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Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería
1-1-2017
Aplicación computacional para la elaboración de memorias de Aplicación computacional para la elaboración de memorias de
cálculo de diseño de subestaciones tipo capsulada de media y cálculo de diseño de subestaciones tipo capsulada de media y
baja tensión baja tensión
Miguel Ángel Estepa Salcedo Universidad de La Salle, Bogotá
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APLICACIÓN COMPUTACIONAL PARA LA ELABORACIÓN DE MEMORIAS DE CÁLCULO DE DISEÑO DE SUBESTACIONES TIPO CAPSULADA DE MEDIA Y BAJA
TENSIÓN
MIGUEL ANGEL ESTEPA SALCEDO
UNIVERSIDAD DE LA SALLLE FACULTAD DE INGENIERIA, PROGRAMA DE INGENIERÍA ELECTRICA
BOGOTÁ D.C. 2017
APLICACIÓN COMPUTACIONAL PARA LA ELABORACIÓN DE MEMORIAS DE CÁLCULO DE DISEÑO DE SUBESTACIONES TIPO CAPSULADA DE MEDIA Y BAJA
TENSIÓN
MIGUEL ANGEL ESTEPA SALCEDO
Proyecto de grado para optar al título de Ingeniero Electricista
DIRECTOR
Alejandro Sánchez Salcedo
Ingeniero Electricista
UNIVERSIDAD DE LA SALLLE FACULTAD DE INGENIERIA, PROGRAMA DE INGENIERÍA ELECTRICA
BOGOTÁ D.C. 2017
Nota de aceptación:
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Firma del presidente del jurado
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Firma del jurado
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Firma del jurado
Bogotá, Mayo 15 de 2017.
Agradezco el apoyo recibido en el desarrollo de este trabajo a:
La empresa JRE Ingeniería S.A.S. en especial a los ingenieros Jaime Rodrigo Escobar Betancur y German Ernesto Díaz Bustos, quienes me dieron su apoyo durante todo el proyecto, permitiéndome identificar y desarrollar las actividades en el proceso de diseño de la Empresa.
El ingeniero Alejandro Sánchez Salcedo, quien fue el director de este proyecto, guiándome y corrigiéndome durante el desarrollo de este.
A mi familia por su apoyo incondicional durante toda mi carrera.
CONTENIDO
INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 6
1. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA ...................................................................................... 8
2. JUSTIFICACIÓN ........................................................................................................... 10
3. OBJETIVOS .................................................................................................................. 11
3.1 GENERAL ................................................................................................................... 11
3.2 ESPECIFICOS ............................................................................................................ 11
4. MARCO REFERENCIAL............................................................................................... 12
4.1 MARCO TEÓRICO ..................................................................................................... 12
Requisitos Técnicos Esenciales ................................................................................... 12
Requisitos para el proceso de transformación (subestaciones) .................................. 14
23.1 Requisitos generales de subestaciones ............................................................... 16
4.2 MARCO CONCEPTUAL ............................................................................................. 17
4.1 MARCO LEGAL .......................................................................................................... 21
5. METODOLOGIA ............................................................................................................ 22
5.1 Recopilación y organización de la información .......................................................... 22
5.1.1 Identificación de requerimientos técnicos ...................................................... 22
5.2 Selección de tecnología o herramienta de trabajo ..................................................... 23
5.3 Elaboración de bases de datos .................................................................................. 24
5.4 Elaboración de la aplicación computacional .............................................................. 24
5.4.1 Datos de entrada ............................................................................................ 24
5.4.2 Programación ................................................................................................. 25
5.4.2.1 Análisis de cargas iniciales y futuras .......................................................... 26
5.4.2.2 Análisis de coordinación de aislamiento eléctrico ...................................... 27
5.4.2.3 Análisis de corto circuito y falla a tierra ...................................................... 28
5.4.2.4 Análisis de nivel de riesgo por rayos y medidas de protección contra rayos 29
5.4.2.5 Análisis de riesgos de origen eléctrico y medidas para mitigarlos ............ 29
5.4.2.6 Análisis de nivel de tensión requerido ........................................................ 31
5.4.2.7 Cálculo de campos electromagnéticos ....................................................... 32
5.4.2.8 Cálculo de transformadores ....................................................................... 32
2
5.4.2.9 Cálculo del sistema de puesta a tierra ....................................................... 33
5.4.2.10 Cálculo económico de conductores ........................................................... 36
5.4.2.11 Verificación de los conductores .................................................................. 37
5.4.2.12 Cálculo mecánico de estructuras y elementos de sujeción ....................... 42
5.4.2.13 Cálculo y coordinación de protecciones ..................................................... 42
5.4.2.13.1 Selección de protecciones ...................................................................... 42
5.4.2.13.2 Coordinación de protecciones ................................................................ 43
5.4.2.14 Cálculo de canalizaciones .......................................................................... 45
5.4.2.14.1 Cálculo de tubería para acometida de Media y Baja Tensión ............... 45
5.4.2.15 Cálculo de pérdidas de energía .................................................................. 45
5.4.2.16 Cálculo de regulación ................................................................................. 46
5.4.2.17 Clasificación de áreas ................................................................................. 47
5.4.2.18 Diagramas unifilares ................................................................................... 47
5.4.2.19 Especificaciones de construcción complementarias.................................. 47
5.4.2.19.1 Cálculo de barrajes de Baja Tensión ...................................................... 47
5.4.2.20 Selección de los equipos de medida .......................................................... 49
5.4.2.21 Distancias de seguridad requerida ............................................................. 52
5.5 Informe de la plantilla .................................................................................................. 53
6. RESULTADOS .............................................................................................................. 54
6.1 Prueba ......................................................................................................................... 54
6.2 Información de datos de entrada prueba.................................................................... 54
6.3 Informe generado ........................................................................................................ 57
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................... 58
8. BIBLIOGRÁFIA ............................................................................................................. 59
9. ANEXOS ........................................................................................................................ 61
3
Lista de Tablas
Tabla 1. Matriz para análisis de riesgos .............................................................................. 30
Tabla 2. Decisiones y acciones para tomar el riesgo. ......................................................... 31
Tabla 3. Características eléctricas transformadores tipo seco............................................ 33
Tabla 4. Pérdidas eléctricas e impedancia de corto circuito – valores máximos ................ 33
Tabla 5. Tabla para incluir resultados de mediciones de resistividad del suelo en la plantilla. ................................................................................................................................. 33
Tabla 6. Máxima tensión de contacto admisible para un ser humano ................................ 35
Tabla 7. Constantes de conductores de aluminio MT – Tensión 11400 V ......................... 37
Tabla 8. Constantes de conductores de aluminio MT – Tensión 34500 V ......................... 37
Tabla 9. Capacidad de corriente permisible en conductores aislados para 0 a 2 000 V nominales y 60 °C a 90 "C. No más de tres conductores portadores de corriente en una canalización, cable o tierra (directamente enterrados) y temperatura ambiente de 30 °C. 38
Tabla 10. Factores de ajuste por número de conductores .................................................. 40
Tabla 11. Selección de conductores de baja tensión en aplicación.................................... 40
Tabla 12. Calibre mínimo de los conductores de puesta a tierra de equipos para puesta a tierra de canalizaciones y equipos ....................................................................................... 41
Tabla 13. Fusibles limitadores de corriente de rango total 11,4 kV y 34,5 kV .................... 42
Tabla 14. Porcentaje de la sección transversal en tubos conduit y tuberías, para el llenado de conductores ..................................................................................................................... 45
Tabla 15. Capacidad amperimétrica de barrajes rectangulares en cobre para armarios y cajas para medidores ........................................................................................................... 48
Tabla 16. Características técnicas de medidores (medición en baja tensión cargas menores de 55 kW – nivel 1)................................................................................................ 49
Tabla 17. Características técnicas de medidores (medición semidirecta en b.t. – cargas mayores o iguales a 55 kw e inferiores a 300 kw – nivel 1) ................................................ 49
Tabla 18. Características técnicas de medidores (medición indirecta en m.t. (11,4 kv, 13,2 o 34.5 kv) – nivel 2 y 3) ........................................................................................................ 49
Tabla 19. Características técnicas de los transformadores de baja tensión (Instalación interior) .................................................................................................................................. 50
Tabla 20. Características técnicas de los transformadores de baja tensión (Instalación interior) .................................................................................................................................. 51
Tabla 21. Dimensiones de celda para transformador tipo seco .......................................... 52
Lista de Figuras
Figura 1. Página de introducción de información de entrada .............................................. 25
Figura 2. Botones de la plantilla ........................................................................................... 25
Figura 3. Tabla de cargas solicitada en la información de entrada de la plantilla .............. 26
Figura 4. Botón para abrir programa de análisis de riesgos ............................................... 29
Figura 5. Programa para realizar análisis de riesgo por rayos............................................ 29
4
Figura 6. Botón para Generación de Análisis de riesgos de origen eléctrico. .................... 30
Figura 7. Datos para cálculo de sistema puesta a tierra .................................................... 34
Figura 8. Verificación de cumplimiento de condición de diseño de sistema puesta a tierra en la plantilla. ........................................................................................................................ 35
Figura 9. Datos de entrada para representación de curvas de coordinación ..................... 43
Figura 10 Ejemplo de curvas de coordinación y protecciones graficadas .......................... 44
Figura 11. Selección de la tubería para acometidas de Baja Tensión ................................ 45
Figura 12. Presentación de pérdidas de energía................................................................. 46
Figura 13. Distancias de seguridad...................................................................................... 52
Figura 14. Informe final ........................................................................................................ 53
Lista de Ecuaciones
Ecuación 1. Fórmula para cálculo de corriente ................................................................... 27
Ecuación 2. Calculo de corriente nominal en Media Tensión ............................................. 28
Ecuación 3. Calculo de corriente nominal en Baja Tensión ................................................ 28
Ecuación 4. Corriente de cortocircuito en Media tensión .................................................... 28
Ecuación 5. Corriente de cortocircuito en Baja tensión ....................................................... 28
Ecuación 6. Ecuación de cálculo de costo total de conductores. ....................................... 36
Ecuación 7. Cálculo del Costo inicial de instalación del conductor ..................................... 36
Ecuación 8. Calculo del costo de pérdidas de energía ....................................................... 36
Ecuación 9. Calculo de corriente del conductor .................................................................. 37
Ecuación 10. Calculo de ocupación del conductor .............................................................. 45
Ecuación 11. Fórmula para cálculo de potencia activa ....................................................... 46
Ecuación 12. Fórmula para cálculo de regulación ............................................................... 46
Ecuación 13. Fórmulas para dimensionamiento de barrajes .............................................. 47
Lista de anexos
9.1 MANUAL DE INSTALACIÓN ...................................................................................... 61
9.2 BASES DE DATOS ..................................................................................................... 65
9.2.1 Transformadores ............................................................................................ 65
9.2.2 Pérdidas eléctricas de transformadores ........................................................ 66
9.2.3 Impedancia ..................................................................................................... 66
9.2.4 Constantes de cables conductores de aluminio en Media Tensión .............. 67
9.2.5 Constantes de cables conductores de cobre en Media Tensión .................. 67
9.2.6 Constantes de cables conductores de Cobre en Baja Tensión .................... 68
9.2.7 Constantes de cables conductores de Aluminio en Baja Tensión. ............... 69
9.2.8 Conductores portadores de energía .............................................................. 69
5
9.2.9 Calibre cables conductores Neutro ................................................................ 70
9.2.10 Factores de ajuste para temperaturas ambientes distintas a 30° C ............. 70
9.2.11 Factores de ajuste por número de conductores portadores de corriente. .... 71
9.2.12 Conductores puesta a tierra ........................................................................... 72
9.2.13 Protección contra sobre corriente en Baja Tensión ....................................... 73
9.2.14 Selección de barrajes ..................................................................................... 73
9.2.15 DPX ................................................................................................................. 74
9.2.16 Fusibles HH .................................................................................................... 75
9.2.17 Área de ocupación de cables conductores .................................................... 76
9.2.18 Diámetro de tubería conductores en Baja Tensión ....................................... 76
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INTRODUCCIÓN
Tapias Gomez y Vargas Torres (2011) afirman que:
“El propósito de todo sistema eléctrico de potencia es suministrar la energía necesaria
para el desarrollo de un sector o país. Para alcanzarlo es necesario generar, trasmitir y
distribuir la energía eléctrica desde los centros de generación, ubicados estratégicamente
con base en la disponibilidad de fuentes primarias de energía como el gas, el carbón, el
agua o la energía nuclear hasta los centros de distribución y consumo, considerando en
todo momento las limitaciones económicas y condiciones de seguridad, de confiabilidad y
de calidad del servicio requeridos” (pág. 80)
Por otro lado el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas –RETIE (2013) define una subestación eléctrica en el capítulo 6 “Requisitos para el procesos de transformación (subestaciones) como:
“Una subestación eléctrica es un conjunto de equipos utilizados para transferir el flujo de
energía en un sistema de potencia, garantizar la seguridad del sistema por medio de
dispositivos automáticos de protección y para redistribuir el flujo de energía a través de
rutas alternas durante contingencias.
Una subestación puede estar asociada con una central de generación, controlando
directamente el flujo de potencia al sistema, con transformadores de potencia convirtiendo
la tensión de suministro a niveles más altos o más bajos, o puede conectar diferentes
rutas de flujo al mismo nivel de tensión.” (pág. 148)
El diseño de subestaciones eléctricas requiere una serie de actividades y entregables específicos, entre ellos las memorias de cálculo, documento en el cual se explica de forma detallada los cálculos realizados para el diseño de la subestación, el cual se basa en los requerimientos normativos especificados en el RETIE (2013) y las especificaciones técnicas del operador de red.
La empresa JRE Ingeniería S.A.S., empresa dedicada a satisfacer cualquier requerimiento de diseño y ejecución de obras de baja y media tensión en las áreas de la ingeniería eléctrica, comunicaciones y afines, para los sectores público y privado bajo las mejores prácticas profesionales, en la búsqueda por optimizar el proceso de diseño, se vio en la necesidad de buscar una forma de desarrollar un aplicativo computacional, razón por la cual se diseñó una aplicación computacional, de elaboración de memorias de cálculo de diseño de subestaciones eléctricas de baja y media tensión no mayor a 34.5kV y potencia menor o igual a 1000kVA para la ciudad de Bogotá, bajo las especificaciones de la normatividad vigente y el operador de red. En este documento se describen brevemente las principales etapas del desarrollo del proyecto, así como la funcionalidad y los componentes principales del sistema. El diseño de la aplicación computacional fue
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realizado en Microsoft Excel, utilizando funciones de búsqueda de datos, matrices y macros para la automatización de los procesos.
La plantilla fue implementada en la empresa JRE Ingenieros S.A.S en el área de diseño, obteniendo como resultados la disminución de tiempos de producción de memorias de cálculo y la reducción de los errores de cálculo, optimizando las actividades de revisión y corrección, asegurando la satisfacción de las necesidades de los clientes.
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1. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA
El diseño de subestaciones involucra una serie de procesos que, por lo general, se realizan por profesionales. Estos realizan las memorias de cálculo de forma manual, los planos de diseños con la ayuda de Software para diseño asistido por computadora (CAD, Computer-Aided Desing). El resultado es la demora en procesos de diseño, pues se debe realizar una revisión muy detallada que trae, como consecuencia, inconsistencias en los documentos (memorias de cálculo).
Como solución a los problemas mencionados, a nivel mundial, se han diseñado aplicaciones de software que han permitido la optimización de los procesos de diseño de la obra civil y eléctrica. Cada uno de estos responde a las especificaciones reglamentarias de los países en los que se desarrollaron. Por ejemplo en España, la empresa Schneider Electric, ha presentado al mercado una aplicación de software, denominada SIScet 7.0, que ayuda a la concepción y cálculo de todo tipo de proyectos en estaciones transformadoras de Media Tensión (MT) y Baja Tensión (BT) (Scheneider Electric, 2016) hasta 36 kV. La aplicación se basa en la normatividad y especificaciones de compañías Eléctricas como Grupo Endesa, Iberdrola, Gas Natural Fenosa y otras. SIScet permite, que los proyectos realizados con esta aplicación genere las memorias de cálculo, estudio básico de seguridad y salud, planos y presupuesto, permitiendo que el proceso de diseño se realice de manera rápida y eficaz. El único limitante que presenta este programa, es que solo es aplicable para España.
Por otro lado, en México, profesionales de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE), desarrollaron el Sistema para el Diseño de Subestaciones Eléctricas de Distribución (SiDSED). La aplicación que aprovecha las ventajas de la tecnología CAD3D, para el desarrollo de la ingeniería de detalle; ingeniería de costos, para el cálculo del presupuesto base, y realidad virtual, para navegación tridimensional interactiva. SiDSED consta de tres módulos para el desarrollo del diseño de las subestaciones eléctricas de distribución. El primero, es el módulo de ingeniería de diseño, en el cual, se encuentran la biblioteca de componentes del sistema. Permite el modelado gráfico 3D, el diseño del sitio de construcción, configuración de la subestación, elaboración de planos, cálculo de volumetría y exportación de la maqueta virtual. El segundo módulo, es el de ingeniería de costos, el cual, toma como referencia el cálculo de volumetría de todos los elementos, exportando los valores con sus respectivas unidades de medición y, con ayuda de otra aplicación llamada OPUS, se importan estos valores, y los asocia a sus respectivos conceptos con precios unitarios y cantidades para el cálculo del costo. El último modulo es el de visualización, el cual permite visualizar una maqueta digital. Con la facilidad de revisar, no solo un punto fijo, sino una navegación interactiva del diseño final (Zayas P., y otros, 2011). SiDSED utiliza como herramientas de trabajo dos aplicaciones: ALLplan, para los módulos de ingeniería de diseño y visualización, y opus, para cuantificar el costo de la obra. De acuerdo a estimaciones de la
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CFE, se espera una reducción de los tiempos de diseño, de seis a cuatro semanas, lo que representa un ahorro de 42 millones de pesos anuales, por concepto de mano de obra.
Sin embargo, en muchas ocasiones, las aplicaciones para el diseño no son elaborados para diseñar todos los elementos o necesidades de una subestación. Por ejemplo Vyas & J.G. (2011) diseñaron la aplicación “Optimal Ground Grid Designer”, permite realizar un diseño optimo del sistema de puesta a tierra de una subestación. La aplicación “Optimal Ground Grid Designer” Vyas & J.G. (2011) utiliza conceptos teóricos, dados por la norma IEEE standard 80-2000. La aplicación “IEEE Guide for Safety in AC substation Grounding”, se utiliza para diseñar el sistema puesta a tierra de cualquier subestación, de acuerdo al estándar. Esta aplicación es capaz de sugerir un diseño seguro, eficaz y óptimo del sistema puesta a tierra, para la forma de malla seleccionada, y proporciona los datos necesarios sobre los parámetros del sistema.
En empresas como JRE Ingeniería S.A.S. el diseño de subestaciones eléctricas involucra una serie de actividades como elaboración, revisión y modificación de propuestas de diseño, además de la estimación de costos y producción de documentos, como memorias de cálculo y planos. Todo este proceso, se lleva a cabo en el área de diseño de la Empresa. Los ingenieros encargados del diseño (elaboración de memorias de cálculo y planos de ingeniería), realizan los documentos de manera manual, con la revisión por parte de dos ingenieros, fuera del diseñador. Una vez terminada su revisión, se realizan las modificaciones necesarias. Finalmente, se presenta el proyecto al operador de red, en este caso CODENSA S.A. E.S.P, para su aprobación. La metodología de trabajo presentada ha generado las siguientes dificultades:
Devolución de proyectos: se ha presentado en varias ocasiones la devolución de proyectos, por falta de cálculos, incumplimiento de la normatividad. En los casos en que se han subcontratado los diseños, se han presentado problemas, por falta de ajuste de requerimientos técnicos.
Perdida de ganancias: se presentan principalmente por la variación de precios de algunos insumos, como los importados y pagados en moneda extranjera, desde la fecha de presentación de la cotización al cliente, hasta la fecha de aprobación de los proyectos, por parte de CODENSA S.A. E.S.P.
Cancelación de proyectos: se presenta por retrasos en entrega de documentos y aprobación de los proyectos.
Todos los problemas mencionados han generado insatisfacción de los clientes, y pérdidas para la empresa. Por lo tanto, con el fin de optimizar el proceso de diseño, la empresa JRE Ingeniería S.A.S., identificó la necesidad de realizar, y/o diseñar, una aplicación de software, que permita el diseño de subestaciones hasta 1000kVA, con tensiones primarias de 11.4kV y 34,5kV, en Bogotá D.C, de acuerdo a las especificaciones de la normatividad vigente.
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2. JUSTIFICACIÓN
La revisión del histórico de diseño de subestaciones, en la empresa JRE Ingeniería S.A.S., ha revelado que se ejecuta un proceso repetitivo en la elaboración, revisión y modificación de propuestas de diseño, identificando la necesidad de plantear un software que permita optimizar el proceso de diseño en la Empresa.
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3. OBJETIVOS
3.1 GENERAL
Elaborar una aplicación de software para el diseño de subestaciones eléctricas tipo capsulado de baja y media tensión.
3.2 ESPECIFICOS
Elaborar el código de programación para el diseño de subestaciones tipo capsulado.
Establecer los parámetros de diseño para subestaciones eléctricas tipo capsulado no mayores a 34.5 kV y una potencia menor o igual a 1000kVA para la ciudad de Bogotá en cumplimiento de los requerimientos establecidos en el RETIE.
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4. MARCO REFERENCIAL
4.1 MARCO TEÓRICO
La Resolución 90708, de 30 de agosto de 2013, “por la cual se expide El Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE”, en su artículo 1, establece que este es un instrumento técnico-legal para Colombia, que sin crear obstáculos innecesarios al comercio o al ejercicio de la libre empresa, permite garantizar que las instalaciones, equipos y productos usados en la generación, transmisión, transformación, distribución y utilización de la energía eléctrica, cumplan con los siguientes objetivos legítimos:
La protección de la vida y la salud humana. La protección de la vida animal y vegetal. La preservación del medio ambiente. La prevención de prácticas que puedan inducir a error al usuario.
Para efectos de presente proyecto, se aplicarán las disposiciones establecidas en Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE, 2013, con las modificaciones realizadas por la resolución 90795 del 25 de julio de 2014 “Por la cual se aclara y se corrigen unos yerros en el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE, establecido mediante Resolución No. 90708 de 2013”.
Requisitos Técnicos Esenciales
Para efectos de presente proyecto el marco teórico es tomado del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE (2013).
