MEMORIAS DE DISEÑO INSTALACIÓN ELÉCTRICA

7/21/2019 MEMORIAS DE DISEÑO INSTALACIÓN ELÉCTRICA

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CARMEMZA ALZATE G. S. A. SIngeniería Eléctrica

MEMORIAS DE CÁLCULO INSTALACIONES ELÈCTRICASPORTAL DE CERRITOS MALL COMERCIAL

PROYECTO MALL COMERCIAL PORTAL DE CERRITOS

PROPIETARIO TIPSA

LOCALIZACION PEREIRA

FECHA NOVIEMBRE 2015

CAPACIDAD 45 KVA

DISPONIBILIDAD

DISEÑADOR

ING. CARMENZA DEL S. ALZATE GONZALEZ.C.C. 42.008.281

MP RS205 - 078009

REG EEP No. A - 030





MEMORIA DE CALCULO REDES ELECTRICAS RETIE 2013

1. DESCRIPCION DEL PROYECTO .............. ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

2. ANÁLISIS Y CUADROS DE CARGAS INICIALES Y FUTURAS, INCLUYENDO ANÁLISIS DEFACTOR DE POTENCIA Y ARMÓNICOS. . ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

2.1 CUADROS DE CARGA ......................................................................................................... 52.1.1 Cuadro de Carga Transformadores ....................................................................................... 5

2.1.2 Cuadro de Carga Tablero Zonas Comunes ........................................................................... 5

2.1.3 Cuadro de Carga Tablero Locales.......................................................................................... 5

2.1.4 Cuadro de Regulacion Circuitos Ramales.………………..……………………………………...5

2.1.5 Cuadro de RegulacionAcometiidas Locales……………………………………………………...5

2.1.6 Cuadro de Canalizacion Acometidas Locales ........................................................................ 5

3. ANÁLISIS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ELÉCTRICO. .................................4

3.1 DETERMINACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS (URP) ................. 5

3.1.1 Tensión a frecuencia industrial ............................................................................................... 5

3.1.2 Sobretensiones temporales .................................................................................................... 6

3.1.3 Sobretensiones representativas temporales .......................................................................... 6

3.1.4 Sobretensiones de frente lento ............................................................................................... 6

3.2 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD PARA COORDINACIÓN (UCW) 8

3.2.1 Sobretensiones temporales .................................................................................................... 8

3.2.2 Sobretensiones de frente lento ............................................................................................... 8

3.2.3 Sobretensiones de frente rápido ............................................. ¡Error! Marcador no definido. 3.3 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS (URW)¡ERROR!

MARCADOR NO DEFINIDO. 3.3.1 Factor de seguridad ................................................................ ¡Error! Marcador no definido. 3.3.2 Factor de corrección atmosférico ...........................................¡Error! Marcador no definido. 3.3.3 Tensiones de soportabilidad requeridas ................................. ¡Error! Marcador no definido. 3.4 CONVERSIÓN A TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS (UW)¡ERROR! MARCADOR

NO DEFINIDO. 3.4.1 Conversión a tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial (SDW)¡Error! Marcador

no definido. 3.4.2 Conversión a tensión de soportabilidad del impulso tipo rayo (LIW)¡Error! Marcador no definido. 3.5 SELECCIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS¡ERROR! MARCADOR

NO DEFINIDO. 3.6 DISTANCIAS MÍNIMAS EN AIRE ............................. ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

4. EQUIPOS SUBESTACIÓN CURRAMBA A 220 KV¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. 4.1 SELECCIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS¡ERROR! MARCADOR

NO DEFINIDO. 4.2 DISTANCIAS MÍNIMAS EN AIRE ............................. ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. 4.3 SELECCIÓN DEL PARARRAYOS ........................... ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

4.3.1 TENSIÓN CONTINUA DE OPERACIÓN (COV) ....................¡Error! Marcador no definido. 4.3.2 SOBRETENSIÓN TEMPORAL (TOV).................................... ¡Error! Marcador no definido. 4.3.3 TENSIÓN NOMINAL DEL PARARRAYOS ............................¡Error! Marcador no definido. 4.3.4 ENERGÍA EN PARARRAYOS ................................................¡Error! Marcador no definido.

5. DISTANCIAS ELÉCTRICAS ....................... ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. 5.1 DISTANCIAS DE SEGURIDAD ................................ ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. 5.1.1 Valor básico ............................................................................ ¡Error! Marcador no definido. 5.1.2 Zonas de seguridad ................................................................ ¡Error! Marcador no definido.





5.2 DISTANCIAS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN¡ERROR! MARCADOR NODEFINIDO.

5.2.1 Ancho de barras......................................................................¡Error! Marcador no definido. 5.2.2 Ancho de campo ..................................................................... ¡Error! Marcador no definido. 5.2.3 Altura de campo ...................................................................... ¡Error! Marcador no definido. 5.2.4 Longitud del campo................................................................. ¡Error! Marcador no definido.

1. DESCRIPCION DEL PROYECTO

El proyecto eléctrico del MALL COMERICIAL PORTAL DE CERRITOS Comprende eldiseño, cálculos y especificaciones técnicas para las instalaciones eléctricas,salidas de iluminación y las salidas de fuerza para tomacorrientes que alimentancargas de artefactos eléctricos. Localizado en el municipio de Pereira,departamento de Risaralda, Colombia CRA 14 N 113

El diseño se basó en las normas NTC 2050, IEC, NEMA y el reglamento interno para instalaciones eléctricas –RETIE, ajustándose a la Norma Técnica de LAEMPRESA DE ENERGÍA DE PEREIRA S.A E.S.P

Es importante minimizar al máximo las pérdidas de energía Por lo cual se tendráen cuenta el tratamiento de las dimensiones de los conductores con criterioeconómico, esto teniendo en cuenta la regulación de tensión mínimas requeridas.

