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Contrato No. 80905-015-2018

CONTRATO No. 80905-015-2018

ESTUDIO PARA DETERMINAR LA VIABILIDAD TÉCNICA, FINANCIERA, LEGAL, REGULATORIA Y

AMBIENTAL PARA IMPLEMENTAR UN SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO EN LAS SEDES DEL

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

Producto 6. Memorias de cálculo MME Sede Principal

Bogotá, D.C., 22 de marzo de 2019

Contrato No. 80905-015-2018

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AUTOGENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA

Proyecto: Ministerio de Minas y Energía, Sede

Principal Bogotá

Memorias de cálculo

Cuenta CODENSA No. 0764362-9

Contrato No. 80905-015-2018

2

TABLA DE CONTENIDO

1. Presentación del proyecto..........................................................................................................4

2. Análisis de cargas iniciales y futuras ...........................................................................................5

3. Análisis de coordinación de aislamiento eléctrico ......................................................................6

3.1. Coordinación de aislamiento eléctrico en DC .....................................................................6

3.2. Coordinación de aislamiento eléctrico en AC .....................................................................8

3.3. Protecciones contra sobretensiones ..................................................................................8

4. Análisis de nivel de riesgo por rayos.........................................................................................10

4.1 Evaluación de nivel de riesgo por rayos NTC 4552, IEC62305 ................................................12

4.2 Estudio realizado con Apantallamiento NPR de grado I .........................................................16

4.1 Conclusiones ........................................................................................................................19

5. Análisis de riesgos de origen eléctrico y medidas para mitigarlos ............................................20

5.1. Resultado del análisis de riesgos de origen eléctrico........................................................26

5.2. Conclusiones.....................................................................................................................27

6. Análisis del nivel de tensión requerido .....................................................................................28

6.1. Nivel de tensión requerido en DC .....................................................................................28

6.2. Nivel de tensión requerido en AC .....................................................................................28

7. Dimensionamiento de conductores a utilizar por corriente y regulación de tensión ...............29

7.1. Circuitos Fotovoltaicos en DC hasta los Inversores ..........................................................29

7.2. Salida en AC desde el inversor hasta el tablero principal. ................................................30

8. Cálculo de canalizaciones .........................................................................................................30

8.1. Tramo desde paneles fotovoltaicos hasta inversor ..........................................................31

8.2. Tramos de tubería en AC ..................................................................................................31

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3

9. Análisis de corto circuito y falla a tierra ...................................................................................32

9.1. Falla a tierra ......................................................................................................................33

10. Selección de protecciones ....................................................................................................34

10.1. Requisitos de protecciones según tamaño del sistema ................................................34

10.2. Protección circuitos fotovoltaicos en DC ......................................................................34

10.3. Protección de los Inversores en AC ..............................................................................35

10.4. Protección de la salida del transformador en AC ..........................................................36

11. Cálculo de barrajes (sección en mm^2) ................................................................................37

12. Cálculo y especificaciones técnicas de los equipos de medida .............................................38

13. Sistema de puesta a tierra ....................................................................................................39

14. Cálculo de campos electromagnéticos .................................................................................40

15. Clasificación de áreas ...........................................................................................................40

16. elaboracion de planos y diagramas unifilares.......................................................................40

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4

1. PRESENTACIÓN DEL PROYECTO

Figura 1. Ubicación geográfica del proyecto.

Coordenadas geográficas 4°38'18.1374"N 74°05'43.0614"O

Dirección Calle 43 # 57 -31, CAN

Localidad Teusaquillo

Ciudad Bogotá D.C.