Artículo 10°. Requerimientos generales de las instalaciones eléctricas
Toda instalación eléctrica objeto del presente reglamento debe cumplir los siguientes requerimientos generales (Ministerio de Minas y Energía, 2013):
10.1 Diseño de las instalaciones eléctricas
Toda instalación eléctrica a la que le aplique el RETIE, debe contar con un diseño realizado por un profesional o profesionales legalmente competentes para desarrollar esa actividad. El diseño podrá ser detallado o simplificado según el tipo de instalación.
10.1.1 Diseño Detallado: El Diseño detallado debe ser ejecutado por profesionales de la ingeniería cuya especialidad esté relacionada con el tipo de obra a desarrollar y la competencia otorgada por su matrícula profesional, conforme a las Leyes 51 de 1986 y 842 de 2003. Las partes involucradas con el diseño deben atender y respetar los derechos de autor y propiedad intelectual de los diseños. La profundidad con que se traten los temas dependerá de la complejidad y el nivel de riesgo asociado al tipo de instalación y debe contemplar los ítems que le apliquen de la siguiente lista:
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a) Análisis y cuadros de cargas iniciales y futuras, incluyendo análisis de factor de potencia y armónicos.
b) Análisis de coordinación de aislamiento eléctrico.
c) Análisis de cortocircuito y falla a tierra.
d) Análisis de nivel de riesgo por rayos y medidas de protección contra rayos.
e) Análisis de riesgos de origen eléctrico y medidas para mitigarlos.
f) Análisis del nivel tensión requerido.
g) Cálculo de campos electromagnéticos para asegurar que en espacios destinados a actividades rutinarias de las personas, no se superen los límites de exposición definidos en la Tabla 14.1
h) Cálculo de transformadores incluyendo los efectos de los armónicos y factor de potencia en la carga.
i) Cálculo del sistema de puesta a tierra.
j) Cálculo económico de conductores, teniendo en cuenta todos los factores de pérdidas, las cargas resultantes y los costos de la energía.
k) Verificación de los conductores, teniendo en cuenta el tiempo de disparo de los interruptores, la corriente de cortocircuito de la red y la capacidad de corriente del conductor de acuerdo con la norma IEC 60909, IEEE 242, capítulo 9 o equivalente.
l) Cálculo mecánico de estructuras y de elementos de sujeción de equipos.
m) Cálculo y coordinación de protecciones contra sobrecorrientes. En baja tensión se permite la coordinación con las características de limitación de corriente de los dispositivos según IEC 60947-2 Anexo A.
n) Cálculos de canalizaciones (tubo, ductos, canaletas y electroductos) y volumen de encerramientos (cajas, tableros, conduletas, etc.).
o) Cálculos de pérdidas de energía, teniendo en cuenta los efectos de armónicos y factor de potencia.
p) Cálculos de regulación.
q) Clasificación de áreas.
r) Elaboración de diagramas unifilares.
s) Elaboración de planos y esquemas eléctricos para construcción.
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t) Especificaciones de construcción complementarias a los planos, incluyendo las de tipo técnico de equipos y materiales y sus condiciones particulares.
u) Establecer las distancias de seguridad requeridas.
v) Justificación técnica de desviación de la NTC 2050 cuando sea permitido, siempre y cuando no comprometa la seguridad de las personas o de la instalación.
w) Los demás estudios que el tipo de instalación requiera para su correcta y segura operación, tales como condiciones sísmicas, acústicas, mecánicas o térmicas.
Nota 1. La profundidad con que se traten los ítems dependerá del tipo de instalación, para lo cual debe aplicarse el juicio profesional del responsable del diseño.
Nota 2. El diseñador deberá hacer mención expresa de aquellos ítems que a su juicio no apliquen.
Nota 3. Para un análisis de riesgos de origen eléctrico, el diseñador debe hacer una descripción de los factores de riesgos potenciales o presentes en la instalación y las recomendaciones para minimizarlos.
Artículo 12°. Clasificación de los niveles de tensión
Para efectos del presente reglamento, se estandarizan los siguientes niveles de tensión para sistemas de corriente alterna, los cuales se adoptan de la NTC 1340:
a) Extra alta tensión (EAT): Corresponde a tensiones superiores a 230kV.
b) Alta tensión (AT): Tensiones mayores o iguales a 57,5kV y menores o iguales a 230kV.
c) Media tensión (MT): Los de tensión nominal superior a 1000 V e inferior a 57,5kV.
d) Baja tensión (BT): Los de tensión nominal mayor o igual a 25 V y menor o igual a 1000 V.
e) Muy baja tensión (MBT): Tensiones menores de 25 V.
Toda instalación eléctrica objeto del RETIE, debe asociarse a uno de los anteriores niveles. Si en la instalación existen circuitos en los que se utilicen distintas tensiones, el conjunto del sistema se clasificará en el grupo correspondiente al valor de la tensión nominal más elevada.
Requisitos para el proceso de transformación (subestaciones)
Las disposiciones contenidas en este reglamento (RETIE) son de aplicación en todo el territorio colombiano y deben ser cumplidas por las empresas que involucren el proceso
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de transformación de energía y que operen en el país; aplican a las subestaciones con tensiones nominales mayores a 1kV.
Una subestación eléctrica es un conjunto de equipos utilizados para transferir el flujo de energía en un sistema de potencia, garantizar la seguridad del sistema por medio de dispositivos automáticos de protección y para redistribuir el flujo de energía a través de rutas alternas durante contingencias.
Una subestación puede estar asociada con una central de generación, controlando directamente el flujo de potencia al sistema con transformadores de potencia convirtiendo la tensión de suministro a niveles más altos o más bajos, o puede conectar diferentes rutas de flujo al mismo nivel de tensión.
Artículo 23º. Aspectos generales de las subestaciones.
Todo propietario de subestación o unidades constructivas componentes de la subestación debe responder por el cumplimiento de RETIE en lo que le corresponda. Los requisitos de este capítulo son de obligatorio cumplimiento y deben ser tomados como complementarios de los contenidos en los otros capítulos del presente reglamento.
Para efectos del presente reglamento las subestaciones se clasificarán en:
a) Subestaciones de patio de alta y extra alta tensión (puede incluir, maniobra, transformación o compensación).
b) Subestaciones de alta y extra alta tensión tipo interior o exterior encapsulada generalmente aislada en gas, tal como el hexafluoruro de azufre (SF6).
c) Subestaciones de patio de distribución de media tensión.
d) Subestaciones de patio híbridas de media y alta tensión, conformadas por bahías encapsuladas o compactas más equipos de patio con aislamiento en aire. Las bahías compactas incluyen todas las funciones necesarias para un campo de conexión, mediante operación de los equipos que la conforman como el interruptor, seccionador de barras, seccionador de línea, seccionador de puesta a tierra, transformadores de corriente y transformadores de potencial.
e) Subestaciones de distribución en media tensión, localizadas en interiores de edificaciones y bajo control y operación del operador de red.
f) Subestaciones en interiores de edificaciones (de propiedad y operación del usuario).
g) Subestaciones tipo pedestal.
h) Subestaciones sumergibles (tanto el transformador como los equipos asociados de maniobra deben ser este tipo) IP X8.
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i) Subestaciones semisumergibles o a prueba de inundación (el equipo debe estar protegido a una inmersión temporal IP X7 y la bóveda o cámara debe garantizar el drenaje en un tiempo menor al soportado por el equipo).
j) Subestaciones de distribución tipo poste.
23.1 Requisitos generales de subestaciones
Las subestaciones, cualquiera que sea su tipo, deben cumplir los requisitos que le apliquen:
a. Toda subestación debe contar con un diseño eléctrico.
Artículo 24º. Requisitos específicos de subestación
Según el tipo de subestación deben cumplir los siguientes requisitos específicos:
24.2 Subestaciones de media tensión tipo interior o en edificaciones
Independiente de que la subestación pertenezca a un Operador de Red o a uno o varios usuarios, este tipo de subestaciones deben cumplir lo establecido en la sección 450 de la norma NTC 2050 y adicionalmente los siguientes requisitos que le apliquen, adoptados de la norma IEC 62271-200:
a) En toda edificación que requiera subestación, debe destinársele el espacio con las dimensiones apropiadas de acuerdo al tipo de subestación y los requisitos de este reglamento.
b) En las subestaciones dentro de edificios, el local debe estar ubicado en un sitio de fácil acceso desde el exterior, localizado en áreas comunes, con medios apropiados que faciliten la entrada y salida de los equipos, para permitir a los profesionales competentes las labores de mantenimiento, revisión e inspección.
c) En subestaciones y cuartos eléctricos debe asegurarse que una persona no autorizada no pueda acceder a las partes energizadas del sistema, ni tocándolas de manera directa ni introduciendo objetos que lo puedan poner en contacto con un elemento energizado.
d) Para prevenir accidentes por arcos eléctricos al interior de la subestación, debe cumplir los siguientes requisitos:
Las celdas deben cumplir los requerimientos de protección establecidos en el numeral 20.23.2 del presente Anexo.
Las puertas deben tener seguros y permanecer cerradas. Todos los elementos fijos deben estar debidamente, soportados o asegurados que
no se presente desprendimientos. No deben colocarse elementos combustibles o que propaguen el fuego dentro del
alcance de un arco eléctrico.
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Las mallas y cerramientos deben estar sólidamente conectados a tierra.
e) Toda subestación alojada en cuartos debe disponer del número y forma apropiada de salidas de emergencia, para evitar que un operador quede atrapado en caso de un accidente.
f) Toda subestación eléctrica alojada en cuartos, sótanos, debe contar con los elementos de drenaje o bombeo que impida la inundación; en caso que esta condición no se pueda garantizar, el equipo debe ser tipo sumergible.
g) Los equipos eléctricos de la subestación o de cuartos eléctricos deben estar separados de la planta de emergencia por un muro o barrera que impida el acercamiento de personas no calificadas a elementos energizados.
4.2 MARCO CONCEPTUAL
Para efectos de presente proyecto se aplicaran las definiciones del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE, 2013.
Aislador: Elemento de mínima conductividad eléctrica, diseñado de tal forma, que permita dar soporte rígido o flexible a conductores o a equipos eléctricos, y aislarlos eléctricamente de otros conductores, o de tierra.
Aislamiento eléctrico básico: Aislamiento aplicado a las partes vivas, para prevenir contacto eléctrico.
Aislante eléctrico: Material de baja conductividad eléctrica, que puede ser tomado como no conductor o aislador.
Análisis de riesgos: Conjunto de técnicas para identificar, clasificar y evaluar los factores de riesgo. Es el estudio de consecuencias nocivas o perjudiciales, vinculadas a exposiciones reales o potenciales.
Arco eléctrico: Haz luminoso, producido por el flujo de corriente eléctrica, a través de un medio aislante, que produce radiación y gases calientes.
Carga: La potencia eléctrica requerida para el funcionamiento de uno o varios equipos eléctricos o la potencia que transporta un circuito.
Capacidad de corriente: Corriente máxima que puede transportar continuamente un conductor o equipo en las condiciones de uso, sin superar la temperatura nominal de servicio.
Capacidad nominal: El conjunto de características eléctricas y mecánicas asignadas a un equipo o sistema eléctrico por el diseñador, para definir su funcionamiento bajo unas condiciones específicas. En un sistema la capacidad nominal la determina la capacidad nominal del elemento limitador.
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Capacidad o potencia instalada: También conocida como carga conectada, es la sumatoria de las cargas en kVA continuas y no continuas, previstas para una instalación de uso final. Igualmente, es la potencia nominal de una central de generación, subestación, línea de transmisión o circuito de la red de distribución.
Capacidad o potencia instalable: Se considera como capacidad instalable, la capacidad en kVA que puede soportar la acometida a tensión nominal de la red, sin que se eleve la temperatura por encima de 60 °C para instalaciones con capacidad de corriente menor de 100 A o de 75 °C si la capacidad de corriente es mayor.
Central o planta de generación: Conjunto de equipos electromecánicos debidamente instalados y recursos energéticos destinados a producir energía eléctrica, cualquiera que sea el procedimiento empleado o la fuente de energía primaria utilizada.
Corriente eléctrica: Es el movimiento de cargas eléctricas entre dos puntos que no se hallan al mismo potencial, por tener uno de ellos un exceso de electrones respecto al otro.
Corriente de contacto: Corriente que circula a través del cuerpo humano, cuando está sometido a una tensión de contacto.
Cortocircuito: Unión de muy baja resistencia entre dos o más puntos de diferente potencial del mismo circuito.
Dispositivo de protección contra sobretensiones transitorias: Dispositivo diseñado para limitar las sobretensiones transitorias y conducir las corrientes de impulso. Contiene al menos un elemento no lineal.
Dispositivo de protección contra sobretensiones transitorias del tipo conmutación de tensión: Un DPS que tiene una alta impedancia cuando no está presente un transitorio, pero que cambia súbitamente su impedancia a un valor bajo en respuesta a un transitorio de tensión. Ejemplos de estos dispositivos son: Las vías de chispas, tubos de gas, tiristores y triacs.
Dispositivo de protección contra sobretensiones transitorias del tipo limitación de tensión: Un DPS que tiene una alta impedancia cuando no está presente un transitorio, pero se reduce gradualmente con el incremento de la corriente y la tensión transitoria. Ejemplos de estos dispositivos son los varistores y los diodos de supresión.
Distancia de seguridad: Distancia mínima alrededor de un equipo eléctrico o de conductores energizados, necesaria para garantizar que no habrá accidente por acercamiento de personas, animales, estructuras, edificaciones o de otros equipos.
Distribución de energía eléctrica: Transferencia de energía eléctrica a los consumidores, dentro de un área específica.
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Electricidad: El conjunto de disciplinas que estudian los fenómenos eléctricos o una forma de energía obtenida del producto de la potencia eléctrica consumida por el tiempo de servicio.
Especificación técnica: Documento que establece características técnicas mínimas de un producto o servicio.
Estructura: Todo aquello que puede ser construido o edificado, pueden ser fijas o móviles, pueden estar en el aire, sobre la tierra, bajo tierra o en el agua.
Falla: Degradación de componentes. Alteración intencional o fortuita de la capacidad de un sistema, componente o persona, para cumplir una función requerida.
Instalación eléctrica: Conjunto de aparatos eléctricos, conductores y circuitos asociados, previstos para un fin particular: Generación, transmisión, transformación, conversión, distribución o uso final de la energía eléctrica.
Nivel de riesgo: Equivale a grado de riesgo. Es el resultado de la valoración conjunta de la probabilidad de ocurrencia de los accidentes, de la gravedad de sus efectos y de la vulnerabilidad del medio.
Norma técnica: Documento aprobado por una institución reconocida, que prevé, para un uso común y repetido, reglas, directrices o características para los productos o los procesos y métodos de producción conexos, servicios o procesos, cuya observancia no es obligatoria.
Norma técnica colombiana (NTC): Norma técnica aprobada o adoptada como tal por el organismo nacional de normalización.
Norma técnica internacional: Documento emitido por una organización internacional de normalización, que se pone a disposición del público.
Operador de red: Empresa de Servicios Públicos encargada de la planeación, de la expansión y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo o parte de un Sistema de Transmisión Regional o un Sistema de Distribución Local.
Persona calificada: Persona natural que demuestre su formación (capacitación y entrenamiento) en el conocimiento de la electrotecnia y los riesgos asociados a la electricidad.
Persona habilitada: Profesional competente, autorizado por el propietario o tenedor de la instalación, para realizar determinados trabajos con riesgo eléctrico, en base a su conocimiento y no presente incapacidades físicas o mentales que pongan en riesgo su salud o la de terceros.
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Plano eléctrico: Representación gráfica de las características de diseño y las especificaciones para construcción o montaje de equipos y obras eléctricas.
Profesional competente: Es la persona natural (técnico, tecnólogo o ingeniero formado en el campo de la electrotecnia), que además de cumplir los requisitos de persona calificada cuenta con matricula profesional vigente y que según la normatividad legal, lo autorice o acredite para el ejercicio de la profesión y ha adquirido conocimientos y habilidades para desarrollar actividades en este campo.
Puesta a tierra: Grupo de elementos conductores equipotenciales, en contacto eléctrico con el suelo o una masa metálica de referencia común, que distribuye las corrientes eléctricas de falla en el suelo o en la masa. Comprende electrodos, conexiones y cables enterrados.
Punto neutro: Es el nodo o punto común de un sistema eléctrico polifásico conectado en estrella o el punto medio puesto a tierra de un sistema monofásico.
Rayo: La descarga eléctrica atmosférica o más comúnmente conocida como rayo, es un fenómeno físico que se caracteriza por una transferencia de carga eléctrica de una nube hacia la tierra, de la tierra hacia la nube, entre dos nubes, al interior de una nube o de la nube hacia la ionosfera.
Reglamento técnico: Documento en el que se establecen las características de un producto, servicio o los procesos y métodos de producción, con inclusión de las disposiciones administrativas aplicables y cuya observancia es obligatoria.
RETIE: Acrónimo del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas adoptado por Colombia
Seguridad: Condición del producto conforme con la cual en situaciones normales de utilización, teniendo en cuenta la duración, la información suministrada en los términos de la presente ley y si procede, la puesta en servicio, instalación y mantenimiento, no presenta riesgos irrazonables para la salud o integridad de los consumidores. En caso de que el producto no cumpla con requisitos de seguridad establecidos en reglamentos técnicos o medidas sanitarias, se presumirá inseguro // Condición o estado de riesgo aceptable // Actitud mental de las personas.
Sistema: Conjunto de componentes interrelacionados e interactuantes para llevar a cabo una misión conjunta. Admite ciertos elementos de entrada y produce ciertos elementos de salida en un proceso organizado.
Sistema de puesta a tierra (SPT): Conjunto de elementos conductores continuos de un sistema eléctrico específico, sin interrupciones, que conectan los equipos eléctricos con el terreno o una masa metálica. Comprende la puesta a tierra y la red equipotencial de cables que normalmente no conducen corriente.
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Sobretensión: Tensión anormal existente entre dos puntos de una instalación eléctrica, superior a la tensión máxima de operación normal de un dispositivo, equipo o sistema.
Subestación: Conjunto único de instalaciones, equipos eléctricos y obras complementarias, destinado a la transferencia de energía eléctrica, mediante la transformación de potencia.
Tensión: La diferencia de potencial eléctrico entre dos conductores, que hace que fluyan electrones por una resistencia. Tensión es una magnitud, cuya unidad es el voltio; un error frecuente es hablar de “voltaje”.
Tierra (Ground o earth): Para sistemas eléctricos, es una expresión que generaliza todo lo referente a conexiones con tierra. En temas eléctricos se asocia a suelo, terreno, tierra, masa, chasis, carcasa, armazón, estructura o tubería de agua. El término “masa” solo debe utilizarse para aquellos casos en que no es el suelo, como en los aviones, los barcos y los carros.
4.1 MARCO LEGAL
Resolución 90708 del 30 de agosto de 2013 “por la cual se expide el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE”
Resolución 90907 del 25 de octubre de 2013 “por la cual se corrigen unos yerros en el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE, establecido mediante Resolución 90708 de 2013.
Resolución 90795 del de Julio de 2014 Por la cual se aclara y se corrigen unos yerros en el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE, establecido mediante Resolución No. 90708 de 2013.
Resolución 40492 del 24 de abril de 2015 Por la cual se aclaran y corrigen unos yerros en el Anexo General del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE, establecido mediante Resolución No. 90708 de 2013.
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5. METODOLOGIA
El desarrollo de este proyecto se realizó en cinco etapas, en el siguiente orden:
Recopilación y organización de información, Selección de tecnología o herramienta de trabajo, Elaboración de bases de datos, Elaboración de la aplicación computacional, y Prueba.
A continuación se realiza la descripción de las actividades realizadas en cada una de las etapas:
5.1 Recopilación y organización de la información
En esta se realizó la recopilación de información técnica y normativa, clasificando la información necesaria para la elaboración de las memorias de cálculo. Los documentos revisados fueros los listados a continuación, entre otros:
Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (Ministerio de Minas y Energía, 2013).
Normas y especificaciones técnicas aplicables al diseño de subestaciones de acuerdo al operador de red CODENSA S.A. E.S.P.
Fichas técnicas dadas por los proveedores de transformadores.
5.1.1 Identificación de requerimientos técnicos El proceso de diseño de una subestación, involucra una serie de actividades, de las cuales, la que genera mayor consumo de tiempo y de recurso humano, es la generación de las memorias de cálculo de los proyectos, por lo tanto se diseñó la plantilla MCSC (Memorias de Cálculo para Subestaciones Capsuladas), la cual fue realizada con base en el artículo 10 de la Resolución 90708 del 30 de agosto de 2013, por la cual se expide El Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE y los requerimientos normativos establecidos por el operador de red, en este caso para Bogotá, CODENSA S.A. E.S.P. Dichos requerimientos permitieron determinar los ítems necesarios para la generación de las memorias de cálculo, de subestaciones de 11,4 kV y 34,5 kV , los cuales se resumen a continuación:
a) Análisis y cuadros de cargas iniciales y futuras,
b) Análisis de coordinación de aislamiento eléctrico,
c) Análisis de cortocircuito y falla a tierra,
d) Análisis de nivel de riesgo por rayos y medidas de protección contra rayos,
e) Análisis de riesgos de origen eléctrico y medidas para mitigarlos,
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f) Análisis del nivel tensión requerido,
g) Cálculo de campos electromagnéticos,
h) Cálculo de transformadores,
i) Cálculo del sistema de puesta a tierra,
j) Cálculo económico de conductores,
k) Verificación de los conductores,
l) Cálculo mecánico de estructuras y de elementos de sujeción de equipos.
m) Cálculo y coordinación de protecciones contra sobrecorrientes,
n) Cálculos de canalizaciones y volumen de encerramientos,
o) Cálculos de pérdidas de energía,
p) Cálculos de regulación,
q) Clasificación de áreas,
r) Elaboración de diagramas unifilares,
s) Especificaciones de construcción complementarias a los planos, y
t) Establecer las distancias de seguridad requeridas
5.2 Selección de tecnología o herramienta de trabajo
En esta etapa se realizó un análisis de la información recopilada y, de acuerdo a las necesidades de compatibilidad de los datos, costo de adquisición de licencias, tiempo de desarrollo del proyecto, y facilidad de utilización por parte del usuario final.
Considerando la información del análisis de requerimientos, se evaluó el software que permitiera cumplimiento de funcionalidad requerida, compatibilidad de los datos entre diferentes herramientas de software, viabilidad económica, y optimización de tiempo de desarrollo del proyecto. Los parámetros de evaluación de las dos herramientas fueron los siguientes:
1. El grado de cumplimiento de la funcionalidad requerida,
2. el costo y el tipo de licencias,
3. la compatibilidad de formatos de entrada y salida.