2. ANÁLISIS Y CUADROS DE CARGAS INICIALES Y FUTURAS,

INCLUYENDO ANÁLISIS DE FACTOR DE POTENCIA Y ARMÓNICOS(ANEXOS)

3. ANÁLISIS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ELÉCTRICO.

3.1 INTRODUCCION

En este documento se presenta la metodología, los datos y los resultados delestudio de coordinación de aislamiento y de selección del pararrayos paradeterminar el nivel de aislamiento de la subestación del centro comercial y Carulla.

Adicionalmente se presenta la selección de las diferentes distancias eléctricasincluyendo el ancho, la altura y la longitud de los campos a partir de las distanciasmínimas fase a fase y fase a tierra seleccionada en la Coordinación de Aislamiento.

El diseño de aislamiento tiene como objetivo definir las siguientes característicasde la línea:





- Número de aisladores por cadena- Distancias de aislamiento- Distancias mínimas de fuga

3.2 CRITERIOS BASICO DE DISENO

Sobretensiones a frecuencia industrial y por descargas atmosféricas.

Debido a que la Tensión máxima del sistema para la subestación se ubica en elgama I según la norma IEC 60071-1 (1 kV <Um < 245 kV), se analizan lasdistancias eléctricas en términos de su soportabilidad ante impulsos de frenterápido (tipo rayo) y de frecuencia industrial.

Nivel ceráunico: De acuerdo al mapa de niveles ceráunicos para Colombiasegún la NTC-4552.

La densidad de descargas a tierra se calculará de acuerdo a la metodologíaPlanteada en la Norma Técnica Colombia NTC 4552-2.

Tipo y dimensiones típicas de las estructuras previstas para el proyecto. Conductor y cable de guarda definidos para el proyecto (Ver Numeral 4.3). Nivel de contaminación I (ligero) según Norma IEC-60815, que corresponde

a una distancia de fuga específica mínima de 16 mm/kV (Ver Numeral5.2.1). o Corrección de niveles de aislamiento según las condicionesatmosféricas propias del proyecto (humedad, temperatura y densidadrelativa).

DESCRIPCION UNIDAD UNIDAD

Voltaje nominal Kv 13,2

Frecuencia nominal Hz 60Tensión asignada al equipo kV 17,16

Nivel de contaminación ambiental (IEC

60815) - MEDIO

Distancia de fuga mínima nominal mm/kV 21 mm/kV

Distancia de fuga mínima entre fase y

tierra mm 368

Máxima corriente de cortocircuito kA PLACA

Sistema sólidamente puesto a tierra - Y - SOLIDO

PARAMETROS ELECTRICOS DEL PROYECTO





DESCRIPCION UNIDAD VALOR

Altura Sobre el Nivel del Mar m 1411Temperatura Promedio Anual ºC 24

Humedad Relativa Promedio Anual % 83

Nivel Ceráuneo Días/ Año 40

Presión Atmosférica mm Hg(PSI) 637(12.32)

Ambiente - 7595 mm

Nivel de contaminación ambiental (IE - MEDIO

Riesgo Sísmico - ALTO

Aceleración del Terreno Aa 0.2

PARAMETROS AMBIENTALES DEL PROYECTO

METODOLOGÍA PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

El procedimiento de coordinación de aislamiento consistes encontrar el valor delas resistencias dieléctricas de los equipos con relación a los esfuerzos de tensiónque se pueden presentar teniendo en cuenta las características de los elementosde protección.Para la determinación del nivel de aislamiento de los equipos de la subestación sesigue un método determinístico para seleccionar los aislamientos internos (no – autorestaraubles) y un método probabilístico simplificado de la norma IEC 60071-2 para establecer los aislamientos externos (autorestaurables).

Los ítems para la coordinación de aislamiento según la norma IEC 60071-2 son:

Determinación de las sobretensiones representativas (Urp) Determinación de las tensiones de coordinación (Ucw) Determinación de las tensiones de soportabilidad requeridas (Urw) Determinación de las tensiones de soportabilidad normalizadas (Uw) Determinación de las sobretensiones representativas (urp)

Tensión a frecuencia industrial

Para efectos de la coordinación de aislamiento se asume el voltaje más alto delsistema, el cual corresponde a la máxima de tensión de diseño de los equiposUs = Um y la tensión base (Ubase).





TENSION NOMINAL DE LA

RED (Kv)

TENSIÓN ASIGNADA AL

EQUIPO, Um

TENSIÓN BASE

Um√2/√3

13.2 17.5 14

Sobretensiones temporales

Se consideran que las sobretensiones ocurren de las fallas monofásicas a tierra,considerando que es un sistema solidamente puesto a tierra. Se consideran lassobretensiones recomendadas en la IEC 60071-2, los cuales incluyen factoresque llevan a resultados conservativos.