País Colombia

El proyecto consiste en la instalación de un sistema de energía solar fotovoltaica On-grid con capacidad instalada de 116.3 kWp en DC y 96kVA en AC, conectado a la red eléctrica de baja de tensión (208/120V 3ph) del Ministerio de Minas y energía. El arreglo fotovoltaico estará compuesto por 306 paneles de silicio monocristalinos PERC de 380Wp cada uno, mientras que se hará uso de dos inversores trifásicos uno de 60kW y otro de 36kW, compatible para conexión a red bajo estándar UL1701/IEEE1547. A su vez, el estado del sistema y su producción de energía es supervisada en tiempo real y almacenada durante años a través de una plataforma de monitoreo en la nube. Por otro lado, el arreglo fotovoltaico es instalado sobre el techo existente del edificio principal del Ministerio de Minas y Energía, lo que hace necesaria la utilización de una estructura metálica que fije y soporte los paneles durante su vida útil. El cableado, la puesta a tierra, las protecciones y demás componentes eléctricos han sido diseñados de acuerdo con la NTC2050 Capítulo 690. Se espera que el sistema produzca anualmente 151.338 kWh, los cuales cubrirían el 26% del uso de energía eléctrica total de las instalaciones que en promedio llega a ser 576.400kWh anuales. Teniendo en cuenta el factor de emisiones del SIN emitido por la UPME en su Resolución 857 de diciembre de 2015, el sistema puede evitar la emisión de 55.54 t CO2 eq al año.

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5

2. ANÁLISIS DE CARGAS INICIALES Y FUTURAS

Para el análisis de cargas iniciales se solicitó al Ministerio de Minas y Energía el suministro de la

información existente de planos eléctricos, diagramas unifilares y cuadro de cargas, posteriormente

se realizó el respectivo levantamiento en las instalaciones eléctricas del edificio. Con la información

recolectada se construye el diagrama unifilar actualizado de la subestación ubicada en el primer piso

del edificio del Ministerio de minas y energía, el diagrama obtenido se muestra en los anexos a este

documento.

La carga final tiene una diversificación por factor de uso y actualmente no sobrepasa la carga

contratada de 400 KVA existentes de la subestación. No se realizarán ampliaciones de cargas ni

modificaciones a las instalaciones actuales salvo la conexión del sistema fotovoltaico al sistema

existente el cual produce 96 KVA, que entrarán a apoyar a la subestación a cubrir la carga actual.

Notas: El diseño de la subestación y las instalaciones eléctricas no hacen parte de este proyecto,

solo el sistema fotovoltaico, esta información solo es para precisar que el sistema fotovoltaico si

está acorde a la carga existente y bajo este análisis la respuesta es que es acorde. Además, se realiza

el nuevo diagrama unifilar mostrando la conexión del sistema fotovoltaico a la subestación

existente, dicho plano se puede observar en los planos SERIE G adjuntos a este documento.

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6

3. ANÁLISIS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ELÉCTRICO

3.1. Coordinación de aislamiento eléctrico en DC

Tabla 1. Resumen técnico del panel fotovoltaico recomendado.

Characteristics of the solar panel Monocrystalline PERC 380 Wp

Number of the solar panels 306

Cell orientation: 72 (6x12)

Junction Box: IP67, three diodes

Out Put Cable: 4 mm^2, 1200 mm in length

Glass: 3.2 mm coated tempered glass

Weight: 22.5 kg

Dimension: 1956x991x40 mm

Operation Temperature: -40°~+85° C

Power Output Tolerance: 0~+5 W

Maximum System Voltage: DC1000V (IEC&UL)

Maximum Series Fuse rating: 20 A

Nominal Operating Cell Temperature: 45±2° C

Application Class Class A

Fire Rating UL type 4

Testing Condition STC NOCT

Maximum Power (Pmax/W) 380 281.5

Open Circuit Voltage (Voc/V) 49 45.7

Short Circuit Current (Isc/A) 10 8.06

Voltage at maximum power (Vmp/V) 40.4 37.3

Current at Maximum Power (Imp/A) 9.40 7.54

Module Efficiency (%) 19.6

Temperature Coefficient of Voc +0.286%/°C

La conexión en DC del sistema está conformada por 18 strings de 17 paneles solares con las

características enmarcadas en la tabla 7. Debido a que el voltaje que pueden alcanzar los paneles

varía dependiendo de la temperatura y según su condición de conexión (circuito abierto o bajo

carga), se debe calcular el rango de variación de voltaje para definir el aislamiento requerido según

las ecuaciones mostradas a continuación.

