Proyecto Rural Aurora. Mpio Toledo

DISEÑO AJUSTADO A CRITERIOS DE OPERADOR DE RED –CENS SA ESP EPM- PARA LA ELECTRIFICACION RURAL

DE LA VEREDA LA AURORA . MUNICIPIO TOLEDO.

PROPIETARIO CENS

ING. RAMIRO GOMEZ BECERRA

Pamplona, Marzo de 2013

RAMIRO GOMEZ BECERRA Ing. Electricista NIT. 13.439.818-0

DISEÑO AJUSTADO A CRITERIOS DE OPERADOR DE RED –CENS SA ESP EPM- PARA LA ELECTRIFICACION RURAL

DE LA VEREDA LA AURORA . MUNICIPIO TOLEDO.

PROPIETARIO CENS

_____________________________________Ing. Ramiro Gomez Becerra.Mat. Prof. No. 68205 - 22905

Pamplona, Marzo de 2013

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TABLA DE CONTENIDO

Pag.

1. RESUMEN GENERAL DEL PROYECTO 5

2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO 6

2.1 LOCALIZACION 6

2.2 OBJETO 6

2.3 TIPO DE SERVICIO 6

2.4 NUMERO DE USUARIOS 6

2.5 CARACTERISTICAS DE LA CARGA 6

2.6 RED DE MEDIA TENSION 7

2.7 SUBESTACION 7

2.8 RED DE BAJA TENSION 7

3. MEMORIAS DE CÁLCULO 8

3.1 CRITERIOS DE DISEÑO 8

3.1.1 REGULACION MAXIMA DE VOLTAJE 8

3.1.2 PARAMETROS ELECTRICOS 8

3.1.3 CONFIGURACION DE LA RED 8

3.1.4 CAPACIDAD DE TRANSFORMADORES MONOFASICOS –CARGA 8

3.1.5 CALIBRE DE CONDUCTORES 8

3.1.6 POSTERIA 9

3.1.7 MATERIALES Y EQUIPOS 9

3.2 CÁLCULO DEL TRANSFORMADOR 9

3.3 ANALISIS DEL NIVEL DE TENSION REQUERIDO 10

3.4 DISTANCIAS DE SEGURIDAD 10

3.5 SELECCIÓN ECONOMICA DEL CONDUCTOR. 11 3.6 CÁLCULO DE REGULACIÓN Y PERDIDA DE POTENCIA. 11

3.6.1 Cálculo de regulación para la red de Baja Tensión 11

3.6.2 Cálculo de regulación para la red de Media Tensión 11

3.6.3 Cálculo de Perdida de potencia 12

3.7 CALCULO Y SELECCIÓN DE PROTECCIONES 13

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3.8 ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO Y FALLA A TIERRA 13

3.9 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA 16

3.10 ANALISIS DE PROTECCION CONTRA RAYOS 20

3.11 CALCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS 20

3.12 ANALISIS DE COORDINACION DE AISLAMIENTO 22

3.13 ANALISIS DE RIESGOS ELECTRICOS Y MEDIDAS PARA MITIGARLOS 23 3.14 CALCULO DE CAMPOS ELECTROMAGNETICOS 24

4. ANEXOS

4.1 NORMAS DE CONSTRUCCION

4.2 TABLA DE SENSIBILIDAD PARA LA SELECCIÓN DE CONDUCTOR

ECONOMICO.-GPI LTDA-

4.3 CALCULOS MECANICOS- GPI LTDA

4.4 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA – GPI LTDA

4.5 CALCULO DE REGULACION Y PERD.POT. EN MEDIA TENSION – GPI LTDA

4.6 CALCULO DE REGULACION Y PERD. POT. EN BAJA TENSION- GPI

4.7 APANTALLAMIENTO

4.8 USUARIOS DEL PROYECTO – GPI LTDA

4.9 PLANILLA DE LEVANTAMIENTO DE RED.

4.10 CARTA DE CUMPLIMIENTO DEL DISEÑO RETIE

4.11 FOTOCOPIA DE MATRICULA PROFESIONAL

4.12 RECIBO DE PAGO REVISIÓN Y APROBACIÓN DEL PROYECTO

4.13 PLANOS

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1. RESUMEN GENERAL DEL PROYECTO

TIPO DE SERVICIO Residencial Rural

ESTRATO SOCIOECONOMICO Bajo- Bajo NUMERO TOTAL DE USUARIOS 27

DEMANDA DIVERSIFICADA

Se obtiene de la Norma Técnica RA08-25 dispuesta por el Operador de Red Cens -EPM para el sector Rural.En ella se estima la potencia por usuario de acuerdo al número de estos.

