1. Cuadro comparativo de los diferentes modos de recarga ............................................................... 14
Tabla 2-2. Comparativa de los tipos de recarga [19] ........................................................................................... 19
Tabla 2-3. Tipos de conectores para VE según la norma IEC 62196-2 [22] .................................................. 20
Tabla 2-4. Características de los cargadores más comunes en la actualidad ................................................... 22
Tabla 2-5. Características de los VE que admiten carga rápida [26]................................................................. 26
Tabla 2-6. Escenarios correspondientes al diseño propuesto ........................................................................... 33
Tabla 2-7. Características eléctricas y de protección del alimentador 422 ....................................................... 35
Tabla 2-8. Características eléctricas y de protección del alimentador 102 ....................................................... 36
Tabla 2-9. Características eléctricas y de protección del alimentador 822 ...................................................... 37
Tabla 3-1. Previsión de cargas para estaciones de carga y complementarios .................................................. 41
Tabla 3-2. Características eléctricas y de protección de la red de media tensión. .......................................... 41
Tabla 3-3. Características específicas del conductor VOLTALENE XLPE [16] .......................................... 43
Tabla 3-4. Características técnicas del transformador de distribución [32] ..................................................... 49
Tabla 4-1. Coeficientes de corrección en base a cables en el interior de tubos enterrados [30] .................. 53
Tabla 4-2. Coeficientes de corrección en base a la profundidad de cables enterrados [30]. ........................ 53
Tabla 4-3. Intensidad máxima soportada por el conductor en base a la sección, para voltajes de 18/30 kV
en tuberías [30] ........................................................................................................................................................... 55
Tabla 4-4. Densidad máxima de corriente de cortocircuito, en A/mm², conductor de cobre [30] ............ 55
Tabla 4-5. Características eléctricas del transformador de Schneider Electric [32]........................................ 63
Tabla 4-6. Constante C para conductores de cobre [30] .................................................................................... 65
Tabla 4-7. Condiciones para el dimensionamiento del fusible de protección ................................................ 68
Tabla 4-8. Corriente admisible- sección del conductor ...................................................................................... 70
Tabla 4-9. Resistividad del cobre y coeficiente de temperatura ........................................................................ 72
Tabla 4-10. Resultados de sección del conductor ............................................................................................... 73
Tabla 4-11. Protecciones del circuito de baja tensión ......................................................................................... 74
Tabla 4-12. Datos obtenidos mediante el método Wenner ............................................................................... 76
Tabla 4-13. Características eléctricas del transformador usado para el diseño ............................................... 77
Tabla 4-14. Valores típicos del factor de decremento DF [19] ......................................................................... 79
Tabla 4-15. Temperatura máxima de fusión para conductores [19]. ................................................................ 83
Tabla 5-1. Características de la carga para el vehículo eléctrico [9] .................................................................. 87
Tabla 5-2. Límites máximos de THD establecidos. ............................................................................................ 88
1
CAPÍTULO 1
INTRODUCCIÓN
El vehículo eléctrico se presenta como una solución global para la movilidad en las ciudades, ya
que está directamente asociado a la calidad del aire, la calidad de vida y por ende al desarrollo de una
ciudad [1], [2], [3]. Según el más reciente informe de calidad del aire realizado por la EMOV EP en el
año 2015 [4], la emisión de material fino particulado MP10, fue de 31.6µg/𝑚3 (micro gramo por
metro cúbico) en el año 2014 y 39.9µg/𝑚3 en el año 2015.
De todas estas variables, el 75 por ciento de la contaminación atmosférica en la ciudad de Cuenca,
es causada por el parque automotor que, mediante estudios realizados en el año 2016, la ciudad estaba
formada por 110.000 vehículos particulares y 475 buses urbanos [4].
Con un crecimiento de dos por ciento anual del parque automotor, se prevé que la contaminación
ambiental también se vea incrementada [4]. En la toma de medidas para reducir la contaminación,
está la inserción de vehículos eléctricos los cuales, al no poseer un motor de combustión interna,
dejarían de emitir gases de efecto contaminante hacia el ambiente, lo cual conlleva a un estilo de vida
mejor y ayudará a la toma de decisión de la población de dejar el vehículo convencional.
Vehículos Eléctricos
1.1 Historia.
Durante la última década del siglo XIX, la mayoría de vehículos eran eléctricos respecto a los
vehículos a combustión. Los vehículos eléctricos durante esta época eran los principales medios de
transporte, dominantes de las vías y el mercado, siendo estos desarrollados con las tecnologías más
novedosas y populares de aquel tiempo. Posteriormente, en 1910 los vehículos a combustión
ingresaron al mercado con gran fuerza, ya que la mayoría de estos eran fabricados en líneas de
producción y ensamblaje. Este nuevo sistema de fabricación de vehículos prácticamente desplazó del
2
mercado a los antiguos fabricantes de vehículos tanto eléctricos como a combustión, debido a la
disminución de costos de producción [5].
Posteriormente los dominantes del mercado, fueron los vehículos a combustión por sus bajos
precios, eliminando casi por completo la fabricación de vehículos eléctricos. A esto se sumaron
factores como la falta de infraestructuras eléctricas fuera de las ciudades en esa época, lo que limitaba
la circulación de vehículos eléctricos dentro de la ciudad solamente, debido a la dificultad de
almacenar carga en bancos de baterías y el costo de la energía eléctrica, que en la época era mucho
más cara que el combustible.
Para fines de la primera guerra mundial la producción de vehículos eléctricos se detuvo por
completo. Para los años 60 y 70 se observó el renacimiento del vehículo eléctrico, impulsado por la
cantidad limitada de petróleo y la contaminación atmosférica.
Durante los años 90 se reanudó la producción de vehículos eléctricos por parte de las grandes
marcas de automóviles, impulsando la fabricación de vehículos híbridos y eléctricos por mandatos,
como ejemplo es el ZEV (vehículos de emisión cero), emitido en california [5].
1.2 El Auto Eléctrico de hoy.
El vehículo eléctrico hoy en día hace uso de tecnología, que satisface las necesidades de movilidad
de la población con cero emisiones en la propulsión del mismo. Este tipo de vehículo en su principal
objetivo de uso, se enfoca a brindar servicio a empresas de transporte masivo como por ejemplo
cooperativas de taxis y el servicio colectivo mediante el autobús eléctrico.
Actualmente existen barreras a superar como la baja acumulación de energía en las baterías, su
peso elevado y necesitad de mayor autonomía, además el desarrollo de redes de recarga publica,
factores que, al ser dominados, promuevan el uso de este vehículo y haga tomar conciencia a la
población de las muchas ventajas que ofrece un VE [6].
3
1.3 Tipos de Vehículos Eléctricos.
En la actualidad se disponen en el mercado automotriz de tres tipos de vehículos eléctricos: el
vehículo híbrido, híbrido enchufable y el vehículo eléctrico puro. Los detalles de cada uno de estos
vehículos se muestran a continuación.
Figura 1-1. Tipos de Vehículos Eléctricos [7]
1.3.1 Vehículo Híbrido.
En este tipo de vehículo destaca su interacción entre el motor de combustión interna y un motor
eléctrico, haciendo uso únicamente del combustible como fuente energética. El funcionamiento del
motor eléctrico se da en velocidades bajas, por ejemplo, en el arranque y cuando el sistema de baterías
esté cargado, para evitar la emisión de gases contaminantes. El motor de combustión interna del
vehículo, se pondrá en funcionamiento cuando se requiera una mayor velocidad y potencia de este, y
cuando sea necesario la carga del sistema de baterías [6].
El vehículo híbrido no permite la carga de la batería mediante una fuente exterior a electricidad.
Sus baterías no tienen la capacidad de almacenar gran cantidad de energía como se da en el caso del
VE puro, ya que en todo momento se dan intervalos de carga y descarga. El consumo de combustible
se ve reducido entre el 25% y el 40% y su batería puede ser cargada mediante el frenado regenerativo
cuando el conductor presiona el freno, obteniendo así energía cinética para la carga y el motor de
gasolina [7].
1.3.2 Vehículo Híbrido Enchufable.
El VE híbrido enchufable, hace uso de su motor de combustión interna, o del motor eléctrico,
dependiendo del grado de potencia que se solicite para el desplazamiento del mismo. Este vehículo
4
hace uso de dos fuentes externas de energía: la primera proveniente del combustible que permite
mover el motor de combustión interna y la electricidad proveniente de la red eléctrica que permite
cargar la batería. La batería puede ser cargada mediante el motor a gasolina, el frenado regenerativo
(utiliza la energía cinética almacenada) y cuando el vehículo es conectado a un punto de recarga [7].
1.3.3 Vehículo Eléctrico Puro de Batería.
Las características que tiene este tipo de vehículo son las de: un sistema de propulsión formado
por un motor eléctrico, un sistema de control o controlador que regula la velocidad y aceleración del
mismo, un sistema de almacenamiento de energía (baterías) y un sistema de recarga. No utilizan
ningún tipo de combustible especifico, por lo que no emiten contaminantes hacia la atmósfera y son
fabricados principalmente para ser usados en lugares céntricos y autopistas de distancias cortas [5].
Los tiempos de recarga de sus baterías puede ir desde unos cuantos minutos hasta varias horas,
dependiendo del sistema de carga al cual vaya a ser conectado.
1.4 Baterías
Las baterías cumplen un papel fundamental en el funcionamiento del VE, ya que son las
encargadas de almacenar y distribuir energía hacia los componentes eléctricos del vehículo. En los
vehículos eléctricos el principal problema es el almacenamiento de energía, un punto crítico al
momento de movilizarse de un punto a otro, ya que dependiendo del tipo de batería y de los
componentes que se emplean para su fabricación, se podrá almacenar mayor cantidad de energía en
las mismas y por ende el vehículo tendrá mayor autonomía, lo cual se verá reflejado en mayor
cantidad de Wh/Km [8].
1.4.1 Tipos de Baterías.
A continuación, se detalla los diferentes tipos de batería para vehículos eléctricos usados en la
actualidad:
5
1.4.1.1 Batería de Plomo – acido
Figura 1-2. Batería de Plomo – Acido [9]
Este tipo de batería es la más antigua y es utilizada en los vehículos convencionales para funciones
de arranque e iluminación por su bajo costo. Debido a su tamaño, recarga lenta, peso y toxicidad que
presenta el plomo, no es utilizada en los VE.
1.4.1.2 Batería de Níquel – Cadmio
Figura 1-3. Batería de Níquel – Cadmio [10]
Baterías también utilizadas en la industria automotriz, pero por el alto costo de sus elementos no
son muy utilizadas en automóviles, más bien están orientadas al uso en aviones, helicópteros o
vehículos militares, debido a su gran rendimiento en bajas temperaturas. Este tipo de batería reduce
su capacidad de almacenamiento con cada recarga.
6
1.4.1.3 Batería de Níquel – hidruro metálico
Figura 1-4. Batería de Níquel – hidruro metálico [11]
Batería de prestaciones similares a la batería de níquel-cadmio, con mejor capacidad, pero con aun
un número limitado de recargas y deterioro frente a temperaturas elevadas, por este motivo se limita
su vida útil, es utilizado por el modelo Prius de Toyota, aunque generen demasiado calor y se
recarguen lentamente. [8]
1.4.1.4 Baterías de Ion – litio (LiCoO2)
Figura 1-5. Batería de Ion – litio del VE Nissan Leaf [12]
Este tipo de batería de reciente creación formada por un electrolito de sal de litio y electrodos de
litio, cobalto y oxido, ha permitido obtener altas energías específicas, alta eficiencia, así como la
ausencia de mantenimiento y tamaños reducidos. Las desventajas que presentan este tipo de baterías
son: su alto costo de producción, son frágiles y pueden explotar por el sobrecalentamiento, por esto
deben ser almacenadas con mucho cuidado [12].
7
1.4.1.5 Baterías LiFePO4
Figura 1-6. Batería de litio-ferro fosfato [13]
Tipo de batería Ion-litio, parecida a la anterior, con la diferencia de que no usa el cobalto en su
fabricación, motivo por el cual tiene una mayor estabilidad y seguridad al momento de su uso. Una
ventaja importante que resalta esta batería es su ciclo de vida más largo y una mayor potencia, con la
desventaja de su alto de producción.
1.4.1.6 Baterías de Polímero de litio:
Figura 1-7. Batería de Polímero de litio [14]
Otra variación de las baterías Ion-litio que cuenta con algunas mejoras como una densidad
energética mayor, una potencia más elevada y además ligeras. Su elevado costo y ciclo de vida
reducido no hace que sea una opción clara al momento.
8
1.4.1.7 Batería ZEBRA:
Figura 1-8. Batería Zebra [15]
Baterías, también llamadas de sal fundida, trabajan a 250ºC y tienen como electrolito cloro
aluminato de sodio triturado. Es una batería compleja, de mayor contenido químico, pero que
consigue unas características de energía y potencia interesantes. Tienen el mejor ciclo de vida de todas
las baterías, pero requieren ocupar mucho espacio y su potencia es baja. [8]
1.4.1.8 Batería de Aluminio-aire
Figura 1-9. Batería de Aluminio – aire [16]
Consideradas “pilas de combustible” por la necesidad de sustituir los electrodos de metal gastados
por unos nuevos. Con una capacidad de almacenamiento de hasta diez veces más que las de tipo Ion-
litio y una densidad energética fuera del alcance del resto, este tipo de batería no ha tenido una buena
9
aceptación comercial debido a sus problemas de recarga y de fiabilidad. Se encuentran en fase
experimental. [8].
1.4.1.9 Batería Zinc-Aire:
Figura 1-10. Batería de Zinc – aire [17].
Desarrolladas por una compañía suiza, y en fase experimental, pero más avanzada que las de
Aluminio-Aire, estas baterías necesitan obtener el oxígeno de la atmosfera para generar una corriente.
Tiene un alto potencial energético, fiabilidad y son capaces de almacenar el triple de energía que las
de Ion-litio en el mismo volumen y con la mitad del costo. Según algunos expertos, el zinc se
posiciona como el combustible eléctrico del futuro. [8]
1.4.1.10 Comparativa de características técnicas de las baterías
10
Tabla 1-1. Comparativa de las características técnicas de los tipos de baterías [18]
TIPO
ENERGÍA ESPECÍFICA
Wh/kg
POTENCIA ESPECÍFICA
W/kg
RENDIMIENTO %
CICLO DE VIDA
Pb – ácido
35 - 50
150 - 400
80
300 - 500
Ni – Cd
30 - 50
100 - 150
75
1000 - 2000
Ni – MeH
60 - 80
200 - 300
70
1000 - 2000
Al – aire
200 - 300
100
<50
No disponible
Zn – aire
100 - 220
30 - 80
60
No disponible
Na – S
150 - 240
230
85
1000
Na - MeCI
90 – 120
130 - 160
80
1000
Li – pol
150 - 200
350
No disponible
500
Li – ión
80 -130
200 - 300
>95
1000
Como se puede observar en la Tabla 1-1, se presenta información técnica de las características de
las baterías mencionadas anteriormente, donde la primera fila muestra las características de una
batería plomo acido (Pb - acido) batería convencional de 12V (no usada en VE). La última fila muestra
las características de una batería de iones de litio (Li - ION), baterías de las más utilizadas en la
actualidad en VE, debido a que presentan una elevada densidad de energía, además que no presentan
el efecto memoria (fenómeno que reduce la capacidad de las baterías con cargas incompletas), tienen
un numero de cargas superior a las de Ni – MH y mantienen su capacidad por encima del 90% tras
1000 ciclos de carga, su impacto ambiental es reducido, algunos inconvenientes que presenta es su
11
elevado precio, la perdida de capacidades electroquímicas con temperaturas de más de 50oC y
rendimiento reducido a temperaturas bajas y una vida útil media de 3 años [18].
1.4.1.11 La batería más usada actualmente en los VE
Las baterías de Ion – Litio hoy en día presentan la mejor opción para ser instaladas en un VE, y
al ser una tecnología aun en desarrollo los fabricantes aspiran a tener un gran margen de mejora en
un futuro cercano
Este tipo de batería como se mencionó con anterioridad es utilizado en el VE Nissan Leaf y tiene
una capacidad de 24 kWh, ensamblada por Automotive Energy Supply Corporation (AESC), siendo
el fabricante de baterías automotrices más grande actualmente ubicada en Yokohama - Japón. La
batería está formada de 48 módulos individuales conectados en serie, con una capacidad de 32,5 Ah,
potencia promedio de 20 kWh (para preservar la vida útil del ciclo de carga), con un voltaje máximo
de carga cercano a 384V [12].
12
CAPÍTULO 2
PUNTOS DE RECARGA PARA EL VE
2.1 Definiciones
2.1.1 Estación de recarga
Se denomina así al conjunto de componentes y equipos que se utilizan para suministrar ya sea
corriente continua C.C o corriente alterna C.A al VE, mediante la toma de corriente se conectara la
alimentación hacia el vehículo.
2.1.2 Sistema de alimentación del vehículo (SAVE)
El sistema de alimentación hacia el VE consta de los equipos necesarios como son: conductores
de fase, neutro, toma de tierra para protección, acoplamientos del VE, clavijas de sujeción, enchufes
de salida de potencia, instalados específicamente con el fin de aportar energía desde la toma de energía
hacia el vehículo y permitir la comunicación entre estos de ser necesario.