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7

𝑉𝑜𝑐 (max) = 𝑁𝑠 ∗ 𝑉𝑜𝑐 ∗ (1 + (𝑇𝑚𝑖𝑛º − 25º) ∗ 𝐾𝑉𝑜𝑐)

𝑉𝑜𝑐 (max) = 17 ∗ 49 ∗ (1 + (2 − 25º) ∗ 0.286%) = 827,5𝑉

𝑉𝑚𝑝 (min ) = 𝑁𝑠 ∗ 𝑉𝑚𝑝 ∗ (1 + (𝑇𝑚𝑎𝑥º − 25º) ∗ 𝐾𝑉𝑚𝑝)

𝑉𝑚𝑝 (min ) = 17 ∗ 37.3 ∗ (1 + (25.1 − 20º) ∗ 0.286%) = 635.0𝑉

𝑉𝑚𝑝 (𝑠𝑡𝑐) = 17 ∗ 40.4 = 686.8 𝑉

𝐷𝑜𝑛𝑑𝑒:

𝑁𝑠: 𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒

𝑉𝑜𝑐: 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑑𝑒 𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜 𝑎𝑏𝑖𝑒𝑟𝑡𝑜 𝑒𝑛 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑆𝑇𝐶

𝑇𝑚𝑖𝑛: 𝑇𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑚í𝑛𝑖𝑚𝑎 𝑎𝑚𝑏𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑝𝑜𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒

𝐾𝑉𝑜𝑐: 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑉𝑜𝑐

𝑉𝑚𝑝: 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑎 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎

𝑇𝑚𝑎𝑥: 𝑇𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑎𝑚𝑏𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑝𝑜𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒

𝐾𝑉𝑚𝑝: 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑉𝑚𝑝

Como se puede ver el voltaje en DC del sistema variará entre 635,0 V y 827,5V, por lo que todos los

componentes de este lado del sistema deberán tener por lo menos un aislamiento para 1000V. En

la 8 se muestra el nivel de aislamiento para cada componente.

Tabla 2. Nivel de aislamiento de componentes en DC.

Componente Nivel de aislamiento

Paneles Solares 1000V

Cable Fotovoltaico 2000V

Conectores MC4 1000V

Inversor 1000V

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8

3.2. Coordinación de aislamiento eléctrico en AC

El sistema en AC contará con un voltaje primario de 480/277V trifásicos mientras que el voltaje

secundario será de 208/120V, por lo que todos los componentes de este lado del sistema deberán

tener por lo menos un aislamiento para 600V. En la 9 se muestra el nivel de aislamiento para cada

componente.

Tabla 3. Nivel de aislamiento de componentes en AC.

Componente Nivel de aislamiento

Cable de salida del inversor 600V

Interruptor del inversor 600V

Transformador 75 kVA 1000V

Cable del secundario del transformador 600V

Interruptor del secundario del transformador 600V

Conectores MC4 1000V

3.3. Protecciones contra sobretensiones

Para dar coordinación de aislamiento eléctrico al proyecto en cuestión, se deben seguir los

lineamientos de las normas técnicas IEC especificadas en el RETIE articulo 20.14 ademas de las

normatividad CODENSA, las cuales indican los requisitos y parámetros para la selección de las

protecciones contra sobretensiones.

El predio actualmente cuenta con una subestación de 400KVA instalado según norma CODENSA,

considerando lo anterior, el esquema de aislamiento eléctrico del presente proyecto es el siguiente:

1. La instalación existente cuenta con DPS tipo 1 de 12 kV según la norma IEC 61643-1 en el

transformador y DPS tipo 2 en tableros internos de la edificación.

2. El inversor instalado debe contar con un DPS en sistema DC tipo 2 de 1000 V según norma

IEC61643-1 los requerimientos técnicos del DPS en el sistema DC se muestran a

continuación:

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9

Figura 2. Requerimientos técnicos del dispositivo de protección contra sobretensiones DPS.