FALLA FASE - TIERRA Urp

(Kv)FALLA FASE - FASE Urp (Kv)

15,16 24,50

Sobretensiones de frente lento

Impulsos que afectan los equipos en la entrada de la línea energización extremoremoto

La re-energización desde el extremo remoto resulta en impulsos de sobretensiónfase a tierra Ue2 y fase a fase Up2, seleccionados a partir de la Figura 1 de lanorma IEC 60071-2. Las sobretensiones representativas para los equipos en la

entrada de la línea sin tener en cuenta los pararrayos son los siguientes:

25,025,1 2 eet U U

43,025,1 2 p pt U U

donde:

Ue2: Valor de la sobretensión fase a tierra que tiene una probabilidad del 2% deser excedido (Ver figura 1 de la norma IEC 60071-2)

Uet: Valor de sesga miento de la distribución acumulada de las sobretensionesfase a tierra

Up2: Valor de la sobretensión fase a fase que tiene una probabilidad del 2% deser excedida (Ver figura 2 de la norma IEC 60071-2)





Upt: Valor de sesgamiento de la distribución acumulada de las sobretensionesfase a fase

Impulsos que afectan todos los equipos energización extremo local

La energización y re-energización local (extremo emisor) resulta en impulsos desobretensión menos críticos que para el extremo receptor, con el fin de serconservativos se seleccionan los valores recomendados por la norma Ue2 y Up2.

25,0'25,1' 2 eet U U

43,0'25,1' 2 p pt U U

Pararrayos en la entrada de la línea energización desde el extremo remoto

Con el fin de controlar las sobretensiones por energización de la línea en elextremo remoto se instalan pararrayos en la entrada de la línea con las siguientescaracterísticas de protección:

El NPM (Ups,Nivel de protección al impulso tipo maniobra) es igual a la máximatensión residual para impulsos de corrientes de maniobra, 1kA.

El NPR (Upl,Nivel de protección para el impulso tipo rayo) es la tensión máximaresidual para un impulso atmosférico a la corriente nominal de descarga, 10 kA.

Con el uso de pararrayos, las sobretensiones representativas pueden ser dadas

directamente por Ups para las sobretensiones fase a tierra o 2Ups para lassobretensiones fase a fase si los valores de protección son menores a los máximosesfuerzos de sobretensión Uet y Upt de frente lento.

Las sobretensiones de frente lento representativas son:

Para todos los otros equipos:

Fase a tierra: )( e pU rp

Fase a fase: )( p pU rp

Para equipo a la entrada de la línea:

Fase a tierra: )( e pU rp

Fase a fase: )( p pU rp





DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD PARA COORDINACIÓN(Ucw)

Sobretensiones temporales

Para esta clase de sobretensiones, la tensión de soportabilidad de coordinación esigual a la sobretensión representativa temporal, por lo tanto el factor decoordinación Kc es igual a 1.

Fase a tierra: crpcw K U U

Fase a fase: crpcw K U U

Sobretensiones de frente lento

La tensión de coordinación de soportabilidad es obtenida multiplicando el valormáximo de la sobretensión representativa por un factor de coordinacióndeterminístico Kcd el cual depende de la relación entre el nivel de protección alimpulso de maniobra del pararrayos Ups y el valor de la sobretensión fase a tierraUe2, en la figura 6 de la norma IEC 60071-2 se muestra la relación.

Factor de coordinación determinístico:

Para equipo a la entrada de la línea:

Fase a tierra:cd

e

ps K U U

2

Fase a fase:cd

p

ps K U

U

2

2

Para todos los otros equipos:

Fase a tierra:cd

e

ps K U

U

2

Fase a fase:cd

p

ps K U

U

2

2

Las tensiones de coordinación serán Ucw = Kcd x Urp





4. ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO Y FALLA A TIERRA.5. ANÁLISIS DE NIVEL DE RIESGO POR RAYOS Y MEDIDAS DE

PROTECCIÓN CONTRA RAYOS.

Los rayos a tierra son peligrosos para las estructuras y sus acometidas deservicios.

Los peligros a la estructura se manifiestan como:

- Daños a la estructura y su contenido- Fallas asociadas a sistemas eléctricos y electrónicos- Lesiones a seres vivos dentro y fuera de la estructura

Los efectos de los daños y fallas se pueden extender a los alrededores de la

estructura o pueden involucrar su entorno.Los peligros en las acometidas de servicios pueden generar:

- Daños a los mismos servicios- Fallas asociadas a los equipos eléctricos y electrónicos.

Para reducir las pérdidas debidas a rayos se requieren medidas de protección,cuyas características deben determinarse por medio de la evaluación del Riesgo.

En esta norma, el riesgo se define como el promedio anual de pérdidas en la

estructura y en sus acometidas de servicios debido a descargas atmosféricas, elcual depende de:

- El número anual de rayos que afecta a las estructuras y a sus acometidas deservicios.- La probabilidad de daño debido a los efectos del rayo.- El costo promedio de los daños.

Los efectos de los rayos en las estructuras pueden ser por:

- Impactos directos a la estructura- Impactos cercanos a la estructura y/o acometidas de servicios (energía,telecomunicaciones, otros).Los efectos del rayo en las acometidas de servicios pueden ser por:- Impactos directos a las acometidas de servicios- Impactos cercanos a las acometidas de servicios o directas a estructurasconectadas a las acometidas de servicios





Los impactos directos en estructuras o en acometidas conectadas a estas puedencausar daños físicos y poner en peligro la vida.

Los impactos cercanos o directos a estructuras o a sus acometidas pueden causarfallas de los sistemas eléctricos y electrónicos, debido a sobretensiones causadas

por acoples resistivos o inductivos de estos sistemas con la corriente del rayo.

El número de rayos que pueden afectar la estructura y sus servicios, depende delas dimensiones y características de la estructura y sus acometidas, así como de ladensidad de rayos a tierra en el área donde se encuentran localizadas.