CAPACIDAD INSTALADA La capacidad a instalar es de 60 KVA.

CANTIDAD DE TRANSFORMADORESSe Instalaran 12 transformadores de 5 kva. 7.62 kv/120/240 v

LINEAS Y REDES

RED DE MEDIA TENSION.

Para la red proyectada se consideran ramales monofásicos a 7,62 KV, contopología de la red en disposición vertical con neutro superior.

- 6264 Mts. Tendido monofásico en conductor ACSR N° 2 AWG. Sparrow.

RED DE BAJA TENSION.

-607 Mts. En cable trenzado Duplex 1XN°4 AWG AL XLP + 1XN° 4 AWG ACSR-3372 Mts. En cable trenzado Triplex 2XN°4 AWG AL XLP + 1XN° 4 AWG ACSR

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2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

2.1 LOCALIZACION

El proyecto se localiza en el municipio de Toledo, hace parte del departamento de Norte de Santander situado en el extremo centro - nororiental de Colombia, en la zona de frontera con la República de Venezuela con la cual comparte 72,614 Km. Hace parte de los municipios de la provincia de Pamplona y administrativamente en términos ambientales pertenece al Corpes de Centro oriente.Límites del municipioNorte: Municipios de Chinácota, Herrán y la República de VenezuelaSur: Municipio de Cubará del Departamento de Boyacá.Occidente: Municipios de Labateca, Chinácota, Pamplonita y ChitagáOriente: Municipio de Herrán y la República de Venezuela.

2.2 OBJETO

El propósito de este diseño es establecer los criterios de diseño eléctrico de las redes rurales primarias y secundarias, de acuerdo con lo establecido por la resolución CREG 070 y el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE). Norma Técnica RA8-025. EPM.Este diseño tiene como alcance: la selección del transformador, las redes de distribución primaria y secundaria, para atender la demanda de los usuarios finales, en la vereda la Aurora del Municipio de Toledo.

2.3 TIPO DE SERVICIO

El servicio será Residencial Rural con un estrato socioeconómico Bajo.

2.4 NUMERO DE USUARIOS

Los usuarios finales son 27.

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2.5 CARACTERISTICAS DE LA CARGA

La carga está conformada por salidas de toma corrientes comunes y lámparas en las respectivas áreas de la vivienda, también una salida para una plancha.Se tendrá una capacidad instalada de 60 KVA, correspondiente a 12 transformadores de 5 Kva.La Demanda Diversificada para el sector rural está dispuesta por el Operador de Red CENS-EPM en la Norma Técnica RA8-025, en la cual se estima la potencia por usuario de acuerdo al número de estos.

2.6 RED EN MEDIA TENSION

Actualmente CENS S.A. - E.P.M., tiene construidas sus redes rurales de distribución eléctrica a 13,2 kV sin neutro (sistemas trifásicos y bifásicos), y con el siguiente proyecto las nuevas redes rurales , se diseñan como redes monofásicas para electrificación rural a 7,62 kV, con neutro corrido.El sistema de distribución eléctrico poseerá las siguientes características técnicas:• Tensión primaria: 13200, 7620 V.Longitud: 6.247 Kms. Red M.T. Aérea en ACSR N° 2 AWG. Tendido Monofásico.

2.7 SUBESTACIONES

Subestación aérea en poste de Fibra 12 Mts , para 12 transformadores de 5 Kva. A 7.62 Kv/120/240 V.

2.8 RED DE BAJA TENSION

Longitud: 0.607 Km. De red baja tensión aérea en conductor trenzado Duplex 1XN°4 AWG AL XLP + 1XN° 4 AWG ACSR Sistema Monofásico Bifilar a 120V.

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Longitud: 3.372 Km. De red baja tensión aérea en conductor trenzado Triplex 2XN°4 AWG AL XLP + 1XN° 4 AWG ACSR a 120V. Sistema Monofásico Trifilar a 120/240 V.

3. MEMORIAS DE CALCULO

3.1 CRITERIOS DE DISEÑO

3.1.1 REGULACION MAXIMA DE VOLTAJE

Media Tensión = 3%

Baja Tensión = 3%

3.1. 2 PARAMETROS ELECTRICOS

Alimentadores a 13.2 Kv.