3. El Tablero de inversores instalado debe contar con un DPS en sistema AC, según la

normatividad RETIE se establece que el dispositivo debe soportar un voltaje continuo mayor

o igual al 110% del voltaje nominal del sistema, por lo cual el DPS seleccionado debe ser en

sistema AC tipo 2 según norma IEC61643-1 una tensión máxima permanente igual o mayor

a 528/305 V y con una corriente de descarga máxima de 40KA.

4. Respecto a los conductores usados en baja tensión, éstos deben tener aislamiento de

1000V.

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4. ANÁLISIS DE NIVEL DE RIESGO POR RAYOS

Se realiza un análisis de riego previo según la NTC 4552, este análisis concluye con el nivel de riesgo a la cual está expuesto la estructura y las acciones recomendadas por la norma para mitigar dichos riesgos.

CALCULO DE LA DENSIDAD DE DESCARGAS A TIERRA (DDT):

Parametro del rayo:

NIVEL CERAUNICO (NC) EN MAPA NTC 4552 80

DDT= 1 Rayos/Km2.año Corriente pico promedio 50% [kA] 40

40≤Iabs 20≤Iabs<40 Iabs<20

x

Severas

Altas

Moderadas

Bajas

IG=IUSO+IT+IAA

Donde:

IG: Indicador de gravedad

IUSO: Indicador de uso de la estructura (Tabla A)

IT: Indicador de tipo de estructura (Tabla B)

IAA: Indicador de altura y área de la estructura (Tabla C)

Tabla A. Indicador de uso de la estructura

Indicador

40

30

20

10

Estructura de uso común



Estructura uti l i zadas para la prestación de

servicios publ icos

Teatros , colegios , escuelas , igles ias , supermercados ,

centros comercia les , áreas deportivos , hospita les ,

pris iones , ancianatos , jardines infanti les , guarderias ,

hoteles .

Oficinas , Grandes industrias , viviendas de tipo urbano

y rura l .

Bancos , Aseguradoras , medianas industrias , museos ,

bibl iotecas , s i tios his tóricos y arqueológicos .

Estructuras de comunicaciones , insta laciones para

acueducto.

Uso de la estructuraClasificación de estructuras

[Descargas/km2-año]

DDT Mayor a 30

15≤DDT<30

5≤DDT<15

DDT<5

Sumando los valores de los indicadores relacionados con la estructura, como son el uso, el tipo y la combinación de altura y área,

de acuerdo con las tablas A, B y C se obtiene el indicador de gravedad (IG), que se puede presentar en la estructura.

EVALUACIÓN DEL NIVEL DE RIESGO NORMA NTC 4552

Corriente pico absoluta promedio [kA]Densidad de descargas a tierras (DDT)

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11

Tabla B. Indicador de tipo de estructura

Indicador

40

20

0

Tabla C. Indicador de altura y area

Area de la estructura de la cubierta (Mtrs2) 1710

Altura de la estructura (Mtrs) 26

Indicador

5

10

10

20

Suma de sub indicadores de gravedad:30+20+20=70

SEVERA ALTA MODERADA BAJA LEVE

X

En el siguiente cuadro se resumen las acciones recomendadas según el nivel de riesgo

BAJO

MEDIO

ALTO

Nota: Los resultados de la matriz de riesgo, marcan el riesgo como resultado medio, según normativa

NTC 4552 vigente, por tanto recomiendan, SPI (Sistemas de protección internos), Cableados y SPT según

NTC 2050-IEEE 1100 y SPE (Sistemas de protección externos), La protección interna estara a cargo de los

DPS instalados en los tableros principales y los inversores del sistema fotovoltaico, Todos los equipos

estara conectados al sistema de puesta a tierra existente y la protección externa se cumple con la previa

de DPS y conexión al sistema de puesta a tierra existente NO NECESITA APANTALLAMIENTO EN

ESTRUCTURA COMO SE MUESTRA EN EL CAPITULO SIGUIENTE.