La probabilidad de daños por rayos depende de las características de la estructura,sus acometidas y de la corriente del rayo; así como de la clase y eficiencia de lasmedidas de protección aplicadas.El monto promedio anual de las pérdidas depende de la magnitud de los daños yde las consecuencias que pueden presentar como resultado del rayo.

El efecto de las medidas de protección se puede evaluar a partir de cada una delas medidas de protección individual, las cuales finalmente reducen las probabilidades de daño o el costo de las pérdidas.

3.2 OBJETIVO

La NTC 4552-2 aplica a la evaluación de riesgo de una estructura o en susacometidas de servicios debido a descargas de rayos a tierra.El alcance de la norma es establecer un procedimiento para la evaluación de dicho

riesgo. Una vez se seleccione un límite de riesgo superior tolerable, este procedimiento permite la selección de medidas de protección apropiadas quedeben adoptarse para reducir el riesgo a un límite tolerable o por debajo de el.

3.3 PROCEDIMIENTO BÁSICO

La decisión para proteger una estructura o una acometida de servicio contra rayos,así mismo como las medidas de protección seleccionadas, deberán ser realizadasde acuerdo con la NTC 4552. El siguiente procedimiento será aplicado.

- Identificar el objeto a proteger y sus características.

- Identificar todos los tipos de pérdidas en los objetos y riesgos Pertinentes.Correspondientes R (R1 a R4).

- Evaluar el riesgo R para cada uno de los tipos de pérdidas.





- Evaluar la necesidad de protección, por comparación de riesgo R1, R2, R3, parauna estructura (R2´ para el servicio) con un riesgo tolerable RT.- Evaluar la conveniencia económica de protección por comparación de los costosde las pérdidas totales con y sin medidas de protección. En este caso, laevaluación de la componente de riesgo R4 para una estructura (R4´ para un

servicio) es realizada con el fin de evaluar tales costos.

Estructura a ser considerada para la evaluación de riesgo

La estructura debe incluir:

- La estructura misma- Las instalaciones dentro de la misma- El contenido de la estructura- Las personas dentro de la estructura o que permanezcan en zonas aledañashasta 3 metros de la estructura- Ambientes afectados por un daño en la estructuraLa protección no incluye los servicios conectados afuera de la estructura.

Acometida de servicio a considerarse para la evaluación de riesgo

La acometida de servicio a proteger es el medio físico comprendido por:

- El gabinete de telecomunicaciones y la edificación de los usuarios, para las líneasTLC.

- La subestación de alta tensión y la edificación de los usuarios, para las líneas de potencia.- La estación de distribución principal y la edificación de los usuarios para losductos metálicos.

Los servicios a proteger incluyen las líneas equipadas y la terminación de éstas.

Riesgo Tolerable RT

Es responsabilidad de la autoridad competente identificar el valor del riesgo

tolerable.Valores representativos de riesgo tolerable RT donde las descargas eléctricasatmosféricas involucran pérdida de vida humana y pérdidas de valores sociales yculturales, se muestran en la siguiente tabla:

Valores típicos de riesgo tolerable RT





Procedimiento para evaluar la necesidad de protección

De acuerdo con la NTC 4552 -1 los siguientes riesgos serán considerados en lanecesidad de protección contra rayos para un objeto.

- Riesgos R1, R2,R3 para una estructura- Riesgo R´1, R´2 para un servicioPara cada tipo de riesgo a ser considerado se aplica el siguiente procedimiento(véase la fig. 2.).La evaluación del nivel de Riesgo de la norma NTC 4552-2 está basada en laNorma IEC 65302-2; por lo tanto es válido realizar tal evaluación utilizando estanorma.

Fig. 1. Procedimiento para la decisión de necesidad de protección





Sistema Integral de protección contra rayos

Respecto a rayos, se puede afirmar que no existen medios para evitarlos pero símedidas para ejercer un control que ofrezca seguridad a las personas y equiposeléctricos y electrónicos. Por tanto, las precauciones de protección apuntan hacialos efectos secundarios y a las consecuencias de una descarga eléctrica

atmosférica.En la figura anexa se presenta esquemáticamente el sistema integral de proteccióncontra rayos SIPRA, que se recomienda para una eficaz protección contra rayos, yla explicación de la función de cada uno de sus componentes.

Como se aprecia el sistema de puesta a tierra es una parte fundamental delSIPRA. Dentro de la protección externa, su propósito es hacer posible la descargay la dispersión de las elevadas corrientes del rayo hacia la tierra a través de un





elemento conductor enterrado en el suelo, sin causar sobretensiones peligrosas para las personas y para los equipos. En la protección interna sirve comoreferencia de tensión para los equipos y para disipar las corrientes derivadas desobretensiones por los dispositivos de protección fina

Fig. 2. SISTEMA INTEGRAL DE PROTECCION CONTRA RAYOS

EVALUACIÓN DEL NIVEL DE RIESGO POR RAYO SEGÚN NORMA IEC 62305-2 Y 4552-1-2-3





PROYECTO: MALL COMERCIAL PORTAL DE CERRITOSPEREIRA RISARALDA.