2.1.3 Cargador que no está a bordo
Este tipo de cargador se conecta a la toma de C.A y está diseñado para operar fuera del vehículo,
este tipo de cargador suministra corriente continua al VE.
2.1.4 Cargador dedicado que no está a bordo
Tipo de cargador que no se encuentra a bordo y se utiliza con algunos tipos de VE y pude tener
funciones de comunicación y control de carga del vehículo.
2.1.5 Estación de carga en C.A para vehículos eléctricos
Conforman todos los componentes y equipos necesarios utilizados para suministrar C.A al
vehículo, instalados en envolventes y que poseen funciones de control especiales.
13
2.1.6 Estación de carga en C.C para vehículos eléctricos
Contienen todos los componentes y equipos necesarios utilizados para suministrar C.C al
vehículo, instalados en envolventes y se encuentra situado fuera del vehículo.
Si se pretende que la velocidad de carga del VE sea rápida, se recomienda el uso de los conectores
tipo CHAdeMo ya que su ventaja de carga es óptima para un entorno público.
2.2 Tipos de Recargas
El tipo de carga es importante para el diseño ya que involucra características de baterías conectores
y estaciones de carga, en este caso el dato que se recolecta es la potencia suministrada de punto de
recarga.
2.2.1 Recarga Lenta
Este tipo de carga utiliza un nivel de voltaje convencional, es decir un voltaje de 240 Voltios y 16
Amperes de corriente, entregando en ese punto una potencia aproximada de 3.8 kW
Con este nivel de potencia, la batería se demora en cargar en un tiempo aproximado de 8 horas,
siendo óptima para la recarga de vehículos eléctricos en la zona horaria nocturna, ubicadas en
domicilios.
2.2.2 Recarga Semirápida
Este tipo de carga utiliza un nivel de voltaje convencional, es decir un voltaje de 240 (VAC) y 32
Amperes de corriente, entregando en ese punto una potencia aproximada de 7.7 kW
Con este nivel de potencia, la batería se demora en cargar en un tiempo aproximado de 4 horas,
siendo óptima para la recarga de vehículos eléctricos en la zona horaria nocturna, en lugares como
garaje de viviendas unifamiliar o garajes comunitarios
14
2.2.3 Recarga Rápida
Este tipo de carga utiliza un nivel de corriente eléctricas más altas que las anteriores tiene como
objetivo entregar la energía en corriente continua, obteniendo una potencia de salida
aproximadamente de 50 kW.
Con este nivel de potencia, la batería se carga un 60 % en un tiempo aproximado de 15 minutos,
tiempo que es concedida por el cliente para su repostaje con un vehículo de combustión interna
Este tipo de carga al tener mayor potencia y exigencias, implica cambios o adecuaciones a las redes
eléctricas actuales
2.3 Modos de carga
Los modos de carga se estructuran por niveles de corriente, potencia y el tipo de carga que es
empleada, a continuación, se muestra una tabla 2-1, donde se observa las características de cada modo.
Tabla 2-1. Cuadro comparativo de los diferentes modos de recarga
MODO POTENCIA
(KW)
CORRIENTE
(A)
GRÁFICA
CARGA
Modo
1
3.7-11
16 A por fase
Lenta
Modo
2
7.4-22
32 A por fase
Lenta
Modo
3
14.8-43
64 A por fase
Semi rápida
Modo
4
50-150
400ª
Rápida
15
En la Tabla 2-1, se pueden observar los cuatro modos de carga descritos dentro de la normativa
IEC 61851-1:2010, los mismos que se detallan a continuación:
Carga en modo 1: La conexión del VE se la hace a la red de C.A, utilizando tomas de
corriente normalizadas de hasta 16 A, en el lado de la alimentación ya sean monofásicos
o trifásicos, haciendo uso de fases, neutro y conductores de toma a tierra y protección.
Carga en modo 2: La conexión del VE se la hace a la red de C.A, utilizando tomas de
corriente normalizadas de hasta 32 A, ya sean monofásicos o trifásicos, haciendo uso de
fases, neutro y conductores de toma a tierra y protección junto con un conductor piloto
de control entre el VE y la estación de carga.
Carga en modo 3: La conexión del VE se realiza directamente a la red de alimentación
de C.A, con el uso de SAVE dedicados, donde el conductor piloto de control se extiende
al equipo permanentemente conectado a la red de C.A.
Carga en modo 4: La conexión del VE a la red de C.A es indirecta, ya que esta se da
mediante un cargador externo o conversor, donde el conductor piloto de control se
extiende al equipo permanentemente conectado a la red de C.A.
2.4 Variaciones del modo de conexión del vehículo eléctrico
Mediante la norma IEC 61851-1:2010, podemos saber que existen varios tipos de conexión que
puede tener un VE.
16
Figura 2-1. Infraestructura de recarga del VE [19]
Conexión caso A: conexión de un vehículo eléctrico a la red de corriente alterna, mediante un
cable de alimentación y una clavija permanente unidas al VE.
Conexión caso B: conexión de un vehículo eléctrico a la red de corriente alterna, mediante un
cable de carga desmontable con conector al vehículo y un equipo de alimentación en corriente alterna.
Conexión caso C: conexión de un vehículo eléctrico a la red de corriente alterna, mediante un
cable de alimentación y un conector del vehículo permanentemente unidos al equipo de alimentación
(modo 4 de carga).
2.5 Comunicación de datos serie entre la fuente de alimentación y el vehículo
eléctrico
Según los distintos modos de carga enunciados con anterioridad, se especifica la comunicación de
datos serie a continuación:
Carga en modo 1: la comunicación de datos serie no es utilizada
Carga en modo 2: la comunicación de datos serie es opcional
Carga en modo 3: la comunicación de datos serie es opcional
17
Carga en modo 4: la comunicación de datos serie es totalmente obligatoria, ya que permite al
vehículo controlar las opciones de carga, tiempos, niveles de corriente con el cargador.
2.6 Infraestructuras de recarga
Actualmente en países donde desde hace tiempo los VE vienen utilizándose, existen varios tipos
de puntos de recarga, según el lugar donde se realice su instalación, ya sea en la vía pública, en un
entorno controlado, en el interior de garajes o en viviendas.
Con el fin de lograr que el usuario del VE, tenga la facilidad de cargar su vehículo y solucionar el
problema de autonomía, se disponen de distintas infraestructuras de recarga para este, y así se pueda
tener acceso a la energía requerida en cualquier momento y lugar.
2.6.1 Recarga en residencias (de carga lenta)
Este tipo de recarga la soportan todos los vehículos eléctricos del mercado dada su sencillez, ya
que se trata en conectar el vehículo a cualquier tomacorriente domestico tipo (Schuko). La carga se
da con una corriente alterna bifásica o monofásica a 230V, 16 A y 3,6 kW de potencia máxima, con
un tiempo de carga que depende de la capacidad que tenga la batería que incorpora el VE (5-8 horas),
de esta manera la solución de carga domiciliaria es muy utilizada por su disponibilidad, con la
desventaja del tiempo que toma cargar el vehículo [19].
Figura 2-2. Ejemplo de recarga domestica de Renault ZOE [19].
18
2.6.2 Recarga semi - rápida
Es un tipo de recarga no muy extendida al momento, ya que está enfocado principalmente a zonas
públicas como aparcamientos en la vía, o semipúblicas como centros comerciales. Su alimentación
consiste en una corriente alterna monofásica o bifásica de 230V, 32A y 8-14 kW de potencia, que
permite que el vehículo eléctrico se cargue entre 1-3 horas, con corriente alterna trifásica de 400V,
63A y con 22-43 kW de potencia, se conseguiría cargar el VE en 30 minutos [19].
Figura 2-3. Ejemplo de recarga semi - rápida en un centro comercial del Mitsubishi i-MiEV [19]
2.6.3 Recarga rápida
Tipo de recarga que requiere de una instalación eléctrica dedicada, ya que maneja una corriente
continua de hasta 600V y 400A con una potencia de hasta 240 kW y permiten cargar el 80% de la
batería del VE en un tiempo que varía entre 10-30 minutos. Este tipo de recarga está destinada
especialmente a estaciones de servicio que oferten el servicio de carga rápida conocidas como
electrolineras y que además dispongan de un área destinada para el montaje de la misma [19].
19
Figura 2-4. Ejemplo de recarga rápida con un supercargador Tesla de hasta 120 kW [20]
2.6.4 Comparativa de los tipos de recarga
A continuación, en la Tabla 2-2, se describen las comparativas técnicas entre los tipos de recarga
más comunes, así como los tiempos estimados de recarga.
Tabla 2-2. Comparativa de los tipos de recarga [19]
Potencia e intensidad eléctrica
Carga lenta Carga semi-rápida Carga rápida
Corriente monofásica – bifásica de 230V e intensidad de 16A. Potencia hasta 3,7 kW Corriente trifásica de 400V e intensidad de 16A. Potencia hasta 11 kW
Corriente monofásica – bifásica de 230V e intensidad entre 32-63A. Potencia entre 7,4-14,5 kW Corriente trifásica de 400V e intensidad entre 32-63A. Potencia entre 22-43,5 kW
Corriente continua de hasta 600V e intensidad hasta 400A. Potencia hasta 220 kW Corriente alterna de 500V e intensidad hasta 250A. Potencia hasta 220 kW
Tiempo estimado de
recarga
5,5 horas (h) para una recarga completa con corriente monofásica 2h con corriente trifásica
Entre 3h (32A) y 1,5h (63A) con corriente monofásica Entre 1h (32A) y 30min (63A) con corriente trifásica
Entre 5-8 minutos
Localización óptima
En viviendas, lugares de trabajo, aeropuertos
En centros urbanos, supermercados, centros comerciales
Estaciones de servicio (electrolineras)
El VE se deja cargando mientras se realizan
El VE se carga en un tiempo corto, el usuario
20
¿Cuándo se utiliza?
El VE se deja cargando por un tiempo prolongado ( toda la noche, una jornada laboral, etc.)
compras o se disfruta de algún entretenimiento (cine, teatro, partido de futbol, etc.)
puede permanecer en el vehículo o disfrutar de compras, o un almuerzo.
2.7 Conectores estandarizados por la norma IEC 62196-2:2011 para la recarga de
vehículos eléctricos.
En la actualidad existen variedades de conectores avaladas por sus marcas tanto para BYD
EMotors, Nissan etc. Estos conectores tienen como objetivo principal de suministrar energía desde
el centro de carga hacia las baterías de los vehículos eléctricos [21]
Basado en el estándar de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC 62196-1:2011) la que
indica las formas de recarga para vehículos eléctricos [21], y la norma IEC 62196-2:2011 indica los
conectores a ser utilizados, a continuación se mencionan los tipos y sus características.
Tabla 2-3. Tipos de conectores para VE según la norma IEC 62196-2 [22]
Modelo
de conector
Ilustración
Descripción
técnica
Marca automotriz que usa el conector
Nivel de carga
1 2 3
SAE J1772
Usado en Norteamérica con un voltaje
estándar de 120 a 240
volts, corrientes de
16 – 80 A
Nissan Leaf, Mitsubishi,
Peugeot iON, Citröen C-
Zero, Renault Kangoo ZE (tipo 1), Ford
Focus electric, Toyota.
x x
SAE J1772 DC CCS
Usado en Norteamérica con un voltaje
de 200-600 volts, corriente
de 200 A
Nissan Leaf
Chevrolet Volt
Toyota Prius plugin Hybrid
X
21
Tesla
Usado en Norteamérica con un voltaje
de 110-250 volts en CA y 480 volts en
DC, corriente de 12 - 80 –
100 A, conexión trifásica
Tesla
x x x
CHAdeMO
Usado en
Japón con un voltaje de 500 volts, corriente
de 200 A
Nissan, Toyota,
Peugeot iON
x
Conector
único combinado
0 CCS
Usado en Europa con un voltaje de
200 - 850 volts, corriente de 65
– 200 A
Audi, BMW,
Daimler, Porsche y
Volkswagen
x x
IEC 62196 Mennekes
Usado en Europa y
China con un voltaje de 250 -
400 volts, corriente de 63
A, conexión trifásica
Renault Zoe, Tesla Model S, Volvo V60
plug-in hybrid
x x
Schuko
Estándar CEE7/4, soporta
corrientes de 16A
Vehículo eléctrico Twizy
Motocicletas Bicicletas eléctricas
x
22
2.8 Modelos de estaciones de recarga rápida
En la actualidad existen varias empresas internacionales encargadas en el desarrollo y mejora de
los sistemas de carga rápida para VE. En principio los vehículos hacían uso de un cargador dedicado,
el cual se limitaba a cargar solamente ese tipo de VE.
Hoy en día los fabricantes de cargadores para la recarga rápida de las baterías de los vehículos,
pretenden que se puedan cargar diferentes modelos de vehículos en el mercado con la misma estación
de carga mediante la incorporación de diferentes tipos de conectores.
A continuación, se presentan las características de algunos de los cargadores más comunes que
existen hoy en día en el mercado.
Tabla 2-4. Características de los cargadores más comunes en la actualidad
Marca Ilustración Características
ABB Terra 53 CJG
Compatibilidad con estándares CHAdeMO,
CCS (combo) y AC Tipo 2
Potencia de: 50 kW CCS, 50 kW CHAdeMO, 43
kW AC Frecuencia 50 Hz
INGETEAM Ingerev Rapid
50
Compatibilidad con estándares CHAdeMO,
CCS, y AC Tipo 2 Potencia de: 50 KW CCS,
50 kW CHAdeMO, 43 kW AC
Frecuencia 50 Hz
Schneider Electric EVlink
Compatibilidad con
estándares CHAdeMO, CCS, y AC Tipo 2
Potencia de: 50 KW CCS, 50 kW CHAdeMO, 43
KW AC Frecuencia 60 Hz
23
TESLA Supercharger
Compatibilidad con estándares TESLA, AC
Tipo 2 Potencia de: 90 kW AC Frecuencia 50 – 60 Hz
2.9 Placa de características técnicas en el cargador
Mediante la norma IEC 61851-22:2001, donde se mencionan las características técnicas que deben
llevar grabados los postes y de forma indeleble con placas o etiquetas donde el usuario del VE se
pueda informar son:
Nombre del fabricante
Referencia del equipo
Número de serie
Fecha de fabricación
Tensión asignada en voltios (V)
Corriente asignada en amperios (A)
Frecuencia asignada en hertz (Hz)
Numero de fases
Grados IP
Si su utilización es para recintos cerrados o similares
Mediante esta información que se indica en placas, se destaca instrucciones de uso donde el
usuario evitara ocasionar posibles daños al cargador o así mismo.
24
2.10 Normativa internacional para el punto de recarga de vehículos eléctricos.
En la actualidad normativa para puntos de recargas de vehículos eléctricos a nivel nacional no
existen, por lo que los elementos que componen la infraestructura debe cumplir con las normativas
internacionales IEC y EN que se especifican a continuación:
IEC 61851-1:2010 - Sistema conductivo de carga para vehículos eléctricos, esta norma no se aplica
para trolebuses, vehículos ferroviarios, camiones industriales, esta se aplica para cargar vehículos
eléctricos de carretera a tensiones de alimentación de corriente alterna hasta 1000V utilizando un
cable de carga desmontable.
IEC 61851-22:2001 - Sistema conductivo de carga para vehículos eléctricos:
Estación de carga en corriente alterna para vehículos eléctricos.
EN 50438:2013 - Requisitos para la conexión de micro generadores en paralelo con redes
generales de distribución en baja tensión. [23]
ITC-BT-18 - Instalaciones de puesta a tierra, los dispositivos a tierra pueden ser utilizadas
separadas o a la vez.
ITC-BT_23 - Protecciones contra sobretensiones en las instalaciones eléctricas interiores,
sobretensiones transitorias que se generan sobre las redes de distribución y generadas por descargas
atmosféricas, conmutaciones en las redes y fallas existentes en las redes eléctricas. [24].
2.11 Normativa nacional para el punto de recarga de vehículos eléctricos.
En la actualidad en el país no se cuentan con normativas propias, para la infraestructura y los
componentes de recarga de vehículos eléctricos, por lo que se toman como referencia las normativas
internacionales adaptadas a el propósito local de la ciudad de Cuenca.
25
2.12 Caso de estudio para el proyecto de diseño de una electrolinera
2.12.1 Porque la elección de un sistema de recarga rápido?
La elección de un sistema de carga rápido a ser analizado en este proyecto, se debe
fundamentalmente por la necesidad de los usuarios del VE, a realizar una recarga en un tiempo
relativamente corto, con lo cual se pretende que el tiempo que el vehículo permanecerá estacionado
sea el más corto posible, algo similar a lo que se da cuando el usuario de un vehículo convencional
entra a una gasolinera a cargar combustible y el tiempo de repostaje oscila entre 10 min dependiendo
de la afluencia a esta.
En la actualidad, los sistemas de carga rápida para los vehículos eléctricos, permiten que la batería
se pueda cargar en un tiempo que varía entre 15 – 30 minutos, tiempo en el cual el usuario puede
hacer uso de las instalaciones que se encuentren cercanas al lugar de recarga como por ejemplo
centros comerciales, restaurantes etc.