3.1. 3 CONFIGURACION DE LA RED

Ramales en M.T. Monofásicos a 7,62 Kv.Ramales en B.T. Monofásicos Trifilares a 120/240 V.Ramales en B.T. Monofásicos Bifilares a 120 V.

3.1. 4 CAPACIDAD DE TRANSFORMADORES MONOFASICOS –CARGA

Transformadores de 5 KVA y/o 10 KVA.Se seleccionan de acuerdo a la tabla de Demanda diversificada para el sector Rural. Se localizan en sitios donde haya concentración de carga.

3.1. 5 CALIBRE DE CONDUCTORES

Para Líneas aéreas a 13.2 y/o 7.62 Kv. ACSR N° 2 AWG.Para ramales B.T. Monofásicos Trifilares a 120/240 V. = Triplex N° 4 AWG.Para ramales B.T. Monofásicos Bifilares a 120 V. = Duplex N° 4

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Para la Selección del Conductor Técnico-Económico Optimo se utilizara la tabla que se relaciona en el TABLA 1.

3.1. 6 POSTERIA

Para M.T. Postes de Fibra 12 Mts.750 KGF. 1050 KGF.Para B.T. Postes de fibra 8 Mts. 510 KGF.

3.1. 7 MATERIALES Y EQUIPOS

Los Materiales y Equipos Suministrados deben ser nuevos y cumplir con el RETIE, tener Certificado del Producto.

3.2 CALCULO DE TRANSFORMADORES.

De conformidad a los acuerdos con CENS, se definió que los Transformadores a utilizar serán tipo monofásico convencional, para instalación normal con protecciones de cortacircuitos y de DPS en el lado primario, y aterrizaje de neutro mediante sistema de puesta a tierra calculada en la etapa de replanteo, durante el proceso de construcción.La norma EPM que muestra esta configuración se identifica como la RA3-026, la cual debe complementarse con la norma aérea 236 (RA7-060).

Para la selección se tiene en cuenta la DEMANDA DIVERSIFICADA para el sector rural dispuesta por el operador de red EPM en la Norma Técnica RA8-025, en la cual se estima la potencia por usuario de acuerdo al número de estos y teniendo en cuenta la potencia total en cada núcleo, se dimensiona el transformador de acuerdo a las potencias normalizadas de 3, 5 y 10 KVA y se especifica su respectivo porcentaje de carga.

TABLA 1. DEMANDA DIVERSIFICADA PARA EL SECTOR RURALUSUARIOS KVA/USUA. KVA TOT. KVA TRAFO % DE CARGA

1 0,8 0,80 3 27%2 0,7 1,40 3 47%3 0,6 1,80 3 60%

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4 0,6 2,40 3 80%5 0,6 3,00 3 100%6 0,55 3,30 5 66%7 0,55 3,85 5 77%8 0,55 4,40 5 88%9 0,50 4,50 5 90%

10 0,50 5,00 5 100%11 0,50 5,50 10 55%12 0,50 6,00 10 60%13 0,50 6,50 10 65%14 0,50 7,00 10 70%15 0,50 7,50 10 75%16 0,50 8,00 10 80%17 0,50 8,50 10 85%18 0,50 9,00 10 90%19 0,50 9,50 10 95%20 0,50 10,00 10 100%

Factor de carga = 0,32Factor de perdida= 0,15EN EL PRESENTE DISEÑO POR DISPOSICIÓN DEL OPERADOR DE RED CENS-EPM SE TOMARAN TRANSFORMADORES DE 5 KVA , NO SE CONSIDERARA EL DE 3 KVA. LO CUAL IMPLICA ASUMIR TRANSFORMADORES DE 5KVA PARA 1 A 10 USUARIOS.

3.3 ANALISIS DEL NIVEL DE TENSION REQUERIDO.

Es requerimiento del Operador de Red Según Norma Técnica RA8-025 EPM . 13200, 7620 V.