AREAS COMPROMETIDAS





CATEGORIA DE LAS PERDIDAS





APANTALLAMIENTO

Luego de realizarse el Análisis de la Matriz de Riesgo por Rayo para éste Proyectoy el cual da como resultado la necesidad de construir un Apantallamiento o

Protección Externa para la edificación con un nivel de protección II ; acontinuación se detalla éste Sistema.El Sistema de Protección Externa o de interceptación de rayos, tiene como funcióninterceptar los rayos que puedan impactar en cercanías o directamente a laestructura.En éste caso se realiza un diseño aplicando el método electro geométrico (esferarodante) y de acuerdo a la Matriz de Riesgo (IEC62305-2) se trabajó con uncorriente pico mínima de rayo de 21 KA y un radio para la esfera rodante igual alradio de descarga para esta corriente y el cual es igual a 40m (1).

Los materiales o dispositivos a usar en éste apantallamiento y de acuerdoal dibujo anexo, son:

1. Puntas captadoras, consistentes en 21 varillas sólidas de Cobre de 5/8”x 1.0metro en forma de bayoneta, localizados de acuerdo al dibujo anexo; éstas puntas captadoras se pueden construir en otros materiales.

2. . Las puntas captadoras se deben soportar de modo que presenten unaabsoluta seguridad sujetándolas en un punto no inferior a la mitad delongitud.

3. Bajantes: cuatro (4), cada una consiste en 1 conductor de cobre desnudo No2 o aluminio No 1/0 AWG, en una longitud igual a la altura del edificio menos

3 metros (para el caso de usar aluminio), el resto de conductor hacia la puesta a tierra, será en conductor de cobre de calibre No 2 AWG, la uniónentre el conductor de aluminio y el de cobre se hará con conector tubularbimetálico o soldadura exotérmica certificada; ó utilizando una caja deempalme a 3 metros de altura con un barraje de cobre aislado para hacer latransición.

(1) Norma NTC 4552-1(2) Terminales o puntas de captación, (**) en caso de no utilizar soldadura

exotérmicaDimensiones mínimas para puntas de captaciónMaterial Lmin. (Cms) Dmin. (mm) A min. mm²Cu 18.6 9.6 72.9 Al 17.3 12.4 121Bronce 49 6.8 36.6 Acero 28.7 4.6 16.4Cu (tubo) 18.6 11.5 (1.95)* 32.4





• La base de cálculos tiene como parámetros físicos las características físicas delCu electrolítico 99.5%, Al 5 y el acero inoxidable 304. Éstos no cambiansustancialmente de una aleación a otra de la misma base.• El estado de arte actual dice que ninguna tecnología reciente de terminales o

puntas de captación es más o menos efectiva que los tipos Franklin.• * Espesor de la pared.

Los conductores de los bajantes deben ir dentro de tubería del tipo IMC de ¾” lacual se unirá al conductor en el comienzo y el fin de la conducción utilizandoconectores tubo-cable o soldadura exotérmica; o instalados a la vista y soportados por aisladores certificados para el uso (tipo DEHN).El último tramo de tubería (3m) se debe aislar, puede ser utilizando un tubo pvcde ½”o manguera de polietileno dentro del tubo de ¾”. Se permite tanto para el anillo como para las bajantes, envés de cable, usaralambrón desnudo de cobre o aluminio de 8 mm de diámetro soportado poraisladores para el uso, los últimos 3 metros de los bajantes se deben proteger contubería IMC.Cada bajante debe terminar en una puesta a tierra del tipo pozo de Hidrosolta (verdetalle), electrodo de cobre o puesta a tierra con una resistencia menor a 10ohmios, localizado en lo posible en la parte exterior al edificio y a unos 50 cms dela fachada como mínimo.El sistema de puesta a tierra de pararrayos debe contar con una caja de inspecciónde 30x30 cms (interior) con su tapa removible en concreto de 3000psi (puede sercircular) con su manija respectiva.Como norma estas puestas a tierra de pararrayo se deben unir equipotencialmente

con las demás puestas a tierra de la edificación.

4. Anillo Equipotencial o de apantallamiento

Toda edificación que requiera un sistema de protección externo SPE, tenga o no puntas captadoras, debe tener un anillo de apantallamiento (formado porcuadrículas de acuerdo a la forma del techo y al diseño) en la parte superior de laestructura; en éste caso al tener puntas de captación éstas se deben unirmediante el anillo.Este anillo consistirá en un conductor de cobre No 2 AWG, 1/0 Al o alambrón decobre o aluminio de 8 milímetros de diámetro soportado en aisladores para el uso;las puntas captadoras se unirán al cable de Al a través de un conductor de cobreNo 2 AWG (1/0 Al) utilizando soldadura exotérmica o conectores certificados y deltipo adecuado.Todo elemento metálico que se encuentre expuesto al impacto del rayo, comoantenas de TV, Chimeneas, escaleras, avisos etc., se deberá unir al anillo deapantallamiento utilizando métodos y materiales como los descritos.





“Se debe tener en cuenta que los conductores tanto del anillo equipotencial comolos bajantes deben cablearse usando radios amplios (> = 20 cms); se debenevitar las curvas bruscas o muy cerradas”.

Mantenimiento del SIPRA

El hecho de tener un apantallamiento de éste tipo crea la necesidad de hacerle unmantenimiento mínimo una vez al año, ya que al estar a la intemperie y a mercedde las fuerzas naturales la infraestructura del apantallamiento puede sufrir undeterioro que conlleve a fallas mecánicas o eléctricas que afecten la seguridad delas personas y los bienes. Así mismo la resistencia de puesta a tierra se deberevisar y verificar cada año para mantener su valor dentro del rango aceptable(<= 10 ohmios).