El presente proyecto pretende difundir información acerca de las características que debe tener el
área de recarga, para un futuro desarrollo e implementación, mediante las necesidades que pueda
tener el usuario de los vehículos eléctricos más comunes en el mercado internacional.
El principal limitante de la velocidad de carga del VE, es la potencia que demanda su batería al
momento de la carga, ya que como se sabe, esta potencia depende de los elementos que componen
su fabricación y varía dependiendo del vehículo. La demanda de potencia de una batería actualmente
se encuentra en más menos 50 kW, potencia que se encuentra condicionada por la red y que debe
garantizar la recarga sin que la red llegue a saturarse y es el principal objetivo de este proyecto.
2.12.2 Tipos de vehículos eléctricos en el mercado ecuatoriano
Desde la introducción al mercado ecuatoriano del Kia Soul EV, que empezó a comercializarse a
partir del año 2016, otras marcas de VE se han introducido con el fin de ofertar nuevas opciones de
compra de estos vehículos a los usuarios que optan por la innovación.
Con ventas aun moderadas los usuarios apuestan de a poco a lo eléctrico, mediante datos de la
Asociación de Empresas Automotrices del Ecuador (AEADE), que informa que se vendieron 109
26
unidades en el 2016, de los cuales el 75.23% de los vehículos fueron vendidos entre las provincias de
Pichincha y Guayas.
La mayor cantidad de venta de vehículos eléctricos son de las marcas: Kia, Renault y Dayang,
BYD. Nissan, Toyota, Green Wheel y Chevrolet se sumaron recientemente con sus modelos a ser
comercializados, siendo según (AEADE), el Kia Soul EV, el que ha sacado mayor ventaja de ventas
en el mercado con 53 unidades comercializadas el año pasado [25]
2.12.3 Vehículos eléctricos que admiten carga rápida
Artículos anteriores mencionan las marcas Nissan, BYD, Toyota, Green Wheel, Renault y Kia,
como las que principalmente lideran la comercialización de VE en Ecuador. La tabla 2-5 muestra
información de las características de los VE que admiten carga rápida y son comercializados en el
mercado ecuatoriano referencia [25] [26].
Tabla 2-5. Características de los VE que admiten carga rápida [26]
MARCA ILUSTRACIÓN DESCRIPCIÓN
NISSAN LEAF
Vehículo 100% eléctrico,
con una autonomía de 175 Km, batería de 24 kWh de
capacidad, velocidad máxima de 145 Km/h
KIA SOUL EV
Vehículo 100% eléctrico
con una autonomía de 200 Km, velocidad máxima 145
Km/h, 5 horas de carga lenta a 6,6 kW y 1h carga
rápida a 50kW.
RENAULT KANGOO ZE
Vehículo 100% eléctrico, con una autonomía de 270
Km, batería de 33 kWh, velocidad máxima de 140 Km/h, 7 horas de carga lenta a 7 kW y 1 hora a
carga rápida.
27
BYD E5
Vehículo 100% eléctrico
con una autonomía de 300 Km, batería de 60 kWh de
capacidad, velocidad máxima 140 Km/h, 7 – 14
horas de carga lenta
CHEVROLET BOLT EV
Vehículo 100% eléctrico, con una autonomía de 383
Km, batería de 60 kWh, velocidad máxima de 144
Km/h
2.12.4 Elección del tipo de cargador
Actualmente son varias las empresas que ofertan tipos de cargadores rápidos ya sea por su tiempo
de carga, versatilidad etc. Dependiendo del modelo de vehículo y su tipo de conector el usuario
debería escoger un cargador especifico como se ha visto con anterioridad.
Para el caso del diseño propuesto, se ha investigado con algunas opciones de cargadores rápidos
que se oferta en la Web, en los cuales se han buscado características como:
Seguridad: para el usuario al momento del contacto con el cargador.
Facilidad de uso: mediante pantallas táctiles y menús de uso fácil, donde el usuario elija el tipo
de carga, el tiempo que tomara cargar la batería, advertencias de carga etc.
Inteligentes: permitiendo programar el tiempo de carga, la identificación del usuario,
comunicación con el vehículo, aceptación de órdenes a distancia etc.
Homologados: por los fabricantes de vehículos eléctricos.
Resistentes: a la exposición al aire libre.
El cargador elegido que cumpla todas las características antes mencionadas y donde los usuarios
de VE puedan verse en la necesidad de cargar de manera muy rápida la batería de su vehículo es el
EVlink [27], diseñado y construido por la familia de cargadores rápidos de Schneider Electric como
se puede observar a continuación.
28
Figura 2-5. Cargador rápido EVlink Fuente: Schneider Electric
La característica principal por la cual se ha elegido este tipo de cargador es que cuenta con tres
tipos de conectores (de los más comunes actualmente en vehículos eléctricos en el país y a futuro),
además de que a diferencia de algunos fabricantes europeos ofertan sus cargadores a ser montados
en una red especifica que funcione a una frecuencia de 50 Hz, el cargador EVlink puede ser instalado
en redes eléctricas que tengan frecuencias de 50 o 60 Hz [27].
Figura 2-6. Tipos de conectores usados por el cargador [27] Fuente: Schneider Electric.
Este tipo de cargador en sus características eléctricas ofrece una salida de 50 kW, 500 VCC y 125
A en modo de carga tipo 4 (conectores CHAdeMo y Combo Tipo 2) y en el modo de carga AC, una
29
salida máxima que oscila entre 22 kW – 43 kW (mediante un conector de tipo 2). Es importante
recalcar que solo se puede seleccionar uno de los 3 conectores a la vez ya que en el panel del cargador
se escoge el modo de carga a utilizar. La información completa de las características del cargador se
la puede observar en el Anexo 1.
2.13 Ubicación estratégica de las electrolineras en la ciudad de Cuenca
El propósito del proyecto es presentar alternativas de diseño y ubicación estratégicas que
comprende el uso de electrolineras, siendo una mejora en el tema automovilístico ya que abre puertas
para proyectos futuros propuestos para la ciudad de Cuenca.
La ubicación de electrolineras comprende un aspecto muy importante en la ciudad, ya que
mediante esta se identifica las necesidades estructurales que requiere el proyecto dando inicio al
diseño.
2.13.1 Estaciones de recarga
Las estaciones de recarga son un punto significativo para la elaboración y ejecución de este
proyecto, ya que al contar con reservas de energía (electrolineras) en la ciudad, se incrementa la
posibilidad de adquirir diversas tecnologías innovadoras a lo que al transporte se refiere y que puedan
beneficiar a ciertos sectores como: importadoras de vehículos eléctricos, usuarios y empresa
distribuidora de energía eléctrica local como es el caso de la (EERCS).
Se estima que un gran porcentaje de las recargas del VE, tendrán lugar en sitios privados como:
parqueaderos, garajes, centros comerciales, edificios, etc. Pero cabe recalcar que en un cierto
porcentaje se va a requerir los servicios de recarga en puntos concretos cercanos a vías rápidas.
2.13.2 Antecedentes
La ciudad de Loja es la pionera a nivel nacional en implementar el servicio de taxis eléctricos de
la marca BYD E Motors, con una autonomía de 300 Km que puede alcanzar una velocidad de
135Km/h, dando como resultado la disminución de gases tóxicos emanados al medio ambiente.
30
En la ciudad de Cuenca existen convenios para la implementación de esta tecnología, tanto para
el sector privado y público. La adquisición de VE es mínima hasta la fecha, ya que depende de ciertos
factores tales como: el desconocimiento de la tecnología por parte del usuario, las formas de cargar
los vehículos y la autonomía que una batería puede tener para que el vehículo se traslade de un lugar
a otro. La adquisición de VE tendrá mayor acogida si se cuenta con puntos estratégicos de recargas
eléctricas [28].
En este capítulo se reconoce y se propone la ubicación de estaciones de recarga en lugares como:
parqueaderos públicos, centros comerciales y gasolineras.
2.13.3 Propuesta de ubicación de electrolineras en parqueaderos públicos
La primera propuesta de diseño y ubicación de la electrolinera, se realiza en uno de los
parqueaderos públicos de la ciudad, debido a la existencia de varias opciones como se puede observar
en la Figura 2-7.
Figura 2-7. Ubicación de parqueaderos públicos dentro de la zona céntrica de la ciudad de Cuenca Fuente: Google Maps
Como se puede apreciar en la gráfica existen varios parqueaderos públicos dentro del área
comercial céntrica de la ciudad, en los cuales existen dos tipos de usuarios de los mismos:
31
Usuarios temporales que parquean su vehículo mientras realizan tramites en alguna
entidad pública o privada.
Usuarios que parquean su vehículo cuando estos se encuentran en su lugar de trabajo
Mediante estos antecedentes los parqueaderos públicos que se encuentran en el centro de la
ciudad, son lugares óptimos para la implementación de electrolineras para la recarga del VE.
2.13.4 Propuesta de ubicación de electrolineras en centros comerciales
Otra propuesta de diseño que se maneja es la de los centros comerciales donde como se puede
apreciar en la Figura 2-8, cubren una gran parte del área de la ciudad.
Figura 2-8. Ubicación de centros comerciales que cubren la ciudad de Cuenca Fuente: Google Maps
Los centros comerciales desde su etapa de planificación se destacan por su ubicación en puntos
estratégicos, donde estos en su conjunto pueden cubrir toda el área de la ciudad. De esta manera al
ser lugares de gran afluencia de personas que junto con su vehículo ingresan a las zonas de parqueo
y lo estacionan en ese lugar mientras se realizan actividades de: compras en supermercados, tiendas
de ropa, patios de comida, son un lugar óptimo para la implementación de electrolineras donde el
usuario puede recargar la batería de su vehículo mientras realiza alguna de las actividades antes
mencionadas.
32
2.13.5 Propuesta de ubicación de electrolineras en gasolineras de la ciudad
La última propuesta de diseño que se plantea es en gasolineras que se encuentran dentro del área
de la ciudad y que por la cobertura y servicios que prestan a vehículos de motor de combustión, son
lugares apropiados para la implementación de electrolineras para VE.
Figura 2-9. Ubicación de gasolineras en la ciudad de Cuenca Fuente: Google Maps
El usuario de vehículos eléctricos puede hacer uso de la electrolinera tal cual como si se tratase de
una gasolinera, en la cual ingresa su vehículo para cargar combustible, con la diferencia de que al
cargar el VE tendría que esperar un tiempo extra para que la batería se cargue lo suficiente para
continuar su recorrido.
2.13.6 Área de cobertura
La ciudad de Cuenca tiene un área de 72 𝐾𝑚2, la cual deberá contar con servicio de electrolineras
para la recarga de los VE. De esta manera y con lo tratado en los puntos anteriores se fijan las tres
propuestas de diseño para: gasolineras, parqueaderos públicos y centros comerciales, donde se han
asignado tres sub áreas de cobertura A1, A2, A3 respectivamente como se puede observar en la Figura
2-10.
33
Figura 2-10. Áreas de cobertura en la ciudad para las tres propuestas de diseño. Fuente: Autores
Mediante la visualización e inspección de: gasolineras, parqueaderos públicos y centros
comerciales, donde estos debían contar con el espacio físico suficiente para la posible implementación
del diseño propuesto, se han seleccionado 3 escenarios que corresponden a cada lugar antes
mencionado, como se describe en la siguiente tabla.
Tabla 2-6. Escenarios correspondientes al diseño propuesto
Área de cobertura
Descripción Imagen satelital Ubicación
1
Gasolinera del Sindicato de Choferes Profesionales
Av. de la Américas y
paseo del rio Machángara
34
2
Parqueadero del mercado 9 de octubre
Mariano Cueva y Pío
Bravo
3
Centro comercial
Mall del río
Av. Felipe II y Ave
Circunvalación sur
2.13.7 Características eléctricas de los escenarios propuestos para el diseño de la
electrolinera.
A continuación, se presentan las características eléctricas de las redes de media tensión
correspondientes al transformador 16995 derivado del alimentador 422, transformador 18848
derivado del alimentador 102, transformador 17434 derivado del alimentador 822, para el área que
cubre la instalación eléctrica de la gasolinera del sindicato de choferes, parqueadero 9 de octubre y
centro comercial mall del río respectivamente. Estos datos fueron proporcionados por el “SIGADE”
departamento encargado de emitir mensualmente informes estadísticos referentes a la distribución
de energía de la EERCS.
35
Características eléctricas y de protección del alimentador 422 (0500040V02)
Figura 2-11. Escenarios correspondientes al diseño propuesto Fuente: EERCS
Tabla 2-7. Características eléctricas y de protección del alimentador 422
Compañía Empresa Eléctrica Regional Centro Sur
Alimentador 422
Transformador 16995
Poste 289228
Tensión nominal 22 kV
Tensión más elevada de la red 25 kV
Potencia de cortocircuito 388.659 MVA
Corriente de corto circuito 12240 A
Frecuencia 60 Hz
Tiempo máximo de desconexión 0.3 seg.
Conexión al neutro Aislado
Protección 50-51-87
36
Características eléctricas y de protección del alimentador 102 (050010S02)
Figura 2-12 Características eléctricas del alimentador 102. Fuente: EERCS
Tabla 2-8. Características eléctricas y de protección del alimentador 102
Compañía Empresa Eléctrica Regional Centro Sur
Alimentador 102
Transformador 18848
Poste Red subterránea
Tensión nominal 6.3 kV
Tensión más elevada de la red 7.2 kV
Potencia de cortocircuito 2.379 MVA
Corriente de corto circuito 7492 A
Frecuencia 60 Hz
Tiempo máximo de desconexión 0.3 seg.
Conexión al neutro Aislado
Protección 50-51-87
37
Características eléctricas y de protección del alimentador 822 (0500080V02)
Figura 2-13. Características eléctricas del alimentador Fuente: EERCS
Tabla 2-9. Características eléctricas y de protección del alimentador 822
Compañía Empresa Eléctrica Regional Centro Sur
Alimentador 822
Transformador 17434
Poste 346033
Tensión nominal 22 kV
Tensión más elevada de la red 25 kV
Potencia de cortocircuito trifásica 0 MVA
Corriente de corto circuito 0 A
Frecuencia 60 Hz
Tiempo máximo de desconexión 0.3 seg.
Conexión al neutro Aislado
Protección 50-51-87
38
CAPÍTULO 3
MEMORIA DESCRIPTIVA DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA
En el presente capítulo se procede a hacer un análisis de las partes que conformaran la instalación
eléctrica, tanto en media como baja tensión, así como sus características principales como son:
Previsión de cargas
Red subterránea de media tensión
Centro de seccionamiento
Centro de transformación
Red de distribución de baja tensión
Grupo electrógeno
Puestas a tierra
3.1 Diseño de la instalación
En la actualidad no existen estaciones de carga rápida para VE (electrolineras) en la ciudad de
Cuenca, de tal manera los potenciales usuarios de este tipo de vehículos, se resisten al cambio de
tecnología al no contar con puntos de recarga. De esta manera el proyecto que se plantea cuenta con
la suficiente información de los VE su funcionamiento, tipos de recarga y a continuación el diseño
eléctrico que conforma el área de la electrolinera.
Mediante el análisis realizado en el capítulo 2, se estimaron los lugares óptimos para ser
implementado el sistema de recarga rápida como son:
Centros comerciales
Parqueaderos públicos
Gasolineras
En donde el diseño de la instalación eléctrica de la electrolinera en los tres casos será la misma,
considerando disposiciones de seguridad que se dan en el caso de ser implementada en el área
39
compartida por una estación de carga de combustible (gasolinera), así como nivel de voltaje, potencia
de cortocircuito y corriente de cortocircuito.
La demanda de potencia necesaria para cubrir los sistemas de carga rápida a ser utilizados es
bastante elevada, por esta situación se ha optado por un diseño independiente de nuestra instalación
eléctrica, la cual está formada por:
Infraestructura de recarga rápida (cargadores)
Sistema de iluminación y área de servicio
El diseño a ser realizado parte de una derivación de una línea de Media Tensión de 22 kV (nivel
de voltaje usado en la ciudad de Cuenca), para que la potencia demandada por la electrolinera sea
abastecida, mediante la implantación de un nuevo centro de transformación.
3.2 Propuesta de diseño
El diseño eléctrico propuesto consta de especificaciones constructivas de seguridad y alcance del
proyecto como se muestra en la siguiente figura:
Figura 3-1. Diseño Eléctrico general de la electrolinera Fuente: Autores
40
La propuesta de diseño que se plantea a continuación, muestra el área de ocupación de la
electrolinera, donde se describe el área que cubrirán los aparcamientos y la cabina de
transformación y generación.
Figura 3-2. Área de ocupación de la electrolinera Fuente: Autores
3.3 Previsión de cargas
Para la previsión de cargas se considera como dato que la potencia de entrada de cada cargador
es 58 kVA [27], con un factor de potencia de 0.95 según la regulación No. CONELEC – 004/11
[29], por lo que la potencia activa consumida por cada cargador es 55.1 kW y el número total de
cargadores son 3, la potencia total de los cargadores es 165.3 kW, a esto sumamos el área de servicio
y obtenemos la potencia total como se observa en la siguiente tabla.