3.4 DISTANCIAS DE SEGURIDAD

Esta red cumple con la distancia mínima de seguridad exigida en el artículo 13 del reglamento técnico de instalaciones eléctricas RETIE en su última versión agosto de 2008, descrito en la norma CENS CNS – NT 02, 2,14. Distancias mínimas de seguridad, 2.14.1. Distancias mínimas de seguridad de conductores a zonas de construcción vías, ferrocarriles y cruce de ríos. 2.14.2. Distancias mínimas de seguridad en cruce de líneas entre conductores de la

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misma estructura, 2.14.3. Distancias mínimas de seguridad para prevención de riesgo para arco eléctrico.

3.5 SELECCIÓN ECONOMICA DEL CONDUCTOR

La selección del conductor se realiza de acuerdo al Anexo 2 de la Norma Técnica RA8-025 del operador de red CENS-EPM, donde se presenta la tabla de sensibilidad tecno- económica, en la cual se relacionan los porcentajes de regulación para los conductores Triplex N°4 y Dúplex N°4, teniendo en cuenta el número de usuarios y el momento eléctrico de acuerdo a la demanda diversificada y la longitud del tramo.

3.6 CALCULO DE REGULACION Y PERDIDA DE POTENCIA

3.6.1 Calculo de regulación para red de B.T.

El porcentaje de Regulación por cada ramal en BT se realizó teniendo en cuenta los limites dispuestos en la Norma Técnica del operador de red CENS-EPM (RA8-025), donde se establece como valor máximo el 3% de caída de tensión en redes secundarias; de no presentarse esto, se buscara otra alternativa, bien sea la prolongación de la red de MT, con el fin de proyectar un nuevo transformador, que puede ser de uso exclusivo o en caso de presentarse una prolongación de una red existente de BT monofásica bifilar (FN), se evaluara la posibilidad de proyectar un tercer hilo de dicha red existente (FFN), con el fin de obtener el valor de caída de tensión deseado. No se estima el aumento en el calibre de los conductores para la red secundaria proyectada para mejorar el porcentaje de regulación, ya que el operador de red EPM tiene normalizado el uso de conductores Triplex y Dúplex, ambos calibre N°4.

3.6.2 Calculo de Regulación para Red de M.T.

En cuanto a la regulación de tensión en MT se uso la siguiente expresión para estimar los porcentajes de caída de tensión en la red primaria:

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R %= R*(N+1)*d*Kva/Usuario * 100V*V

Donde:

R%: Porcentaje de Regulación en M.T.R: Resistencia en Ohm/Km del ConductorN: Numero de usuariosd: Distancia del Tramo en Mts.V: Tensión en Voltios.

3.6.3 Calculo de Perdida de potencia

La estimación de las pérdidas de potencia se realiza con base en la siguiente formulación:

P%= I*I*R*L * 100

KVA Total * FP

Donde:

P%: Porcentaje de pérdidas en el tramoI*I: Corriente al cuadrado del tramoR: Resistencia en Ohm/Km del conductorL: Longitud en m del tramoFP: Factor de potencia.

La corriente nominal en cada tramo se halla mediante la siguiente expresión:

In = SV

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Donde:

In: Corriente nominal en Amperios (A)

V: Tensión nominal en KVS: Potencia del apoyo en KVA

Las Pérdidas de potencia totales en la red corresponden a la sumatoria de las Pérdidas de cada tramo de las redes en análisis:

Pérdidas totales = Sumatoria Pérdidas tramo

3.7 CALCULO Y SELECCIÓN DE PROTECCIONES

Para el cálculo de los fusibles como medio de protección de los transformadores monofásicos, se aplica la fórmula de la corriente nominal para cada transformador, por ejemplo, para transformadores proyectados con capacidad de 5 KVA, tenemos:

In = 5 KVA =0,6 Amp.7,62 KV

Teniendo en cuenta la corriente nominal calculada para el transformador y las Normas Técnicas RA8-002 y RA8-005 de CENS_EPM, el equipo de protección para tas transformadores con capacidad de 5 KVA se conformara así: cortacircuitos para instalación a la intemperie de tipo abierto para operación bajo carga y fusible tipo K de 1,0 A.

En relación a los DPS, el reglamento técnico de instalaciones eléctricas "RETIE"en el artículo 17, numeral 17.6.1, literal a, dice que toda subestación (transformador) debe disponer de DPS, teniendo en cuenta lo anterior y la Norma Técnica RA7-108 del operador de red EPM, se utilizará un DPS o pararrayos de óxido metálico con tensión nominal de

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ciclo de trabajo de 12 KV y una corriente nominal de descarga de 10 KA, como se muestra en la norma del operador de red ya citada.