Cableados y SPT según NTC 2050-IEEE 1100

SPE (Sistemas de protección externos)

Apantallamientos localizados

Plan de prevención y contigencia

Sistemas de potencia initerrumpidas-UPS

SPI para acometidas aéreas


SPI (Sistemas de protección internos)


SPE (Sistemas de protección externos)

SPI (Sistemas de protección internos)

PROTECCIONES RECOMENDADAS

PARAMETRO DEL RAYO

Luego de esto se plantea la matriz del nivel de riesgo, teniendo en cuenta los indicadores de los parámetro del

rayo (DDT) y de gravedad, con el lo se obtiene el factor de riesgo:

INDICE DE GRAVEDAD

SEVERO

ALTO

MODERADO

BAJOS

NIVEL DE RIESGO

0 a 35

36 a 50

51 a 65

66 a 80

81 a 100

LEVE

BAJA

MODERADA

ALTA

SEVERA

Indicador de GravedadResultado de la suma de indicadores de estructura

Tipo de estructura

No metálica

Mixta

Metálica

Altura y área de la estructura

Área menor a 900 metros cuadrados

Altura menor a 25 metros

Altura mayor o igual a 25 metros

Área mayor o igual a 900 metros cuadrados

Altura menor a 25 metros

Altura mayor o igual a 25 metros

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4.1 Evaluación de nivel de riesgo por rayos NTC 4552, IEC62305

El estudio se efectúa teniendo en cuenta que actualmente el Edificio principal de Minminas actualmente no cuenta con un sistema de apantallamiento y sin que se prevea implementar este sistema en el futuro. Según el análisis de riesgo mostrado anteriormente la estructura no necesita sistema de apantallamiento pero se corrobora los índices de riesgos en este capítulo.

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4.2 Estudio realizado con Apantallamiento NPR de grado I

El estudio se efectúa teniendo en cuenta que se quiera dar un grado de protección mayor a la edificación del ministerio para esto se plantea un sistema de protección con NPR de grado I. El sistema de apantallamiento se diseña de acuerdo con el método de la esfera rodante de la NTC 4552-3 del 2007 con un radio de 35m con una eficiencia del 98%, los planos se encontraran anexos a este documento.

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4.1 CONCLUSIONES

Sin la implementación de un sistema de protección contra rayos o con la implementación de un sistema de apantallamiento NPR1 de grado 1, se obtiene como resultado que el riesgo está controlado. Como se puede evidenciar en el estudio la norma NTC 2552 hace énfasis en el riesgo de pérdidas de vidas humanas, riego de perdida de servicios públicos que puedan desencadenar en pérdidas humanas y perdidas de patrimonio cultural. Se realiza el estudio de apantallamiento NPR de grado 1 para aumentar el grado de protección del edificio y proteger la inversión de los equipos que se instalaran en la cubierta los cuales cubrirán una gran cantidad de área de la cubierta de este edificio.

Las instalaciones que se desarrollaran en la terraza del edificio constituyen un posible blancos para los rayos, ya que las series de módulos que las componen ocupan una superficie muy extensa; en este caso, para impedir los impactos de rayos directos, se recomienda instalar un sistema de contra rayos.

Aunque para el proyecto se instale o no un sistema de protección contra rayos, se recomienda que las personas que puedan encontrarse en exteriores o en la azotea cuando se presente este fenómeno natural busquen refugio dentro de las edificaciones.

La conexiones de DPS y de puestas a tierra deben hacerse según la normatividad que aplique para materiales y procedimientos que le apliquen, de tal manera que se consiga una equipotencialización y despeje de descargas efectiva.

La equipotencialización a nivel del suelo de las bajantes del apantallamiento de la torre con la malla de puesta a tierra de la subestación, debe hacerse tal y como se especifica en planos.

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5. ANÁLISIS DE RIESGOS DE ORIGEN ELÉCTRICO Y MEDIDAS PARA MITIGARLOS

De acuerdo con la sección 9.2.1 del RETIE (Matriz de análisis de riesgos), la metodología a seguir

para evaluar el riesgo de este proyecto es la siguiente:

a. Definir el factor de riesgo que se requiere evaluar o categorizar. b. Definir si el riesgo es potencial o real. c. Determinar las consecuencias para las personas, económicas, ambientales y de imagen de la empresa. Estimar dependiendo del caso particular que analiza. d. Buscar el punto de cruce dentro de la matriz 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. e. Repetir el proceso para la siguiente clase hasta que cubra todas las posibles pérdidas. f. Tomar el caso más crítico de los cuatro puntos de cruce, el cual será la categoría o nivel del riesgo. g. Tomar las decisiones o acciones, según lo indicado en la Tabla 9.4 del RETIE.