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Las herramientas evaluadas fueron MATLAB y Microsoft Excel, de las cuales se identificó que MATLAB es una herramienta que cumplía con los requerimientos de funcionalidad necesarios, pero sus costos de adquisición, licenciamiento, y compatibilidad con los datos de entrada, no eran viables. Por otro lado, Microsoft Excel tiene mayores facilidades de adquisición, licenciamiento, compatibilidad de datos y adicionalmente facilidad y manejo por parte del usuario. Por lo tanto se seleccionó, Microsoft Excel como herramienta para la diseño de la aplicación de software de diseño.
5.3 Elaboración de bases de datos
A partir de las especificaciones técnicas del operador de red, y las dadas por el RETIE (2013), se realizaron las siguientes bases de datos:
Dimensionamiento de transformadores. Pérdidas eléctricas de trasformadores. Constantes de regulación de conductores de media y baja tensión en aluminio y
cobre. Factores de ajuste para cálculo de conductores. Selección de conductores puesta a tierra de baja y media tensión. Protecciones de baja tensión. Conductores de fase neutro. Selección de barrajes. Selección de fusibles HH. Selección de DPX. Curvas de coordinación del operador de red (CODENSA). Áreas de ocupación de los conductores. Dimensionamiento de tuberías.
5.4 Elaboración de la aplicación computacional
Una vez identificados los re requerimientos técnicos, y realizadas las bases de datos necesarias, se inició la elaboración de la plantilla de diseño la cual se organizó en el orden de requerimientos establecidos en el artículo 10 del RETIE (2013), para la elaboración de las memorias de cálculo
5.4.1 Datos de entrada La plantilla de generación de memorias de cálculo, se desarrolló tomando como referencia datos de entrada como: nombre, objeto, tipo y descripción del proyecto, Información del ingeniero diseñador del proyecto, información técnica como: voltaje primario, voltaje secundario, potencia, información del transformador, datos de mediciones de resistividad, distancias de la malla de puesta a tierra, selección de conductores de media y baja tensión, costos de los conductores, información de coordinación de protección y corrientes de falla dadas por el operador de red (CODENSA), ubicación de puntos de medida, y selección de fuentes de análisis de riesgo de origen eléctrico, como se muestra en la Figura 1.
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Figura 1. Página de introducción de información de entrada
Fuente: Elaboración propia
La plantilla está diseñada, de tal manera, que solicita los datos de entrada al usuario, en el orden de las necesidades de información, para el cálculo de los diferentes requerimientos especificados en el numeral 10.1 del RETIE (Ministerio de Minas y Energía, 2013). Una vez culminada la introducción de la información, la plantilla presenta cuatro botones, como se muestra en la Figura 2, los cuales sirven para: generar el informe de las memorias de cálculo, abrir una plantilla para el análisis de riesgo para rayos, generar el análisis de riesgos de origen eléctrico y por último reiniciar el proyecto, es decir borrar toda la información inicial.
Figura 2. Botones de la plantilla
Fuente: Elaboración propia
5.4.2 Programación Para la elaboración del aplicativo computacional, se utilizaron principalmente funciones de búsqueda de información en bases de datos, matrices, y finalmente, la utilización de macros para enlazar hojas de cálculo, abrir otras aplicaciones y borrar toda la información de los datos de entrada.
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Se utilizaron las funciones BUSCARV o CONSULTAV y CONSULTAH, para buscar elementos de una matriz, o un rango de datos con referencia a otro dato seleccionado. Estas funciones son pertinentes, debido a que la mayoría de los cálculos se hacen basados en tablas, o datos establecidos por el operador de red y normatividad vigente. Además dependen primordialmente de variables como potencia, corriente nominal y/o corriente de cortocircuito.
5.4.2.1 Análisis de cargas iniciales y futuras Los cuadros de carga son una parte vital en cualquier proyecto eléctrico, en ellos se muestra detalladamente la información referente a cargas eléctricas (por circuito, por fase y totales), capacidad de las protecciones, calibre de los conductores, número de circuitos y descripción de las cargas que maneja cada uno, para un tablero eléctrico en particular, o para toda la instalación (Salamanca G., 2016).
Para elaborar los cuadros de cargas, es necesario contar con un diseño de instalaciones eléctricas (planos), así como conocer las especificaciones técnicas de los equipos de gran potencia que formarán parte del proyecto a ejecutar (motores, motobombas, puente grúas, etc...) (Salamanca G., 2016).
Para el análisis de cargas iniciales y futuras, el usuario o diseñador debe ingresar el número del circuito, el nombre asignados a los circuitos, el voltaje y potencia, como se muestra en la Figura 3. Una vez el usuario ingresa la información, la aplicación calcula la corriente de cada circuito, de acuerdo a la
Ecuación 1.
Figura 3. Tabla de cargas solicitada en la información de entrada de la plantilla
Fuente: Elaboración propia
# CircuitosCorriente
(A)
Potencia
(kVA)
0 - -
0 - -
0 - -
0 - -
0 - -
0 - -
0 - -
0 - -
0 - -
0 - -
0 - -
0 - -
0 - -
0 - -
0 - -
-
-
0
Voltaje (V)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tablero General de Distribución
-
-
Subtotal
Reserva
Total
27
Ecuación 1. Fórmula para cálculo de corriente
De la ecuación para cálculo de potencia despejamos la corriente y queda así: = ∗ ∗√ = (1)
= ∗ ∗ √3 =
Siguiendo lo indicado en el Standard IEEE 519 de 1992, las principales fuentes de armónicos para una instalación eléctrica son:
Convertidores. Hornos de arco. Compensador de VAR estático. Inversores monofásicos. Inversores trifásicos. Controles de fase electrónicos. Cicloconvertidores. Variadores de modulación con ancho de pulso.
Los proyectos asignados a la Empresa, por lo general no cuentan con este tipo de cargas, por lo tanto, los efectos provocados por armónicos son despreciables.
5.4.2.2 Análisis de coordinación de aislamiento eléctrico En el artículo 20.14.2. del RETIE (Ministerio de Minas y Energía, 2013), está establecido:
“a. Toda subestación (transformador) y toda transición de línea aérea a cable aislado de media,
alta o extra alta tensión, deben disponer de DPS. En los demás equipos de media, alta o extra alta tensión o en redes de baja tensión o de uso final, la necesidad de DPS dependerá del resultado de una evaluación técnica objetiva del nivel de riesgo por sobretensiones transitorias a que pueda ser sometido dicho equipo o instalación. Tal evaluación debe hacerla el responsable del diseño de la instalación, para lo cual debe tener en cuenta entre otros los siguientes factores:
El uso de la instalación.
La coordinación de aislamiento.
La densidad de rayos a tierra.
Las condiciones topográficas de la zona.
Las personas que podrían someterse a una sobretensión.
Los equipos a proteger.”
La especificación técnica ET500 (Codensa S.A. E.S.P., 2010), establece:
“La presente especificación tiene por objeto establecer las condiciones que deben
satisfacer los descargadores de sobretensión de óxido metálico (DPS) para redes de11,4,
13,2 y 34,5 kV.
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Descargadores de Oxido de Zn. con envoltura polimérica de In= 10 kVA.
1.2 - Condiciones de utilización
1.2.1 - Condiciones eléctricas
Tensión nominal: 34.5 kV; 13.2 kV; 11.4 kV
Tensión máxima de servicio: 38 kV; 14.5 kV; 12.5 kV
Potencia nominal de cortocircuito: 500 MVA; 300 MVA; 300 MVA
Corriente de cortocircuito trifásico simétrico: 8 kA;” Por lo anterior, la aplicación computacional está programada para seleccionar un juego de DPS o Descargadores de Oxido de Zn. con envoltura polimérica de In= 10 kA, 12kV si la
tensión primeria es igual a 11,4kV y de 30kV si la tensión es igual a 34,5kV.
5.4.2.3 Análisis de corto circuito y falla a tierra El cálculo de las corrientes nominales y de cortocircuito, referidas en media y baja tensión, como se muestra en la Ecuación 2, Ecuación 3, Ecuación 4 y Ecuación 5:
Ecuación 2. Calculo de corriente nominal en Media Tensión
= √3 ∗ 1
Ecuación 3. Calculo de corriente nominal en Baja Tensión
= √3 ∗ 2
Ecuación 4. Corriente de cortocircuito en Media tensión = % 3
Ecuación 5. Corriente de cortocircuito en Baja tensión = %
Las corrientes de falla son dadas por el operador de red y estas deben ser ingresadas a la aplicación por el diseñador.
1 Media Tensión 2 Baja Tensión 3 Impedancia máxima (%) del transformador. La plantilla selecciona por defecto un trasformador tipo seco, debido a que estos son los que sirven para las subestaciones capsuladas
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5.4.2.4 Análisis de nivel de riesgo por rayos y medidas de protección contra rayos
La plantilla no realiza el análisis de nivel de riesgos por rayos. Sin embargo permite al usuario a través de un enlace remitirse a la aplicación “Análisis de Riesgo por Rayos NTC 4552 -2 - IEC 62305-2”. Aplicación en la que el usuario podrá realizar el análisis de riesgos por rayos. La Figura 5 muestra el programa para análisis de riesgo por rayos.
Figura 4. Botón para abrir programa de análisis de riesgos
Fuente: Elaboración propia. Figura 5. Programa para realizar análisis de riesgo por rayos
Fuente: Seguridad Eléctrica Ltda (2015)4.
5.4.2.5 Análisis de riesgos de origen eléctrico y medidas para mitigarlos El análisis de riesgos de origen eléctrico y medidas para mitigarlos fue programado en la aplicación como un documento anexo, porque así está determinado en el formato de presentación de memorias de cálculo estipulado por la Empresa en los informes que entrega al operador de red.
4 Seguridad Eléctrica Ltda. Es una empresa dedicada a la ingeniería de predicción y protección contra rayos y puestas a tierra; que obedece los criterios de calidad que el panorama actual de la ingeniería exige y cumple los reglamentos técnicos y las normas.
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La aplicación presenta al usuario al final de la hoja de datos de entrada, una serie de botones, en donde, se encuentra el botón “Generar Anexo E”, como se muestra en la Figura 6. El botón esta enlazado con el documento generado para el análisis de riesgos de origen eléctrico.
Figura 6. Botón para Generación de Análisis de riesgos de origen eléctrico.
Fuente: Elaboración propia
El análisis de riesgos de origen eléctrico, y medidas para mitigarlos, se basa en el numeral 9.2 del RETIE (Ministerio de Minas y Energía, 2013), en donde se establece la metodología para la avaluación del nivel de riesgo. La metodología es la siguiente:
1. Definir el factor de riesgo que se requiere evaluar o categorizar.
2. Definir si el riesgo es potencial o real.
3. Determinar las consecuencias para las personas, económicas, ambientales y de imagen de la empresa. Estimar dependiendo del caso particular que analiza.
4. Buscar en la Tabla 1, el punto de cruce, correspondiente a la consecuencia (1, 2, 3, 4, 5) y a la frecuencia determinada (a, b, c, d, e): esa será la valoración del riesgo para cada clase.
5. Repetir el proceso para la siguiente clase hasta que cubra todas las posibles pérdidas.
6. Tomar el caso más crítico de los cuatro puntos de cruce, el cual será la categoría o nivel del riesgo.
7. Tomar las decisiones o acciones, según lo indicado en la Tabla 2. Tabla 1. Matriz para análisis de riesgos
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Fuente: Articulo 9.2.1. Tabla 9.3 – RETIE (Ministerio de Minas y Energía, 2013) Tabla 2. Decisiones y acciones para tomar el riesgo.
Fuente: Articulo 9.2.1. Tabla 9.3 – RETIE (Ministerio de Minas y Energía, 2013)
5.4.2.6 Análisis de nivel de tensión requerido El nivel de tensión requerido dependerá directamente de los niveles nominales de voltaje de los diferentes equipos eléctricos, electrónicos y electromecánicos que formen parte del proyecto. El nivel de tensión, es solicitado al operador de red por el usuario, y finalmente
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es el operador de red quien lo aprueba. El nivel de tensión requerido está establecido en la factibilidad5.
5.4.2.7 Cálculo de campos electromagnéticos El artículo 14, numeral 14.4 del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE (Ministerio de Minas y Energía, 2013) establece que el campo eléctrico se debe calcular, en zonas de servidumbres de líneas de transmisión de tensión igual o mayor a 110kV. Por lo tanto el cálculo de campos electromagnéticos, no se realiza para las subestaciones diseñadas por la aplicación computacional. Las memorias de cálculo en el ítem “cálculo de campos electromagnéticos”, presenta la aclaración mencionada.
5.4.2.8 Cálculo de transformadores La aplicación está programada para seleccionar transformadores tipo seco, “Los transformadores de distribución tipo seco abierto son transformadores en los cuales el núcleo y devanado no están sumergidos en líquido aislante; son tipo abierto porque ninguno de sus devanados es encapsulado con aislamiento sólido, por lo cual sus devanados tienen contacto directo con el aire” (Codensa S.A. E.S.P., 2013). Los transformadores mencionados son seleccionados por la Empresa, porque, ofrecen ventajas, dentro de las que se encuentran:
Evitar riesgos de incendio dentro de las edificaciones, ya que el aceite es un líquido inflamable,
Reducir área de ocupación y peso en la subestación, Evitar construcción de cuartos o bóvedas especiales a prueba de incendios, Permitir mantenimientos sencillos y económicos, y Permitir instalar los transformadores cerca de la caja de distribución.
La aplicación, está programada para seleccionar transformadores tipo seco, marca SUNTEC, ya que este es el proveedor de transformadores con el cual la empresa JRE INGENIEROS S.A.S, tiene convenio. Los trasformadores seleccionados, cumplen con las características técnicas, establecidas en la especificación técnica ET 013 (Codensa S.A. E.S.P., 2013).
Los trasformadores, pueden ser instalados en el sistema de distribución del operador de red, Codensa S.A. E.S.P., bajo las condiciones que se muestran en la Tabla 3. La especificación técnica ET 013 establece que: “Los valores de pérdidas en carga, pérdidas
sin carga y pérdidas totales así como la corriente sin carga no deberán ser superiores a
las máximas especificadas en la norma NTC 3445 para el aislamiento tipo H, indicadas en
la Tabla 4”.
5 Solicitud del servicio al operador de red. Los servicios que se pueden solicitar son:
Incorporación o independización de cuentas. Aumento o disminución de carga.
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Tabla 3. Características eléctricas transformadores tipo seco
Tensión Nominal Primaria 11400 V o 13200 V 34500 V o 33000 V
Tensión Nominal Secundaria 208/120 V o 480/277 V 208/120 V o 480/277 V
Frecuencia 60 Hz 60 Hz
Regulación Máxima 3,50% 1,39%
Factor de Potencia 0,9 1
Servicio continuo Continuo
Fuente: Especificación Técnica ET 013, (Codensa S.A. E.S.P., 2013).
Tabla 4. Pérdidas eléctricas e impedancia de corto circuito – valores máximos
Fuente: Especificación Técnica ET 013, (Codensa S.A. E.S.P., 2013)
5.4.2.9 Cálculo del sistema de puesta a tierra Para el cálculo del sistema puesta a tierra, el usuario debe realizar previamente la medida de la resistividad del terreno, a partir de la información recolectada en campo, el usuario debe introducir la información mencionada, en el aplicativo como se observa en la Tabla 5.
Tabla 5. Tabla para incluir resultados de mediciones de resistividad del suelo en la plantilla.
Fuente: Elaboración propia.
El aplicativo, a partir de la información introducida, gráfica el perfil de resistividad aparente en función de la separación de electrodos de medida. El usuario, además, debe introducir los datos que se muestran en la Figura 7, para el cálculo de la malla puesta a tierra:
Potencia
(kVA)Io % de IN Po (W)
Pc(W)
145°CPt(W) 85°C Uz (%)
15 5,6 190 358 548 6
30 4,5 260 652 912 6
45 4,5 300 934 1234 6
75 4 400 1444 1844 6
112,5 3,6 550 2041 2591 6
150 3,5 675 2579 3254 6
225 2,9 900 3583 4483 6
300 2,8 1120 4561 5681 6
400 2,8 1360 5820 7180 6
500 2,3 1600 6949 8549 6
630 2,3 1870 8350 10220 6
800 2,3 2210 10077 12287 6
1000 2,3 2600 12292 14892 6
34
Figura 7. Datos para cálculo de sistema puesta a tierra
Fuente: Elaboración propia.
El artículo 15 numeral 15.2 del RETIE (Ministerio de Minas y Energía, 2013), establece: “El procedimiento básico sugerido es el siguiente:
a. Investigar las características del suelo, especialmente la resistividad. Esta
actividad, debe realizarla el diseñador, para ingresar los datos a la plantilla.
b. Determinar la corriente máxima de falla a tierra, que debe ser entregada por el
Operador de Red, en media y alta tensión, para cada caso particular.
c. Determinar el tiempo máximo de despeje de la falla, para efectos de simulación.
d. Investigar el tipo de carga.
e. Calcular de forma preliminar la resistencia de puesta a tierra.
f. Calcular de forma preliminar las tensiones de paso, contacto y transferidas, en la
instalación.
g. Evaluar el valor de las tensiones de paso, contacto y transferidas, calculadas con
respecto a la soportabilidad del ser humano.
h. Investigar las posibles tensiones transferidas al exterior, debidas a tuberías,
mallas, conductores de neutro, blindaje de cables, circuitos de señalización,
además del estudio de las formas de mitigación.
i. Ajustar y corregir el diseño inicial, hasta cumplir los requerimientos de seguridad.”
El cálculo de la malla puesta a tierra, fue programado, para desarrollarse, según la metodología de cálculo de la norma IEEE 80 – 2000 y el procedimiento básico mencionado. Tomando como parámetros de diseño los presentados a continuación: ρ: Resistividad aparente del terreno Ω/m.
ρs: Resistividad superficial del terreno Ω/m
Hs: Espesor de capa superficial (m)
Io: Corriente de falla monofásica a tierra en el primario (A) al 60% dada por CODENSA ts: Tiempo de despeje de la falla (s) dado por CODENSA D: Lado de la cuadricula o espaciamiento entre conductores(m) L1: Largo de la malla (m) L2: Ancho de la malla (m) h: Profundidad de enterramiento de los conductores (m) N: Número de electrodos tipo varilla
35
Lv: Longitud del electrodo tipo varilla (m)
El artículo 15 numeral 15.1 del RETIE (Ministerio de Minas y Energía, 2013), establece: “…No se deben superar los valores dados en la Tabla 15.1, que corresponden a la máxima tensión de contacto aplicada al ser humano (con una resistencia equivalente de 1000Ω), la cual está dada en función del tiempo de despeje de la falla a tierra, de la resistividad del suelo y de la corriente de falla. Estos son los valores máximos de soportabilidad del ser humano a la circulación de corriente y consideran la resistencia o impedancia promedio netas del cuerpo humano entre mano y pie, sin que se presenten perforaciones en la piel y sin el efecto de las resistencias externas adicionalmente involucradas entre la persona y la estructura puesta a tierra o entre la persona y la superficie del terreno natural. Para el cálculo se tuvieron en cuenta los criterios establecidos en la IEEE 80, tomando como base la siguiente ecuación, para un ser humano de 50 kilos. á = 6√ [ , . . ]” Tabla 6. Máxima tensión de contacto admisible para un ser humano
Tiempo de despeje de la falla Máxima tensión de contacto admisible (rms c.a.) según IEEE para personas de 50 kg
(ocupacional) Mayor a dos segundos 82 voltios
Un segundo 116 voltios 700 milisegundos 138 voltios 500 milisegundos 164 voltios 400 milisegundos 183 voltios 300 milisegundos 211 voltios 200 milisegundos 259 voltios 150 milisegundos 299 voltios 100 milisegundos 366 voltios 50 milisegundos 518 voltios
Fuente: RETIE, Articulo 15, numeral 15.1 Tabla 15.1 (Ministerio de Minas y Energía, 2013)
La aplicación fue programada, para permitir al diseñador, identificar el cumplimiento de los requerimientos mencionados, como se muestra en la Figura 8.
Figura 8. Verificación de cumplimiento de condición de diseño de sistema puesta a tierra en la plantilla.
Fuente: Elaboración propia.
36
5.4.2.10 Cálculo económico de conductores El cálculo económico de conductores es un estudio que se realiza con el fin de establecer en términos económicos las pérdidas de energía debida a la resistencia propia de cada conductor. Entendiendo que, cuanto menor sea la sección transversal de un conductor eléctrico, menor es su costo inicial de adquisición e instalación, y mayor su costo operativo durante su vida útil, en algunos casos hay mayor viabilidad económica, instalar mayor cantidad de cables por fase, con conductores de menor calibre, que instalar un único conductor de mayor calibre.
Ecuación 6. Ecuación de cálculo de costo total de conductores. = −
Dónde:
CT: es el costo total ($).
CI: es el costo inicial de instalación del cable en su longitud total, ($).
CJ: es el valor presente de las pérdidas de energía, ($).
El costo inicial de instalación se calcula como se muestra en la Ecuación 7.
Ecuación 7. Cálculo del Costo inicial de instalación del conductor = $/ ∗ # ∗
El costo del conductor debe ser introducido por el diseñador en la aplicación. Los valores de los conductores no fueron programados, debido a que son susceptibles de variación de acuerdo a las condiciones del mercado (precio del dólar).
El valor presente de las pérdidas se calcula como se muestra en la Ecuación 8.
Ecuación 8. Calculo del costo de pérdidas de energía = é ℎ ∗ ∗ ℎ $ ∗ ñ 6
El cálculo de las pérdidas de energía mencionado, es realizado en el literal “O” de las memorias de cálculo. El costo de la energía debe ser introducido por el diseñador en la aplicación. Los valores de la energía no fueron programados, debido a que son susceptibles de variación de acuerdo a lo estipulado por la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas).
La aplicación está diseñada para hacer la comparación de los costos de acuerdo a los conductores de baja y media tensión seleccionados por el diseñador.
6 La Empresa tiene estipulado realizar los cálculos a 15 años.
37
5.4.2.11 Verificación de los conductores Para realizar la verificación de los conductores se deben realizar los siguientes pasos:
a. Realizar la selección del conductor de media tensión
La aplicación está programada, para seleccionar automáticamente conductores de cobre y aluminio, de acuerdo a la capacidad nominal de la carga, y sin sobrepasar la capacidad nominal del conductor. Para la identificación de la corriente nominal de la carga, se aplica la Ecuación 9:
Ecuación 9. Calculo de corriente del conductor = √3 ∗
Para la selección de los conductores, se hace uso de la tabla de constantes de regulación de cables de Media y Baja Tensión, del Operador de Red CODENSA S.A. E.S.P.