3.8 ANALISIS DE CORTO CIRCUITO Y FALLA A TIERRA.

Un cortocircuito es el aumento exponencial de la corriente al existir una falla a tierra que puede ser entre fase y tierra, línea a línea, dos fases a tierra.

Siendo esta la máxima corriente que permite la impedancia (Z) de la red por donde ocurra el cortocircuito (Z = R + jXL). Cuando la corriente sube la R se aproxima a cero (0) y Z = XL debido al flujo magnético

Normalmente un sistema eléctrico está expuesto a fallas o cortocircuitos donde el equipo fallado o parte del sistema en falla debe ser aislado del resto en forma segura y donde para evitar el riesgo del personal es necesario la instalación de equipos de protección como: relés, interruptores, fusibles o reconectadores cuya selección correcta de tales dispositivos de protección requiere del cálculo de la corriente de cortocircuito.

Existen dos fallas de mucho interés como son las fallas trifásicas y de fase a tierra (monofásicas).

Los propósitos de determinar la corriente de cortocircuito son:

1. Determinar el esfuerzo impuesto sobre los dispositivos de interrupción.

2. Aplicar los resultados a relés y dispositivos de protección.

3. Coordinar los sistemas de protección.4. Determinar los esfuerzos mecánicos y térmicos sobre cables,

barras, ductos, etc.5. Determinar las características de operación de los grandes

convertidores estáticos.6. Determinar la mínima corriente de cortocircuito.

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- Cálculo de cortocircuito punto de conexión

La corriente simétrica de cortocircuito de se compone solo de C.A

La corriente de cortocircuito asimétrica está compuesta de dos componentes:

La componente de C.A y la componente de C.D

La máxima corriente asimétrica ocurre solamente en una de las fases del sistema o en cualquiera de las tres.

Para la falla de línea a tierra, usando el método de las componentes simétricas se calcula la corriente total de la falla en un punto dado del sistema, aplicando la expresión:

Los KVA Base son arbitrarios usualmente se utiliza 100 KVA, con lo cual se determina la Icc en el punto en estudio.

Los KV Base son los KV del sistema en el punto de la falla.

Con esta corriente podemos determinar la Impedancia X, ya que según lo expuesto cuando existe una falla o aumento de la corriente (la R se aproxima a cero (0) y Z = XL) determinando el valor de la potencia de cortocircuito asimétrica asi:

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- Cálculo de cortocircuito para el transformador monofásico de 5 KVA en el punto de instalación

Cálculo de la corriente secundaria.

Por lo cual se toma una protección secundaria de 30 A.

Cálculo de la corriente de cortocircuito.

Uz% = 3

Según ítem 11.11.1 de la norma CENS (página 53 de 59) para

transformadores nuevos.

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La corriente de cortocircuito trifásica para un transformador de 5 kVA es de

0,69 kA.

3.9 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

La Instalación de sistema de puesta a tierra (SPT) se proyecta en arranques o puntos de conexión, subestaciones, y cada 400 m en red de MT y puntos terminales de BT.

Para el caso de arranques, red de MT y terminales de BT, se proyecta el sistema de puesta a tierra convencional, según las normas RA6-010 y RA4-017, en el cual se aterriza el neutro mediante alambre de acero recubierto de cobre N°4 AWG (cubierto), utilizando un conector de compresión tipo derivación, el cual debe cumplir lo dispuesto en la norma RA7-030; el bajante deriva hasta la varilla de puesta a tierra, la cual debe cumplir con lo dispuesto en la norma RA7-017 y el conector para empalmar el bajante con el electrodo de puesta a tierra debe cumplir con la norma RA7-018.

Para el caso del SPT en subestaciones, se utiliza de la misma forma lo dispuesto

en la norma RA6-010, sin embargo en estos puntos se contempla la adición de 45 Kg de hidrosolta, como compuesto para mejorar las condiciones del terreno ydisminuir la resistencia de puesta a tierra.De acuerdo a lo establecido en el artículo 15 del RETIE, la resistencia de puesta a tierra establecida como referencia para los sistemas de distribución es de 10 ohmios. En algunos sitios resulta muy difícil obtener este valor debido a la alta resistividad del terreno, sin embargo se debe garantizar que las tensiones de pasoy de contacto no superen los valores permisibles.