Con el fin de evaluar el nivel o grado de riesgo de tipo eléctrico, se aplica la siguiente matriz para la

toma de decisiones (Tabla 9.3) obtenida del RETIE.

Conforme al procedimiento establecido en la sección 9.2.1 de RETIE, se aplica la matriz para evaluar el riesgo eléctrico de cada uno de los Factores de Riesgo más comunes en las redes de baja tensión, tableros de distribución y Gabinetes de Contadores con una frecuencia tipo D.

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x

E D C B A

Una o mas muertes

E5

Contaminación

i rreparable.Internacional MEDIO ALTO ALTO ALTO MUY ALTO

Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación

loca l izadaRegional BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO

MP: FECHA:

REAL

por (al) o (en)EVENTO O EFECTO FACTOR DE RIESGO FUENTE

Electrocución o quemadura

William Javier LemusEvaluador: CN205-133463 mar-19

Incapacidad parcia l

permanente

Contaminación

mayor

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

Nacional

Daños importantes

Interrupción breve Efecto menor Local

En personas Económicas AmbientalesEn la imagen

de la empresa

POTENCIAL

RIESGO A EVALUAR:

No ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la EmpresaC

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S

BAJO

Les ión menor (s in

incapacidad)

Daños severos .

Interrupción

Temporal

BAJO

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5

4

MEDIO

MEDIOMEDIO MEDIO MEDIO ALTO

2

Arcos Eléctricos RED DE BAJA TENSIÓN

3

MEDIO

FRECUENCIA

MEDIOMolestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No

Interrupción Sin efecto Interna 1 MUY BAJO

MEDIOBAJO

BAJO BAJO

x

E D C B A

Una o mas muertes

E5

Contaminación


Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:

RIESGO A EVALUAR:Electrocución o quemadura

porContacto Directo

(al) o (en)RED DE BAJA TENSIÓN

EVENTO O EFECTO FACTOR DE RIESGO FUENTE

C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S


de la empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

BAJO BAJO BAJO MEDIO

Evaluador: William Javier Lemus CN205-133463 mar-19

Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No

Interrupción

BAJO MEDIO MEDIO MEDIO

Sin efecto Interna 1 MUY BAJO


incapacidad)

Daños importantes

Interrupción breve Efecto menor Local 2 BAJO

MEDIO MEDIO MEDIO ALTO

Daños severos .

Interrupción

Temporal3

Contaminación

mayorNacional 4 MEDIO

No ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

POTENCIAL REAL FRECUENCIA

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22

x

E D C B A

Una o mas muertes Contaminación


Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:

RIESGO A EVALUAR:Tetanización y/o quemadura

porContacto Indirecto




C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S


de la empresa No ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

Contaminación

mayorNacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO

Daños severos .

Interrupción

Temporal3


incapacidad)

Daños importantes

Interrupción breve Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO

Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No

Interrupción Sin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO


x

E D C B A



Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:

RIESGO A EVALUAR:Quemadura

porCortocircuito

EVENTO O EFECTO FACTOR DE RIESGO(al) o (en)

RED DE BAJA TENSIÓN

FUENTE

CN205-133463


C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S


de la empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

No ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Contaminación


Daños severos .

Interrupción

Temporal3


incapacidad)

Daños importantes


Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No


Evaluador: William Javier Lemus mar-19

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23

x

E D C B A



Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:

RIESGO A EVALUAR: por (al) o (en)RED DE BAJA TENSIÓN


Electrocución o Quemadura Rayos


C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S



en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

Contaminación

mayorNacional 4


MEDIO MEDIO MEDIO

BAJO MEDIO

BAJO

MEDIO ALTO

Daños severos .

