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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

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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

JRE INGENIERIA SAS Derechos Reservados - 16/05/2017 Página 21

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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