Tabla 7. Constantes de conductores de aluminio MT – Tensión 11400 V
Fuente: Constantes de regulación de cables MT y BT, departamento desarrollo normas y reglamentaciones.
Tabla 8. Constantes de conductores de aluminio MT – Tensión 34500 V
In, Subt. CALIBRE
Resistencia
45°C máx.
fase
Resistencia
20 °C máx.
fase
Reactancia
Inductiva 3F
(2)
k de
regulacón
45 °C
Tensión
servicio
[A] mm² [Ω/Km] [Ω/Km] [Ω/Km] [%/kVA-m] [V]
230
Conductor
Triplex de
15 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
240 0,138 0,125 0,1238 1,36814E-07 11400 ALUMINIO 3Փ, 3 Hilos
190
Conductor
Triplex de
15 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
185 0,181 0,164 0,1273 1,67709E-07 11400 ALUMINIO 3Փ, 3 Hilos
160
Conductor
Triplex de
15 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
120 0,278 0,253 0,1370 2,38823E-07 11400 ALUMINIO 3Փ, 3 Hilos
115
Conductor
Triplex de
15 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
70 0,488 0,443 0,1489 3,87625E-07 11400 ALUMINIO 3Փ, 3 Hilos
Constantes Conductores de Aluminio MT - Tensión 11400 V
TIPO Material APLIC Sistema
38
Fuente: Constantes de regulación de cables MT y BT, departamento desarrollo normas y reglamentaciones.
b. Realizar la selección del conductor de baja tensión
En el caso de la selección de los conductores de baja tensión, la aplicación está programada para que el diseñador los seleccione, de acuerdo a la corriente nominal, el número de conductores portadores de corriente y la temperatura ambiente de la zona. Lo anterior, aplicando los siguientes requerimientos normativos:
El artículo 27 Numeral 27.4.3 literal c) del RETIE (Ministerio de Minas y Energía, 2013) establece: “La corriente de disparo del interruptor no debe superar la corriente a la cual el
aislamiento del conductor o los equipos asociados, alcancen la temperatura máxima de
operación permitida.” Y la NTC 2050 sección 310-15, establece:
“310-15. Capacidad de corriente: Se permite calcular la capacidad de corriente de los conductores mediante los siguientes apartados a) o b).
Nota. Para las corrientes calculadas en este artículo no se tiene en cuenta la caída de
tensión.
a) Generalidades. La capacidad de corriente de los conductores de 0 a 2000 V nominales
debe ser la especificada en las Tablas de capacidad de corriente, 310-16 a 310-19 y sus
notas correspondientes.
Nota. Las Tablas 310-16 a 310-19 son Tablas de aplicación para usar en el cálculo del
calibre de los conductores con las cargas calculadas de acuerdo con la Sección 220. La
capacidad de corriente es el resultado de tener en cuenta uno o más de los siguientes
factores:
1. La compatibilidad en temperatura con los equipos conectados, sobre todo en los puntos
de conexión.
2. La coordinación con los dispositivos de protección contra sobrecorriente del circuito y
de la instalación.
3. Los requisitos de los certificados o certificaciones de los productos.
4. El cumplimiento de las normas de seguridad establecidas por las prácticas industriales
y procedimientos generalmente aceptados.” Tabla 9. Capacidad de corriente permisible en conductores aislados para 0 a 2 000 V nominales y 60 °C a 90 "C. No más de tres conductores portadores de corriente en una canalización, cable o tierra (directamente enterrados) y temperatura ambiente de 30 °C.
In, Subt. CALIBRE
Resistencia
45°C máx.
fase
Resistencia
20 °C máx.
fase
Reactancia
Inductiva 3F
(2)
k de
regulacón
45 °C
Tensión
servicio
[A] mm² [Ω/Km] [Ω/Km] [Ω/Km] [%/kVA-m] [V]
230
Conductor
Triplex de
34,5 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
240 0,138 0,125 0,1377 1,41459E-07 34500 ALUMINIO 3ɸ, 3 HILOS
190
Conductor
Triplex de
34,5 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
185 0,181 0,164 0,1423 1,7275E-07 34500 ALUMINIO 3ɸ, 3 HILOS
Constantes Conductores de Aluminio MT - Tensión 34500
TIPO APLIC Material Sistema
39
Fuente: NTC 2050, Sección 310, Tabla 310-16. (Ministerio de Desarrollo Económico, 1998)
Tamaño
nominal
Tamaño
nominal
TIPOS TIPOS TIPOS TIPOS TIPOS TIPOS
TW* RHW*,
THHW*,
THW*,
RHH*,
RHW-
2,THHN*,
THHW*,
RHW*,
XHHW*,
RHW-2,
XHHW,
XHHW-2,
DRS
TWD* THW-LS,
THWN*,
XHHW*,
TT
THHW-LS,
THW-2*,
XHHW*,
UF* BM-AL
CCE XHHW-2,
TWD-UV
18 --- --- 14 --- --- --- 0,8235
16 --- --- 18 --- --- --- 1,307
14 20* 20* 25* --- --- --- 2,082
12 25* 25* 30* --- --- --- 3,307
10 30 35* 40* --- --- --- 5,26
8 40 50 55 --- --- --- 8,367
6 55 65 75 40 50 60 13,3
4 70 85 95 55 65 75 21,15
3 85 100 110 65 75 85 26,67
2 95 115 130 75 90 100 33,62
1 110 130 150 85 100 115 42,41
1/0 125 150 170 100 120 135 53,48
2/0 145 175 195 115 135 150 67,43
3/0 165 200 225 130 155 175 85,01
4/0 195 230 260 150 180 205 107,2
250 215 255 290 170 205 230 126,67
300 240 285 320 190 230 255 152,01
350 260 310 350 210 250 280 177,34
400 280 335 380 225 270 305 202,68
500 320 380 430 260 310 350 253,35
600 355 420 475 285 340 385 304,02
700 385 460 520 310 375 420 354,69
750 400 475 535 320 385 435 380,03
800 410 490 555 330 395 450 405,37
900 435 520 585 355 425 480 456,04
1000 455 545 615 375 445 500 506,71
1250 495 590 665 405 485 545 633,39
1500 520 625 705 435 520 585 760,07
1750 545 650 735 455 545 615 886,74
2000 560 665 750 470 560 630 1013,42
Temperatura
ambiente en C
Temperatura
ambiente en C
21-25 1,08 1,05 1,04 1,08 1,05 1,04 21-25
26-30 1 1 1 1 1 1 26-30
31-35 0,91 0,94 0,96 0,91 0,94 0,96 31-35
36-40 0,82 0,88 0,91 0,82 0,88 0,91 36-40
41-45 0,71 0,82 0,87 0,71 0,82 0,87 41-45
46-50 0,58 0,75 0,82 0,58 0,75 0,82 46-50
51-55 0,41 0,67 0,76 0,41 0,67 0,76 51-55
56-60 ,,,, 0,58 0,71 ,,,, 0,58 0,71 56-60
61-70 ,,,, 0,33 0,58 ,,,, 0,33 0,58 61-70
71-80 ,,,, ,,,, 0,41 ,,,, ,,,, 0,41 71-80
75 C 90 C
mm2
Cobre
Para temperaturas ambientes distintas de 30 C, multiplicar la anterior capacidad
de conducción de corriente por el correspondiente factor de los siguientes
60 C
Tabla 310-16. Capacidad de conducción de corriente (A) permisible de conductores aislados para 0 a
2000 V nominales y 60 C a 90 C. No más de tres conductores activos en una canalización, cable o
directamente enterrados, para una temperatura ambiente de 30 C
FACTORES DE CORRECCION
Aluminio
Temperatura nominal del conductor (véase Tabla 310-13)
AWG
kcmil
75 C 90 C 60 C
40
En el numeral 8 de las notas a las tablas de capacidad de corriente de 0 a 2 000 V (310-16 hasta310-19) de la NTC 2050 (Ministerio de Desarrollo Económico, 1998), establece:
“Factores de ajuste.
Más de tres conductores portadores de corriente en un cable o canalización. Cuando el
número de conductores portadores de corriente en un cable o canalización pase de tres,
la capacidad de corriente se debe reducir como se indica en la Tabla 10.”
Tabla 10. Factores de ajuste por número de conductores
Fuente: NTC 2050, Sección 310-15. Notas a las Tabla 310-16 a 310-19. Numeral 8. (Ministerio de Desarrollo Económico, 1998)
El aplicativo computacional permite al diseñador, permite visualizar si el conductor seleccionado cumple con los requerimientos mencionados, una vez aplicados los ajustes por temperatura, y factores de corrección por número de conductores portadores de corriente como se muestra en la Tabla 11.
Tabla 11. Selección de conductores de baja tensión en aplicación.
Fuente: Elaboración propia
La selección de conductores neutro, fase y tierra, fue programada, para realizarse de acuerdo a la Norma Técnica AE 279 (Codensa S.A. E.S.P. , 2009) y la NTC 2050 (Ministerio de Desarrollo Económico, 1998) donde establecen:
“El calibre del conductor del neutro se escogerá de acuerdo con la sección 220-22 de la
NTC 2050 la siguiente forma:
a. Igual al de la fase en caso de acometidas monofásicas bifilares.
b) El 70% como mínimo del amperaje de las fases, en el caso de acometidas trifásicas de
cuatro hilos. (Para cargas líneas).
41
c) Igual al 140% como mínimo del amperaje de la fase en caso de acometidas trifilares de
un sistema monofásico de fase partida de tres hilos (120/240 V).”
En la sección 250-95 de la NTC 2050 (Ministerio de Desarrollo Económico, 1998), establece:
“250-95. Calibre de los conductores de puesta a tierra de los equipos. El calibre de
los conductores de puesta a tierra de los equipos, de cobre, aluminio o aluminio recubierto
de cobre, no debe ser menor al especificado en la Tabla 250-95. Cuando haya
conductores en paralelo en varios conductos o cables, como lo permite el Artículo 310-4,
el conductor de puesta a tierra de los equipos, cuando exista, debe estar instalado en
paralelo. Cada conductor de puesta a tierra de equipos instalado en paralelo debe tener
un calibre determinado sobre la base de la corriente nominal del dispositivo de protección
contra sobrecorriente que proteja los conductores del circuito en el conducto o cable,
según la Tabla 250-95.
Cuando se instalen conductores de varios calibres para compensar caídas de tensión, los
conductores de puesta a tierra de los equipos, cuando deban instalarse, se deberán
ajustar proporcionalmente según su sección transversal. Cuando un conductor sencillo de
puesta a tierra de equipos vaya con circuitos múltiples en el mismo conducto o cable, su
calibre se debe determinar de acuerdo con el mayor dispositivo de protección contra
sobrecorriente que proteja a los conductores del mismo conducto o cable.”
Tabla 12. Calibre mínimo de los conductores de puesta a tierra de equipos para puesta a tierra de canalizaciones y equipos
Fuente: NTC 2050, Sección 250-95, Tabla 250-95. (Ministerio de Desarrollo Económico, 1998)
42
5.4.2.12 Cálculo mecánico de estructuras y elementos de sujeción No aplica para el tipo de proyectos diseñados por la aplicación computacional, puesto que las subestaciones capsuladas, no contemplan estructuras aéreas a instalar.
5.4.2.13 Cálculo y coordinación de protecciones
5.4.2.13.1 Selección de protecciones
Selección de protecciones en media tensión El artículo 23 Numeral 23.1 del RETIE, establece los "Requisitos Generales de Subestaciones":
“…Toda subestación debe contar con las protecciones de sobrecorriente. En los circuitos
protegidos por fusibles la capacidad máxima de los fusibles debe ser la establecida por un
estudio de coordinación de protecciones y debe garantizar la adecuada protección del
transformador y la desenergización del circuito en el evento que se requiera. Para lo cual
el Operador de Red establecerá una tabla con los valores para estos fines y exigirá
su cumplimiento…”
CODENSA S.A. E.S.P. estableció la Norma Técnica CTS507 y CTS507-1, en las que se establecen los fusibles para protección del transformador.
Tabla 13. Fusibles limitadores de corriente de rango total 11,4 kV y 34,5 kV
Fuente: Norma Técnica CTS507 y CTS507-1 (Codensa S.A. E.S.P. , 2004)
Transformador a
proteger
Fusible
(11400
Fusible
34500
kVA (A) (A)
30 10 -
45 10 -
75 16 -
112,5 16 -
150 16 -
225 25 -
300 25 -
400 40 -
500 40 16
630 50 25
750 63 -
800 63 31,5
1000 80 40
Fusible HH
43
La plantilla está diseñada para seleccionar los fusibles, de acuerdo, a la potencia del transformador a proteger.
Selección de protecciones en Baja Tensión La selección de las protecciones de Baja Tensión, se realiza de acuerdo a lo establecido en la sección 450-3 de la NTC 2050 (Ministerio de Desarrollo Económico, 1998):
“450-3. Protección contra sobrecorriente. La protección de los transformadores contra
sobrecorriente debe cumplir los siguientes apartados a), b) o c).
b) Transformadores de 600 V nominales o menos. Los dispositivos de protección contra sobrecorriente de los transformadores de 600 V nominales o menos deben cumplir lo establecido en los siguientes apartados 1) o 2).
2) Primario y secundario. Cuando un transformador de 600 V nominales o menos tenga
un dispositivo de protección contra sobrecorriente del secundario de capacidad nominal o
ajuste de disparo para que se abra a valores no mayores al 125 % de la corriente nominal
del secundario, no se requiere que tenga un dispositivo de protección contra
sobrecorriente del lado del primario, siempre que el dispositivo de sobrecorriente del
alimentador al primario tenga una corriente nominal o esté ajustado para que se abra a
valores no mayores al 250 % de la corriente nominal del primario.”
5.4.2.13.2 Coordinación de protecciones El cálculo y coordinación de protecciones contra sobrecorrientes, se realiza con el objetivo de verificar que los tiempos de disparo de las protecciones eléctricas que forman parte del proyecto, se encuentren correctamente coordinados, según su posición en la instalación eléctrica
CODENSA S.A. E.S.P. entrega las curvas de coordinación de protecciones, las cuales fueron incluidas en la aplicación. El diseñador debe ingresar los datos de las curvas entregadas por el operador de red, como se presenta en la Figura 9. A partir de los datos ingresados por el diseñador, la aplicación, grafica las curvas seleccionadas, y las protecciones de Baja y Media Tensión seleccionadas previamente, como se observa en la
Figura 10.
Figura 9. Datos de entrada para representación de curvas de coordinación
44
Fuente: Autor
Figura 10 Ejemplo de curvas de coordinación y protecciones graficadas
Fuente: Elaboración propia.
Una regla esencial, para aplicación de fusibles, establece que el tiempo de despeje máximo del fusible de protección, no excederá el 75% del tiempo de fusión mínimo del
45
fusible protegido, asegurando que el fusible de protección despejará la falla antes de que el fusible protegido se dañe. El factor del 75% compensa los efectos de las variables de operación, por tanto al final de la gráfica el diseñador deberá identificar los tiempos de disparo de las protecciones e ingresarlos en una tabla, datos con los cuales la plantilla realiza el análisis del factor de compensación.
5.4.2.14 Cálculo de canalizaciones El cálculo de canalizaciones es el dimensionamiento de las tuberías a utilizar en el proyecto. La selección de las tuberías se realiza, en función del porcentaje (%) de ocupación de los cables conductores de energía.
5.4.2.14.1 Cálculo de tubería para acometida de Media y Baja Tensión La tabla 1 (ver Tabla 14) del capítulo 9 de la NTC 2050 (Ministerio de Desarrollo Económico, 1998), establece:
Tabla 14. Porcentaje de la sección transversal en tubos conduit y tuberías, para el llenado de conductores
Fuente: NTC 2050, Capitulo 9, Tabla 1. (Ministerio de Desarrollo Económico, 1998)
Para calcular la fracción de ocupación del tubo, se realiza la sumatoria de las áreas exteriores de los conductores alojadas en el interior de la tubería, y se divide por el área interior del tubo seleccionado por el diseñador en la página de datos de entrada del proyecto, como se muestra en la Ecuación 10 y Figura 11. El diseñador puede verificar en la página de datos de entrada si la tubería seleccionada cumple con la condición de no exceder el 40% de ocupación de la tubería.
Ecuación 10. Calculo de ocupación del conductor % = ∑ á ú á
Figura 11. Selección de la tubería para acometidas de Baja Tensión
Fuente: Elaboración propia.
5.4.2.15 Cálculo de pérdidas de energía La potencia eléctrica que se pierde en una línea, debido al paso de corriente eléctrica por el conductor de la misma, solo hace referencia a la potencia activa consumida por el conductor de la línea (la que no llega al receptor), por lo que para el cálculo de la misma
46
se deberá tener en cuenta, tanto la resistencia del conductor de la línea, como la corriente que circula por el mismo.
En líneas trifásicas, al existir mínimo, tres conductores de corriente, la potencia activa total pérdida en la línea, se calcula por medio de la siguiente expresión:
Ecuación 11. Fórmula para cálculo de potencia activa ∆P = 3R IL
Dónde:
∆P: Pérdida de potencia [W] R: Resistencia del conductor de línea [Ω] IL: Intensidad de línea máxima prevista [A] La resistencia del conductor de línea es: R= resistencia [Ω/km] x L [km]
La aplicación explica las pérdidas de energía en las memorias de cálculo como se muestra en la Figura 12:
Figura 12. Presentación de pérdidas de energía.
Fuente: Elaboración propia.
5.4.2.16 Cálculo de regulación El cálculo de regulación de acometidas se realiza con el fin de determinar el porcentaje de caída de tensión, debida a la distancia, en los equipos eléctricos que forman parte del proyecto.
La constante de regulación K, es definida por el operador de red según el tipo de conductor eléctrico, sus valores están especificados en la norma Codensa “Constantes de Regulación de Cables MT y BT”
Para el cálculo de regulación se aplica la Ecuación 12:
Ecuación 12. Fórmula para cálculo de regulación % = + +
Dónde:
R= regulación del circuito en %
47
K= constante de regulación (Se toma de las tablas de constantes de Regulación de Cables de MT y BT (Codensa S.A. E.S.P, 2016))
Sp= capacidad instalada en kVA
L = longitud del circuito
5.4.2.17 Clasificación de áreas El artículo 28 numeral 28.1 del RETIE (Ministerio de Minas y Energía, 2013), establece:
“28.3 INSTALACIONES ESPECIALES
Son aquellas instalaciones que por estar localizadas en ambientes clasificados como
peligrosos o por alimentar equipos o sistemas complejos, presentan mayor probabilidad
de riesgo que una instalación básica y por tanto, requieren de medidas especiales, para
mitigar o eliminar tales riesgos.”
5.4.2.18 Diagramas unifilares Los diagramas unifilares, no son realizados por la aplicación. Deben ser realizados por el diseñador en programas o aplicaciones que permitan graficar de forma óptima.
5.4.2.19 Especificaciones de construcción complementarias.
5.4.2.19.1 Cálculo de barrajes de Baja Tensión Para el cálculo de los barrajes de fase, neutro y tierra se tiene en cuenta la siguientes expresiones.
Ecuación 13. Fórmulas para dimensionamiento de barrajes = × . = = × .
Una vez realizado los cálculos se seleccionan de la tabla establecida en la norma técnica AE309 (Codensa S.A. E.S.P., 2014).
48
Tabla 15. Capacidad amperimétrica de barrajes rectangulares en cobre para armarios y cajas para medidores
Fuente: Norma Técnica AE309. (Codensa S.A. E.S.P. , 2004)
49
5.4.2.20 Selección de los equipos de medida
Selección de medidores en baja tensión
La selección del equipo de medida, fue programada en la aplicación según lo estipulado en la Norma Técnica Generalidades 7.4.3 Medidores utilizados por Codensa (Codensa S.A. E.S.P., 2011).
Las Tabla 16,Tabla 17, y Tabla 18 presentan las características de los medidores utilizados por el operador de red CODENSA.
Tabla 16. Características técnicas de medidores (medición en baja tensión cargas menores de 55 kW – nivel 1)
Fuente: Generalidades 7.4.3 Medidores utilizados por Codensa (Codensa S.A. E.S.P., 2011).
Tabla 17. Características técnicas de medidores (medición semidirecta en b.t. – cargas mayores o iguales a 55 kw e inferiores a 300 kw – nivel 1)
Fuente: Generalidades 7.4.3 Medidores utilizados por Codensa (Codensa S.A. E.S.P., 2011).
Tabla 18. Características técnicas de medidores (medición indirecta en m.t. (11,4 kv, 13,2 o 34.5 kv) – nivel 2 y 3)
Fuente: Generalidades 7.4.3 Medidores utilizados por Codensa (Codensa S.A. E.S.P., 2011).
50
5.4.2.20.1 Transformadores de corrientes
La selección del transformador de corriente (CT´s) se realiza de acuerdo a la corriente nominal de la carga total, tomando en cuenta que esta corriente debe estar en un rango del 80% al 120% de la corriente nominal del CT.
Las características de los transformadores de corriente, son tomadas de las Especificaciones Técnicas ET924 (Codensa S.A. E.S.P., 1998) y ET930 (Codensa S.A. E.S.P, 2004). Las Tabla 19 y Tabla 20, presentan las características técnicas de los transformadores de corriente de baja tensión para uso interior y exterior respectivamente.
Tabla 19. Características técnicas de los transformadores de baja tensión (Instalación interior)
Fuente: Especificación técnica ET 924. (Codensa S.A. E.S.P., 1998)
51
Tabla 20. Características técnicas de los transformadores de baja tensión (Instalación interior)
Fuente: Especificación técnica ET 930. (Codensa S.A. E.S.P, 2004)
5.4.2.20.1.1 Dimensionamiento de la celda del transformador
El dimensionamiento de la celda del transformador, se realiza, de acuerdo, a las especificaciones de dimensionamiento de celdas, establecidas en la Norma Técnica CTS 518 –2 (Codensa S.A. E.S.P. , 2009)
Las dimensiones de las celdas están dadas en función de la capacidad del transformador como se muestra en la Tabla 21.