41
Tabla 3-1. Previsión de cargas para estaciones de carga y complementarios
Como se puede observar en la Tabla 3-1, la potencia total que demanda la electrolinera más los
servicios complementarios es de 178,2 kVA, por lo cual se elige un transformador de 200 kVA que
pueda satisfacer la potencia demandada y con un cierto porcentaje de reserva.
3.4 Red subterránea de media tensión
En la siguiente tabla se presentan las características de la compañía eléctrica que suministra la
energía a la ciudad de Cuenca.
Tabla 3-2. Características eléctricas y de protección de la red de media tensión.
Compañía Empresa Eléctrica Regional Centro Sur
Potencia de cortocircuito 388.659 MVA
Tensión nominal 22 kV
Tensión más elevada de la red 25 kV
Frecuencia 60 Hz
Tiempo máximo de desconexión 0.3 seg.
Conexión al neutro Aislado
Protección 50-51-87
# ESTACIÓN CARGA # TENSION CONSUMO CANTIDAD POT. FACT. In. POT. FACTOR KVA.
CIRCT. VOLTAJE = 400V FASES (Voltios) (VATIOS) (UNIDAD) (VATIOS) POT. (A) (KVA) DEMANDA MAX
TD1
C1 Cargador 1 3F,4C 400 55,1 1 55,1 0,95 83,72 58,00 1,00 58,00
C2 Cargador 2 3F,4C 400 55,1 1 55,1 0,95 83,72 58,00 1,00 58,00
C3 Cargador 3 3F,4C 400 55,1 1 55,1 0,95 83,72 58,00 1,00 58,00
165 251,15 174,00 TOTAL 174,00
DEMANDA MAXIMA (KVA) 174,00
DEMANDA MAXIMA (KW) 165,30
TOTAL C.INSTALADA
# CARGA # TENSION CONSUMO CANTIDAD POT. FACT. In. POT. FACTOR KVA.
CIRCT. VOLTAJE = 220-127V FASES (Voltios) (VATIOS) (UNIDAD) (VATIOS) POT. (A) (KVA) DEMANDA MAX
TD2
C1 ILUMINACIÓN EXTERIOR 1F,2C 220 100 15 1500 0,95 7,18 1,58 0,70 1,11
C2 TOMACORRIENTES 1F,2C 220 200 10 2000 0,95 9,57 2,11 0,35 0,74
C3 MOTOR 2F,3C 220 2238 1 2238 0,95 10,71 2,36 1,00 2,36
5738 16,75 6,04 TOTAL 4,20
4,20
3.99
DEMANDA MAXIMA (KVA)
TOTAL C.INSTALADA
DEMANDA MAXIMA (KW)
POTENCIA TOTAL DEMANDADA (KVA) 178,20
POTENCIA TOTAL DEMANDADA (KW) 169,29
42
La línea de la acometida para la instalación es seleccionada de un entronque aero-subterraneo, con
una longitud de 30m hacia los seccionadores de MT y luego suministrar energía al centro de
transformación.
3.5 Características del conductor de Media Tensión
El cable a ser utilizado para el diseño del proyecto, se trata de un cable normalizado por la
compañía de electricidad española ENDESA, fabricado por Prysmian Group y diseñado según la
norma estadounidense ICEA S-93-639 para ser distribuido a nivel mundial. El cable aislado con
polietileno reticulado (XLPE), VOLTALENE y capa retardante mas cubierta FLAMEX DMZ2 no
propagadores de la llama ni el incendio , concebido para ser utilizado en el transporte de energía y de
características muy notables como: resistividad térmica, rigidez dieléctrica y protecciones adicionales
frente al agua y al fuego [30].
A continuación, se presentan las características generales de los elementos de construcción del
cable de MT VOLTALENE XLPE y capa retardante + cubierta FLAMEX DMZ2.
Figura 3-3. Características generales de los diversos constituyentes que conforman el cable
VOLTALENE [16].
La figura 3-3, muestra las características constructivas del cable de media tensión a ser utilizado
para el diseño ya que presenta características se seguridad muy notable y en el caso de ser instalado
en el área que comparta una gasolinera es un punto muy importante a ser tomado en cuenta.
43
CONDUCTOR_ cobre compacto de sección circular que satisface la norma internacional
IEC 60228.
CAPA SEMICONDUCTURA INTERNA_ cumple doble función de: impedir la
ionización del aire, mejorar la distribución del campo eléctrico en la superficie del conductor.
AISLAMIENTO_ construido por polietileno químicamente reticulado, que presenta buena
rigidez dieléctrica y es un material termoestable.
CAPA SEMICONDUCTORA EXTERNA_ formada por una mescla extrusionada y
reticulada de características químicas similares a las del aislamiento, pero de baja resistencia
eléctrica.
PANTALLA SOBRE EL AISLAMIENTO_ los cables con tensiones a partir de 1,8/3
kV, deben ir apantallados.
OBTURACIÓN LONGITUDINAL CINTAS HIGROSCÓPICAS_ impide la
penetración de agua y se adhiere fuertemente a la cubierta exterior.
CAPA ADICIONAL RETARDANTE DEL FUEGO Y CUBIERTA FLAMEX
DMZ2_ la cubierta FLAMEX y una capa retardante del fuego bajo la misma se supera el
ensayo de no propagación de la llama, que determina que el cable es apto para ser utilizado
en instalaciones de alto riesgo de incendio y se puede identificar por las dos franjas
longitudinales de color verde.
Otras características importantes a ser tomadas en cuenta del conductor VOLTALENE, se
detallan en la Tabla 3-3.
Tabla 3-3. Características específicas del conductor VOLTALENE XLPE [16]
Resistencia máxima a 90 °C Ω/𝐾𝑚 0,490
Reactancia máxima por fase Ω/𝐾𝑚 0,144
Capacidad µF/𝐾𝑚 0,154
44
3.6 Centro de transformación
El centro o cabina de transformación será el encargado de albergar los elementos de protección,
transformación, generación y medición de la energía eléctrica que será requerida para el correcto
funcionamiento de la electrolinera en general. El Anexo 2, muestra las características constructivas y
dimensiones que tendrá la cabina en su conjunto transformación-generación.
El diagrama unifilar que se muestra a continuación, presenta información del principio de
funcionamiento de los elementos de protección que forman parte del centro de transformación.
Figura 3-4. Diagrama unifilar de la instalación eléctrica de la electrolinera Fuente: Autores
45
Figura 3-5. Centro de transformación, generación y protecciones. Fuente: Autores
Este edificio en forma de cabina de tipo exterior tiene la capacidad de alojar:
Celda de entrada de línea
Celda de seccionamiento
Celda de protección
Celda de medida
Tablero general de baja tensión
Transformador de potencia
Grupo electrógeno
A continuación, se detallan los elementos que forman parte del centro de seccionamiento y la
función que cumple cada una:
46
3.6.1 Celda de Línea
Figura 3-6. Celda de entrada de línea [31]
Las celdas de entrada de línea son las encargadas de recibir las líneas desde el exterior del centro
de transformación y cuenta con un interruptor - seccionador de tres posiciones: el interruptor
comunica el embarrado del conjunto de celdas con los cables externos, el seccionador corta la
corriente nominal y pone a tierra los bornes de los cables de media tensión.
3.6.2 Celda de Protección
Figura 3-7. Celda de protección [31]
47
La celda de protección con fusibles tiene como función primordial la protección del
transformador, cuenta con un interruptor de la misma forma que la celda de línea que incluye los
fusibles de protección mencionados que al momento de que alguno de ellos se funde, el interruptor
corta totalmente la alimentación de todas las fases de alimentación del transformador.
3.6.3 Celda de Medida
Figura 3-8. Celda de medida [31]
La celda de medida que cuentan en su interior con un transformador de tensión (TP), y un
transformador de corriente (TC), que actúan como reductores de tensión, y corriente hasta tener
valores con los cuales los equipos de medida puedan funcionar correctamente y medir los valores que
circulan por la línea, posteriormente estos valores son derivados a contadores ubicados en armarios
de medida.
El Anexo 5, muestra el diagrama eléctrico unifilar completo de la electrolinera, donde se puede
observar los detalles eléctricos y simbología.
48
3.6.4 Tablero general de Baja Tensión
Figura 3-9. Tablero de baja tensión [31]
Es el lugar donde generalmente se almacenan los TC’s y TP’s, además los elementos de medida y
visualización asociados a estos.
3.6.5 Transformador de Potencia
Es el elemento fundamental del centro de transformación, encargado de disminuir el nivel de
voltaje de la red de media tensión a valores comúnmente utilizados que pueden ir de 127V hasta los
440V.
El transformador a ser instalado es de la compañía Schneider Electric de la serie Minera HE plus
[32], que es un transformador en baño de aceite mineral de hasta 24 kV de aislamiento, el cual tiene
acceso al neutro en el lado de baja tensión como se puede observar en la Figura 3-10 y sus
características completas se pueden apreciar en el Anexo 6.
49
Figura 3-10. Transformador de hasta 1600KVA [32] Fuente: Schneider Electric
Las características técnicas del transformador se presentan en la siguiente tabla.
Tabla 3-4. Características técnicas del transformador de distribución [32]
Potencia nominal 200 kVA
Tensión nominal en el primario 22 kVA
Tensión nominal en el secundario 400 V
Perdidas en el hierro (en vacío) 650 W
Perdidas en el cobre (con carga) 3250 W
Tensión de corto circuito 4 %
Grupo de conexión Dyn11
3.6.6 Grupo Electrógeno
El grupo electrógeno consta de todos los elementos que mueven un generador eléctrico a través
de un motor de combustión interna. Es comúnmente usado cuando existe un déficit en el suministro
de energía eléctrica o existen cortes inesperados y de larga duración, siendo esta opción primordial
en la generación de energía alterna para abastecer a centros de distribución en casos emergentes [33].
50
Figura 3-11. Generador electrógeno Himoinsa de 200 KVA [33] Fuente: Himoinsa S.A.
Como se puede observar en la Figura 3-11, el tipo de generador electrógeno a ser tomado en
cuenta para el diseño de 200 kVA de potencia y demás características que se muestran a
continuación:
Trifásico
Diésel
Potencia de emergencia 189.8 kVA
Autonomía 75%
Insonorizado
Frecuencia 60 Hz
400V
1500 Rpm
Las características completas del grupo electrógeno se pueden observar en el Anexo 7.
51
CAPÍTULO 4
CÁLCULOS DEL DISEÑO PROYECTADO
4.1 Red subterránea – media tensión
La empresa distribuidora que suministra energía en la ciudad de Cuenca es la Empresa Eléctrica
Regional Centro Sur, las características eléctricas del alimentador 0500040V02 se presentaron en la
tabla 2-7.
4.1.1 Normas de diseño eléctrico
El Instituto Ecuatoriano de Normalización (INEN), elabora y adopta reglamentos técnicos para
precautelar la seguridad de la vida en general de personal de montaje y mantenimiento de redes
eléctricas, algunas de las cuales se enuncian a continuación:
Homologación de las unidades de propiedad UP y UC del sistema de distribución
eléctrico ecuatoriano
Proyecto de Reglamento Técnico Ecuatoriano (RTE)
RTE INEN 236: Cableados de potencia aislado
Los cables de potencia para tensiones de 5 KV hasta 46 KV deben cumplir con las
Normas Técnicas UL 1072, o ICEA S 97-682, o ICEA S 93-639 vigentes o sus
equivalentes.
ITC-LAT 06: Líneas subterráneas con cables aislados
4.1.2 Intensidad nominal demandada
Es la corriente máxima requerida para el sistema trifásico delta – estrella a ser diseñado. Esta
corriente a su vez circula en la red y se calcula mediante (1)
52
𝐼𝑛𝑜𝑚 =𝑃
√3 ∗ 𝑉 ∗ cos 𝜑 (1)
Donde:
𝐼𝑛𝑜𝑚: Corriente máxima del diseño en [𝐴]
𝑃: Potencia activa del transformador en [𝑘𝑊]
cos 𝜑: Factor de potencia de la red identificada
𝑉: Voltaje de la red en [𝑉]
La potencia aparente [𝑆] es la potencia instalada, requerida para el diseño de 200 𝑘𝑉𝐴, con un
factor de potencia de 0,95 valor estipulado por los reglamentos del ARCONEL[29].
𝑃 = 𝑆 ∗ cos 𝜑 (2)
Mediante la ecuación (2), se tiene el valor de 𝑃 = 190 [𝑘𝑊], y reemplazando el valor en (1), se
tiene una 𝑰𝒏𝒐𝒎 = 𝟓, 𝟐𝟓 𝑨, valor de corriente que será demandada a la red.
Se debe considerar la profundidad de instalación del cableado y agrupación con otros circuitos,
en este caso se analizan en base a las Tablas 4-1 y 4-2, para obtener el coeficiente de profundidad
(𝐾𝑝) y el coeficiente de agrupación con otro circuito (𝐾𝑎) respectivamente.
53
Tabla 4-1. Coeficientes de corrección en base a cables en el interior de tubos enterrados [30]
Tabla 4-2. Coeficientes de corrección en base a la profundidad de cables enterrados [30].
Según el manual de construcción del sistema de construcción eléctrica de redes subterráneas
[31], se toma la profundidad para los ductos enterrados de 0,8 m , determinado para lugares
transitados por vehículos por lo que se obtiene:
𝑲𝒑 = 1,02 𝑲𝒂 = 1
54
Donde:
𝐾𝑝: Coeficiente de profundidad
𝐾𝑎: Coeficiente de agrupación con otro circuito con la resistividad térmica del terreno:
1,5 𝐾 ∗ 𝑚/𝑊
Estos coeficientes modifican el valor de corriente máxima de diseño. Para el diseño propuesto el
valor de 𝐾𝑝 y 𝐾𝑎 es igual a 1, entonces este valor de corriente no se ve afectado.
𝐼′ =𝐼𝑛𝑜𝑚
𝐾𝑝 ∗ 𝐾𝑎 (3)
Donde 𝐼′ = 5,147 𝐴 ; siendo la corriente máxima del diseño.
4.1.3 Sección de conductor
Para la elección del conductor de MT, se opta por el fabricante Prysmian, fabricante que brinda
alternativas y de estas la selecta es el Cable (AS) capa retardante + cubierta FLAMEX (DMZ2)
características mencionadas en el capítulo 4.5.
Mediante la ecuación (3), se obtuvo una corriente de 𝑰′ = 𝟓, 𝟏𝟒𝟕 𝐀, la cual circula por la línea de
media tensión y mediante tablas de corriente- sección, se establece el calibre del conductor.
Mediante condiciones y reglamentos de la EERCS, la sección mínima para líneas de media tensión
es de 2 𝐴𝑊𝐺 que es equivalente 35 𝑚𝑚2.
La siguiente tabla emitida por Prysmian Group [30], se muestra cómo se hace la elección de la
sección del cable de MT, en base a la corriente admisible máxima.
Intensidades máximas en corriente alternada 18/30 kV en tuberías
55
Tabla 4-3. Intensidad máxima soportada por el conductor en base a la sección, para voltajes de 18/30 kV en tuberías [30]
Según la tabla se tiene un cable de sección 35 𝑚𝑚2 con una corriente admisible máxima de 145
Amperios, donde 145 𝐴 ≥ 5,147 𝐴
4.1.4 Calculo de la sección por cortocircuito
Basados en la tabla 25 de la ITC-LAT 06 se sustrae los valores de densidad de corriente (𝐴
𝑚2)
Densidad máxima de corriente de cortocircuito, en A/mm², conductor de cobre
Tabla 4-4. Densidad máxima de corriente de cortocircuito, en A/mm², conductor de cobre [30]
Como datos se tiene el tiempo de duración de cortocircuito 0,1 𝑠 ≤ 𝑡𝑐𝑐 ≤ 5𝑠 y el tiempo de
disparo de las protecciones 0,3𝑠. De la ecuación (4) se despeja Icc
Sección
(𝒎𝒎𝟐)
EPR XLPE HEPR
Cu Al Cu Al Cu Al
25 115 90 120 90 125 95
35 135 105 145 110 150 115
50 160 125 170 130 180 135
70 200 155 205 160 220 170
95 235 185 245 190 260 200
120 270 210 280 215 295 230
150 305 235 315 245 330 255
185 345 270 355 280 375 290
240 400 310 415 320 440 345
300 450 355 460 365 500 390
400 510 405 520 415 565 450
56
𝑆𝑐𝑐 = √3 ∗ 𝐼𝑐𝑐 ∗ 𝑉
(4)
Donde:
𝐼𝑐𝑐: Corriente de cortocircuito
𝑆𝑐𝑐: Potencia de cortocircuito
𝑉: Voltaje de la red de MT
𝐼𝑐𝑐 =𝑆𝑐𝑐
√3 ∗ 𝑉=
388.659 ∗ 106
√3 ∗ 22000
𝑰𝒄𝒄 = 𝟏𝟎, 𝟏𝟗 𝐤𝑨
Se calcula la corriente de cortocircuito que soportará el conductor en base a la sección.