CONDICIONES GENERALES DE DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN

- LAS BAJANTES SE ALOJARAN EN TUBO IMC DE ¾” (el conductor No 2 de Cu o Al1/0 debe soldarse o unirse a la puesta a tierra con conector certificado para eluso)

- LA TUBERIA SE CONECTARÁ ELECTRICAMENTE A LA BAJANTE EN LA PARTESUPERIOR E INFERIOR (usando soldadura exotérmica o conector tubo/cableapropiado).

- LA PUESTA A TIERRA (sea pozo Hidrosolta o electrodo) DEBE QUEDAR A 50 CMS

MÍNIMO DE LA FACHADA Y EN CAJA DE INSPECCIÓN DE 30X30CMS CON TAPA ENCONCRETO DE 3000PSI

- EN PRINCIPIO ESTAS PAT SE DEBEN UNIR A LAS OTRAS PAT DE LAEDIFICACION

- TODO ELEMENTO METALICO EXPUESTO EN EL TECHO SE DEBE UNIR AL ANILLODE APANTALLAMIENTO

- EL ULTIMO TRAMO DE TUBERIA DE LA BAJANTE SE DEBE AISLAR (utilizando un

tubo pvc o manguera plástica de ½” dentro del tubo IMC) - AL CABLEAR SE DEBEN EVITAR CURVAS CERRADAS O BRUSCAS Y EL RADIO DECURVATURA DEBE SER >= 20 CMS

- SE ANEXAN LOS PLANOS RESPECTIVOS CON EL DISEÑO DEL APANTALLAMIENTO





Fig.3. DETALLE DE UN POZO DE HIDROSOLTA PARA PUESTA A TIERRA DEPARARRAYOS*

Y= 1.8 m• * se sugiere como puesta a tierra, pero queda sujeto al criterio del constructor

Fig.4.SISTEMA MÁS COMÚN DE APANTALLAMIENTO EN EDIFICIOS





Most common l ightning protection system in buil ding (photo by East Coast L ightning Equi pment,

Inc.) Lightning protection systems always required

Anexo DPS sugeridos





7. ANÁLISIS DE RIESGOS DE ORIGEN ELÉCTRICO Y MEDIDAS PARAMITIGARLOS.

FACTOR DE RIESGO

(causa)

(EJ: Quemaduras) (Ej: Arco Eléctrico) (Ej: Celda de 13,8 KV)

E D C B A

En Pe rs onas Económicas Ambie ntales En la Image n de N o ha ocurr ido Ha ocurr ido e n H a ocurr ido e n Suce de var ias Sucede Var ias

l a Em pre sa e n e l s ector e l s ector l a e mpre sa v ece s al año v ece s al m es

en la empresa en la empresa

C Una o mas Daño grave en Contaminacion

O m ue rte s i nf rae structura. Irre parabl e Inte rnaci onal 5 MEDIO ALTO ALTO ALTO MUY ALTOInterrupcion

S Regional

E Daños

C Incapac idad mayor es Contaminacion

U parcial salidas de Mayor Nacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO

E permanente Subestacion

N Incapacidad Daños

C temporal Severos Contaminacion

I ( > 1 di a) Inte rrupci on Local izada Re gi onal 3 BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTOTemporal

S Daños

Le sion Menor Impor tantes Efe cto Me nor

(sin Interrupcion Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO

incapacidad) Breve

Molestia Daños leves,

Funcional No interrupcion Sin Efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO

(afecta rendi-

miento laboral

Evaluado r: LADY VARON MP: QN 205 95634 Fecha: Nov 2015 _______________________________ __________ _________________________

FUENTE

POTENCIAL REAL FRECUENCIA

RIESGO A

EVALUAR:

EVENTO O EFECTO

Quemadura Arco Electrico Transformador de 45Kva

MATRIZ PARA ANALISI S DE RIESGOS - RETIE

X





EN PERSONAS 4 D MEDIO

ECONOMICAS 2 D BAJO

AMBIENTALES 2 D BAJO

IMAGEN DE LA EMPRESA 1 D MUY BAJO

RIESGO MAS ALTO A EVALUAR MEDIO

NIVEL DE

RIESGO

Utilizar materiales envolventes resistentes a los arcos, mantener una

distancia de seguridad, usar prendas acordes con el riesgo y gafas de

protección contra rayos ultravioleta.

Verifi car que las protecciones a instalar, se encuentren según las

especificaciones y dimensiones consignadas en las memorias de calculo y su

coordinacion y ajustes sean losadecuados.

Verifi car que los tableros de distribucion,se encuentre debidamente

conectados a sistema depuesta a tierra y equipotencializado.

Instalar avisos de prevencionpor electrocucion.

CONSECUENCIA FRECUENCIA

DESICIONES A TOMAR CONTROL -PARA EJECUTAR LOS TRABAJOS

6. ANÁLISIS DEL NIVEL TENSIÓN REQUERIDO.

NIVEL DE TENSION PRIMARIA: Para cargas de tipo Industrial y del orden deéste proyecto, las tensiones normalizadas en Colombia son para media tensión

13,2 kv

NIVEL DE TENSION SECUNDARIA: Se determina nivel de tensión 1 normalizadode (208/120) voltios

7. CÁLCULO DE CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS PARA ASEGURAR QUEEN ESPACIOS DESTINADOS A ACTIVIDADES RUTINARIAS DE LASPERSONAS, NO SE SUPEREN LOS LÍMITES DE EXPOSICIÓNDEFINIDOS EN LA TABLA 14.1