52
Tabla 21. Dimensiones de celda para transformador tipo seco
Fuente: Norma técnica CTS 518-2. (CODENSA S.A. E.S.P., 2011)
5.4.2.21 Distancias de seguridad requerida Según lo establecido en la norma técnica CTS 518 (Codensa S.A. E.S.P., 2003), “Los transformadores secos se deben separar por lo menos 30 a 45 cm de las paredes u otros
obstáculos para permitir la circulación de aire alrededor y a través del equipo”
Figura 13. Distancias de seguridad
Fuente: Norma Técnica CTS 518-2 (CODENSA S.A. E.S.P., 2011)
53
5.5 Informe de la plantilla
El informe está dividido en dos secciones, la primer sección es dedicada a la información general del proyecto, es decir, descripción, objetivo, alcance, situación actual y generalidades del proyecto, una vez culminada esta sección se inicia la presentación de las memorias de cálculo de diseño, estas generadas bajo la requerimientos establecidos por el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (Ministerio de Minas y Energía, 2013), los cuales son presentados en el orden listado en el artículo 10 Numeral 10.1.
En la Figura 14, se muestra como la aplicación, está diseñada para generar las memorias de cálculo en formato .pdf, y listo para presentar al operador de red, permitiendo evitar reprocesos por edición de documentos.
Figura 14. Informe final
Fuente: Elaboración propia.
54
6. RESULTADOS
6.1 Prueba
Una vez realizada la plantilla, se inició la prueba de la plantilla, tomando como referencia en proyectos radicados y aprobados por CODENSA S.A. E.S.P., identificando los errores de diseño de la plantilla y realizando su corrección.
6.2 Información de datos de entrada prueba
55
56
57
6.3 Informe generado
El informe generado se adjunta como anexo.
58
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Una vez implementada la aplicación, para la elaboración de memorias de cálculo de 10 proyectos, de diseño de subestaciones en la empresa JRE Ingeniería S.A.S., se identificó que esta reduce en un 100% los errores de cálculo, que se presentan durante la realización de las memorias de forma manual, puesto que, la aplicación, realiza los cálculos sistemáticamente, evaluando si se cumplen los requerimientos legales aplicables a los proyectos.
Por otro lado, la implementación de esta aplicación, ha permitido a la empresa reducir el tiempo de producción de memorias de cálculo, de 4 días de trabajo, a máximo 2 horas por proyecto, representando esto una reducción del 93,75% del tiempo de producción de memorias de cálculo. Lo anterior permitiendo a la empresa optimizar los procesos de elaboración de memorias y su respectiva revisión, además de reducir los tiempos de radicación de los proyectos al operador de red y por lo tanto mejorar los tiempos de ejecución de los proyectos.
Para la implementación de la Plantilla en otras zonas del país, es necesaria su adaptación a los requerimientos y normas establecidas por el Operador de Red del área.
59
8. BIBLIOGRÁFIA
Codensa S.A. E.S.P. (14 de Noviembre de 2003). Likinormas. Obtenido de Likinormas: http://likinormas.micodensa.com/Norma/centros_transformacion_redes_subterraneos/centros_transformacion_capsulados/cts518_instalacion_transformador_tipo_seco_celda
Codensa S.A. E.S.P. (07 de Diciembre de 2004). Likinormas. Obtenido de Likinormas: http://likinormas.micodensa.com/Especificacion/cajas_armarios_medidores/et930_transformadores_corriente_medida_b_t
Codensa S.A. E.S.P. (2016). Contantes de regulación de cables de MT y BT . Contantes
de regulación de cables de MT y BT .
Codensa S.A. E.S.P. . (24 de Agosto de 2004). Likinormas . Obtenido de Likinormas: http://likinormas.micodensa.com/Home/DownloadPDF/1539
Codensa S.A. E.S.P. . (02 de Diciembre de 2009). Likinormas. Obtenido de Likinormas: http://likinormas.micodensa.com/Home/DownloadPDF/1444
Codensa S.A. E.S.P. . (2014 de Octubre de 2009). Likinormas. Obtenido de Likinormas: http://likinormas.micodensa.com/Norma/centros_transformacion_redes_subterraneos/centros_transformacion_capsulados/cts5182_celda_transformador_tipo_seco_nivel_2
Codensa S.A. E.S.P. (29 de Diciembre de 1998). Likinormas. Obtenido de Likinormas: http://likinormas.micodensa.com/Especificacion/transformadores/et924_transformadores_corriente_baja_tension
Codensa S.A. E.S.P. (Diciembre de 2010). Likinormas. Obtenido de Likinormas: http://www.wunapps.com/2015/codensa/likinormas/media/content/especificacion/419/et500_descargadores_sobretension_oxido_metalico_dp_20120907132044.pdf
Codensa S.A. E.S.P. (10 de Agosto de 2011). likinormas. Obtenido de likinormas: http://likinormas.micodensa.com/Norma/acometidas_medidores/medidores_energia_electrica/generalidades_7_4_3_medidores_utilizados_codensa
CODENSA S.A. E.S.P. (2011). likinormas. Obtenido de CODENSA Likinormas: http://likinormas.micodensa.com/
Codensa S.A. E.S.P. (31 de Octubre de 2013). Likinormas. Obtenido de Likinormas: http://likinormas.micodensa.com/Home/DownloadPDF/430
Codensa S.A. E.S.P. (29 de Noviembre de 2014). likinormas. Obtenido de likinormas: http://likinormas.micodensa.com/Norma/acometidas_medidores/cajas_armarios_celdas/ae309_capacidad_amperimetrica_barrajes_rectangulares_cobre_armarios
60
Ministerio de Desarrollo Económico. (25 de Noviembre de 1998). Código Eléctrico Colombiano- NTC 2050. NTC 2050 DE 1998. Colombia: ICONTEC.
Ministerio de Minas y Energía. (2013). Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas - RETIE 2013. Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas - RETIE 2013. Bogotá D.C.: Ministerio de Minas y Energía.
Salamanca G., S. I. (05 de Agosto de 2016). Metodología para la elaboración y presentación de proyectos eléctricos de subestaciones tipo local. Metodología para
la elaboración y presentación de proyectos eléctricos de subestaciones tipo local. Bogotá D.C., Colombia: Universidad Distrital Francisco Jose de Caldas.
Tapias Gómez, F., & Vargas Torres, H. R. (2011). Planeamiento del diseño de subestaciones eléctricas. Revista EPSILON N° 16, 79-112.
Vyas, K. A., & J.G., J. (2011). Optimal Design and Development of Software for Design of Substation Grounding System. IEE Computer Society , 1-7.
Zayas P., B. E., Islas P., E., Bahena R., J. L., Romero L., J., Sierra R., B., & Moreno D., H. (2011). Sistema para el diseño de subestaciones eléctricas de distribución. Tendencia tecnológica, Boletín IIE , 109-116.
61
9. ANEXOS
9.1 MANUAL DE INSTALACIÓN
Este manual de instalación permite al usuario identificar los pasos para la configuración de la plantilla en su computador:
Es necesario identificar previamente la ubicación (carpeta) en la cual se va a copiar o instalar la plantilla pues esta ubicación es clave al momento de realizar la configuración de la platilla, para la instalación y configuración de la plantilla es necesario seguir los siguientes pasos:
a. Crear carpeta para copiar los archivos de la plantilla en la ubicación deseada.
b. Copiar los archivos: MCSC y RIESGO NTC 4552- 2 – IEC 62305-2.
c. Abrir archivo MCSC
d. Ir a la barra Programador
En caso de no tener habilitada esta barra ir a Archivo – Opciones, Se abrira una ventana y en esta se debe dar clic en la opción Personalizar cinta de opciones y en la parte derecha de la ventana habilitar Programador, finalmente dar click en aceptar.
62
e. Dar clic en el botón Visual Basic.
f. Se abrirá la ventana de Visual Basic.
g. Dar clic en Modulo 1: Se abrirá la pantalla a mano derecha.
h. En el séptimo reglón copiar la ubicación de la carpeta donde se copiaron los archivos, la escritura de la ubicación y el nombre completo del archivo RIESGO NTC 4552 -2 - IEC 62305-2.xlsm debe estar dentro de las comillas como aparece en el ejemplo.
63
i. Ahora dar clic en Modulo 6.
j. En el octavo reglón copiar la ubicación de la carpeta donde se guardaran los informes (memorias de cálculo) generados por la ejecución de la plantilla, la escritura de la ubicación debe incluir el nombre con el van a nombrar los informes ejemplo: “Proyecto.pdf” el final .pdf indica que el archivo se guarda en archivo
64
tipo pdf , toda la información debe estar dentro de las comillas tal como aparece en el ejemplo.
k. Dar clic en el botón Guardar.
l. Cerrar Visual Basic.
m. E iniciar a trabajar en el archivo.
9.2 BASES DE DATOS
9.2.1 Transformadores
Potencia kVA 30 45 75 112,5 150 225 300 400 500 630 750 800 1000 1250 1600 2000
impedancia max % 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 8 8 8
A m 0,88 0,94 1,02 1,05 1,11 1,2 1,26 1,4 1,5 1,55 1,65 1,65 1,7 1,72 1,8 1,89
B m 0,52 0,52 0,62 0,62 0,62 0,62 0,77 0,77 0,77 0,77 0,77 0,77 0,94 0,94 0,94 1,12
C m 1,14 1,16 1,31 1,32 1,4 1,4 1,5 1,56 1,6 1,7 1,77 1,77 1,85 1,9 1,95 2,02
peso kg 350 400 550 650 750 950 1,15 1,45 1,7 1,9 2,35 2,4 2,6 3,1 3,55 4,1
Potencia kVA 225 300 400 500 630 800 1000 1250 1600 2000
impedancia max % 6 6 6 6 6 6 7 7 8 8
A m 1,45 1,49 1,63 1,68 1,8 1,9 2 2,08 2,16 2,24
B m 0,98 0,99 1,01 1,02 1,04 1,06 1,25 1,25 1,26 1,27
C m 2,04 2,11 2,13 2,18 2,29 2,31 2,37 2,44 2,48 2,5
peso kg 1,5 1,7 2,15 2,55 2,95 3,3 3,8 4,35 5 5,6
TENSION NOMINAL 34,5/1,1kV - TENSION DE ENSAYO ( 60Hz - 1min. ) 70/3kV - NIVEL DE AISLAMIENTO ( BIL ) 145/ - kV Baja tension: hasta 600v - Frecuencia: 60hZ - Grupo vectorial: Dyn_-Condiciones ambientales normalizadas: NTC 3654
TRANSFORMADORES SUNTECTransformadores Secos
Tipo Abierto Serie 15 - 34,5 kV
Dimensiones y Peso ( Grado de Proteccion IP-00 )
TENSION NOMINAL 15/1,1kV - TENSION DE ENSAYO ( 60Hz - 1min. ) 31/3kV - NIVEL DE AISLAMIENTO ( BIL ) 60/ - kV Baja tension: hasta 600v - Frecuencia: 60hZ - Grupo vectorial: Dyn_-Condiciones ambientales normalizadas: NTC 3654
9.2.2 Pérdidas eléctricas de transformadores
9.2.3 Impedancia
kVA Io % de IN Po (W) Pc(W) 145°C Pt(W) 85°C Uz (%)
15 5,6 190 358 548 6
30 4,5 260 652 912 6
45 4,5 300 934 1234 6
75 4 400 1444 1844 6
112,5 3,6 550 2041 2591 6
150 3,5 675 2579 3254 6
225 2,9 900 3583 4483 6
300 2,8 1120 4561 5681 6
400 2,8 1360 5820 7180 6
500 2,3 1600 6949 8549 6
630 2,3 1870 8350 10220 6
800 2,3 2210 10077 12287 6
1000 2,3 2600 12292 14892 6
Pérdidas electricas del transformador
Potenciaimpedancia
maxPotencia
impedancia
max
kVA % kVA %
30 6 225 6
45 6 300 6
75 6 400 6
112,5 6 500 6
150 6 630 6
225 6 800 6
300 6 1000 7
400 6 1250 7
500 6 1600 8
630 6 2000 8
750 6
800 6
1000 6
1250 8
1600 8
2000 8
11400 34500
TABLA DE IMPEDANCIA MÁXIMA DE
TRANSFORMADORES
67
9.2.4 Constantes de cables conductores de aluminio en Media Tensión
9.2.5 Constantes de cables conductores de cobre en Media Tensión
In, Subt. CALIBRE
Resistencia
45°C máx.
fase
Resistencia
20 °C máx.
fase
Reactancia
Inductiva 3F
(2)
k de
regulacón
45 °C
Tensión
servicio
[A] mm² [Ω/Km] [Ω/Km] [Ω/Km] [%/kVA-m] [V]
230
Conductor
Triplex de
15 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
240 0,138 0,125 0,1238 1,36814E-07 11400 ALUMINIO 3Փ, 3 Hilos
190
Conductor
Triplex de
15 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
185 0,181 0,164 0,1273 1,67709E-07 11400 ALUMINIO 3Փ, 3 Hilos
160
Conductor
Triplex de
15 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
120 0,278 0,253 0,1370 2,38823E-07 11400 ALUMINIO 3Փ, 3 Hilos
115
Conductor
Triplex de
15 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
70 0,488 0,443 0,1489 3,87625E-07 11400 ALUMINIO 3Փ, 3 Hilos
Constantes Conductores de Aluminio MT - Tensión 11400 V
TIPO Material APLIC Sistema
In, Subt. CALIBRE
Resistencia
45°C máx.
fase
Resistencia
20 °C máx.
fase
Reactancia
Inductiva 3F
(2)
k de
regulacón
45 °C
Tensión
servicio
[A] mm² [Ω/Km] [Ω/Km] [Ω/Km] [%/kVA-m] [V]
230
Conductor
Triplex de
34,5 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
240 0,138 0,125 0,1377 1,41459E-07 34500 ALUMINIO 3ɸ, 3 HILOS
190
Conductor
Triplex de
34,5 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
185 0,181 0,164 0,1423 1,7275E-07 34500 ALUMINIO 3ɸ, 3 HILOS
Constantes Conductores de Aluminio MT - Tensión 34500
TIPO APLIC Material Sistema
In, Subt. CALIBRE
Resistencia
45°C máx.
fase
XLk de regulacón
45 °C
Tensión
servicio
[A][AWG ó
kcmil][Ω/Km] [Ω/Km] [%/kVA-m] [V]
225
Conductor
Triplex de
15 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
300 0,138 0,1297 1,332318E-07 11400 COBRE 3Փ, 3 Hilos
190
Conductor
Triplex de
15 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
4/0 0,184 0,1359 1,7283135E-07 11400 COBRE 3Փ, 3 Hilos
150
Conductor
Triplex de
15 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
2/0 0,292 0,1469 2,515927E-07 11400 COBRE 3Փ, 3 Hilos
105
Conductor
Triplex de
15 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
2 0,586 0,1696 4,6255419E-07 11400 COBRE 3Փ, 3 Hilos
Constantes Conductores de Cobre MT - Tensión 11400 V
TIPO APLIC SistemaMaterial
68
9.2.6 Constantes de cables conductores de Cobre en Baja Tensión
In, Subt. CALIBRE
Resistencia
45°C máx.
fase
XLk de regulacón
45 °C
Tensión
servicio
[A][AWG ó
kcmil][Ω/Km] [Ω/Km] [%/kVA-m] [V]
225
Conductor
Triplex de
34,5 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
300 0,130 0,1475 1,5200379E-08 34500 COBRE 3ɸ, 3 HILOS
190
Conductor
Triplex de
34,5 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
4/0 0,184 0,1555 1,9589606E-08 34500 COBRE 3ɸ, 3 HILOS
150
Conductor
Triplex de
34,5 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
2/0 0,292 0,1681 2,8245668E-08 34500 COBRE 3ɸ, 3 HILOS
135
Conductor
Triplex de
34,5 kV
Red de M.T.
subterránea
en ductos
1/0 0,368 0,1748 3,4252741E-08 34500 COBRE 3ɸ, 3 HILOS
Material Sistema
Constantes Conductores de Cobre MT - Tensión 34500
TIPO APLIC
R equiv K T (°C) T (°C)
AWG o
kcmils[Ω/Km] [%/kVA-m] 75 90
8 2,35448 4,92117E-03 50 55
6 1,48120 3,12320E-03 65 75
4 0,93144 2,01401E-03 85 95
2 0,58578 1,30761E-03 115 130
1/0 0,36836 8,64741E-04 150 170
2/0 0,29215 7,09272E-04 175 195
4/0 0,18373 4,81759E-04 230 260
250 0,15551 4,27666E-04 255 290
350 0,11108 3,35979E-04 310 350
400 0,09720 3,30458E-04 335 380
500 0,07776 2,65629E-04 380 430
CONSTANTE DE REGULACIÓN DE CABLES BT
COBRECALIBRE
69
9.2.7 Constantes de cables conductores de Aluminio en Baja Tensión.
9.2.8 Conductores portadores de energía
R equiv K T (°C) T (°C)
AWG o
kcmils[Ω/Km] [%/kVA-m] 75 90
8 - - 40 45
6 2,43E+00 5,16E-03 50 60
4 1,53E+00 3,29E-03 65 75
2 9,63E-01 2,10E-03 90 100
1/0 - - 120 135
2/0 4,80E-01 1,09E-03 135 150
4/0 3,02E-01 7,17E-04 180 205
250 2,56E-01 6,20E-04 205 230
350 1,83E-01 4,66E-04 250 280
400 1,60E-01 4,18E-04 270 305
500 0,12776 3,50E-04 310 350
ALUMINIO O ALUMINIO RECUBIERTO DE COBRE
CONSTANTE DE REGULACIÓN DE CABLES BT
CALIBRE
CIRCUITOS CONDUCTORES
POR CIRCUITO
TOTAL
CONDUCTORES
1 3 3
2 3 6
3 3 9
4 3 12
5 3 15
6 3 18
7 3 21
8 3 24
9 3 27
10 3 30
11 3 33
12 3 36
13 3 39
14 3 42
CONDUCTORES PORTADORES DE ENERGIA
70
9.2.9 Calibre cables conductores Neutro
9.2.10 Factores de ajuste para temperaturas ambientes distintas a 30° C
90AWG o
kcmils90
AWG o
kcmils
55 8 45 8
75 6 60 6
95 4 75 4
130 2 100 2
170 1/0 135 1/0
195 2/0 150 2/0
260 4/0 205 4/0
290 250 230 250
350 350 280 350
380 400 305 400
430 500 350 500
COBRE
CALIBRET (°C)
ALUMINIO
CALIBRET (°C)
TEMPERATURA
AMBIENTE FACTOR DE AJUSTE FACTOR DE AJUSTE
°C 90° COBRE 90° ALUMINIO O ALUMINIO RECUBIERTO DE COBRE
21-25 1,04 1,04
26-30 1,00 1,00
31-35 0,96 0,96
36-40 0,91 0,91
41-45 0,87 0,87
46-50 0,82 0,82
FACTOR DE AJUSTE PARA TEMPERATURAS AMBIENTES DISTINTAS A 30°C
71
9.2.11 Factores de ajuste por número de conductores portadores de corriente.
# CONDUCTORES PORTADORES DE CORRIENTEPORCENTAJE AJUSTADO PARA LA
TEMPERATURA AMBIENTE
1 1
2 1
3 1
4 0,8
5 0,8
6 0,8
7 0,7
8 0,7
9 0,7
10 0,5
11 0,5
12 0,5
13 0,5
14 0,5
15 0,5
16 0,5
17 0,5
18 0,5
19 0,5
20 0,5
21 0,45
22 0,45
23 0,45
24 0,45
25 0,45
26 0,45
27 0,45
28 0,45
29 0,45
30 0,45
31 0,4
32 0,4
33 0,4
34 0,4
35 0,4
36 0,4
37 0,4
38 0,4
39 0,4
40 0,4
41 0,35
FACTOR DE AJUSTE POR NÚMERO DE CONDUCTORES PORTADORES DE CORRIENTE
72
9.2.12 Conductores puesta a tierra
Sección transversal
Alambre de cobre
AWG o kcmil
15 14
20 12
30 10
40 10
60 10
100 8
200 6
300 4
500 2
800 1/0
1000 2/0
1600 4/0
2000 250 kcmil
2500 350 kcmil
3000 400 kcmil
4000 500 kcmil
5000 700 kcmil
6000 800 kcmil
Corriente nominal o ajuste maximo del
dispositivo automatico de proteccion contra
sobre corriente en el circuito antes de los
equipos, tubos conduit,etc. (A)
Sección transversal
Alambre de aluminio o
de alumio revestido de
cobre
AWG o kcmil
15 12
20 10
30 8
40 8
60 8
100 6
200 4
300 2
500 1/0
600 2/0
1000 4/0
1200 250 kcmil
1600 350 kcmil
2000 400 kcmil
2500 600 kcmil
3000 600 kcmil
4000 800 kcmil
5000 1200 kcmil
6000 1200 kcmil
Corriente nominal o ajuste maximo del
dispositivo automatico de proteccion
contra sobre corriente en el circuito
antes de los equipos, tubos conduit,etc.