Donde:
𝐼𝑐𝑐35: Corriente de cortocircuito que soporta el cable de 35 𝑚𝑚2
𝜎: Densidad de corriente
𝑆: Sección del cable
Para 𝑆 = 35 𝑚𝑚2
𝐼𝑐𝑐35 = 261 𝐴
𝑚𝑚2 ∗ 35 𝑚𝑚2 = 𝟗, 𝟏𝟑𝟓 𝐤𝐀
Donde 𝐼𝑐𝑐35 < 𝐼𝑐𝑐 ; el calibre de 35 𝑚𝑚2 no soporta la corriente de cortocircuito
requerida.
Cambiamos la sección del cable a 50 𝑚𝑚2 y calculamos nuevamente.
𝐼𝑐𝑐 = 𝜎 ∗ 𝑆 (5)
57
Para 𝑆 = 50 𝑚𝑚2
𝐼𝑐𝑐50 = 261 𝐴
𝑚𝑚2∗ 50 𝑚𝑚2 = 𝟏𝟑, 𝟎𝟓𝟎 𝐤𝐀
Donde 𝐼𝑐𝑐50 > 𝐼𝑐𝑐 ; el calibre de 50 𝑚𝑚2 soporta la corriente de cortocircuito requerida.
4.1.5 Resistencia de la línea
En la Tabla 3-3 se presentó el valor de la resistencia del conductor VOLTALENE, que tiene un
valor de 𝑅𝐿 = 0,490 Ω
𝐾𝑚 , donde la longitud de la línea subterránea es 𝐿𝐿 = 0,03 𝐾𝑚.
La resistencia total de la línea subterránea de MT se calcula mediante (6)
Al sustituir valores se tiene:
𝑅𝑇−𝐿 = 0,490 ∗ 0,03 = 𝟎, 𝟎𝟏𝟒𝟕 Ω
4.1.6 Resistencia aparente de la línea
Mediante las características del conductor VOLTALENE expuestas en la Tabla 3-3, donde la
reactancia aparente de la línea es 𝑋𝐿 = 0,144 Ω
𝐾𝑚 , y la reactancia total de la línea está definida por
(7)
Al sustituir valores se tiene:
𝑋𝑇−𝐿 = 0,144 ∗ 0,03 = 𝟎, 𝟎𝟎𝟒𝟑𝟐 Ω
4.1.7 Caída de Tensión
La caída de tensión es mínima, ya que las tensiones manejadas en media tensión son considerables,
ahora bien, este cálculo está en función de la resistencia, reactancia de la línea y su longitud
𝑅𝑇−𝐿 = 𝑅𝐿 ∗ 𝐿𝐿 (6)
𝑋𝑇−𝐿 = 𝑋𝐿 ∗ 𝐿𝐿 (7)
58
∆𝑈 = √3 ∗ 𝐿 ∗ 𝐼 ∗ (𝑅 ∗ 𝑐𝑜𝑠 ∅ +𝑋 ∗ 𝑠𝑖𝑛 ∅) (8)
Donde:
∆𝑈: Caída de Tensión [𝑉]
𝐿: Longitud del cable MT subterraneo [𝑚]
𝐼𝑛𝑜𝑚 : Corriente de línea [𝐴]
𝑅: Resistencia por fase [Ω
𝐾𝑚]
𝑋 ∶ 𝑅𝑒𝑎𝑐𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 por fase [Ω
𝐾𝑚]
cos ∅ = 0,95
∅ = 18,19°
sin ∅ = 0,31
Y reemplazando valores se tiene:
∆𝑈 = √3 ∗ 0,03 ∗ 5,25 ∗ (0,490 ∗ 0,95 + 0,144 ∗ 0,31) = 𝟎, 𝟏𝟑𝟗 𝑽
4.1.8 Caída de Tensión porcentual
Según lo estipulado por las normas, la caída de Tensión no debe de sobrepasar el 5%, entonces
con los datos obtenidos podemos definir mediante la siguiente ecuación
Donde:
∆𝑈%: Caída de Tensión porcentual en el tramo de MT [%]
𝑈: Tensión de la red subterránea [𝑘𝑉]
𝐿: longitud del cable subterránea [𝐾𝑚]
𝑅: Resistencia por fase [Ω
𝐾𝑚]
𝑋 ∶ 𝑅𝑒𝑎𝑐𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 por fase [Ω
𝐾𝑚]
∆𝑈% = (𝑃 ∗ 𝐿
10 ∗ 𝑈2 ∗ 𝑐𝑜𝑠 ∅) (𝑅 ∗ 𝑐𝑜𝑠 ∅ +𝑋 ∗ 𝑠𝑖𝑛 ∅) (9)
59
𝑃: Potencia activa del trasformador [𝑘𝑊]
cos ∅ = 0,95
sin ∅ = 0,31
Al sustituir valores tenemos:
∆𝑈% = (184 ∗ 0,03
10 ∗ 222 ∗ 0,95) (0,490 ∗ 0,95 + 0,144 ∗ 0,31) = 𝟎, 𝟎𝟎𝟎𝟔𝟏𝟐𝟒 %
Con lo cual se comprueba que es menor al 5% que exige la norma.
4.1.9 Potencia máxima a transportar dependiente de la intensidad máxima admisible
Para el conductor VOLTALENE, la potencia máxima a transportar está limitada por la intensidad
máxima admisible y está definida por la ecuación (10)
Donde:
𝑈1: Tensión de la red subterránea [𝑘𝑉]
𝑃𝐿 𝑚𝑎𝑥: Potencia máxima a transportar por el conductor VOLTALENE [𝑘𝑊]
𝐼𝐿 : Intensidad máxima admisible por el conductor VOLTALENE [A]
cos ∅ = 0,95
Al sustituir valores en (10) se tiene:
𝑃𝐿 = √3 ∗ 22 ∗ 165 ∗ 0,95 = 𝟓𝟗𝟕𝟐, 𝟗𝟕 𝒌𝑾
Se puede observar la potencia máxima a transportar por el cable supera con gran margen a la
potencia de demanda del proyecto que es de 184 kW.
𝑃𝐿 = √3 ∗ 𝑈1 ∗ 𝐼𝑙 ∗ 𝑐𝑜𝑠∅ (10)
60
4.1.10 Potencia máxima a transportar dependiente de la caída de tensión
La caída de tensión máxima que tendrá el cable es definida por la compañía y no debe superar el
5%, esta depende de la longitud y como es este caso por la caída de tensión producida y se calcula
mediante la ecuación (11)
Donde:
𝑈1: Tensión de la red subterránea [𝑘𝑉]
𝑅𝐿 : Resistencia por fase de la línea [Ω
𝐾𝑚]
𝑋𝐿 : Reactancia por fase [Ω
𝐾𝑚]
∆𝑉𝐿: caída de tensión en la línea subterránea [%]
Al sustituir valores en (11) se tiene:
𝑃𝐿𝑚𝑎𝑥 = 10 ∗ 222
(0,490 ∗ 0,95 + 0,144 ∗ 0,31) ∗ 0,03∗ 5 = 𝟏𝟓𝟖𝟏. 𝟐𝟔𝟓 𝒌𝑾
Que como se puede observar es mayor que la potencia que demanda la instalación.
4.1.11 Pérdidas de potencia
Las pérdidas de potencia que se tienen en la línea se dan por el efecto Joule que se puede calcular por
la formula (12)
Donde
∆𝑝: Perdida de potencia en la línea subterránea [𝑊]
𝑃𝐿𝑚𝑎𝑥 = 10 ∗ 𝑈1
2
(𝑅𝐿 ∗ 𝑐𝑜𝑠 ∅ + 𝑋𝐿 ∗ 𝑠𝑒𝑛 ∅) ∗ 𝐿𝐿𝑚𝑎𝑥 ∗ ∆𝑉𝐿% (11)
∆𝑝= 3 ∗ 𝑅𝐿 ∗ 𝐿𝐿 ∗ 𝐼𝑛2 (12)
61
𝑅𝐿: Resistencia por fase de la línea [Ω
𝑘𝑚]
𝐿𝐿 : Longitud de la línea subterránea [km]
𝐼𝑛 : Intensidad nominal de la linea [A]
Al sustituir valores en (12) se tiene:
∆𝑝= 3 ∗ 0,490 ∗ 0,03 ∗ 5,252 = 𝟏, 𝟐𝟏𝟓𝟓 𝑾
Para obtener esta pérdida de potencia en porcentaje se hace uso de la ecuación (13)
Donde:
∆𝑝%: Perdida de potencia en la línea subterránea [%]
𝑅𝐿: Resistencia por fase de la línea [Ω
𝑘𝑚]
𝐿𝐿 : Longitud de la línea subterránea [km]
𝑈1 : Tensión de la red [kV]
cos ∅: Factor de potencia
P: Potencia del transformador [W]
Al sustituir valores en (13) se tiene:
∆𝑃𝐿% = 184 ∗ 0,03 ∗ 0,490
10 ∗ 222 ∗ 0,952= 𝟎, 𝟎𝟎𝟎𝟔𝟏𝟗𝟐 %
4.2 Cálculos del centro de transformación
El elemento principal del centro de transformación es el transformador de 200 kVA, cuyas
características se observan en la Tabla 3-4, donde se destacan factores como la tensión de
∆𝑃𝐿% = 𝑃 ∗ 𝐿𝐿 ∗ 𝑅𝐿
10 ∗ 𝑈12 ∗ 𝑐𝑜𝑠2∅
(13)
62
cortocircuito porcentual de 4%, pérdidas totales en vacío y con carga de 3,9 kW, y la tensión del lado
de Baja Tensión 400/220V.
4.2.1 Corriente en Media Tensión
En el transformador se tiene corrientes de ingreso (Media Tensión) y de salida (Baja Tensión),
donde para este caso la corriente en el primario viene definida por:
Teniendo:
𝑆: Potencia aparente del transformador [𝑘𝑉𝐴]
𝑈: Voltaje en media tensión [𝑘𝑉]
𝐼𝑀𝑇: Corriente en media tensión (primario)
𝐼𝑀𝑇 =200 kVA
√3 ∗ 22 𝑘𝑉= 𝟓, 𝟐𝟒𝟖 𝑨
4.2.2 Corriente en Baja Tensión (secundario del transformador)
Teniendo:
𝑆: Potencia aparente del transformador [𝑘𝑉𝐴]: 𝑆 = 200
𝑈𝑠: Tensión en el secundario [𝑘𝑉]: 𝑈𝑠 = 0,4
𝑊𝑓𝑒: Perdidas de hierro (en vacío) [𝑘𝑊]: 𝑊𝑓𝑒 = 650
𝑊𝑐𝑢: Perdidas cobre (con carga) [𝑘𝑊]: 𝑊𝑐𝑢 = 3250
Los datos de pérdidas de hierro y de cobre del transformador se extrae de la base de datos de
empresa distribuidora Schneider Electric.
𝐼𝑀𝑇 =𝑆
√3 ∗ 𝑈 (14)
𝐼𝑆𝑒 =𝑃 − 𝑊𝑓𝑒 − 𝑊𝑐𝑢
√3 ∗ 𝑈𝑠
(15)
63
Tabla 4-5. Características eléctricas del transformador de Schneider Electric [32]
Se obtiene la corriente en el secundario del transformador 𝐼𝑠𝑒.
𝐼𝑠𝑒 =200 − 0,65 − 3,25
√3 ∗ 0,4= 𝟐𝟖𝟑, 𝟎𝟒𝟔 𝑨
4.2.3 Corrientes de cortocircuito
Para el cálculo de corrientes que originan un cortocircuito tanto de media como en baja tensión,
se debe considerar datos de la empresa distribuidora de energía eléctrica, como es la potencia de
cortocircuito de la red de MT y se puede observar en la Tabla 3-2.
4.2.3.1 Calculo de la corriente de cortocircuito en Media Tensión
La corriente de cortocircuito en Media Tensión, está definida por la ecuación (16), donde la
potencia de cortocircuito 𝑆𝑐𝑐 = 388,659 𝑀𝑉𝐴 dato otorgado por la empresa distribuidora de
energía eléctrica (EERCS).
𝐼𝑐𝑐.𝑝𝑟 =𝑆𝑐𝑐,𝑀𝑇
√3 ∗ 𝑈𝑝𝑟.𝑀𝑇
(16)
64
Asumiendo:
𝑆𝑐𝑐.𝑀𝑇: Potencia de cortocircuito en media tensión: 𝑆 = 388,659 MVA
𝑈𝑀𝑇: Tensión primaria MT [𝑘𝑉]: 𝑈𝑝𝑟 = 22
𝐼𝑐𝑐.𝑀𝑇: Corriente de cortocircuito trifásico [𝑘𝐴]
𝐼𝑐𝑐.𝑝𝑟 =388659
√3 ∗ 22= 𝟏𝟎, 𝟏𝟗 𝐤𝑨
4.2.3.2 Cálculo de la corriente de cortocircuito en Baja Tensión
Para el cálculo de la corriente de cortocircuito en el lado secundario del transformador se analiza
mediante la ecuación (17)
𝐼𝑐𝑐.𝑠𝑒 =100 ∗ 𝑃𝑇
√3 ∗ 𝐸𝑐𝑐 ∗ 𝑈𝑠𝑒.𝐵𝑇
(17)
Asumiendo:
𝑃𝑇: Potencia del trasformador [𝑘𝑉𝐴]: 𝑃 = 200
𝑈𝑠𝑒.𝐵𝑇: Tensión en BT [𝑘𝑉]: 𝑈𝑝𝑟 = 0,4
𝐼𝑐𝑐.𝑠𝑒: Corriente de cortocircuito [𝑘𝐴]
𝐸𝑐𝑐: Tensión de cortocircuito del transformador [%]: 4 (Tabla 4-4)
Reemplazando los valores se obtiene:
𝐼𝑐𝑐.𝑠𝑒 =100 ∗ 200
√3 ∗ 4 ∗ 400= 𝟕, 𝟐𝟏𝟔 𝐤𝐀
4.2.3.3 Acometidas desde seccionador hacia el transformador
La acometida que conectará el centro de seccionamiento con el transformador será el cable
unipolar VOLTALENE, con aislamiento XLPE de 25 kV y con una sección de 50 𝑚𝑚2
65
Se toman valores de corriente y sección de conductor de M.T. Para el tramo que va desde el
seccionador hacia el transformador, para el cálculo de la densidad de corriente se utiliza la siguiente
ecuación:
𝜎 =𝐼𝑛𝑜𝑚
𝑆𝐶𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 (18)
Asumiendo que:
𝜎: Densidad de corriente [𝐴/𝑚𝑚2]
𝑆𝑆𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟: Sección del conductor [𝑚𝑚2]: 𝑆𝑆𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 = 50 𝑚𝑚2
𝐼𝑀𝑇: Corriente nominal en red de Media Tensión: 𝐼𝑀𝑇 = 5,248 𝐴
𝜎 =5,248 𝐴
50 𝑚𝑚2= 𝟎, 𝟏𝟎𝟒𝟗
𝑨
𝒎𝒎𝟐
Se comprueba que la densidad calculada no supera a la densidad máxima que puede
soportar el cable mencionado que es de 261 A/𝑚𝑚2 según la Tabla 5-4.
La Tabla 4-6, muestra el valor de la constante C, para conductores de aluminio y cobre. Para el
caso de análisis planteado se toma el dato de la constante 𝐶𝑐 de la Tabla 4-6, para realizar en cálculo
del tiempo máximo que soportará una sobre intensidad debido a un cortocircuito el conductor
VOLTALENE XLPE de cobre .
Tabla 4-6. Constante C para conductores de cobre [30]
VALOR DE LA CONTANTE 𝐶𝑐
Tipo de conductor XLPE, EPR
Aluminio 20,449
Cobre 8,836
Se calcula el tiempo que resiste el cable ante una sobre intensidad provocada por un cortocircuito
determinada por la ecuación:
66
𝑡𝑚𝑎𝑥 =(𝐶𝑐)2 ∗ (𝑆𝑆𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟)2
(𝐼𝑐𝑐.𝑝𝑟)2 (19)
Asumiendo que:
𝐶𝑐: Coeficiente que se asocia con la temperatura de cortocircuito, naturaleza del
conductor y por el tipo de aislamiento (ver Tabla 4-6)
𝑆𝑆𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟: Sección del conductor [𝑚𝑚2]: 𝑆𝑆𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 = 50 𝑚𝑚2
𝐼𝑐𝑐.𝑀𝑇: Corriente nominal en red de Media Tensión: 𝐼𝑐𝑐.𝑝𝑟 = 10,19 kA
𝑡𝑚𝑎𝑥 =(8,836)2 ∗ (50)2
(10190)2= 𝟎. 𝟎𝟎𝟏𝟖𝟖 𝒔
4.2.4 Protecciones del Centro de transformación
Los cálculos de las protecciones del centro de transformación se realizan mediante los datos de
voltaje de la red y potencia del transformador, donde se obtuvo una corriente nominal 𝐼𝑛 = 5,25 𝐴
Al efectuar una conexión del sistema o la energización del transformador, se presenta un
fenómeno de corriente conocida como Inrush , la cual se presenta una elevada corriente de
magnetización del equipo. Esta corriente varia de 5-8 veces la corriente nominal.