Para este proyecto en particular, los efectos de los campos electromagnéticos sondespreciables para baja tensión y las redes de servicio que se construyen para el proyecto; El Retie en el literal 14.4, establece como obligatorio el desarrollo de loscálculos de este parámetro, para niveles de tensión superior a 57 kv, nivel queesta muy lejos de los manejados para el proyecto MALL COMERCIAL PORTAL DECERRITOS (se cita este literal)





14.4 CÁLCULO Y MEDICIÓN DE CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOSLos diseños de líneas o subestaciones de tensión superior a 57,5 kV, en zonas donde se tengan en lascercanías edificaciones ya construidas, deben incluir un análisis del campo electromagnético en los lugaresdonde se vaya a tener la presencia de personas.Los diseños de edificaciones aledañas a las zonas de servidumbre, deben incluir memorias de cálculo decampos electromagnéticos que se puedan presentar en cada piso. Para este efecto, el propietario u operadorde la línea o subestación debe entregar al diseñador o al propietario del proyecto los máximos valores detensión y corriente. La medición siempre debe hacerse a un metro de altura del piso donde esté ubicada la

persona (lugar de trabajo) o domicilio.En el caso de líneas de transmisión el campo electromagnético se debe medir en la zona de servidumbre ensentido transversal al eje de la misma; el valor de exposición al público en general se tomará como el máximoque se registre en el límite exterior de la zona de servidumbre.Para redes de distribución y uso final, el valor de exposición al público debe medirse a partir de las distanciasde seguridad, donde se tenga la posibilidad de permanencia prolongada de personas (hasta 8 horas) o en

zonas de amplia circulación del público.Para lugares de trabajo se debe medir en el lugar asignado por la empresa para cumplir el horario habitual deltrabajador.El equipo con el que se realicen las mediciones debe poseer un certificado de calibración vigente y estarsometidos a un control metro lógico. Para la medición se pueden usar los métodos de la IEEE 644 o la IEEE1243.Parágrafo 1 El campo eléctrico se debe calcular en zonas de servidumbre de líneas de transmisión de tensiónigual o mayor a 110 kV, y solo se debe medir como mecanismo de comprobación en lugares de fachadas deedificaciones a la altura de los conductores más cercanos a la fachada que se encuentre en la frontera de laservidumbre10.Parágrafo 2 La densidad de flujo magnético se debe calcular para corrientes mayores a 1000 A y debe medirsesobre bandejas porta cables, buses de barras y otros cables pre armados que transporten estos niveles decorriente y estén ubicados hasta 30 cm de lugares de trabajo o de permanencia de personas. Igualmente, sedebe medir en líneas de transmisión que superen estas corrientes a distancias hasta 1,5 m del conductor paramáximos acercamientos de público en general y a 30 cm para personas que laboran en la línea. En ningúncaso se debe aceptar la permanencia de personas en distancias menores a las antes señaladas11.

8. CÁLCULO DE TRANSFORMADORES. (ANEXOS)

9. CÁLCULO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA.(ANEXOS)

10. CÁLCULO ECONÓMICO DE CONDUCTORES, TENIENDO ENCUENTA TODOS LOS FACTORES DE PÉRDIDAS, LAS CARGASRESULTANTES Y LOS COSTOS DE LA ENERGÍA.





Calculo economico de conductores:

A continuacion se presentan los siguientes aspectos de las memorias de calculo:

XI. Verifiacion de conductores: Se realiza en base a la capacidad de corriente y la regulacion

XV. Calculo de perdidas:XVI. Calculo de regulacion.

Estos tres aspectos se conjugan para efectuar el calculo economico de los conductores.

1. Verificacion de los conductores: De acuerdo a la carga demandada, se selecciona un alimentador general en cable de cobre calibre

No. 1/0, THHN para las fases y el neutro.

Es evidente que con un conductor de mayor calibre, por ejemplo 2/0 AWG, se obtendra una regulacion menor, esto para efectos de calculo

del conductor economico.

2. Calculo de Perdidas: Se efectua el calculo de perdidas para los dos conductores seleccionados.

Para efectos del analisis, se toma una vida util de 15 años, con un regimen de servicio de 8 horas/dias por 6 Dias/semana, con carga constante

Se estima un incremento de costo de tarifas de energia anual del 3%

CARGA EN AMPERIOS : 120,00 A

PARA CABLE DE COBRE No. 1/0 AWGRESISTENCIA DEL CONDUCTOR: 0,394 ohms/Km

PERDIDAS EN EL CONDUCTOR : √3 x I2

x R x L 0,69 KW

PARA CABLE D E COBRE No. 2/0

RESISTENCIA DEL CONDUCTOR: 0,328 ohms/Km

PERDIDAS EN EL CONDUCTOR : √3 x I2

x R x L 0,08 KW

AÑO

TIEMPO DE

SERVICIO

(HRS)

COSTO

UNITARIO

ESTIMADO

KW/H

($)

PERDIDAS

CALCULADAS

No.1/0

(KWH/AÑO)

PERDIDAS

CALCULADAS

No. 2/0

(KWH/AÑO)

VALOR ANUAL

PERDIDAS

No. 1/0

($)

VALOR ANUAL

PERDIDAS

No. 2/0

($)