(A)
73
9.2.13 Protección contra sobre corriente en Baja Tensión
9.2.14 Selección de barrajes
PROTECCIÓN BAJA TENSIÓN
A
16
25
30
45
100
125
160
250
320
400
500
630
800
1000
1250
1600
2000
2500
3200
4000
Corriente Alterna 60Hz
BARRASANCHO x ESPESOR
A mm
165 12 X 2
204 15 X 2
244 15 X 3
230 20 X 2
323 20 X 3
429 20 X 5
496 25 X 3
521 25 X 5
468 30 X 3
594 30 X 5
607 40 X 3
792 40 X 5
1122 40 X 10
950 50 X 5
1359 50 X 10
1122 60 X 5
1584 60 X 10
1412 80 X 5
2059 80 X 10
1782 100 X 5
2481 100 X 10
2904 120 X 10
3696 160 X 10
4422 200 X 10
Selección de barrajes
74
9.2.15 DPX
16 A 25 A 30 A 45 A 100 A 125 A 160 A 250 A 320 A 400 A 500 A 630 A 800 A 1000 A 1250 A 1600 A 2000 A 2500 A 3200 A 4000 A
CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE
0,44 0,68 0,82 1,23 2,74 3,42 4,96 8,67 11,09 13,87 16,42 21,84 26,27 32,84 41,05 32,11 40,14 50,18 64,22 80,28
0,50 0,78 0,93 1,40 3,10 3,88 5,25 10,49 13,43 16,79 20,07 26,44 32,11 40,14 50,18 32,11 40,14 50,18 64,22 80,28
0,58 0,91 1,09 1,64 3,65 4,56 6,42 15,96 19,27 24,08 30,11 37,93 48,17 60,21 75,26 58,39 72,98 91,23 116,77 145,96
0,70 1,09 1,31 1,97 4,38 5,47 8,17 21,89 25,11 31,38 45,61 49,43 72,98 87,58 109,47 58,39 72,98 91,23 116,77 145,96
0,88 1,37 1,64 2,46 5,47 6,84 10,22 31,02 37,95 47,44 91,23 74,72 145,96 109,47 136,84 934,18 1167,72 1459,65 1868,35 2335,44
1,17 1,82 2,19 3,28 7,30 9,12 17,52 45,61 58,39 72,98 91,23 114,95 145,96 109,47 136,84 934,18 1167,72 1459,65 1868,35 2335,44
1,61 2,51 3,01 4,52 10,04 12,54 29,19 45,61 58,39 72,98 91,23 114,95 145,96 109,47 136,84 2919,30 3649,12 4561,40 5838,60 7298,25
2,19 3,42 4,11 6,16 13,68 17,11 29,19 45,61 58,39 72,98 91,23 114,95 145,96 109,47 136,84 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
4,38 6,84 8,21 12,32 22,81 22,81 29,19 45,61 58,39 72,98 91,23 114,95 145,96 109,47 136,84 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
8,76 11,40 10,95 12,32 22,81 22,81 29,19 45,61 58,39 72,98 91,23 114,95 145,96 109,47 136,84 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
8,76 11,40 10,95 12,32 22,81 22,81 29,19 45,61 58,39 72,98 91,23 114,95 145,96 109,47 136,84 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
26,27 41,05 49,26 73,89 164,21 205,26 291,93 456,14 583,86 729,82 912,28 1149,47 1459,65 1824,56 2280,70 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
35,03 45,61 54,74 82,11 182,46 228,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
16 A 25 A 30 A 45 A 100 A 125 A 160 A 250 A 320 A 400 A 500 A 630 A 800 A 1000 A 1250 A 1600 A 2000 A 2500 A 3200 A 4000 A
TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO
1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000
500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 800 800 800 850 850
200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 250 250 250 270 270
100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03
50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 40 50 40 70 70 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03
20 20 20 20 20 20 20 28 30 30 30 30 30 30 30 0,0015 0,0015 0,0015 0,005 0,005
10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 0,0015 0,0015 0,0015 0,005 0,005
5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 0 0 0 0 0
2 2 2 2 2,7 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 0 0 0 0 0
1 1,3 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 0 0 0 0 0
0,01 0,011 0,011 0,012 0,013 0,014 0,014 0,013 0,013 0,013 0,013 0,013 0,015 0,015 0,015 0 0 0 0 0
0,008 0,008 0,008 0,008 0,008 0,008 0,008 0,0085 0,0085 0,0085 0,009 0,0085 0,009 0,009 0,009 0 0 0 0 0
0,0075 0,0075 0,0075 0,0075 0,0075 0,0075 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
16 A 25 A 30 A 45 A 100 A 125 A 160 A 250 A 320 A 400 A 500 A 630 A 800 A 1000 A 1250 A 1600 A 2000 A 2500 A 3200 A 4000 A
Ir Ir Ir Ir Ir Ir Ir Ir Ir Ir Ir Ir Ir Ir Ir Ir Ir Ir Ir Ir
1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,7 1,9 1,9 1,9 1,8 1,9 1,8 1,8 1,8 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1
1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,8 2,3 2,3 2,3 2,2 2,3 2,2 2,2 2,2 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1
2 2 2 2 2 2 2,2 3,5 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 2 2 2 2 2
2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,8 4,8 4,3 4,3 5 4,3 5 4,8 4,8 2 2 2 2 2
3 3 3 3 3 3 3,5 6,8 6,5 6,5 10 6,5 10 6 6 32 32 32 32 32
4 4 4 4 4 4 6 10 10 10 10 10 10 6 6 32 32 32 32 32
5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 10 10 10 10 10 10 10 6 6 100 100 100 100 100
7,5 7,5 7,5 7,5 7,5 7,5 10 10 10 10 10 10 10 6 6
15 15 15 15 12,5 10 10 10 10 10 10 10 10 6 6
30 25 20 15 12,5 10 10 10 10 10 10 10 10 6 6
30 25 20 15 12,5 10 10 10 10 10 10 10 10 6 6
90 90 90 90 90 90 100 100 100 100 100 100 100 100 100
75
9.2.16 Fusibles HH
Transformador a
proteger
Fusible
(11400
Fusible
34500
kVA (A) (A)
30 10 -
45 10 -
75 16 -
112,5 16 -
150 16 -
225 25 -
300 25 -
400 40 -
500 40 16
630 50 25
750 63 -
800 63 31,5
1000 80 40
Fusible HH
10 16 25 40 50 63 80
CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE CORRIENTE
120,0 183,0 320,0 638,0 1118,0 1388,0 1900,0
94,0 150,0 262,0 492,0 800,0 1000,0 1400,0
76,0 111,0 194,0 347,0 570,0 700,0 970,0
67,0 90,0 167,0 281,0 450,0 560,0 780,0
59,0 79,0 142,0 238,0 373,0 458,0 625,0
51,0 68,0 114,0 197,0 295,0 353,0 492,0
48,0 63,0 98,0 181,0 257,0 300,0 417,0
45,0 58,0 91,0 167,0 229,0 270,0 364,0
42,0 53,0 83,0 153,0 194,0 230,0 305,0
40,0 49,0 78,0 144,0 183,0 205,0 280,0
38,0 47,0 76,0 133,0 172,0 194,0 260,0
37,0 45,0 70,0 128,0 161,0 186,0 235,0
36,0 44,0 68,0 119,0 158,0 178,0 215,0
10 16 25 40 50 63 80
TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO TIEMPO
0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01
0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02
0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05
0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1
0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2
0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
1 1 1 1 1 1 1
2 2 2 2 2 2 2
5 5 5 5 5 5 5
10 10 10 10 10 10 10
20 20 20 20 20 20 20
50 50 50 50 50 50 50
100 100 100 100 100 100 100
76
9.2.17 Área de ocupación de cables conductores
9.2.18 Diámetro de tubería conductores en Baja Tensión
Desnudo THWTHHN/TH
WN8 8,37 32,82 26,016 17,42 48,7 35,984 27,1 64,94 58,572 43,23 88,53 82,48
1/0 70,32 142,06 132,392/0 88,39 167,81 158,484/0 141,29 238,09 230,13
MCM250 167,74 295,75 282,27350 234,84 383,49 372,21400 268,39 426,06 416,31500 334,83 508,7 503,29
Calibre AWG
Área ocupación mm²
Diámetro interior (mm)
Área interior (mm²)
P.V.C. P.V.C.
2 56,96 2548,18 60,32 1,68
3 83,76 5510,15 88,9 2,57
4 107,34 9049,26 114,3 3,48
6 159,04 19865,64 168,28 4,62
Espesor pared
mínimo (mm)
Diámetro Nomin. Pulg.
Diámetro Exterior (mm)
Bogotá
INGENIERO MIGUEL ANGEL ESTEPAMatricula Profesional: XXXXXXXX
mayo de 2017
CODENSA SERVICIOS - CENTRO EDUCATIVO DISTRITAL LA PALESTINA CONDEUNOR
Proyecto de Subestación: Serie 3
AC 80 # 78 - 88
Factibilidad: 29065237
Memorias de cálculo
Pág.
P.1 Regulación conductores en media tensiónP.2 Regulación conductores en baja tensiónQ. Clasificación de áreas R. Elaboración de diagramas unifilares
T.1 Cálculo de barrajes de baja tensión en tablero de distribución
L. Cálculo mecánico de estructuras y de elementos de sujeción de equipos
O.1 Pérdidas técnicas
T.2 Grupo de medida en baja tensiónT.3 Dimensionamiento de la celda del transformador
P. Cálculos de regulación
B. Análisis de coordinación de aislamiento eléctrico C. Análisis de cortocircuitoy falla a tierraC.1 Corriente nóminal del transformadorC.1.1 Corriente de corto circuito C.2 Corrientes de falla dadas por el operador por el operador de red (CODENSA)D. Análisis de nivel de riesgo por rayos E. Análisis de riesgos de origen eléctrico
O. Cálculos de perdidas de energía
H. Cálculo de transformadoresI. Cálculo del sistema de puesta a tierraI.1 Medida de resistividad del terrenoI.1.1 Registro fotográficoI.2 Certificado de calibración de Telurometro I.3 Cálculo del sistema de puesta a tierraJ. Cálculo económico de conductores
K.1 Selección conductor media tensión
M. Cálculo y coordinación de protecciones contra sobrecorrientes en baja tensiónM.1 Selección de protecciones M.1.2 Selección de protecciones en baja tensiónM.2 Coordinación de proteccionesN. Cálculos de canalizaciones y volumen de cerramientos
1. Normatividad Aplicada2. Información general del proyecto 2.1 Datos generales2.2 Objeto y alcance del proyecto 2.3 Situación actual 2.4 Descripción del proyecto 2.5 Generalidades del proyecto
E.1 Matriz para análisis de riesgo E.2 Decisiones y acciones para controlar el riesgo
2.6 Registro Fotográfico3. Memorias de calculo A. Análisis y cuadros de cargas iniciales y futuras
S. Elaboración de planos y esquemas eléctricos para construcción T. Especificaciones de construcción complementarias a los planos
G. Cálculo de campos electromagneticos
K. Verificación de los conductores
F. Análisis del nivel de tensión requerido
K.2 Selección conductor baja tensión
CONTENIDO
U. Establecer las distancias de seguridad requeridasV. Justificación técnica de desviación de la NTC 2050 W. Otros estudiós
JRE INGENIERIA SAS Derechos Reservados - 16/05/2017 Página 2
Memorias de cálculo
CELDA TRANSFORMADOR TIPO SECO: CTS 518-2 CELDA CON SECCIONADORES EN SF6 PARA MANIOBRAS Y PROTECCIÓN: CTS 508CELDA EQUIPO DE MEDIDA EN B.T.: AE319
2.6 Registro fotográfico
2.2 Objeto y alcance del proyecto
3241000
Oficial 11400 V
120 V
[3] Normas de construcción CODENSA Tomo 1 al 7.[4] Especificaciones técnicas CODENSA.[5] Norma Técnica Colombiana NTC 4552. Protección contra descargas eléctricas atmosfericas (Rayos) Parte 2: Manejo del riesgo.[6] IEEE STD 80 - 2000 IEEE Guide for Safety in AC substation grounding.
Teléfono
AC 80 # 78 - 88
112,5 kVA1 Cuenta en Baja Tensión
29065237
[7] Norma Técnica Colombiana NTC 3445. Electrotecnia. Transformadores trifasicos autorefrigerados tipo seco abierto y encapsulados en resina. Corriente sin carga, pérdidas y tensión decortocircuito.
2.1 Datos Generales
2.3 Situación Actual
Se necesita realizar un aumento de carga a 112.5kVA para oficinas, salones y un comedor para los estudiantes que se están ampliando, la subestación está proyectada para construirse por lapuerta principal al costado derecho ingresando dentro del colegio, los predios para la instalación hacen parte del distrito capital, los cálculos de cargabilidad se hacen de acuerdo a las potenciaspropiedad del cliente
Se proyecta realizar la instalación de una subestación entrada salida tipo capsulada de 112.5kVA, para alimentar las cargas de las oficinas, salones y un comedor para los estudiantes del CED LaPalestina Condeunor. Se instalará un transformador de 112.5kVA tipo seco con tensión de servicio 11400/208-120V y se instalará un equipo de medida en baja tensión, Las obras se realizarán cumpliendo las normas del sector: Reglamento Técnico de instalaciones eléctricas RETIE, la Norma Técnica Colombiana NTC 2050 y las normas CODENSA
2.4 Descripción del proyecto
CENTRO EDUCATIVO DISTRITAL LA PALESTINA CONDEUNOR
Tipo de servicio Voltaje Primario
Factibilidad
Secretaria de Educación – CED La Palestina Coedunor se encuentra ubicado en la Avenida Calle 80 # 78-88 en Engativá, el cual requiere instalar una subestación capsulada para un aumento decarga de 112.5kW la cual alimentara las oficinas, salones de clase y un comedor para los estudiantes, para ello se genera la factibilidad 29065237.
Las obras se realizarán cumpliendo las normas del sector: Reglamento Técnico de instalaciones eléctricas RETIE, Norma Técnica Colombiana NTC 2050 y las normas CODENSA.
Nombre del proyecto Dirección del proyecto
Ciudad/MunicipioPropietario
BogotáDistrito Capital de Bogotá
Voltaje SecundarioPotencia Aprobada
Cuentas proyectadas
[8] Resolución 001348 de 2009. Reglamentación de salud ocupacional en los procesos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.
1. NORMATIVIDAD APLICADA
Para efectos del diseño de este proyecto se tomaron en cuenta la normatividad presentada a continuación:
[1] Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE). Ministerio de minas y energía. Resolución N° 90708 de Agosto 30 de 2013.
2. INFORMACIÓN GENERAL DEL PROYECTO
[2] Código Eléctrico Colombiano, Norma Técnica Colombiana. Norma ICONTEC 2050 - 1998.
2.5 Generalidades del proyecto
En los anexos se encontraran los registros fotográficos
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Memorias de cálculo
# CircuitosCorriente
(A)Potencia
(kVA)1 Administración 50 18,02 Caseta 40 14,43 Oficina Nuevas 30 10,8
4 Aulas existentes 30 10,8
5 Palestina 30 10,8
6 Bloque Remodelado
40 14,4
7 Modulo Nuevos 40 14,4
8 Comedor 50 18,00 - -0 - -0 - -0 - -0 - -0 - -0 - -
111,70,8
112,5
In(MT) = = 5,70 A
In(BT) = = 312,27 A
3. MEMORIAS DE CÁLCULO
Las memorias de cálculo presentadas a continuación se realizan basadas en lo establecido en el artículo 10.1.1 de Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE,2013) y cumple losrequisitos técnicos exigidos por el operador de red (CODENSA) para presentación de proyectos, se hace enfasís en las notas 1 y 2 del artículo anteriormente mencionado:
Nota 1. La profundidad con que se traten los ítems dependerá del tipo de instalación, para lo cual debe aplicarse el juicio profesional del responsable del diseño.Nota 2. El diseñador deberá hacer mención expresa de aquellos ítems que a su juicio no apliquen.
-----
Nota: De acuerdo al operador el análisisde armónicos se realiza a partir de cargas mayores o iguales a 1 MW.Tabla. Cuadro de cargas
Tablero General de Distribución
208-
Subtotal ReservaTotal
Voltaje (V)
208208208
A. Análisis de cargas iniciales y futuras
-
208
208
208
208
Según cálculo y diseño eléctrico interno, se requiere instalar en la cuenta de energía del predio una carga de 112,5 kVA. Para la selección de la potencia se tuvo en cuenta cargas exitentes máslas proyectadas. El factor de Potencia se asume de 1 dado que la mayoria de cargas son lineales.
√3 * Tensión MT kVPotencia (kVA)
Potencia (kVA)√3 * Tensión BT kV
B. Análisis de coordinación de aislamiento eléctrico
Se calculan las corrientes nominales y de cortocircuito, referidas en media y baja tensión.
C. Análisis de cortocircuito y falla a tierra
Coordinación de aislamiento es la selección de la tensión soportada normalizada de los equipos teniendo en cuenta las sobretensiones que pueden aparecer, así como los medios de protecciónque se pueden instalar y las condiciones ambientales de la zona, para obtener un riesgo de fallo aceptable.
La Sobretensión Es cualquier voltaje dependiendo del tiempo, entre fases o fase y tierra, teniendo un valor pico o valores que excedan al correspondiente valor pico derivado de la tensión másalta del tiempo. Las tensiones que ocurren en un sistema son usualmente divididas por definición en tres grupos: sobretensiones temporales, sobretensiones de maniobra y sobretensionesatmosféricas.
Lo más recomendable es tener el dispositivo de protección lo más cerca posible del equipo protegido, para ello se utilizarán Descargadores de Sobre Tensión con las siguientes Características:
Se instalarán en Cerca al bornes del transformador y en sobre la transición del circuito aereo-subterraneo
Corriente nominal en baja tensión
Corriente nominal en media tensión
Descargadores de Oxido de Zn. con envoltura polimérica de 12kV, In = 10 kA
C.1 Corriente nominal del transformador 112,5 - 11400/120 V (Inominal)
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Memorias de cálculo
= 94,96 A
= 5204,48 A
PROTECCIÓN RCT´S MARCA TIPO TAP TIME DIAL
FASE 80 SIEMENS 7SJ64 6,0 0,3 sTIERRA 80 SIEMENS 7SJ64 0,5 0,4 s
0 0 0 0 0,0 0,0 s0 0 0 0 0,0 0,0 s
Voltios Trifasico
Voltios
G. CÁLCULO DE CAMPOS ELECTROMAGNETICOS
Trifasico - Tetrafilar
Corriente monofásica 3195,000 A
CORRIENTES ASIMETRICAS
Corriente trifásica
Corriente de cortocircuito que soporta el transformador en bornes del primario a 11400 voltios es:
Corriente de cortocircuito que soporta el transformador en bornes del secundario a 120 voltios es:
C.2 Corrientes de falla dadas por el operador de Red (CODENSA)
Alimentación en Media Tensión
Medida Baja Tensión
11400
208
Nombre subestación
CORRIENTES SIMETRICAS
Corriente trifásica 4673,988 ACorriente bifásica 4047,792 ACorriente monofásica
In MT (A)Impedancia Máx (%)
Icc MT (112,5KVA - 11400V ) =
In BT (A)Impedancia Máx (%)
CARACTERÍSTICA
La densidad de flujo magnético se debe calcular para corrientes mayores a 1000 A y debe medirse sobre bandejas portacables, buses de barras y otros cables prearmados que transporten estosniveles de corriente y estén ubicados hasta 30 cm de lugares de trabajo o de permanencia de personas. Igualmente, se debe medir en líneas de transmisión que superen estas corrientes a distanciashasta 1,5 m del conductor para máximos acercamientos de público en general y a 30 cm para personas que laboran en la línea. En ningún caso se debe aceptar la permanencia de personas endistancias menores a las antes señaladas. El presente proyecto no supera la corriente anteriormente descrita y además las instalaciones cumplen con los límites de acercamientos establecidos.
5646,000 A NOTA: Las corrientes asimetricas sirven paarael diseño de la puesta tierra
SUBESTACIÓN
Corriente bifásica 4890,000 A
De acuerdo a la resolución 40492 del 24 de abril de 2015 se corrige el artículo 14.4 del Retie 2013, donde se establece que el campo eléctrico se debe calcular en zonas de servidumbre delíneas de transmisión de tensión igual o mayor a 110kV, y solo se debe medir como mecanismo de comprobación en lugares de fachadas de edificaciones a la altura de los conductores máscercanos a la fachada que se encuentre en la frontera de la servidumbre. El presente proyecto posee una tensión de servicio de 11.4kV rango inferior al establecido.
C.1.1 Corrientes de corto circuito (Icc)
Icc BT (112,5KVA - 120V ) =
76,82
NOTA: Las corrientes simetricas sirven para elestudio de coordinación de protección
2645,021 A
TABLA DE AJUSTE DE PROTECCIONES: CIRCUITO Indicar nombre del circuito
F. ANÁLISIS DEL NIVEL DE TENSIÓN REQUERIDO
El transformador a utilizar será tipo Seco H, Frecuencia de 60, impedancia de Uz=6%. Por lo tanto, las corrientes de corto circuito serán:
EXTREMELY INVERSE C3
Según factibilidad N° 29065237, se requiere el nivel de tensión de servicio de acuerdo a lo siguiente:
42,010,000,00
Tensión de servicio:
VERY INVERSE C200
INSTANTÁNEO
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Memorias de cálculo
Unidad
kVA
kVVHz%°C
Potencia (kVA)
Io % de IN Po (W)Pc(W) 145°C
Pt(W) 85°C Uz (%)
15 5,6 190 358 548 630 4,5 260 652 912 645 4,5 300 934 1234 675 4 400 1444 1844 6
112,5 3,6 550 2041 2591 6150 3,5 675 2579 3254 6225 2,9 900 3583 4483 6300 2,8 1120 4561 5681 6400 2,8 1360 5820 7180 6500 2,3 1600 6949 8549 6630 2,3 1870 8350 10220 6800 2,3 2210 10077 12287 6
1000 2,3 2600 12292 14892 6
Potencia (kVA)
Io % de IN Po (W)Pc(W) 145°C
Pt(W) 85°C Uz (%)
112,5 3,6 550 2041 2591 6
Donde:
Seco H
R: Resistencia eléctrica, calculada como V(/1(O)
Cuando el valor de "b" es muy pequeño se desprecia y la ecuación equivalente será:
112,5Dyn
15/1.111400 / 208
El transformador a instalar es de la siguiente caracteristica:
Tipo
Relación de tensión
Descripción
Este informe nos presenta los resultados de las medciciones de la resistividad del suelo.
La ecuación para el calculo de la resistividad aparente del suelo esta definida como:
Para efectos del presente proyecto se aplicará el método tetraelectródico de Wenner, mediante la utilización de un TELUROMETRO marca METREL, modelo SMARTEC M1 3123 (Se anexafotocopia de certificado y protocolo de pruebas)
I.1. Medida de resistividad del terreno
b: Profundidad de enterramiento de los electrodos (m).
60
Potencia
Ecuación 2
Tipo de conexiónTensión serie
a: Distancia entre electrodos adyacentes (m).
Temperatura Garantizada
Ecuación 1
I. CÁLCULO DE SISTEMA PUESTA TIERRA
Tabla. Pérdidas eléctricas e impedancia de corto circuito – valores máximosFuente: Norma ET 013, CODENSA
Tabla. Pérdidas eléctricas e impedancia de corto circuito - valores maáximos del transformador seleccionado
H. CÁLCULO DE TRASFORMADORES
FrecuenciaTensión de cortocircuito Uz: 6
145
= + + − + Ω
= . . . Ω
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Memorias de cálculo
Sentido 1 Sentido 2
1 620 5192 479 4253 401 262
Distancia[m]
Promedio
1 569,52 4523 331,5
Total 451
Parametros
ρ 451,00ρs 3000hs 0,2Io 1917ts 0,15
Separación entre electrodos [m]
Nota: Anexo se encuentra el registro fotográfico de las mediciones de resistividad del terreno
Teniendo en cuenta las características del proyecto, el sistema de puesta a tierra cumple en este caso las funciones básicas de seguridad para personas y equipos ante fallas a tierra, garantizar lacorrecta operación de las protecciones (interruptores automáticos, DPSs), absorber la posible acumulación de carga electrostática en la estructura metálica y servir de referencia a los equiposelectrónicos.