Para realizar el cálculo de la corriente Inrush se toma el valor de 8 veces la corriente nominal 𝐼𝑛,
donde se tiene:
𝐼𝑛𝑟𝑢𝑠ℎ = 8 ∗ 𝐼𝑛 (20)
𝐼𝑛𝑟𝑢𝑠ℎ = 41,98 𝐴, corriente que actuara dentro de t = 0,1𝑠
Para calcular la corriente rms se debe aplicar las siguientes ecuaciones:
Donde K es igual a:
𝐼𝑛 𝑟𝑚𝑠 = 𝐼𝑛 ∗ 𝐾 (21)
67
𝐾 =√
1 + 2𝑒−4𝜋∗𝜏
𝑍𝑒𝑞 (22)
Se tiene:
𝑍𝑏𝑎𝑠𝑒 =𝑉2
𝑆= 𝟐𝟒𝟐𝟎 𝛀
𝑍𝑒𝑞 = 𝑍𝑏𝑎𝑠𝑒 ∗ 𝑋𝑑% = 𝟏𝟐𝟏𝟎𝟎 𝛀
𝜏 =1
4 𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜 = 𝟎, 𝟐𝟓 𝒔
Se reemplaza en la ecuación (22) y se tiene que 𝑲 = 𝟏, 𝟕𝟐
El valor de 𝐾 = 1,72 de igual manera se reemplaza en la ecuación (21) y se obtiene 𝑰𝒏 𝒓𝒎𝒔 =
𝟗, 𝟎𝟒 𝑨
La 𝐼𝑛 𝑟𝑚𝑠 obtenida, sirve como referencia para la calibración de fusible tipo K, y según la Figura
4-1, se elige el fusible 12 K
Capacidad de corriente en [A]
TIPO K A
6 9
8 12
10 15
12 18
15 23
20 30
25 38
30 45
40 60
50 75
65 95
80 120
100 150
140 190
200 200
Figura 4-1. Curvas características y valores comerciales del fusible Tipo K
Fuente: Autores
0,01
0,1
1
10
100
1000
1 10 100 1000 10000 100000
Tie
mp
o e
n S
Corriente A
Curvas Caracteristicas fusible tipo K
3k 6k 8K 12K 25K 200K
68
Para realizar el dimensionamiento del fusible, se deben cumplir condiciones planteadas en la Tabla
4-7 y garantizar la protección del equipo y del sistema.
Tabla 4-7. Condiciones para el dimensionamiento del fusible de protección
A continuación, se desarrolla las tres condiciones:
𝐼𝑛 𝑟𝑢𝑠ℎ = 8 ∗ 𝐼𝑛 𝑟𝑚𝑠 (23)
𝐼𝑛 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 = 3 ∗ 𝐼𝑛 𝑟𝑚𝑠 (24)
𝐼𝑐𝑐 = 3 ∗ 𝐼𝑛 𝑟𝑚𝑠 (25)
Los resultados se visualizan en la siguiente figura:
Figura 4-2. Curva del fusible elegido Fuente: Autores
I nom; 5,25
In rush; 72,4
In rms; 9,04
In arranque; 27,13
Icc; 157,46
t despeje = 0,1801142
t fusión = 0,1246601
0,01
0,1
1
10
100
1000
1,00 10,00 100,00 1000,00 10000,00
Tiem
po
(s)
Corriente (A)
TIPOS # VECES TIEMPO
[s]
FUNCIÓN
Inrush 8 0.1 No debe operar
Carga fría 3 10 No debe operar
Icc 30 1.5 Debe operar
69
En la Figura 4-2, se observa la curva característica de un fusible tipo K tanto para fusión como
para despeje, se observa que los valores obtenidos cumplen con las condiciones planteadas y el Anexo
9, muestra el programa de donde se obtuvo el tipo de fusible.
De los resultados de actuación del sistema de protección, se obtiene: 𝑡𝑓𝑢𝑠𝑖𝑜𝑛 = 12𝑚𝑠 y
𝑡𝑑𝑒𝑠𝑝𝑒𝑗𝑒 = 18𝑚𝑠
4.2.5 Calculo de circuitos de baja tensión
Las instalaciones eléctricas de baja tensión se rigen bajo normas NEC, las cuales están
condicionadas por la temperatura ambiente de 25 y resistividad térmica del terreno que es igual a
1,5 [K ∗ m/W]
4.2.5.1 Dimensionamiento del conductor (sección)
Para determinar la sección del conductor se considera que las instalaciones son trifásicas (400V)
y monofásicas (220V)
Para el calibre del conductor se consideran intensidades máximas admisibles por el conductor y
caída de tensión.
4.2.5.2 Intensidad máxima del conductor
La intensidad máxima del conductor, será calculada mediante la potencia requerida del circuito y
el voltaje, según sea el sistema (trifásico o monofásico), con este valor se puede dimensionar la sección
del conductor con respecto a su corriente, para esto se recurre a la Tabla 4-8.
70
Tabla 4-8. Corriente admisible- sección del conductor
La intensidad es determinada por la ecuación (26)
𝐼 =𝑃
√3 ∗ 𝑉 ∗ 𝑐𝑜𝑠 𝜑 (26)
Donde:
I: Intensidad nominal del circuito
P: Potencia Activa requerida 𝑘𝑊
𝑉: Voltaje del circuito 𝑉
cos 𝜑:Factor de potencia cos 𝜑 = 0,95
4.2.5.3 Caída de tensión
Según normas las caídas de tensión admisibles vienen de finidas como:
4,5% para alumbrado
6,5% para usos varios
Y se determinan mediante las siguientes ecuaciones:
71
Para sistemas trifásicos
ℯ =𝑃 ∗ 𝐿
𝐶 ∗ 𝑆 ∗ 𝑈 (27)
Para sistemas monofásicos
ℯ =2 ∗ 𝑃 ∗ 𝐿
𝐶 ∗ 𝑆 ∗ 𝑈 (28)
Donde:
P: Potencia Activa requerida [𝑘𝑊]
𝑉: Voltaje del circuito [𝑉]
L: Distancia de la línea [𝑚]
ℯ: Caída de Tensión
𝑆: Seccion del conductor [𝑚𝑚2]
𝐶:Resistividad del material
Resistividad del cobre
Se calcula mediante la ecuación (29) y es necesario trabajar con el escenario más desfavorable
considerando una temperatura de 90
𝜌 = 𝜌20 ∗ (1+∝∗ (𝑇 − 20)) (29)
72
Tabla 4-9. Resistividad del cobre y coeficiente de temperatura
Material 1/
Aluminio 0,0039
Cobre 0,00393
Hierro 0,005
Oro 0,0034
Plata 0,0038
Acero 0,0043
Mercurio 0,00088
Tungsteno 0,0045
Germanio -0,05
Silicio -0,07
Carbono -0,0005
Donde:
ρ20: Resistividad de cobre, Tabla 4-9 , ρ20 = 0,0175 [Ω∗𝑚𝑚2
𝑚]
∝: Coeficiente de temperatura, Tabla 4-9, ∝= 0,00393 [1
]
T: Temperatura máxima del conductor []
Reemplazando los datos da como resultado:
ρ = 0,0175 ∗ (1 + 0,00393 ∗ (90 − 20)) = 𝟎, 𝟎𝟐𝟐𝟑𝟏𝟒𝟐𝟓 [Ω ∗ 𝒎𝒎𝟐
𝒎
Con el valor obtenido se calcula la constante C con la siguiente ecuación
𝐶 =1
𝜌 (30)
Reemplazando valores
C =1
0.02231425= 𝟒𝟒, 𝟖𝟏 [
𝒎
Ω ∗ 𝒎𝒎𝟐]
4.2.5.4 Líneas de derivación
En la siguiente Tabla 4-10, se visualizan datos de sección, caída de tensión y la configuración del
grupo de conductores que alimentan a cada área, las ecuaciones (24), (26), (27), (28) y (30), son usadas
para realizar el cálculo de cada parámetro
73
Tabla 4-10. Resultados de sección del conductor
DESCRIPCIÓN
TENSIÓN CONSUMO In. SECCIÓN POR
CONFIGURACIÓN
DISTANCIA CAÍDA DE
TENSIÓN CONFIG.
(Voltios) (kW) (A) (mm2) I. admisible m e%
TRANSFORMADOR - TABLERO GENERAL-(LÍNEA GENERAL)
Carga Total del
Transformador
200 kVA
400 217,39 341,06 95,00 491,83 10,00 0,319 3*(3*95mm2)+1*(
3*95mm2)+T
TABLERO GENERAL - TABLERO DE DISTRIBUCIÓN
Carga Total del
sistema en Baja
Tensión
400 167,84 287,69 70,00 406,30 2,00 0,067 3*(3*70mm2)+1*(
3*70mm2)+T
TABLERO DE DISTRIBUCIÓN - CARGADORES
Cargador 1 400 55,1 86,45 35,00 87,12 40,00 0,878 (3*35mm2)+(3*35
mm2)+T
Cargador 2 400 55,1 86,45 35,00 87,12 35,00 0,769 (3*35mm2)+(3*35
mm2)+T
Cargador 3 400 55,1 86,45 35,00 87,12 30,00 0,659 (3*35mm2)+(3*35
mm2)+T
TABLERO DE DISTRIBUCIÓN - SERVICIOS BASICOS
ILUMINACIÓN
EXTERIOR 220 1,50 7,41 2,50 17,42 10,00 0,152 2*2,5mm2+T
CTOS. FUERZA 220 2,00 9,88 4,00 23,76 10,00 0,127 2*4mm2+T
MOTOR 220 2,24 11,06 6,00 29,30 10,00 0,095 2*6mm2+T
4.2.5.5 Protecciones para cada circuito
De acuerdo a las intensidades nominales, se dimensionan las protecciones para cada circuito y se
puede visualizar en la siguiente tabla
74
Tabla 4-11. Protecciones del circuito de baja tensión
CIRCUITO In DESCRIPCIÓN
Carga Total del Transformador 200KVA 400 A Interruptor de corte
Carga Total del sistema en Baja Tensión 200 A Interruptor de corte
Cargador 1 100 A Interruptor magneto térmico
Cargador 2 100 A Interruptor magneto térmico
Cargador 3 100 A Interruptor magneto térmico
Iluminación exterior 16 A Interruptor de corte
Tomacorrientes 20 A Interruptor de corte
Motor 30 A Interruptor de corte
4.3 Cálculos para la malla de puesta a tierra
La instalación eléctrica como requisito básico se seguridad ante descargas eléctricas, debe disponer
de un sistema de puesta a tierra de modo que cualquier punto del interior o exterior, evite las tensiones
de paso, tensiones de contacto, tensiones transferidas, que puedan desencadenar en una falla
permanente en la red y el sistema en general.
4.3.1 Área de ocupación de la malla en la instalación
El área total a ser ocupada por la malla corresponde al estacionamiento donde reposan los
vehículos para la recarga de las baterías, más el área que ocupa el centro de transformación y consta
de las siguientes dimensiones:
Largo = 9 m
Ancho = 15 m
Área total = 135 𝑚2
4.3.2 Cálculo del radio equivalente del área seleccionada para la malla
Con el área de la malla identificada se calcula el radio mediante la ecuación (31)
𝐴 = 𝜋 ∗ 𝑟2 (31)
75
Donde:
𝑟: Radio equivalente del área identificado
𝐴: Área de la malla instalada = 135 𝑚2
Despejando "𝑟" y reemplazando se tiene
𝑟 = 6,55 𝑚
4.3.3 Inserción de la malla en el área establecida
La malla insertada dentro del área total de 135 𝑚2, se divide en retículas de 3m x 3 m como se
observa en la Figura 4-3
Figura 4-3. Dimensiones de la malla de puesta a tierra Fuente: Autores
4.3.4 Cálculo de la longitud del conductor requerido
Longitud Total (Lt) = 4(9) + 15(6) = 126 m
La longitud del conductor requerido es 126 m.
4.3.5 Datos de resistencia del terreno y cálculo de la resistividad
Los datos fueron obtenidos mediante el método Wenner, donde se obtuvieron los valores de
resistencia del terreno con distancias entre picas de 1, 2, 3 ,4, 5 metros, como se puede observar en
76
la Tabla 4-12, de esta manera se calculan los valores de resistividad del terreno, en base a la norma
IEE Std 80 – 2000, donde se denota la siguiente formula:
𝜌 = 2𝜋 ∗ d ∗ R
Donde:
d: distancia en metros de cada medición
R: resistencia obtenida con la medición
Tabla 4-12. Datos obtenidos mediante el método Wenner
Distancia (m)
Resistencia (Ω)
Resistividad (Ω ∗ m)
MEDIDA A 0 GRADOS
1
3,835634129
24,1
2
1,357591665
17,06
3
0,6986902
13,17
4
0,591658501
14,87
5
0,473645111
14,88
MEDIDA A 90 GRADOS
1
2,487591761
15,63
2
1,367140961
17,18
3
0,74537565
14,05
4
0,535158496
13,45
5
0,414439472
13,02
PROMEDIO
1
3,161612
19,865
2
1,36236
17,12
3
0.72203
13,61
4
0,563408
14,16
5
0,44404
13,95
Haciendo uso del método de suelo uniforme, obtenemos la resistividad equivalente acorde al número
de mediciones realizadas mediante la siguiente ecuación:
77
𝜌 =𝜌1 + 𝜌2 + 𝜌3 + 𝜌4 + 𝜌5
5
Donde:
𝜌 =19,865 + 17,12 + 13,61 + 14,16 + 13,95
5
𝝆 = 𝟏𝟓, 𝟕𝟒𝟏 Ω − 𝒎
4.3.6 Cálculo de las corrientes de cortocircuito
Los datos del transformador usado para el diseño se observan en la Tabla 4-13
Tabla 4-13. Características eléctricas del transformador usado para el diseño
Transformador Potencia
(kVA)
Voltaje en MT
(V)
Voltaje en BT
(V)
Impedancia
(Z%)
T1 S=200 22000 400 1,9
El cálculo de las corrientes de cortocircuito, están basadas en la norma ANSI/IEE 141-4, la cual
define un método de cálculo de las mismas, que permite establecer, analizar y realizar la conversión
de impedancias el sistema eléctrico [34].
Se realiza el cálculo de la corriente en el secundario del transformador mediante la siguiente
ecuación:
Donde:
𝑆: Potencia del transformador, 𝑆 = 200𝑘𝑉𝐴
𝑉𝑠𝑒𝑐 : Voltaje en el secundario, 𝑉𝑠𝑒𝑐 = 400𝑉
Reemplazando, se obtiene:
𝐼𝑠𝑒𝑐 =200 ∗ 1000
√3 ∗ 400= 𝟐𝟖𝟖, 𝟔𝟕𝟓 𝑨
𝐼𝑠𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑𝑎𝑟𝑖𝑜 =𝑆
√3 ∗ 𝑉𝑠𝑒𝑐
(32)
78
Con la corriente del secundario del transformador, se calcula la corriente simétrica de
cortocircuito o máxima 𝐼𝑐𝑐−𝑚𝑎𝑥 con la siguiente ecuación:
Reemplazando valores se obtiene:
𝐼𝑐𝑐−𝑚𝑎𝑥−𝑠𝑒𝑐 =100%
1,9%∗ 288,675𝐴 = 𝟏𝟓, 𝟏𝟗𝟑 𝒌𝑨
Para calcular la corriente de cortocircuito asimétrica, se hace uso de la ecuación (34)
Donde:
𝐼𝑐𝑐−𝑎𝑠𝑖𝑚𝑒 : Corriente de cortocircuito asimétrico: [𝐴]
𝐷𝑓: Factor de asimetría
Es necesario obtener el factor Df que se origina de la relación entre la reactancia inductiva y
resistencia del sistema (X/R) según lo estipula la norma IEEE Std 80-2000, y se lo calcula mediante
la ecuación (35)
Donde:
𝑇𝑎 : Constante de tiempo de la componente DC: 𝑇𝑎 = 10
𝑇𝑓: Tiempo de duración de falla: 𝑇𝑓 = 0,3𝑠
La constante de tiempo 𝑇𝑎 se calcula mediante la ecuación (36)
Aplicando la ecuación (35) y reemplazando se obtiene:
𝐼𝑐𝑐−𝑚𝑎𝑥−𝑠𝑒𝑐 =100%
𝑍%∗ 𝐼𝑠𝑒𝑐 (33)
𝐼𝑐𝑐−𝑎𝑠𝑖𝑚𝑒 = 𝐼𝑐𝑐−𝑚𝑎𝑥−𝑠𝑒𝑐 ∗ 𝐷𝑓 (34)
𝐷𝑓 = √1 +𝑇𝑎
𝑇𝑓∗ (1 − 𝑒
−2𝑇𝑓
𝑇𝑎 ) (35)
𝑇𝑎 =𝑋
𝑤𝑅=
𝑋
𝑅∗
1
2𝜋𝑓
(36)
79
𝑫𝒇 = 𝟏, 𝟎𝟒𝟑
NOTA: Mediante la norma IEEE Std 80-2000, se puede obtener el factor DF con valores de
X/R: 10,20,30,40, dependientes del tiempo de duración de la falla y se puede visualizar en la siguiente
tabla.