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Después de tomar valores de resistividad en el perfil proyectado el constructor o la persona encargada de construir el SPT debe garantizar el cumplimiento de las normas de seguridad establecidas para las personas, y es de vital importancia que se cumplan con los valores de tensiones de paso y de contacto permisibles. Como ayuda para la correcta aplicación de estas normas esta el procedimiento establecido por el estándar RA6-014 "Medida de ta Resistividad del Terreno" el cual sirve de guía para tomar la resistividad del terreno según el método preferido.

Se muestra a continuación la conexión de la puesta a tierra según la Norma técnica RA6-010 de EPM.

El cálculo de la resistencia de puesta a tierra para una varilla de longitud l (2,4 metros) y radio (7.938 10E-03) viene dado por la siguiente expresión:

R = þ (Ln4L -1)2 L aπ

Donde þ es la resistividad del terreno. Antes de energizar se debe medir la resistencia de puesta a tierra y el valor máximo será de 10 Ohmios (articulo 15.4 RETIE). En caso negativo se pueden instalar más electrodos interconectándolos y adecuando el terreno.

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Norma Tecnica RA6-010. Puesta a Tierra en Media Tension.

Norma Tecnica RA7-017 Puesta a Tierra para Terminal B.T.

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3.10 ANALISIS DE PROTECCION CONTRA RAYOS.

En instalaciones donde se tenga alta concentración de personas, tales como, viviendas multifamiliares, oficinas, hoteles, hospitales, centros educativos, centros comerciales, supermercados, parques de diversión, industrias, prisiones o aeropuertos, debe tener un sistema integral de protección, conducente a mitigar los riesgos asociados con la exposición directa o indirecta a descargas atmosféricas, teniendo en cuenta lo establecido por la NTC 4552.

El diseño debe realizarse aplicando el método electrogeométrico. La persona calificada, encargada de un proyecto debe incluir unas buenas prácticas de ingeniería de protección contra rayos, con el fin de disminuir sus efectos, que pueden ser de tipo electromagnético, mecánico o térmico.

En este caso no aplica para viviendas de tipo residencial. La protección se tiene en la entrada del medidor y la puesta a tierra del transformador de potencia.

3.11 CALCULO MECANICO DE ESTRUCTURAS.

El comportamiento mecánico de los conductores es de importancia fundamental en las líneas aéreas de transmisión y distribución, debido a los esfuerzos que se someten por el tensado en las estructuras de apoyo, por su propio peso, por la acción del viento y por las variaciones de temperatura. Subir la temperatura del conductor ya sea por las condiciones ambientales o por el paso de la corriente eléctrica conlleva un alargamiento del mismo (flecha), lo cual produce grandes valores de desplazamiento, fuerzas verticales y longitudinales que puedenacarrear acercamientos al terreno o sobreesfuerzos en los mismos apoyos, llegando a violar las mínimas distancias de seguridad establecidas por las normas

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Por otra parte es muy importante conocer las máximas tensiones que van a soportar los apoyos de amarre de los conductores y las mismas estructuras. Para conseguir las flechas y tensiones adecuadas es necesario

garantizar en el tendido del conductor que éste quede instalado en unas condiciones previamentedeterminadas. Los cálculos mecánicos conllevan, por lo tanto, en estudios de Flechas y Tensiones.El estudio de flechas y tensiones comprende el cálculo de las tensiones máximas que soportarán los elementos y la forma que tomará el conductor en condiciones de máxima elongación.Para la realización de este proyecto se utilizó conductores tipo ACSR Sparrow, calibre 2 AWG para la red de media tensión, este tipo de conductor es heterogéneo debido a que está conformado por 6 (seis) hilos de aluminio y 1(uno) de acero. En baja tensión se dispuso trabajar con cable trenzado triplex calibre 2XN°4 AWG AL XLPE + 1XN°4 AWG ACSR para el sistema bifásico trifilar de 120/240 voltios, el trenzado dúplex para el sistema monofásico bifilar de 120 voltios, Calibre 1XN°4 AWG AL XLPE + 1XN°4 AWG ACSR.Para los esfuerzos permisibles se tienen en cuenta y se aplican los siguientes criterios tomados de las normas IPSE:• La tensión a la temperatura promedio de diseño no deberá ser superior al 25% del esfuerzo de rotura del conductor.• La tensión a la temperatura extrema de diseño, no deberá ser superior al 50% del esfuerzo de rotura.Para el presente diseño se han estimado temperaturas mínimas de 10 °C,máximas de 70 °C y promedio de 30 °C y una velocidad del viento máxima de 100 Km/h.Teniendo en cuenta las variaciones ambientales se procede a formular lashipótesis de cálculo para poder dibujar la plantilla. Las hipótesis son:

• HIPOTESIS A Máxima velocidad del viento con temperatura mínima.• HIPOTESIS B Mínima temperatura con mínimo viento.• HIPOTESIS C Condiciones diarias de temperatura y viento.• HIPOTESIS D máxima temperatura.En cuanto a la plantilla esta se elabora con las tres curvas:• Curva a temperatura máxima• Curva a temperatura minina• Curva de distancia a tierra (pie de apoyo)

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La curva a temperatura máxima se usa para localizar en el perfil la posición más baja de los conductores y verificar las distancias mínimas a

tierra y a otros circuitos y construcciones. La curva a temperatura mínima se usa para verificar lascondiciones de esfuerzos de levantamientos en los apoyos y la oscilación de los aisladores de suspensión. Y por último está la curva de distancia a tierra la cual se obtiene desplazando hacia abajo la curva a temperatura máxima, una distancia igual a la altura especifica del conductor más bajo a tierra. La plantilla da lalocalización de los apoyos en el plano de perfil, para localizar estos apoyos la plantilla se coloca en posición vertical utilizando como guía el eje trazado en ella y colocando la curva del conductor inferior en el sitio de amarre del apoyo inicial.La curva de distancia a tierra deberá tocar en forma tangente el perfil del terreno y en los puntos en que la curva de pie de apoyos intercepte el perfil del terreno determinaran la localización de las estructuras. El procedimiento anteriores exacto para perfiles planos, en caso de ángulos pronunciados de los alineamientos, terrenos abruptos y cruces, puede ser necesario determinar por aproximaciones sucesivas la altura y Localización de los apoyos.En el Anexo (3) se adjunta los datos necesarios para realizar las tres curvas necesarias para la plantilla.

3.12 ANALISIS DE COORDINACION DE AISLAMIENTO

El tipo de aislamiento se seleccionará de acuerdo con el nivel de tensión de servicio de la siguiente manera:

NIVEL AISLAMIENTO (kV) BIL (kV)

Baja tensión 0,6

25Media tensión 13,2 kV 15,

095Media tensión 34,5 kV 36, 20

Los aisladores utilizados en las redes de distribución, podrán ser de porcelana, vidrio, resina epóxica, esteactita y

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otros materiales aislantes equivalentes que resistan las acciones de la intemperie, especialmente las variaciones de temperatura y la corrosión, debiendo ofrecer una resistencia suficiente a los

esfuerzos mecánicos a los que estén sometidos, comprobables a partir del examen comparativo del producto contra los requisitito aplicables establecidos en las normas técnicas. El aislador debe estar marcado con la razón social o marca registrada del fabricante, tensión de rotura máxima permisible y nivel de aislamiento.

Los materiales y equipos a utilizar en el diseño de sistemas de distribución cumplirán con EL RETIE y deberán estar debidamente certificados.

Los materiales a instalar cumplirán con las especificaciones mínimas que se deben cumplir, así como tablas de utilización que contribuyen a facilitar la selección y coordinación de los diferentes componentes de un sistema. En estos ítems se dan las especificaciones mínimas que se deben cumplir, así como tablas de utilización que contribuyan a facilitar la selección y coordinación de los diferentes componentes de un sistema, norma CENS tomo 1 3.4. Aislamiento en redes, 11.1 Aceptación de materiales y equipos, descripción técnica de 11.2 Aisladores, 11.2.1 Aisladores para media tensión, 11.2.1.1. Aisladores individuales, 11.2.1.2. Cadena de aisladores, 11.2.1.3. Aisladores para baja tensión (tipo carrete), 11.2.14. Aisladores para templete (tipo tensor) y norma EPM RA8-025 (Criterios de Diseño de la Red de Electrificación Rural).

3.13 ANALISIS DE RIEZGO ELECTRICO Y MEDIDAS PARA MITIGARLOS

Un riesgo es una condición ambiental o humana cuya presencia o modificación puede producir un accidente o una enfermedad ocupacional. Por regla general, todas las instalaciones eléctricas

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tienen implícito un riesgo y ante la imposibilidad de controlarlos todos en forma permanente, se seleccionaron algunos de los más comunes, que al no tenerlos presentes ocasionan la mayor cantidad de accidentes.