Resistencia aparente [Ohm-m]
Resistividad superficial del terreno Ohm/m
Para nuestro presente proyecto y con el objeto de establcer una adecuada toma de mediciones, se realizaron 3 mediciones lineales con el mismo centro para precisar una excelente cobertura enel terreno, en donde se implementará la malla de Puesta a Tierra. Finalmente se promediaran los resultados finales de cada medición y se evaluará el resultado para diseñar la Malla de puesta aTierra del presente proyecto de acuerdo a la normatividad mencionada
Corriente de falla monofasica a tierra en el primario (A) al 60% dada por CODENSATiempo de despeje de la falla (s) dado por CODENSA
Resultados mediciones
Resultado mediciones de resistividad del terreno
I.2 Certificado de calibración del telurometro
El certificado de calibración del telurometro se presenta en los anexos
I.3 Cálculo de la malla a puesta a tierra
Para la realización del diseño del sistema de puesta a tierra se aplicó la metodología de calculo de la norma IEEE 80 - 2000.
Resistividad aparente del terreno Ohm/m.
El presente estudio contiene el diseño del sistema de puesta a tierra para la subestacion capsulada del proyecto CENTRO EDUCATIVO DISTRITAL LA PALESTINA CONDEUNOR.
Figura. Perfil de resistividad aparente en función de la separación de electrodos de medida.
Espesor de capa superficial (m)
0
100
200
300
400
500
600
1 2 3
Res
iste
ncia
apa
rent
e [O
hm-m
]
Separación entre electrodos [m]
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Memorias de cálculo
AIKf
Tm
Tc
Kf 11,78A= 4,43 mm²
Ac= 70 mm²
d= 0,01 m
Cs= 0,84450 0,116
Cs= 1
Vpaso= 4849,35 TolerablesVcontacto= 1436,97 Tolerables
30
1 30
1
D= 1L1= 30L2= 30h= 0,6N= 6Lv= 2,44
Lc= 1860 mLT= 1874,64 mÁrea= 900 m²
Tensiones de paso y contacto máximas tolerables
es la corriente de la falla a tierra, suministrada por el OR (rms en kA).es la constante de la Tabla 25, para diferentes materiales y varios valores de Tm.
Longitud total del conductorpara mallas cuadradas o rectangulares
Ancho de la malla (m)
es la temperatura de fusión o el límite de temperatura del conductor y una temperatura ambiente de 40 °C.es el tiempo de despeje de la falla a tierra
De acuerdo al RETIE (2013) y la tabla 250 - 94 de la norma NTC - 2050
es la sección del conductor en mm².
Ecuación 6
Tensión de contacto
para terrenos sin grava
Determinación configuración inicial
Lado de la cuadricula o espaciamiento entre conductores(m)Largo de la malla (m)
Profundidad de enterramiento de los conductores (m)Número de electrodos tipo varillaLongitud del electrodo tipo varilla (m)
Se escoge cable cobre N° 2/0 AWG
Peso de la persona Kg Factor de relación (adimensional)
Selección del conductor
Ecuación 3
Ecuación 10
Ecuación 5
Ecuación 4
En donde:
Sección transversal del conductorDiamentro conductor
Ecuación 7 Ecuación 8
Ecuación 9
= √,
= − . ∗ −∗ ℎ + .
5 = + ∗ .√ 7 = + ∗ .√
5 = + . ∗ .√ 7 = + . ∗ .√
= + ∗
= + ∗ + + ∗
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Memorias de cálculo
Rg= 6,91 Ohm
IG= 1.9*I (A)IG= 3642,3 A
Ecuación 12GPR = 25162,96 V
Vcontacto = 1436,97 V Tolerable
h= 0,6D= 1L = 30L = 30
Ac= 70 mm²
d= 0,0093 mKii= 1
Lp= L + L *2 (m)
Lp= 120 m
nn=na*nb*nc*nd
na= 31,000
nb= 1,00
nc= 1,00
nc=nd= 1,00
n= 31,00
Ki = 0.644+0.148*nKi = 5,232Kh = Ecuación 18Kh = 1,265
Km = 0,2523
Vcontacto < GPR
Elevación del potencial de tierra
Ecuación 16
Ecuación 17
Para mallas rectangular o cuadrada; entonces
Cálculo de la resistencia de puesta tierra
Cálculo máximo potencial de tierra (GPR)
Cálculo de tensión de malla en caso de falla
Ecuación 13
Ecuación 14
Para mallas cuadradas o rectangulares
Factor de geometría
Profundidad de enterramiento de los conductores (m)
Largo de la malla (m)Ancho de la malla (m)
GPR=IG*RG (V)
Ecuación 11
Lado de la cuadricula o espaciamiento entre conductores(m)
Para mallas con electrodos de varilla a lo largo del perímetro, en las esquina o dentro de la malla
Conductor calibre 2/0 AWG
Ecuación 15
Ecuación 19
Ecuación 20
Factor de corrección
= ∗ + ∗ ∗ + + ℎ ∗ √
= ∗
= ∗ √
= ∗ .7∗∗
+ ℎ
= ∗ ln ∗ ℎ ∗ + + ∗ ℎ∗ ∗ − ℎ∗ + ℎ ∗ ln ∗ ∗ −
= ∗ ∗ ∗ + . + . ∗ +
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Memorias de cálculo
Vmalla= 1151,27 V1436,97 V Tolerable
CUMPLE
Ks= 0,783
Vpaso= 4778,38 V
Vpaso tolerable= 4849,35 V
CUMPLE
L1= 1L2= 30h= 30N= 6Lv= 2,44
1000 Ohm
3000
Rb= 4500 Ohm Vmalla= 1151,27 V
V1= 209 V
Para Ts= 0,15
0,15
Rb= Resistencia superficial de el piso debajo de el individuoRa= Resistencia del cuerpo de el individuoR2= Resistencia del suelo en el punto de apoyo 2
V1 < Máxima tensión de contacto permisible
Longitud del electrodo tipo varilla (m)
Cálculo de la tensión de contacto aplicada a un ser humano en caso de falla
V1= Máxima tensión de contacto resultanteR1= Resistencia del suelo en el punto de apoyo 1
Vpaso < Vpasotolerable
Según la tabla 22 del RETIE (2013) la máxima tensión de contacto para un ser humano es:
Ecuación 24Ecuación 23
299,51
Para este cálculo se toma como punto de contacto del ser humano cualquier parte del SPT o malla, la cual tendrá un voltaje de malla en el momento de una falla, en cualquier punto; teniendo encuenta que la persona estará fuera de la malla y sobre una superficie con una resistividad superficial específiva, y tomando el caso mas crítico que sería con las piernas separadas.
Cálculo de la tensión de paso en Falla
Vcontacto tolerable=
Vmalla<VcontactoTolerable
Ecuación 22
Largo de la malla (m)Ancho de la malla (m)profundidad de enterramiento de los conductores (m)Número de electrodos tipo varilla
Vmalla= Voltaje de la malla
V Ecuación 25
La tensión de contacto CUMPLE para Ts=
Ecuación 21
Se observa que una vez efectuados los cálculos para la configuración de la malla puesta a tierra propuesta, está CUMPLE, teniendo en cuenta los siguientes parámetros:
= ∗ ℎ + + ℎ + ∗ − . −
= ∗ ∗ ∗ . ∗ + . ∗ ∗
= =
=
= ∗ + = +
á ó = √ , . . =
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Memorias de cálculo
Ecuación 26
Donde: CI:CJ:
Conductor MATERIAL P_Loss Energía
(AWG o kmil) kW (kWh*mes)4/0 COBRE 0,00206 1,4844/0 ALUMINIO 0,00311 2,242
Conductor Costo del Conductor mL
Distancia
(AWG o kmil) [$] m4/0 29.600$ 3 115120 24.500$ 3 115
Conductor Costo Total(AWG o kmil) CT=CI+CJ
4/0 10.319.122$ 120 8.614.347$
Conductor MATERIAL P_Loss Energía
(AWG o kmil) kW (kWh*mes)2/0 COBRE 0,3419 246,144/0 ALUMINIO 0,3533 254,35
Conductor Costo del Conductor mL
Distancia
(AWG o kmil) [$] m2/0 25.133$ 6 84/0 8.604$ 6 8
Conductor Costo Total(AWG o kmil) CT=CI+CJ
2/0 18.977.309$ 4/0 18.776.991$
In MT = 5,70 A
17.770.925$
N° de conductores del Sistema
Valor del kiloVatio mes
($/kWh)
Costo de perdidas
J. CÁLCULO ECONÓMICO DE CONDUCTORES.
es el costo inicial de instalación del cable en su longitud total, [$].
es el valor presente de las pérdidas, [$].
A partir del valor de pérdidas del literal "O":
J.1 Análisis económicos de conductores en MT.
Proyectado
El conductor seleccionado deberá transportar la siguiente corriente:
Los conductores se seleccionaron con la capacidad nominal de la carga y sin sobrepasar la capacidad nominal del conductor. La tensión primaria es 11400 voltios y los conductores especificados serán los mínimos que deberán utilizarse.
Costo del conductor ($)
[CI]1.206.384$
107.122$ 161.847$
Costo total = CT= CI + CJ
CJ
Tabla. Cálculo económico de Conductores BT
K.1 Selección conductor de Media Tensión
Proyectado
401,1075401,1075
Tabla. Cálculo económico de Conductores MT
N° de conductores del Sistema
18.363.999$
412992
Costo de pérdidas 15 años ($)
[CI]10.212.000$
8.452.500$
401,1075
Costo de perdidas
[$]595$ 899$
Costo del conductor ($)
[$]98.727,36$
Para la acometida principal:
Para comparar los costos iniciales de compra e instalación con los costos de perdida de energía de un conductor eléctrico, es necesario expresarlos en valores económicos comparables.Entendiendo que, cuanto menor sea la sección transversal de un conductor eléctrico, menor es su costo inicial de adquisición e instalación y mayor su costo operativo durante su vida útil, enalgunos casos es más viable económicamente instalar mayor cantidad de cables por fase con conductores de menor calibre que instalar un único conductor de mayor calibre.
Una vez calculado el valor de pérdidas del conductor se obtiene el costo de la pérdida de energía (operativa) del mismo. De este modo, el costo total para instalar y operar el cable, se expresade acuerdo a la siguiente ecuación:
Valor del kiloVatio mes
($/kWh)401,1075
Costo de pérdidas 15 años ($)
CJ
102.022,22$
K. VERIFICACIÓN DE LOS CONDUCTORES
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Memorias de cálculo
CALIBRE In, Subt. Resistencia 45°C máx. fase
Resistencia 20 °C máx. fase
ReactanciaInductiva
3F (2)
K de regulacón 45
°CTensión servicio
mm² [A] [Ω/Km] [Ω/Km] [Ω/Km] [%/kVA-m] [V]
Conductor Triplex de 15 kV
Red de M.T. subterránea en ductos
240 230 0,138 0,125 0,1238 1,36814E-07 11400 ALUMINIO 3Փ, 3 Hilos
Conductor Triplex de 15 kV
Red de M.T. subterránea en ductos
185 190 0,181 0,164 0,1273 1,67709E-07 11400 ALUMINIO 3Փ, 3 Hilos
Conductor Triplex de 15 kV
Red de M.T. subterránea en ductos
120 160 0,278 0,253 0,1370 2,38823E-07 11400 ALUMINIO 3Փ, 3 Hilos
Conductor Triplex de 15 kV
Red de M.T. subterránea en ductos
70 115 0,488 0,443 0,1489 3,87625E-07 11400 ALUMINIO 3Փ, 3 Hilos
CALIBRE In, Subt. Resistencia 45°C máx.
fase
Resistencia 20 °C máx.
fase
ReactanciaInductiva
3F (2)
K de regulación 45
°CTensión servicio
mm² [A] [Ω/Km] [Ω/Km] [Ω/Km] [%/kVA-m] [V]
Conductor Triplex de 15 kV
Red de M.T. subterránea en ductos
120 160 0,278 0,253 0,137 2,38823E-07 11400 ALUMINIO 3Փ, 3 Hilos
CALIBRE In, Subt. Resistencia 45°C máx. fase
XL K A 45°CTensión servicio
[AWG ó kcmil] [A] [Ω/Km] [Ω/Km] [%/kVA-m] [V]
Conductor Triplex de 15 kV
Red de M.T. subterránea en ductos
300 225 0,138 0,1297 1,33232E-07 11400 COBRE 3Փ, 3 Hilos
Conductor Triplex de 15 kV
Red de M.T. subterránea en ductos
4/0 190 0,184 0,1359 1,72831E-07 11400 COBRE 3Փ, 3 Hilos
Conductor Triplex de 15 kV
Red de M.T. subterránea en ductos
2/0 150 0,292 0,1469 2,51593E-07 11400 COBRE 3Փ, 3 Hilos
Conductor Triplex de 15 kV
Red de M.T. subterránea en ductos
2 105 0,586 0,1696 4,62554E-07 11400 COBRE 3Փ, 3 Hilos
CALIBREResistencia 45°C
máx. fase
K de regulación 45
°CXL In, Subt.
Tensión servicio
[AWG ó kcmil] [Ω/Km] [%/kVA-m] [Ω/Km] [A] [V]
Conductor Triplex de 15 kV
Red de M.T. subterránea en ductos
4/0 0,184 1,72831E-07 0,1359 190 11400 COBRE 3Փ, 3 Hilos
K.1.1 Conductor en Cobre (Cu):
K.2 Selección de conductores de BT
De las tablas de regulación del departamento de Normas CODENSA, de acuerdo a la capacidad de corriente para Conductor Triplex de 15 kV Red de M.T. subterránea en ductos se selecciona
Los conductores se seleccionaron con la corriente nominal de la carga y sin sobrepasar la corriente nominal del conductor. La tensión secundaria es 208 voltios y los conductores especificadosserán los mínimos que deberán utilizarse.La carga lineal se transportará por conductores monopolares, se llevarán por cárcamo no superior a los 60cm ó por ductos independientes cada circuito, cada ducto no tendrá más de 3conductores portadores de corriente en el caso de superar esta cantidad se aplicará el factor de ajuste según lo indica en la NTC 2050, 310-16 numeral 8.
Tabla. Constantes de regulación.
TIPO APLIC SISTEMAMATERIAL
Tabla. Conductor de Media Tensión en Cobre Seleccionado.
K.1.1 Conductor en Aluminio (AI):
MATERIAL SISTEMA
Tabla. Conductor de Media Tensión en Alumnio seleccionado.
APLICTIPO
TIPO APLIC MATERIAL SISTEMA
Tabla. Constantes de regulación.
APLIC SISTEMATIPO MATERIAL
De las tablas de regulación del departamento de Normas CODENSA, de acuerdo a la capacidad de corriente para Conductor Triplex de 15 kV Red de M.T. subterránea en ductos se selecciona el conductor calibre 120mm2, el cual tiene una capacidad de conducción de 160A.
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Memorias de cálculo
75°C 90°C 75°C 90°C21-25 1,05 1,04 1,05 1,0426-30 1,00 1,00 1,00 1,0031-35 0,94 0,96 0,94 0,9636-40 0,88 0,91 0,88 0,9141-45 0,82 0,87 0,82 0,8746-50 0,75 0,82 0,75 0,8251-55 0,67 0,76 0,67 0,7656-60 0,58 0,71 0,58 0,7161-70 0,33 0,58 0,41 0,5871-80 0,41 0,41
Corriente Nominal (In)
Calibre conductor Multiplicidad Temp.
aislamiento
Corriente de conductores (NTC 2050)
Tabla 310-16
Temperatura ambiente
Corriente Total con Factores de
correción
A AWG ó kcmils N° Circuitos °C A °C A
312,27 2/0 2 6 0,8 90 195 21-25 1,04 324,48
Multiplicidad Corriente Corriente total Corriente del
Conductor
N° Circuitos A A A
2 162,24 0,7 113,568 130
Sección transversal
Alambre de cobre
A AWG ó kcmils312,27 2
Selección de conductor puesta a tierra
Factor de corrección Temp.
Selección de calibre NTC 2050 Sección 220-
22
Tabla. Selección de conductor de Baja Tensión en Cobre.
Selección de conductor neutro BT
Fuente: NTC 2050 35
FACTORES DE CORRECCIÓN
Número de conductores portadores de corriente
Normatividad aplicable:De acuerdo al artículo 27.4.3 c) del Retie 2013: “La corriente de disparo del interruptor no debe superar la corriente a la cual el aislamiento del conductor o los equipos asociados, alcancen latemperatura máxima de operación permitida.” Los conductores deben dimensionarse garantizando una corriente superior a las protecciones calculadas En el literal ‘M’. Los cables que se transporten por bandeja portacables, se aplicarán las secciones de la NTC 2050, 318-11 “capacidad de Corriente de los cables de 2000V o menos por Bandejas portacables” ytabla 310-17 “capacidad de Corriente permisible de conductores sencillos aislados para 0 a 2000V nominales al aire libre”. Para conductores por bandeja no se aplica factores de corrección según excepción numero 2) del numeral 8 de la sección 310-15 y se aplica lo indicado en la sección 318-11b) 2) de la NTC2050.Los cables que se transporten por canalización se aplicarán las secciones de la NTC 2050 310-16 “Capacidad de Corriente permisible en conductores aislados para 0 a 2000V nominales y 60°Ca 90°C. No más de tres conductores portadores de corrientes en una canalización” y 310-15 “capacidad de Corriente” y sus notas.Para los conductores de puesta a tierra se debe seleccionar en base a la tabla 250-95 de la NTC 2050 y de acuerdo al ajuste de protección.
50
Factor de corrección
conductores
Conductor Seleccionado
AWG ó kcmils
Fuente: NTC 2050
Nota: Cuando el número de conductores portadores decorriente en un cable o canalización pase de tres, la capacidadde corriente se debe reducir como se indica en la anterior tabla.
De 21 a 30 De 31 a 40
41 y más
Nota: Para temperaturas ambientes distintas de 30°C, multiplicar las anteriores corriente por el correspondiente factor.
Temperatura nominal del conductor
De 10 a 20 4540
K.2.1 Conductor en Cobre (Cu):
A500
Para la selección de conductor tierra se escoge 2 AWG ó kcmils según Tabla 250-95 de la NTC 2050
Tabla. Selección de conductor puesta a tierra de Baja Tensión en cobre.
Corriente Nominal
Tabla. Selección de conductor neutro de Baja Tensión en cobre.
Para la selección del conductor de neutro, se escoge según lo establecido en la norma AE 279, que hace referencia al 70% como mínimo amperaje de las fases, en el caso de acometidas trifásicas
2
Corriente nominal o ajuste maximo del dispositivo automatico de proteccion contra sobre corriente en el circuito antes de los equipos, tubos conduit,etc.
(A)
N° de conductores portadores de corriente
Porcentaje del valor de las Tablas, ajustado para la temperatura ambiente
si fuera necesario
FACTORES DE AJUSTE
De 4 a 6 80De 7 a 9 70
Temp. Ambiente en °C
COBRE ALUMINIO O ALUMINIO RECUBIERTO DE COBRE
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Memorias de cálculo
Multiplicidad Calibre de Fase Calibre de NeutroCalibre de
TierraTemp.
aislamiento
N° Circuitos AWG ó kcmils AWG ó kcmils AWG ó kcmils °C
2 3 2/0 2 2 COBRE THHN/THHW 90
Corriente Nominal (In) Calibre conductor Multiplicidad Temp.
aislamiento
Corriente de conductores (NTC 2050)
Tabla 310-16
Temperatura ambiente
Corriente Total con Factores de
correción
A AWG ó kcmils N° Circuitos °C A °C A
312,27 4/0 2 6 0,8 90 205 21-25 1,04 341,12
Multiplicidad Corriente Corriente total Corriente del
Conductor
N° Circuitos A A A
2 171 0,7 119,392 135
Sección transversal
Alambre de cobre
A AWG ó kcmils
312,27 1/0
Multiplicidad Calibre de Fase Calibre de Neutro Calibre de TierraTemp.
aislamiento
N° Circuitos AWG ó kcmils AWG ó kcmils AWG ó kcmils °C
2 3 4/0 1/0 1/0 ALUMINIO THHW Serie 8000
90
Fusible (A)
16
Para la selección de conductor tierra se escoge 1/0 AWG ó kcmils según Tabla 250-95 de la NTC 2050
K.2.2 Conductor en Aluminio (Al):
Selección de conductor neutro BT
Para la selección del conductor de neutro, se escoge según lo establecido en la norma AE 279, que hace referncia al 70% como mínimo amperaje de las fases, en el caso de acometidas trifásicas
Tabla. Selección de conductor de Baja Tensión en Aluminio.
N° de conductores portadores de corriente
Factor de corrección de Temp.
Factor de corrección
conductores
Se asume que la red trifásica está relativamente bien equlibrada. Los conductores de cada fase y neutro, deberán ser de la misma longitud, del mimo material del conductor, del mismo calibre y
El circuito alimentador que va desde bornes de transformador al tablero general de distribución:
Fases
M.1.1 Selección de protecciones en Media Tensión
AWG ó kcmils
1/0
Corriente nominal o ajuste maximo del dispositivo automatico de proteccion contra sobre corriente en el circuito antes de los equipos, tubos conduit,etc.
(A)
A
500
(kVA)
112,5
L. CÁLCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS Y DE ELEMENTOS DE SUJECIÓN DE EQUIPOS
De acuerdo al RETIE (2013), en su articulo 23.1 "REQUISITOS GENERALES DE SUBESTACIONES" establece en el literal X lo siguiente:
X). Toda subestación debe contar con las protecciones de sobrecorriente. En los circuitos protegidos por fusibles la capacidad máxima de los fusibles debe ser la establecida por un estudio decoordinación de protecciones y debe garantizar la adecuada protección del transformador y la desenergización del circuito en el evento que se requiera. Para lo cual el Operador de Redestablecerá una tabla con los valores para estos fines y exigirá su cumplimiento.
Esta selección se realiza de acuerdo a la Norma Técnica CTS 507 o CTS507-1. La selección del fusible para protección de un transformador de 112,5 KVA a una Tensión de servicio de 11400V, corresponde a un Fusible HH A, proyectado según la siguiente tabla:
Se asume que la red trifásica está relativamente bien equlibrada. Los conductores de cada fase y neutro, deberán ser de la misma longitud, del mimo material del conductor, del mismo calibre y
Selección de calibre NTC 2050 Sección 220-22
Fases
Tabla. Selección de conductor neutro de Baja Tensión en Cobre.