Tabla 4-14. Valores típicos del factor de decremento DF [19]
Como se puede observar mediante cálculo y haciendo uso de la Tabla 4-14, con la relación
X/R=10 y un tiempo de falla de 0,3 segundos obtenemos el valor de 𝐷𝑓 y lo usamos para el cálculo
de la corriente de cortocircuito asimétrica mediante la ecuación (34).
𝐼𝑐𝑐−𝑎𝑠𝑖𝑚𝑒 = 𝐼𝑐𝑐−𝑚𝑎𝑥−𝑠𝑒𝑐 ∗ 𝐷𝑓
𝐼𝑐𝑐−𝑎𝑠𝑖𝑚𝑒 = 15193 ∗ 1,043
𝐼𝑐𝑐−𝑎𝑠𝑖𝑚𝑒−𝑚𝑎𝑥 = 𝟏𝟓𝟖𝟒𝟔 [𝒂𝒎𝒑𝒆𝒓𝒊𝒐𝒔 𝒂𝒔𝒊𝒎𝒆𝒕𝒓𝒊𝒄𝒐𝒔]
4.3.7 Calculo de corrientes máximas, simétricas y asimétricas lado de medio voltaje del
transformador
La Corriente máxima en media tensión se calcula mediante la ecuación
𝐼𝑝𝑟𝑖 =𝑆
√3 ∗ 𝑉𝑝𝑟𝑖𝑚
(37)
80
Donde:
𝑆: Potencia del transformador, 𝑆 = 200 𝑘𝑉𝐴
𝑉𝑠𝑒𝑐 : Voltaje en el secundario, 𝑉𝑠𝑒𝑐 = 22000 𝑉
Reemplazando los datos en la ecuación (37) resulta:
𝐼𝑝𝑟𝑖 =200000
√3 ∗ 22000= 𝟓, 𝟐𝟒𝟖 𝑨
El cálculo de la corriente simétrica o máxima se obtiene mediante la ecuación (38)
Reemplazando valores se obtiene:
𝐼𝑐𝑐−max −𝑝𝑟𝑖 =100%
1,9%∗ 5,248 = 𝟐𝟕𝟔, 𝟐𝟏 𝑨
Finalmente, la corriente asimétrica será calculada por
Reemplazando valores se obtiene:
𝐼𝑐𝑐−𝑎𝑠𝑖𝑚𝑒 = 276,21 ∗ 1,043 = 𝟐𝟖𝟖, 𝟎𝟖𝟕 [𝒂𝒎𝒑𝒆𝒓𝒊𝒐𝒔 𝒂𝒔𝒊𝒎é𝒕𝒓𝒊𝒄𝒐𝒔]
4.3.8 Calculo de la corriente de máxima de falla
La corriente máxima que circula por la malla se calcula mediante la ecuación (40)
Donde:
𝐼𝐺 : Máxima corriente que soportara la malla
𝐼𝑐𝑐−𝑚𝑎𝑥−𝑝𝑟𝑖 =100%
𝑍%∗ 𝐼𝑝𝑟𝑖 (38)
𝐼𝑐𝑐−𝑎𝑠𝑖𝑚𝑒 = 𝐼𝑐𝑐−𝑚𝑎𝑥−𝑝𝑟𝑖 ∗ 𝐷𝑓 (39)
𝐼𝐺 = 𝐼𝑔 ∗ 𝐷𝑓 (40)
81
𝐼𝑔 : Corriente simétrica inyectada en la malla
𝐷𝑓: Factor de asimetría: 𝐷𝑓 = 1,043
Para obtener la porción de corriente simétrica de falla que fluye entre la malla y la tierra 𝐼𝑔 se
aplica la siguiente ecuación:
𝐼𝑔 = 𝑆𝑓 ∗ 𝐼𝑐𝑐−𝑎𝑠𝑖𝑚𝑒−𝑚𝑎𝑥 (41)
Donde:
𝑆𝑓 : Factor divisora de corriente
𝐼𝑔 : Corriente rms de malla simétrica
𝐼𝑓 = 3𝐼0 𝑆𝑓 =𝐼𝑔
3𝐼0
Donde:
𝑆𝑓 : Factor divisor de corriente
𝐼𝑔 : Corriente rms de malla simétrica
3𝐼0: Corriente de secuencia cero
El factor (𝑆𝑓) es el valor porcentual de corriente que disipa la malla de tierra, el valor restante
regresara al sistema hasta ser despejada. Para obtener el valor de esta constante existen varios métodos
matemáticos entre ellos se encuentran tablas y curvas como el de la Figura 4-4
82
Figura 4-4. Curvas para aproximar el factor de división Sf [19]
Para el cálculo de corriente máxima de falla se utiliza un 𝑆𝑓 = 0,20 por lo tanto se obtiene:
𝐼𝑔 = 0,20 ∗ 15846 = 𝟑𝟏𝟔𝟗, 𝟐 𝑨
Reemplazando valores tenemos:
𝐼𝐺 = 3169,2 ∗ 1,043 = 𝟑𝟑𝟎𝟓, 𝟒𝟖 𝑨
4.3.9 Cálculo del calibre del conductor a ser usado para la puesta a tierra
Para el cálculo del conductor o sección, se analiza mediante la ecuación (42) y sus parámetros se
obtienen de la norma IEEE Std 80-2000.
Donde:
𝐴 : Área del conductor: [𝑐𝑚𝑖𝑙𝑠]
𝐼𝐺 : Corriente máxima de falla: 𝐼𝐺 = 3305,48 𝐴
𝑡: Tiempo de fluidez de la corriente de falla: 𝑡 = 3𝑠
𝐴 = 𝐼𝐺√33 ∗ 𝑡
𝑙𝑜𝑔 (𝑇𝑚 − 𝑇𝑎
234 + 𝑇𝑎+ 1)
(42)
83
𝑇𝑎: Temperatura ambiente: 𝑇𝑎 = 19
𝑇𝑚: Temperatura máxima de fusión, ver en la Tabla 4-15: 𝑇𝑚 = 1084
Tabla 4-15. Temperatura máxima de fusión para conductores [19].
Reemplazando valores se obtiene:
𝐴 = 3305,48√33 ∗ 3
log (1084 − 30234 + 30
+ 1)= 𝟑𝟗𝟑𝟓𝟕, 𝟓 [𝑪𝑴𝑰𝑳𝑺]
Por tablas de conversión se aproxima el valor de 41700 [𝐶𝑀𝐼𝐿𝑆], equivalente a un conductor
de cobre de sección 4 [𝐴𝑊𝐺], conductor selecto para la construcción de la malla a tierra.
4.3.10 Diseño de la malla del sistema de puesta a tierra
Según normativas de la IEEE, que estandarizan una resistencia máxima de la malla de puesta a
tierra, que debe cumplir para garantizar la seguridad tanto del personal como de los equipos. El valor
máximo de la resistencia es: 𝑅 = 25Ω
Ahora bien, el cálculo de resistencia de la malla se realiza mediante la ecuación (43) en condiciones
normales.
84
Donde:
𝑅𝑚𝑎𝑙𝑙𝑎 : Resistencia de la malla: [Ω]
𝐿 : Longitud total de conductor de la malla: 𝐿 = 126𝑚
𝑟: Radio de la malla : 𝑟 = 6,55 𝑚
𝜌: Resistividad promedio : 𝜌 = 15,741 Ω − 𝑚
Reemplazando datos se obtiene
𝑅𝑚𝑎𝑙𝑙𝑎 =15,741
4√
15,741
126+
𝜋
6,55= 𝟑, 𝟓𝟗 Ω
Ahora se analiza la resistencia de la varilla de cobre Copperweld, y los datos técnicos se sustraen
de las fichas técnicas de cada fabricante
Donde:
𝑅𝑣𝑎𝑟 : Resistencia de la varilla: [Ω]
𝐿𝑣𝑎𝑟 : Longitud de la varilla: 𝐿𝑣𝑎𝑟 = 1,50 𝑚
𝑑𝑣𝑎𝑟: Diámetro de la varilla : 𝑑𝑣𝑎𝑟 = 16 𝑚𝑚
𝜌: Resisitividad promedio del suelo: 𝜌 = 15,741 Ω − 𝑚
La varilla debe de cumplir con las normativas impuestas por la IEEE Std 80-2000, se reemplazan
datos y se obtiene:
𝑅𝑣𝑎𝑟 =15,741
2𝜋 ∗ 1,50[ln (
8 ∗ 1,50
0.016− 1)] = 𝟏𝟏, 𝟎𝟓 Ω
Ahora se calcula la resistencia total del Sistema mediante la siguiente ecuación
𝑅𝑚𝑎𝑙𝑙𝑎 =𝜌
4√
𝜌
𝐿+
𝜋
𝐴 (43)
𝑅𝑣𝑎𝑟 =𝜌
2𝜋 ∗ 𝐿[𝑙𝑛 (
8 ∗ 𝐿𝑣𝑎𝑟
𝑑𝑣𝑎𝑟− 1)]
(44)
𝑅𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 =1
[ (1
𝑅𝑣𝑎𝑟) ∗ #𝑣𝑎𝑟𝑖𝑙𝑙𝑎𝑠] +
1𝑅𝑚𝑎𝑙𝑙𝑎
(45)
85
Con los datos ya obtenidos y se implementa 4 electrodos o varillas, se obtiene:
𝑅𝑣𝑎𝑟 =1
[ (1
11,05) ∗ 4] +
13,59
= 𝟏, 𝟓𝟔 Ω
Figura 4-5. Distribución final de electrodos de la malla de puesta a tierra
86
CAPÍTULO 5
EFECTO DE LA INTEGRACIÓN DEL VEHÍCULO ELÉCTRICO EN LAS
REDES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICAS.
Hoy en día el vehículo eléctrico es una realidad con varios modelos en el mercado y un crecimiento
anual en la venta de estos que representa un crecimiento significativo. A medida que los vehículos
eléctricos sean producidos con costos más reducidos y con mejoras en sus prestaciones, ya sean
vehículos eléctricos puros o los híbridos enchufables, ganarán terreno y su efecto en la red eléctrica
se notará de forma inminente[6].
La incorporación del vehículo eléctrico a las redes de distribución eléctrica, anticipa un impacto
de aspecto técnico y económico en el sistema eléctrico de potencia, debido a la recarga masiva que se
tendrá y afectará a la operación del sistema con la necesidad de posibles refuerzos en la red eléctrica
actual. El dimensionamiento de la afectación que tendrá la recarga del VE en la red eléctrica,
dependerá de cuando, donde y como se realice la recarga de estos ya sea por: carga lenta (domicilio),
carga lenta/rápida (parking público o privado) y la carga rápida que se da en las denominadas
(electrolineras) [7].
5.1 Demanda de electricidad del vehículo
La red eléctrica es dimensionada para ser utilizada a su máxima demanda de potencia requerida
por los usuarios. Visto desde la red, el vehículo eléctrico es una batería con características como la
potencia requerida para la carga y la cantidad de energía que pueda almacenar. El tiempo necesario
para la carga de la batería es inversamente proporcional a la potencia que almacena, de esta forma se
presentan distintas aproximaciones para efectuar la carga [6].
87
Tabla 5-1. Características de la carga para el vehículo eléctrico [9]
La batería de un vehículo eléctrico tiene una capacidad de almacenamiento entre 15 y 30 kWh, lo
cual da una autonomía entre 150 – 200Km. Debido a esta limitación, los vehículos eléctricos en la
actualidad son usados para el transporte en distancias cortas, ya que estos la mayor parte del tiempo
del día permanecen conectados mediante la carga lenta que es la más habitual ya que supone menor
cambio en la infraestructura eléctrica.
En el futuro se prevé el aumento de la capacidad de las baterías por los fabricantes como Tesla,
que ofrecen que serán de hasta 85 kWh, para su uso en medias y largas distancias. De esta manera se
requerirán sistemas de recarga de mayor potencia, en la actualidad algunos fabricantes ofrecen
supercargadores de 120 kW [6].
5.2 Impacto en la red de distribución debido a la carga rápida del VE
Al final de este trabajo se hace un análisis de la calidad de potencia que ingresará a la red de
distribución eléctrica, debido a la carga rápida del VE, y los fenómenos electromagnéticos asociados
a la tensión y corriente.
TIPO CONEXIÓN Y POTENCIA
AUTONOMIA TIEMPO DE
RECARGA
COMENTARIO
Lenta
Monofásico hasta 3.6
kW
150 Km 5 a 7 h
Aprovecha infraestructura
existente Carga en origen o
destino
Semi – rápida
Monofásico o trifásico hasta 25 kW
150 Km 1 a 2 h
Instalaciones adaptadas Carga en origen o
destino
Rápida
Trifásico o en continua hasta 50 kW
120 km 20 min
Para cargas en trayecto Carga el 80 – 90% de
la batería
Súper rápida Trifásico o en continua hasta 150 kW
250 Km 20 min
Cargas en trayecto
Ultra rápida > 150 kW -- Para autobuses y usos especiales
88
5.2.1 Impacto en la calidad de potencia debido a la recarga masiva de VE
Las formas de onda de tensión y corriente en C.A son independientes, es así que la forma de onda
de la tensión depende de la red, mientras que la forma de onda de corriente varía según el tipo de
carga que se conecte al sistema. Cuando el circuito que se conecta a la red es lineal (puramente
resistivo), el consumo se da de forma proporcional a la tensión que se aplica, sin embargo, no todos
los circuitos que se conectan a la red son puramente resistivos, en este caso se habla de una carga no
lineal (cargas inductivas o capacitivas), que origina un adelanto o retraso de la forma de onda de
corriente respeto a la onda de voltaje y ocasiona pérdidas de potencia en el sistema.
5.2.2 Armónicos
Los armónicos representan fenómenos que afectan a la calidad de potencia que entrega la red,
generados por cargas no lineales y los efectos más relevantes pueden ser: calentamiento en el rotor
de motores, sobrecalentamiento de transformadores, perdidas en el cobre, perdidas en el hierro,
calentamiento en los conductores, esfuerzo dieléctrico, entre algunos otros que bajan
considerablemente la vida útil de los sistemas de distribución, y disminuyen la eficiencia de los
equipos, además la vida útil de las máquinas y mal funcionamiento de estas.
5.2.2.1 Distorsión Armónica Total – THD y límites establecidos
Como se mencionó con anterioridad los armónicos son señales con una frecuencia que es
diferente a la fundamental (señal sinusoidal perfecta). Los límites de distorsión total Armónica
(THD)en Ecuador están regulados por el Arconel y la regulación No CONELEC – 004/11 [29], que
regula los niveles de calidad del servicio eléctrico.
La siguiente tabla se presentan los límites máximos THD establecidos por la regulación en el
punto de medición fuente.
Tabla 5-2. Límites máximos de THD establecidos.
Descripción Niveles de
Tensión
THD(%)
Transformador de distribución 𝑉 ≤ 40 𝑘𝑉 8.0
Otros puntos 𝑉 > 40 𝑘𝑉 3.0
89
Si bien la normativa nacional no determina el límite máximo de THD en la señal de corriente, la
norma IEEE 519-2014[35], menciona que tanto para el voltaje y la corriente no se deberá exceder el
5%.
5.2.3 Modelado de la batería del VE
La figura presenta el bloque de batería usado por Matlab para la simulación en sistemas de VE y
disponible en la librería Sim Power Systems, en el cual se muestra un modelo dinámico de los
parámetros más comunes de las baterías recargables [36].
Figura 5-1. Modelo dinámico de la batería de un VE de la librería Sim Power Systems de Matlab [36]
Para el caso de estudio y simulación, se ingresan parámetros característicos de la batería de Ion –
Litio, expuestos en el punto 1.4.1.11 como son:
Capacidad de la batería (Q) = 30Ah
Tensión nominal (Vnom) = 384V
Para este caso de simulación se tomará un SOC (estado de carga de la batería) de 25 % mínimo,
donde empezará la recarga de la batería del VE.
90
5.2.4 Modelado de cargadores del VE
Para realizar la recarga de las baterías del VE, el cargador consta de 2 etapas fundamentales como
son: Rectificación y Conversión DC-DC. El modelo se puede observar en la Figura 5-2.
Figura 5-2. Modelo de la estación de carga rápida a ser simulado en Simulink – Matlab
El modelo de la estación de carga rápida en su etapa inicial consta de un convertidor AC-DC de
tres niveles, que se encarga de convertir los 400V AC que entrega el trasformador en el lado del
secundario en aproximadamente 500 V DC, incluida una etapa de filtrado.
El convertidor DC-DC es el encargado de controlar la carga de la batería mediante el control de
corriente o voltaje. En el caso de simulación propuesta se fija el voltaje nominal de la batería a ser
cargada y será la corriente la controlada mediante la conexión y desconexión de los IGBT’s que
conforman el circuito y de esta manera alargar la vida útil de la batería.
91
5.2.5 Simulaciones y Análisis
Las simulaciones fueron realizadas en Matlab – Simulink, utilizando los bloques y herramientas
con que cuenta el software.
El modelo a ser simulado está basado mediante los parámetros eléctricos del sistema de
distribución de la Ciudad de Cuenca, de una barra de 22 kV y 30 MVA de potencia que alimenta al
transformador de 200 kVA escogido para proporcionar un voltaje de 400 V hacia la electrolinera en
general.