El tratamiento preventivo de la problemática del riesgo eléctrico obliga a saber identificar y valorar las situaciones irregulares, antes de que suceda algún accidente. Por ello, es necesario conocer claramente el concepto de riesgo de contacto con la corriente eléctrica. A partir de ese conocimiento, del análisis de los factores que intervienen y de las circunstancias particulares, se tendrán criterios objetivos que permitan detectar la situación de riesgo y valorar su grado de peligrosidad. Identificado el riesgo, se han de seleccionar las medidas preventivas aplicables.

3.14 CALCULO DE CAMPOS ELECTROMAGNETICOS

Este diseño cumple con los valores límites de campo electromagnético, los cuales se adoptaron de los umbrales establecidos por el IRPA, para exposición ocupacional del día completo o exposición del público.

Se tienen en cuenta el tiempo y tipo de personas que son expuestas a campos electromagnéticos generados en la instalación eléctrica y la frecuencia de la señal eléctrica.

Para el caso de las instalaciones objeto de este diseño, las personas que por sus actividades están expuestas a campos electromagnéticos o el público en general, no debe ser sometido a campos que superen los valores establecidos en la siguiente Tabla 21.

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No obstante en el caso de este proyecto el RETIE requiere de cálculos más a profundidad para el caso de niveles de alta tensión y grandes corrientes que para este caso CENS lo clasifica y según el análisis del nivel de tensión requerido para dicho proyecto mencionado en el

ítem en 3.2 del presente capítulo en su norma tomo 1, capítulo 2 parámetros de diseño, 2.1 clasificación de los niveles de tensión, tabla 1 (Niveles de tensión de servicio) lo clasifica en Media y Baja Tensión, cumpliéndose lo dispuesto para efectos de rangos de utilización tolerables se cumplirá lo expresado en la norma NTC -1340

Consecuente con lo antes expresado las estructuras a utilizar en dicho proyecto cumplen con las distancias mínimas de seguridad de acuerdo a los niveles de voltaje que manejaran expresados en el ítem 3.3 . Del presente diseño.

25


4. ANEXOS

26


4.1 NORMAS DE CONSTRUCCION

27


4.2 TABLA DE SENSIBILIDAD PARA LA SELECCIÓN DE CONDUCTOR ECONOMICO- GPI LTDA.

28


4.3 CALCULOS MECANICOS – GPI LTDA.

29


4.4 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA – GPI LTDA.

30


4.5 CALCULO DE REGULACION Y PÉRDIDA DE POTENCIA EN MEDIA TENSION – GPI LTDA.

31


4.6 CALCULO DE REGULACION Y PÉRDIDA DE POTENCIA EN BAJA TENSION – GPI LTDA.

32


4.7 APANTALLAMIENTO

33


4.8. USUARIOS DEL PROYECTO – GPI LTDA

34


4.9 PLANTILLA DE LEVANTAMIENTO DE RED – GPI LTDA.

35


4.10 CARTA DE CUMPLIMIENTO DEL DISEÑO - RETIE

36


4.11 FOTOCOPIA DE MATRICULA PROFESIONAL

37


4.12 RECIBO DE PAGO REVISION Y APROBACION DEL

PROYECTO

38


4.13 PLANOS

39


3PAMPLONA, Marzo de 2013

SeñoresCENTRALES ELÉCTRICAS DE ELÉCTRICAS S.A. E.S.P. EPMSucursal CENS - PAMPLONA

Asunto: Conformidad con el RETIE

Yo RAMIRO GOMEZ BECERRA identificado con C.C. 13.439.818 de Cúcuta en calidad de Ingeniero Electricista con matricula profesional M.P.68205-22905 y responsable de la adecuación del diseño eléctrico para el proyecto denominado "ELECTRIFICACIÓN RURAL VEREDA LA AURORA, MUNICIPIO DE TOLEDO NORTE DE SANTANDER" con factibilidad 7909, manifiesto que el diseño eléctrico realizado para este proyecto por la firma GPI LTDA cumple con los requisitos exigidos por el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas - RETIE - según la Resolución 18 1294 del 6 de agosto del 2008 del Ministerio de Minas y Energía.

Firma,

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RAMIRO GOMEZ BECERRAIngeniero Electricista

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