Tabla. Selección de conductor puesta a tierra de Baja Tensión en Aluminio.
MATERIAL
Tranformador a Proteger
TIPO
Selección de conductor puesta a tierra
El circuito alimentador que va desde bornes de transformador al tablero general de distribución:
No aplica al presente Proyecto puesto que no se tienen estructuras aéreas a instalar
M. CÁLCULO Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CONTRA SOBRECORRIENTES.
Corriente Nominal
M.1 Selección de protecciones
MATERIAL TIPO
Conductor Seleccionado
Caracteristica de Fusibles Limitadores de Corriente, CTS-507 o CTS 507-1
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Memorias de cálculo
Potencia Corriente Nominal (In)
Factor de ajuste según NTC 2050
Corriente con ajuste
kVA A A112,5 312,27 1,25 390,3 3 X 400 @ 390,3
IccMT 94,96 A
TIPO DE CURVA RTC TAP INST TIME DIAL I nom
C3 80 6 76,82 0,29 s 480
C2 80 0,5 42,01 0,36 s 40
M.1.2. Selección de Protecciones en BT
M.2 Coordinación de protecciones
Corriente de corto circuito simétrica Media tensión:
CORRIENTES SIMETRICAS
RELÉ #¡VALOR!
1) El ajuste de corriente de la protección de la protección no se recomienda que tenga un valor menor a la corriente nominal requerida (In).2) De acuerdo a la NTC 2050, el ajuste de corriente de la proteccion no debe superar el 1.25 veces el valor de la corriente nominal. De lo anterior, el ajuste de corriente de la protección debe estar entre un rango de 1 y 1.25 veces el valor de la corriente nominal.
Protección
A
La gráfica de coordinación de protecciones y los respectivos tiempos de disparo de dispositivos de protección se realizan en las curvas entregadas por CODENSA
CORRIENTES SIMETRICAS #¡VALOR!
Para la selección de las protecciones de BT se debe tener en cuenta dos aspectos:
ELEMENTO COMENTARIOS
Corriente trifásicaCorriente bifásica
Corriente monofásica
4673,988 A4047,792 A2645,021 A
= ∗
0,01
0,10
1,00
10,00
100,00
1000,00
1 10 100 1000 10000 100000
TIE
MP
O (
s)
CORRIENTE (A)
CURVAS DE COORDINACIÓN
Corriente Simétrica 3Ø
Corriente Simétrica 2Ø
Corriente Simétrica 1Ø
Curva de Fase
Curva de Tierra
Corriente de Corto Circuito MT
FUSIBLE HH
DPX
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Memorias de cálculo
Ecuación 27
TBTTMT
0,012 s0,08 s
=
3*680 mm²
18241 mm²
1033,36 mm25510,15 mm2
∆P=3R(IL)²
Donde
Carga Corriente (In) Longitud Conductor R
equivalente Resistencia P_Loss
kVA A KmAWG ó kccmil
[Ω/Km] [Ω] W
MT 112,5 5,70 0,115 FALSO 0,184 0,0212 2,06MT 112,5 5,70 0,115 160 0,278 0,0320 3,11
Para calcular la fracción de ocupación del tubo de subterranización, se realiza la sumatoria de áreas exteriores de los conductores alojadas en el interior de la tubería y se divide por el áreainterior del tubo.
% ocupación conductores 2(3x2/0Cu) + 2T = * 100 =
N. CÁLCULOS DE CANALIZACIONES
N.1 Cálculo de tubería para acometidas en Media Tensión
Se realizará en 6" PVC
Porcentaje de ocupación conductor (3*Área externa conductor)área interna tuberia * 100 =
% ocupación conductor
La potencia eléctrica que se pierde en una línea, debido al paso de corriente eléctrica por el conductor de la misma, solo se hace referencia a la potencia activa consumida por el conductor de lalínea (la que no llega al receptor), por lo que para el cálculo de la misma se deberá tener en cuenta tanto la resistencia del conductor de la línea, como la corriente que circula por el mismo.
En la linea trifásica, al existir tres conductores de línea, la potencia activa total perdida en la línea, se calcula por medio de la siguiente expresión:
Tabla. Cálculo de pérdidas conductores de Media Tensión
* 100 =
La correcta operación y coordinación de los dispositivos se puede ver en la gráfica de coordinación anexa.
Un regla esencial para la aplicación de fusibles establece, que el tiempo de despeje máximo del fusible de protección no excederá el 75% del tiempo de fusión mínimo del fusible protegido,asegurando que el fusible de protección despejará la falla, antes de que el fusible protegido se dañe. El factor del 75% compensa los efectos de las variables de operación.
TBT < 75% * TMT
O.1. Pérdidas en MT
= < 75%
De los valores de tiempo mostrados en la gráfica se tiene:
15,00%* 100% = < 75%
Para calcular la fracción de ocupación del tubo de subterranización, se realiza la sumatoria de áreas exteriores de los conductores alojadas en el interior de la tubería y se divide por el áreainterior del tubo.
MATERIAL
FALSOFALSO
11%% ocupación conductor 120Al =
∆P: Pérdida de potencia [W]R: Resistencia del conductor en línea [Ω]
IL: Intensidad de línea máxima prevista [A]
La resistencia del conductor de línea es: R=resistencia [Ω/Km] x L [Km]
El porcentaje de la sección transversal en tubería con el llenado de conductores con los conductores no es mayor del 40%
N.1 Cálculo de tubería para acometidas en Baja Tensión
El porcentaje de la sección transversal en tubería con el llenado de conductores con los conductores no es mayor del 40%.
O. CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA.
19%
Tramo
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Memorias de cálculo
Carga Corriente (In) Longitud Conductor R
equivalente Resistencia P_Loss
kVA A KmAWG ó kccmil
[Ω/Km] [Ω] W
BT 112,5 312,27 0,008 2/0 0,29215 0,00234 341,857BT 112,5 312,27 0,008 4/0 0,3019 0,0024 353,27
R%= K x MM = Sp x L
Donde:
In, Subt. CALIBREResistencia
45°C máx. fase Resistencia 20 °C máx. fase
Reactancia Inductiva 3F
(2)
k de regulacón 45 °C
Tensión servicio Material
[A] mm² [Ω/Km] [Ω/Km] [Ω/Km] [%/kVA-m] [V]
Conductor Triplex de 15 kV
Red de M.T. subterránea en ductos
230 240 0,138 0,125 0,1238 1,36814E-07 11400 ALUMINIO 3Փ, 3 Hilos
Conductor Triplex de 15 kV
Red de M.T. subterránea en ductos
190 185 0,181 0,164 0,1273 1,67709E-07 11400 ALUMINIO 3Փ, 3 Hilos
Conductor Triplex de15 kV
Red de M.T.subterránea en ductos
120 120 0,278 0,253 0,137 2,38823E-07 11400 ALUMINIO 3Փ, 3 Hilos
Red de M.T.subterránea en ductos
115 70 0,488 0,443 0,1489 3,87625E-07 11400 ALUMINIO 3Փ, 3 Hilos
In, Subt. CALIBREResistencia
45°C máx. fase XL
k de regulacón 45 °C
Tensión servicio
[A] [AWG ó kcmil] [Ω/Km] [Ω/Km] [%/kVA-m] [V]
Conductor Triplex de 15 kV
Red de M.T. subterránea en ductos
225 300 0,138 0,1297 1,33232E-07 11400 COBRE 3Փ, 3 Hilos
Conductor Triplex de 15 kV
Red de M.T. subterránea en ductos
190 4/0 0,184 0,1359 1,72831E-07 11400 COBRE 3Փ, 3 Hilos
Conductor Triplex de 15 kV
Red de M.T. subterránea en ductos
150 2/0 0,292 0,1469 2,51593E-07 11400 COBRE 3Փ, 3 Hilos
Conductor Triplex de 15 kV
Red de M.T. subterránea en ductos
105 2 0,586 0,1696 4,62554E-07 11400 COBRE 3Փ, 3 Hilos
Carga Corriente nominal (In) LongitudCalibre
conductork de regulacón
45 °C
kVA A m AWG ó kcmil [%/kVA-m]
MT 112,5 5,70 115 4/0 1,72831E-07 3 1 0,0022MT 112,5 5,70 115 120 2,38823E-07 3 1 0,0031
Se obtiene una regulación menor al 1% en la acometida
ALUMINIOTabla. Cálculo de regulación para acometidas en Media Tensión.
N° de fasesN° de
conductores x fase
COBRE
Acometida % RV
CONSTANTES DE REGULACIÓN
Material
Tabla. Constante de regulación.
SistemaTIPO APLIC
SistemaTIPO APLIC Material
Tramo
Tabla. Constante de regulación
CONSTANTES DE REGULACIÓN
R: regulación del circuito en %K: constabte de regulación (Se toma de las tablas del departamento de normas técnicas de CODENSA)Sp: capacidad instalada en kVAL: longutud del circuito
P.1 Regulación en Media Tensión Cu-Al.
Para el cálculo de regulación se utiliza el método de momento eléctrico el cual establece que:
P. CÁLCULOS DE REGULACIÓN
Tabla. Cálculo de pérdidas conductores de Baja Tensión
MATERIAL
COBREALUMINIO
O.2 Pérdidas en BT
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Memorias de cálculo
CALIBRE R equi XL In. Subt
mm² ó AWG [Ω/Km] [Ω/Km] A
8 2,35448 0,13908 50 208/120 COBRE 3ɸ, 4 hilos6 1,48120 0,13173 65 208/120 COBRE 3ɸ, 4 hilos4 0,93144 0,12524 85 208/120 COBRE 3ɸ, 4 hilos2 0,58578 0,11977 115 208/120 COBRE 3ɸ, 4 hilos
1/0 0,36836 0,11758 150 208/120 COBRE 3ɸ, 4 hilos2/0 0,29215 0,11507 175 208/120 COBRE 3ɸ, 4 hilos4/0 0,18373 0,11076 230 208/120 COBRE 3ɸ, 4 hilos250 0,15551 0,11145 255 208/120 COBRE 3ɸ, 4 hilos350 0,11108 0,10890 310 208/120 COBRE 3ɸ, 4 hilos400 0,09720 0,10788 335 208/120 COBRE 3ɸ, 4 hilos500 0,07776 0,10695 380 208/120 COBRE 3ɸ, 4 hilos
CALIBRE R equi a 45°CXL disposición
triangularIn. Subt
AWG ó kcmil [Ω/Km] [Ω/Km] A
6 2,43349 0,10077 60 208/120 ALUMINIO 3ɸ, 4 HILOS
4 1,53043 0,10165 75 208/120 ALUMINIO 3ɸ, 4 HILOS
2 0,9625 0,09707 100 208/120 ALUMINIO 3ɸ, 4 HILOS
2/0 0,48004 0,09134 150 208/120 ALUMINIO 3ɸ, 4 HILOS
4/0 0,3019 0,08792 205 208/120 ALUMINIO 3ɸ, 4 HILOS
250 0,25553 0,08810 230 208/120 ALUMINIO 3ɸ, 4 HILOS
350 0,18252 0,08584 280 208/120 ALUMINIO 3ɸ, 4 HILOS
400 0,15971 0,08503 305 208/120 ALUMINIO 3ɸ, 4 HILOS
500 0,12776 0,08377 350 208/120 ALUMINIO 3ɸ, 4 HILOS
Carga Corriente nominal
(In)Longitud
Calibre conductor
K
kVA A mAWG O
kcmil[%/kVA-m]
BT 112,5 312,27 8 2/0 7,0927E-04 3 2 0,3191724BT 112,5 312,27 8 4/0 0,00071661 3 2 0,32
Corriente nominal (In)
Corriente Barraje fase Corriente Barraje NeutroCorriente Barraje
Tierra
Capacidad de conducción
Barraje Fase Selec.
Barraje Fase Seleccionado
Capacidad de conducción
Barraje Neutro Seleccionado
Barraje Neutro Selec.
Capacidad de conducción Barraje Tierra Seleccionado
Barraje Tierra Selec.
A A A A A MM A MM A MM
312,27 468,40 468,40 281,042 496 25 X 3 496 25 X 3 323 20 X 3
Dimensionamiento barraje Neutro= Barraje de Fase Dimensionamiento barraje tierra= In fase x 0,6
P.2 Regulación en Baja Tensión Cu - Al.
Para los cálculos de regulación en BT se tomaron las constante de las tablas del departamento de normas CODENSA.
Q. CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
No Aplica, el proyecto no se encuentra dentro o cerca de áreas clasificadas.
T.1 Cálculo de Barrajes de Baja Tensión
Dimensionamiento barraje Fase = In * 1,5
Sistema[%/kVA-m]
2,10004E-03
1,09064E-03
APLIC
TIPO APLIC Sistema
2,01401E-03
K
[%/kVA-m]
Conductor Monopolar THW
Acometidas de BT subterráneas en
ductos
Tensión de servicio
2,65629E-04
Material
ALUMINIO
De acuerdo al cálculo y la Tabla de la norma técnica AE309 Capacidad amperimétrica de barrajes rectangulares en cobre para armarios y cajas para medidores se debe seleccionan los barrajes fase, neutro y tierra.
Para el cálculo de los barrajes de fase, neutro y tierra se tiene en cuenta las siguientes expresiones:
Ver planos anexos
4,92117E-033,12320E-03
8,64741E-047,09227E-04
3,04584E-04
R. ELABORACIÓN DE DIAGRAMAS UNIFILARES
Ver planos anexos
S. ELABORACIÓN DE PLANOS Y ESQUEMAS ELÉCTRICOS PARA CONSTRUCCIÓN
Material
TIPO
COBRE
3,50185E-04
4,17898E-04
4,66178E-04
6,20329E-04
7,16613E-04
5,16379E-03
3,28610E-03
Conductor Monopolar THW
4,81759E-044,27666E-043,35979E-04
T. ESPECIFICACIONES DE CONSTRUCCIÓN COMPLEMENTARIAS A LOS PLANOS, INCLUYENDO LAS DE TIPO TÉCNICO DE MATERIALES Y SUSCONDICIONES PARTICULARES.
Acometida N° de fases
Tabla. Cálculo de regulación de conductores de Baja Tensión
N° de conductores x
fase% RV
Tensión de servicio
Material
Tabla. Constante de regulación
K
1,30761E-03
Tabla. Constante de regulación
Tabla. Selección de Barrajes de BT, Según Norma AE 309 CODENSA.
Acometidas de BT subterráneas en
ductos
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Memorias de cálculo
1 CUMPLE2 CUMPLE3 CUMPLE4 CUMPLE5 CUMPLE
Tipo de puntos de medición
12345
VAA
Unidad
-V 120/208 480/277VHz%--
VAAAAA-
KV
T.2.2 Transformadores de corriente
T.2 Selección de equipos de medida en BT
Resolución CREG 038 de 2014
T.2.1 Características de medidor
Tabla. Caracteristicas medidor
Tabla. Requisitos de exactitud para medidores y transformadores de medida
Se toman las caracteristicas del medidor según Norma CODENSA 7.4.3. Medidores Utilizados por CODENSA y teniendo en cuenta la precisión de acuerdo a la resolución CREG 038.
2
22
2 ó 3
0,2 S
0,5 S0,5-
0,2
0,50,5-
0,5 S 0,52
500>C>=5050>C>=5
C<5
Capacidad instalada, CI,
[MWA]
CI>=3030>CI>=11>CI>0,1
0,1>CI>=0,01CI<0,01
Para efectos de esta resolución, los puntos de medición se clasifican acorde con el consumo o transferencia de energía por la frontera, o, por la capacidad instalada en el punto de conexión,según la siguiente tabla:
Características de los transformadores de corriente, tomadas de las Normas CODENSA ET924 y ET930.
Índice de clase para medidores de energía activa
0,2 S0,5 S0,5 S
11 ó 2
La selección del transformador de corriente (CT´s) se realiza de acuerdo a la corriente nominal de la carga total, esto tomando en cuenta que esta corriente debe estar en un rango del 80% al120% de la corriente nominal del CT.
Las cargas mayores o iguales de 55 kW son medidas con medidores electrónicos que registran activa, reactiva y posean perfil de carga.
Las caracteristicas del medidor son las siguientes:
Medidor Trifásico Tetrafilar
Corriente nominal Corriente máxima
ClaseEsquema de conexión
3 x 58/100 … 277/4805
Índice de clase para medidores de energía
reactiva
Clase de exactitud para transformadores de
corriente
Clase de exactitud para transformadores de tensión
6 o 100.5 S
Tensión nominal
AE 417; 13 417 -1
Tabla. Clasificación de puntos de medición: Resolución CREG 038 de 2014
Se realizará medición semidirecta en B.T.
A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, los medidores, transformadores de medida, en caso de que estos sean utilizados y los cables de conexión de los nuevos sistemas de
La medida se hara en Baja Tensión (Cargas mayores o iguales a 55 kW) con un esquema de conexión de tres elementos, según el numeral 7.4.2 del Tomo 7 Formas para medir la energía según la
Tipo de puntos de medición
Consumo o transferencia de
[MWh-mes]
C>= 15.00015.000>C>=500
Corriente Térmica (Ith)
Corriente Dinamica (Id)Factor de seguridadNivel de aislamiento
Caracteristicas
0
000
Interior 000
Tabla. Caracteristicas del transformador de corriente
Datos del transformador
00000
NormaTensión de servicio
Tensión serieFrecuencia
ClaseInstalación
Número de nucleosCarga
Corriente PrimariaCorriente Secundaria
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Memorias de cálculo
Potencia (kVA) A (m) B (m) C (m) Peso (kg)
112,5 1,05 0,62 1,32 650
Costado Total (m)
A 1,65B 1,47C 1,82
TRANSFORMADORES SUNTEC
Tabla. Dimensiones del transformador Cu Tipo Seco Marca Suntec
Para el transofrmador de 112,5 kVA
Dimensiones y Peso ( Grado de Proteccion IP-00 )Tipo Abierto Serie 15 - 34,5 kV
Transformadores Secos
T.3 Dimensionamiento de la Celda del transformador
Distancia Tranformador (m)Distancia de Seguridad
(m)Dimensionamiento de la
celda (m)
1,050,621,32
0,60,850,5
1,71,51,8
Figura. Celda para transformador tipo seco
U. Distancias de seguridad requeridas
Para la subestación capsulada, se ubicara los equipos al frente de la puerta dejando por lo menos una distancia de 0.6m y 1.5m con las puertas abiertas para la manipulación de los equipos. Así mimo se respetaran las distancias mínimas en la celda exigidas en la norma CTS 518-2 según constructor del transformador.
Adicional se cumple con lo especificado en la sección 110-34 en la norma NTC 2050.
Todos los equipos dentro de la subestación serán capsulados, los cuales aislaran las líneas vivas del personal y facilitar la manipulación de los equipos, además de esto sobre las puertas de acceso se colocarán avisos de riesgo eléctrico indicado en la Norma CTS 502-4.
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Memorias de cálculo
DISEÑADOR:
ANGEL ESTEPAC.C. 80901048M.P: XXXXXXXXDirección CLL 7A # 2A 35 Celular 3044774842
El proyecto no contempla y no requiere.
V. Justificación técnica de desviación de la NTC 2050
No se realizaron desviaciones técnicas.
W. Otros estudios
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115 90
20
12
FALSO
12 25
2
1
2
1
1
VERDADERO
115 115
20 20
12 12
0 12
115
451,33
FALSO
0 40
0 26
0 20
1
0 6
1000
PROYECTO: CED LA PALESTINA CONDEUNOR
© Copyright: Seguridad Eléctrica Ltda.
PREPARADO POR: ING. LORENA VALENCIA REVISADO POR: ING. HECTOR GRAFFE VALIDADO POR: ING. FAVIO CASAS
Seguridad Eléctrica Ltda.www.seguridadelectricaltda.com
Bogotá - Colombia
2
2
Seleccione la localizacion de la acometida de servicio 2
Ingrese el número de acometidas de comunicaciones
1000
2
2
Ancho de la estructura adyacente Wa (m)
Seleccione el tipo de acometida
Altura de la estructura adyacente Ha (m)
Ingrese la longitud de la acometida de servicio (m)
Seleccione la localizacion de la estructura adyacente
ACOMETIDA DE COMUNICACIONES
Altura de los conductores de potencia desde el nivel de la
tierra Hc (m)
Transformador AT/BT en la acometida
Ingrese la resistividad del suelo ρ (Ωm)1
Marque si la estructura a proteger tiene una estructura
adyacente de donde proviene la acometida
Longitud de la estructura adyacente La (m)
Ancho de la estructura adyacente Wa (m)
Altura de la estructura adyacente Ha (m)
Altura de los conductores de comunicaciones desde el nivel
de la tierra Hc (m)
Ingrese la longitud de la acometida de servicio (m)
Seleccione la localizacion de esta acometida.
Seleccione la localizacion de la estructura adyacente
Seleccione el tipo de acometida
2
Ancho de la estructura W (m)
Marque si la estructura posee parte sobresaliente.
Densidad de rayos a tierra (Rayos/km²-año) DDT
Seleccione la localizacion de la estructura a ser protegida.
CARACTERÍSTICAS DEL ENTORNO
Altura máxima de la estructura H (m)
DIMENSIONES DE LA ESTRUCTURA A PROTEGER
ACOMETIDA DE POTENCIA
Longitud de la estructura adyacente La (m)
Altura máxima de la estructura Hp (m)
Ambiente donde están las acometidas de la estructura.
CARACTERÍSTICAS DE LAS ACOMETIDAS DE SERVICIOS
Selecione el tipo de suelo en el exterior de la estructura
Marque si la estructura a proteger tiene una estructura
adyacente de donde proviene la acometida de potencia
Selecione el tipo de suelo en el interior de la estructura
Largo de la estructura L (m)
PROYECTO:
R1 R2 R3
1,5725E-06 0,00E+00 0,00E+00
Regresar
R1 R2 R3
1,0000000E-05 1,00E-03 1,00E-03
R1 R2 R3
OK!!! RIESGO
CONTROLADO
OK!!! RIESGO
CONTROLADO
OK!!! RIESGO
CONTROLADO
EVALUACIÓN DE RIESGO DE LA ESTRUCTURA
VALORES DE RIESGO CALCULADO
VALORES DE RIESGO TOLERABLE
RIESGO DE PÉRDIDA
DE VIDAS HUMANAS
RIESGO DE
PÉRDIDA DEL
SERVICIO PÚBLICO
RIESGO DE
PÉRDIDA DEL
PATRIMONIO
CULTURAL
CONTROL DEL RIESGO
CED LA PALESTINA CONDEUNOR
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