Las simulaciones son realizadas con uno, dos y tres cargadores que se han incluido para el diseño
de la electrolinera, con las características de la batería mencionadas en el punto 5.3.3 y un SOC inicial
del 25%.
5.2.5.1 Ondas de voltaje y corriente en la barra de 22 kV con la electrolinera en desconexión
Las Figuras 5-3 y 5-4, muestran las ondas de voltaje y corriente respectivamente en la barra de 22
kV, sin la conexión de la electrolinera y sin distorsión armónica como se puede observar.
La medición de voltaje es tomada de fase a neutro donde se puede apreciar es de 12700 V
aproximadamente y posterior hacer un análisis de los armónicos que se presentan en cada una de las
fases de la barra.
Figura 5-3. Onda de voltaje medido en la barra de 22 kV sin distorsión armónica. Fuente: Autores
92
La corriente en cada fase de la barra se puede observar en la siguiente figura donde se puede
apreciar es de aproximadamente 10 A.
Figura 5-4. Onda de corriente medido en la barra de 22 kV sin distorsión armónica. Fuente: Autores
5.2.5.2 Distorsión Armónica presentada en las ondas de voltaje y corriente de la barra de 22
kV al conectar la electrolinera
Las siguientes figuras muestran los armónicos que se presentan en la barra de 22 kV, tanto en
voltaje como en corriente, al tener los cargadores de la electrolinera en funcionamiento
Se puede observar la distorsión que se presentan en las ondas debido a la presencia de cargas no
lineales conectadas a la red, siendo dicha distorsión menor en la onda de corriente.
Figura 5-5. Onda de voltaje medido en la barra de 22 kV con presencia de armónicos. Fuente: Autores
93
Figura 5-6. Onda de corriente medido en la barra de 22 kV con presencia de armónicos. Fuente: Autores
5.2.5.3 Análisis del THD en la barra de 22 kV con un cargador en funcionamiento
Las figuras 5-7 y 5-8 muestran los valores de magnitud porcentual en función de la frecuencia, de
los armónicos originados al tener un cargador de la electrolinera en funcionamiento de las curvas de
voltaje y corriente respectivamente.
Se puede apreciar que el THD = 10.11 % del espectro de frecuencia tomado de 0-1000 Hz, siendo
el quinto armónico el más representativo con un valor individual de 0.20%
Figura 5-7. Grafica del THD presente en la onda de voltaje, con un cargador en funcionamiento Fuente: Autores
94
La siguiente figura muestra un THD = 5.81% de la señal de corriente con un cargador en
funcionamiento, con un aporte individual del quinto armónico de 1.3 %.
Figura 5-8. Grafica del THD presente en la onda de corriente, con un cargador en funcionamiento Fuente: Autores
5.2.5.4 Análisis del THD en la barra de 22 kV con dos cargadores en funcionamiento
Como era de esperarse el THD = 10.12% de la señal de voltaje, respecto al análisis anterior se
incrementó como se puede observar en la Figura 5-9.
Figura 5-9. Grafica del THD presente en la onda de voltaje, con dos cargadores en funcionamiento Fuente: Autores
Un análisis similar a la onda de voltaje se realizó para la señal de corriente, donde se obtuvo un
THD = 5.80 %, donde se observa que hay una cierta disminución.
95
Figura 5-10. Grafica del THD presente en la onda de corriente, con dos cargadores en funcionamiento. Fuente: Autores
5.2.5.5 Análisis del THD en la barra de 22 kV con tres cargadores en funcionamiento
La simulación con todos los cargadores de la electrolinera en funcionamiento es expuesta en la
Figura 5-11, donde se aprecia un THD = 10.14 %
Figura 5-11. Grafica del THD presente en la onda de voltaje, con tres cargadores en funcionamiento Fuente: Autores
La figura 5-12 muestra la simulación realizada para la onda de corriente en la barra de 22 kV, con
los tres cargadores de la electrolinera en funcionamiento y donde se obtuvo un THD = 7.96 %, que
se incrementó respecto a la primera simulación con un solo cargador en funcionamiento.
96
Figura 5-12. Grafica del THD presente en la onda de corriente, con tres cargadores en funcionamiento. Fuente: Autores
Las estaciones de carga de las electrolineras representan cargas no lineales que se presentan en la
red como armónicos y como se pudo observar en las simulaciones mientras más de estas se pongan
en funcionamiento mayor es el THD en el sistema de potencia.
El THD de la señal de voltaje con la totalidad de los cargadores de la electrolinera en
funcionamiento sobrepasa el valor máximo establecido por la normativa del CONELEC 004-11, que
fija un máximo del 8% analizado en el punto 5.2.2.1. La normativa no hace mención de valores
máximos establecidos para la señal de corriente, pero si tomamos como referencia a la norma IEEE
519-2014, donde se establece un máximo del 5%, también se sobrepasa este límite.
Para contrarrestar el efecto armónico en la red es necesario la implementación de filtros los cuales
reducirán el THD a un valor dentro de la normativa establecida.
5.2.5.6 Selección y dimensionamiento del filtro pasivo de Armónicos
Las simulaciones realizadas con los tres cargadores en funcionamiento, dieron como resultado un
THD en la red de 10.14% para el voltaje y 7.96% para la corriente, valores fuera de las normativas
establecidas, por lo cual se procede a hacer el cálculo de los valores de R, L, C del filtro.
El filtro escogido se trata de un filtro sintonizado o filtro de banda de paso, como se puede
observar en la Figura 5-13 y 5-14, compuesto por un condensador C, que es el encargado de
proporcionar la mayoría de potencia reactiva del filtro, en serie con inductancias y resistencias cuya
impedancia está en función de la frecuencia 𝑛 a ser eliminada.
97
Figura 5-13. Configuración del filtro de armónicos Fuente: Autores
Figura 5-14. Impedancia vs frecuencia de un filtro sintonizado [21]
Para el cálculo del filtro se parte de conocer la potencia del condensador 𝑄𝑐 y de esta manera
obtener una impedancia mínima para la frecuencia de sintonía 𝑛.
Entonces se fija 𝑄𝑐 = 160 𝑘𝑉𝐴𝑅 y se calcula 𝑋𝑐 mediante la ecuación (46)
Donde:
𝑋𝑐 =𝑉2
𝑄𝑐
(46)
98
𝑉: Voltaje del filtro [𝑘𝑉]
𝑄𝑐: Potencia del condensador [𝑀𝑉𝐴𝑅]
Reemplazando los valores se obtiene:
𝑋𝑐 =(0.46𝑘𝑉)2
(0.160𝑀𝑉𝐴𝑅)= 1.32Ω
Para calcular 𝐶 se hace uso de la siguiente ecuación:
𝐶 =1
2 ∗ 𝜋 ∗ 𝑓 ∗ 𝑋𝑐
(47)
𝐶 =1
2 ∗ 𝜋 ∗ 60 ∗ 1.32= 𝟐𝟎𝟏𝟎 µ𝑭
Al tratarse de un filtro sintonizado, se tiene la siguiente relación:
𝜔𝑛 =1
√𝐿𝐶
Y se obtiene la ecuación (48) para el cálculo de 𝐿
𝐿 =1
𝐶 ∗ [𝜔𝑛]2
(48)
Como se puede observar en la Figura 5-12, se tiene un elevado aporte de distorsión armónica,
debido al quinto armónico individual. Entonces el filtro se debe sintonizar a una frecuencia
próxima al armónico a ser eliminado. Se toma 4,7 armónico, por debajo del quinto y de esta manera
tener un rango de tolerancia por la construcción del filtro.
Reemplazando valores se tiene:
𝐿 =1
𝐶 ∗ [2𝜋 ∗ 4,7 ∗ 60]2
99
𝐿 = 𝟎, 𝟏𝟓𝟖 𝒎𝑯
Se tiene que:
𝑋𝐿 = 𝜔𝐿
Donde se obtiene la siguiente ecuación:
𝑋𝐿 = 2𝜋 ∗ 𝑓 ∗ 𝐿 (49)
𝑋𝐿 = 𝟎, 𝟎𝟓𝟗𝟓 Ω
La relación 𝑋/𝑅 (reactancia, resistencia), se toma de referencias de la configuración de la red que
varía entre 40 – 120, para el caso es de 50 y se reemplaza en la ecuación (50).
𝑅 = 𝑋𝐿
50 (50)
Reemplazando el valor de 𝑋𝐿 obtenido con anterioridad se tiene:
𝑅 = 0,0595
50= 𝟏, 𝟏𝟗 𝒎Ω
5.2.5.7 Distorsión Armónica en la onda de voltaje, corriente y THD de la barra de 22 KV
aplicando un filtro de armónicos con los tres cargadores en funcionamiento
Se hace un análisis de las curvas de voltaje, corriente y THD, con la implementación de un filtro
pasivo de armónicos calculado anteriormente, con valores de 𝑅 = 1.19 Ω, 𝐶 = 2010 µ𝐹 y 𝐿 =
0,158 mH, con el objetivo de eliminar o reducir los armónicos que no forman parte de la señal
fundamental.
100
Figura 5-15. Implementación de un filtro de armónicos a la estación de carga Fuente: Autores.
La figura 5-16 muestra la reducción de los armónicos presentes en la señal de voltaje, con la
implementación del filtro.
Figura 5-16. Onda de voltaje simulada de la barra de 22 kV con la implementación del filtro de armónicos. Fuente: Autores
En la siguiente figura se observa la notable reducción del THD y en concreto el 5to armónico
individual para el cual fue calculado el filtro. Como se puede notar el séptimo armónico aún está
presente por lo que se debería hacer un análisis más exhaustivo de todos los armónicos individuales
a ser atenuados y proceder con el mismo cálculo del filtro especifico.
101
Figura 5-17. Grafica del THD presente en la onda de voltaje, con tres cargadores en funcionamiento y la implementación del filtro de armónicos.
Fuente: Autores
La figura 5-18 muestra la reducción de la distorsión en la onda de corriente que producen los
armónicos, luego que se introdujo un filtro en el sistema simulado.
Figura 5-18. Onda de corriente simulada de la barra de 22 kV con la implementación del filtro de armónicos. Fuente: Autores
La siguiente figura muestra la notable disminución del THD en la señal de corriente del sistema
simulado y la atenuación de los armónicos individuales.
102
Figura 5-19. Grafica del THD presente en la onda de corriente, con tres cargadores en funcionamiento y la implementación del filtro de armónicos.
Fuente: Autores
5.2.5.8 Análisis de resultados
Las simulaciones realizadas mediante el software Simulink – Matlab, muestran como al insertar
cargas no lineales a la red, se incrementan de forma proporcional los armónicos que distorsionan las
señales de voltaje y corriente, siendo la señal de voltaje la que más armónicos presenta.
El análisis realizado muestra como el THD en la señal de voltaje con un cargador en
funcionamiento era de 10.11%, mientras que al tener los tres cargadores en funcionamiento el THD
se incrementó a 10.14%, estando fuera del límite máximo permitido por la regulación, por lo que se
volvió a hacer la simulación con la incorporación de un filtro de armónicos, teniendo como resultado
un THD = 1.52% permitido por la regulación nacional e internacional.
De la misma manera que con el voltaje se realizó el análisis con la señal de corriente, donde el
THD con un cargador en funcionamiento era de 5.81%, mientras que al tener los tres cargadores en
funcionamiento el THD se incrementó a 7.96% que, si bien la normativa nacional no menciona un
límite de armónicos para esta señal, la normativa internacional fija un límite máximo de 5%, estando
fuera del límite permitido. Al implementar el filtro de armónicos, se obtuvo la reducción del THD =
0.93%.
103
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Conclusiones
En el desarrollo de este proyecto, se propone como objetivo principal, el diseño de la instalación
eléctrica de una electrolinera, mediante el uso de cargadores rápidos, que proporcionen la mayor
cantidad de potencia posible a la batería y de esta manera acortar el tiempo de carga, las conclusiones
que se obtienen de este trabajo son las siguientes:
Al inicio de esta investigación fue necesario conocer cuáles son los tipos de vehículos
eléctricos que se encuentran vigentes, y de esta manera identificar que existe una gran
demanda de puntos de carga ya que si en este momento este tipo de vehículos no se
encontraban en su auge era debido a la falta de lugares que pudieran proporcionar energía
para la recarga.
Un punto clave en la investigación fue identificar los diferentes tipos de baterías que se
utilizan en los vehículos eléctricos, las características eléctricas que tenía cada una de estas,
su capacidad de carga y debido a estos parámetros, porque actualmente la batería de Ion
– Litio es la más utilizada en la mayoría de marcas automotrices que ofertan vehículos
100% eléctricos.
Analizar los tipos de infraestructuras de recarga de vehículos eléctricos, es de gran utilidad
para identificar y distinguir los modos de recarga existentes y los conectores
estandarizados que se utilizan con cada uno de estos tipos de recarga y optar por el modo
de recarga rápida para el diseño del proyecto.
El estudio de normativas internacionales que establecen el uso adecuado de la tecnología
de recarga fue aplicado en el desarrollo del proyecto, debido a que en la actualidad no se
cuentan con normativas ecuatorianas, que regulen la instalación y el uso de
infraestructuras de recarga del vehículo eléctrico.
Se analizaron los lugares estratégicos donde se podría implementar la electrolinera y en
base a la propuesta, se establecieron criterios de diseño para el sistema eléctrico general
104
de la electrolinera, donde se realizaron cálculos justificados para la red de media tensión
y baja tensión, con sus respectivas protecciones.
En el punto final de esta investigación, se evaluó el efecto de la inserción de la
electrolinera con todos sus cargadores en funcionamiento, a la red de distribución
eléctrica, dando como resultado el incremento del THD, confirmando que se los
cargadores rápidos de la batería del vehículo eléctrico, se tratan de una carga no lineal
importante. La implementación mediante software de Simulink - Matlab de filtros anti
armónicos, demostró que se pueden contrarrestar los efectos negativos producidos por
los cargadores a la red, siendo este un tema de investigación muy amplio para trabajos
futuros.
Recomendaciones
o Un punto muy importante a ser considerado es la potencia que demanda cada
cargador, que como se pudo observar es elevado y al entrar en funcionamiento
el conjunto demanda una gran potencia al sistema eléctrico y será necesario la
repotenciación de la red en el caso de que la electrolinera cuente con gran
cantidad de cargadores rápidos.
o Con la inclusión del vehículo eléctrico, es necesario contar con regulaciones
propias, que establezcan el uso y adecuación de las infraestructuras de recarga,
ya que al momento se requiere por hacer uso de regulaciones internacionales,
que en muchos casos no necesariamente se satisfacen las condiciones locales de
la red eléctrica, ni las necesidades de los usuarios de estos servicios.
o Al momento de la adquisición de los equipos de recarga de la batería del vehículo
eléctrico, es primordial conocer las características técnicas del mismo, ya que
como se mencionó es una potencial carga no lineal que al momento de su
funcionamiento afectara al sistema de distribución eléctrica. Entonces es
necesario conocer si los cargadores cuentan o no con un sistema de reducción
de armónicos.
105
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107
ANEXOS
108
Anexo 1: Características técnicas del cargador rápido EV link de Schneider Electric.
109
110
111
Anexo 2: Cabina de transformación
112
113
114
Anexo 4: Plano Arquitectónico del área de ocupación de la electrolinera
115
116
117
Anexo 5: Diagrama eléctrico unifilar de la electrolinera
118
119
Anexo 6: Características técnicas del transformador Minera HE+ de Schneider
Electric
120
Minera HE+
121
122
Anexo 7: Características técnicas del grupo generador electrógeno
123
124
125
Anexo 8: Distribución de Ductos y pozos para el sistema eléctrico
126
127
Anexo 9: Calibración del fusible de protección de líneas de MT
128
V 22 kV
Sbase 0,2 MVA
Zbase 2420 ohm
z 12100 ohm
Transformador
Peq 0,2 MVA
4,0%
Pcc 5 MVA
Icc 131,21597
Icu 334,600724
In 5,24863881
K 1,72310334
Inrms 9,04394708
Icc(max) 226,098677
169,574008
Fusible 12k
Inrush 72,3515767 0,1
Icorto 157,459164 0,3
In arranque 27,1318413 10
In sobrecarga 27,1318413 300
129
I nom; 5,25
In rush; 72,4
In rms; 9,04
In arranque; 27,13
Icc; 157,46
t despeje = 0,1801142
t fusión = 0,1246601
0,01
0,1
1
10
100
1000
1,00 10,00 100,00 1000,00 10000,00
Tiem
po
(s)
Corriente (A)
I nom In rush In rms In arranque 12 despeje
12k fusión Icc t despeje Lineal (I nom)
130
Anexo 10: Obtención de cálculo de la demanda y carga instalada
131
132
ÁREA In DESCRIPCIÓN
Carga Total del Transformador 200KVA 400 A Interruptor de corte
Carga Total del sistema en Baja Tensión 200 A Interruptor de corte
Cargador 1 100 A Interruptor magneto térmico
Cargador 2 100 A Interruptor magneto térmico
Cargador 3 100 A Interruptor magneto térmico
Iluminación exterior 16 A Interruptor de corte
Tomacorrientes 20 A Interruptor de corte
Motor 30 A Interruptor de corte
133
134