1 2.304 340,00 1.584,89 188,49 538.863,51 64.085,29

2 2.304 350,20 1.584,89 188,49 555.029,41 66.007,85

3 2.304 360,71 1.584,89 188,49 571.680,29 67.988,08

4 2.304 371,53 1.584,89 188,49 588.830,70 70.027,73

5 2.304 382,67 1.584,89 188,49 606.495,62 72.128,56

6 2.304 394,15 1.584,89 188,49 624.690,49 74.292,42

7 2.304 405,98 1.584,89 188,49 643.431,21 76.521,19

8 2.304 418,16 1.584,89 188,49 662.734,14 78.816,82

9 2.304 430,70 1.584,89 188,49 682.616,17 81.181,33

10 2.304 443,62 1.584,89 188,49 703.094,65 83.616,77

11 2.304 456,93 1.584,89 188,49 724.187,49 86.125,27

12 2.304 470,64 1.584,89 188,49 745.913,12 88.709,03

13 2.304 484,76 1.584,89 188,49 768.290,51 91.370,30

14 2.304 499,30 1.584,89 188,49 791.339,23 94.111,41

15 2.304 514,28 1.584,89 188,49 815.079,40 96.934,75

$ 5.309.641,42

$ 631.458,44

A- AHORRO TOTAL DE COSTOS DE ENERGIA POR MENORES PERDIDAS EN LA VIDA UTIL ESTIMADA $ 4.678.182,98

COSTO INICIAL DE LA INSTALACION A $14,768 POR METRO DE CONDUCTOR No. 1/0 $ 1.772.160,00

COSTO INICIAL DE LA INSTALACION A $18, 455 POR METRO DE CONDUCTOR No. 2/0 $ 2.214.600,00

B- MAYOR VALOR DE COSTOS DE INSTALACION POR INCREMENTO DE CALIBRE $ 442.440,00

De la comparacion entre A y B se infiere que los ahorros por menor costo de perdidas no compensan el mayor valor de

instalacion por incremento del calibre, por tal razon se mantiene la selección del conductor en calibre No.1/0 AWG THHW.

VALOR PRESENTE NETO DE COSTOS DE PEDIDAS DE ENERGIA No. 1/0

VALOR PRESENTE NETO DE COSTOS DE PEDIDAS DE ENERGIA No. 2/0

DISE O EL CTRICO MALL COMERCIAL PORTAL DE CERRITOS PEREIRA

CALCULO ECON MICO DE CONDUCTORES





11. VERIFICACIÓN DE LOS CONDUCTORES.(ANEXOS).

Esta verificación, se encuentra en los cuadros de cargas.

12. CÁLCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS Y DE ELEMENTOS DE

SUJECIÓN DE EQUIPOS .

Este punto no aplica para este proyecto, pues se hará uso de estructuras primarias de media tensión a 13.2 kv existentes en el lugar del proyecto.

13. CÁLCULO Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CONTRASOBRECORRIENTES.

13.1. OBJETIVODar a conocer las diferentes curvas de disparo correspondientes a los interruptoresmarca Schneider Electric instalados en los tableros de Transferencia suministrados

Nota: Este informe solo busca simular las diferentes curvas de disparo delinterruptor totalizador V.S interruptores de salida (cargas) en el tablero detransferencia para el proyecto Mall Comercial PORTAL DE CERRITOS.

13.2. MARCO TEÓRICO

La coordinación de protecciones es una aplicación sistemática de dispositivos de protección que actúan por corriente en el sistema eléctrico, que en respuesta auna falla o sobrecarga, sacará de servicio sólo una mínima cantidad de equipo. El

objetivo principal será proteger al personal de los efectos de estas fallas,minimizar el daño al equipo eléctrico y reducir los costos por salidas de servicio dela carga asociada. El estudio de coordinación de protecciones consiste en unestudio organizado tiempo –corriente de todos los dispositivos en serie desde lacarga hasta la fuente. Este estudio es una comparación del tiempo que toma cadauno de los dispositivos individuales para operar cuando ciertos niveles de corrientenormal o anormal pasa a través de los dispositivos de protección.

En resumen. Lo que se busca con un estudio de coordinación de protecciones esdeterminar las características, valores nominales y ajustes de los dispositivos de

protección que aseguren que la mínima carga no fallada se interrumpa cuando losdispositivos de protección aíslen una falla o una sobrecarga en cualquier parte delsistema eléctrico. Al mismo tiempo, los dispositivos y ajustes de proteccióndeberán proporcionar satisfactoriamente protección contra sobrecargas einterrumpir corrientes de corto circuito tan rápidamente como sea posible.





13.3. Selectividad parcial – Selectividad total:

Si la curva de disparo de la protección aguas abajo cruza la curva de no disparo dela protección aguas arriba, la selectividad se denomina parcial y la corriente a la

que se cruzan las curvas se denomina límite de selectividad. Si el límite deselectividad es inferior a las corrientes de cortocircuito que pueden producirse enel circuito protegido por la protección aguas abajo, la selectividad se denomina parcial. Si el límite de selectividad es superior a la corriente de cortocircuito máselevada que puede producirse en el circuito protegido por la protección aguasabajo, la selectividad se denomina total en el contexto de la instalación.

3. DESARROLLOSe realizó un montaje básico del tablero en el programa Ecodial AdvanceCalculation 4.8 INT, suministrado por Schneider Electric. En el cual se instalaronlas diferentes clases de protecciones utilizadas en el tablero para comparar una auna sus curvas de disparo frente al interruptor principal. Se tomó comoinformación de entrada el diagrama unifilar del proyecto según el archivoDiagrama mall comercial PORTAL DE CERRITOS-TRAFO #1.

(ANEXOS CURVAS)

MEMORIAS DE DISEÑO INSTALACIÓN ELÉCTRICA

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