Interrupción

Temporal3


incapacidad)

Daños importantes

Interrupción breve Efecto menor Local 2 BAJO MEDIO MEDIO

Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No

Interrupción Sin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO MEDIO

x

E D C B A



Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:

RIESGO A EVALUAR: por (al) o (en)EVENTO O EFECTO FACTOR DE RIESGO FUENTE


C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S



en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

Contaminación

mayorNacional 4


Daño de equipos Sobrecarga RED DE BAJA TENSIÓN

MEDIO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO

Daños severos .

Interrupción

Temporal3


incapacidad)

Daños importantes


Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No


Contrato No. 80905-015-2018

24

x

E D C B A



Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:

RIESGO A EVALUAR:Electrocución

porTensión de Contacto




C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S


de la empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

No ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Contaminación


Daños severos .

Interrupción

Temporal3


incapacidad)

Daños importantes


Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No



x

E D C B A



Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:


porTensión de Paso




C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S



en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

Contaminación


Daños severos .

Interrupción

Temporal3


incapacidad)

Daños importantes


Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No



Contrato No. 80905-015-2018

25

x

E D C B A



Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:

MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO


BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO

Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No

Interrupción Sin efecto Interna 1

Daños severos .

Interrupción

Temporal3


incapacidad)

Daños importantes

Interrupción breve Efecto menor Local 2

4 MEDIO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO

No ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5

C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S


de la empresa


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

Contaminación

mayorNacional

FACTOR DE RIESGO FUENTE



porElectricidad Estática


EVENTO O EFECTO

x

E D C B A



Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:

RIESGO A EVALUAR:Mala Instalación

porEquipo Defectuoso




C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S


de la empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

No ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Contaminación


Daños severos .

Interrupción

Temporal3


incapacidad)

Daños importantes


Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No



Contrato No. 80905-015-2018

26

5.1. Resultado del análisis de riesgos de origen eléctrico

De acuerdo con los niveles de riesgo obtenidos en la evaluación antes de realizar los trabajos se

deben se seguir las recomendación presentadas en la tabla 9.4 Decisiones y acciones para controlar

el riesgo del RETIE.

x

E D C B A



Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:

RIESGO A EVALUAR:Penumbra

porAusencia de Electricidad




C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S


de la empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

No ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Contaminación


Daños severos .

Interrupción

Temporal3


incapacidad)

Daños importantes


Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No



Contrato No. 80905-015-2018

27

5.2. Conclusiones

Se determina que existe un riesgo potencial, aunque este es medio bajo, no obstante, para

las instalaciones eléctricas de este proyecto deben seguirse todas las medidas de protección

recomendadas en la Tabla 9.5 del RETIE para cada uno de los factores de riesgo evaluados.

Otras acciones para mitigar los riesgos de este proyecto son:

1. Solo permitir el acceso a los tableros y equipos a personal capacitado.

2. Usar señales de peligro y riesgo eléctrico en tableros eléctricos y accesos.

3. Los cables deben estar siempre protegidos para evitar que sufran daño físico.

4. Se debe verificar el buen estado de los equipos y herramientas antes de conectarlos o

usarlos en las redes eléctricas.

5. Tener en cuentas las 5 reglas de oro: corte efectivo de todas las fuentes de energía, bloqueo

y enclavamiento de los aparatos de corte, verificación de ausencia de tensión, puesta a

tierra y en corto circuito y señalización de la zona de trabajo.

6. Seguir las recomendaciones de seguridad descritas en el manual de operación y

mantenimiento del sistema solar fotovoltaico de este proyecto.

Las personas no calificadas, no deben sobrepasar el límite de aproximación seguro. Los OR atenderán las solicitudes de cubrimiento o aislamiento temporal para redes de media tensión y baja tensión que haga el usuario cuando requiera intervenir sus fachadas, el costo estará a cargo del usuario.

El límite de aproximación restringida debe ser señalizado ya sea con una franja visible hecha con pintura reflectiva u otra señal que brinde un cerramiento temporal y facilite al personal no autorizado identificar el máximo acercamiento permitido.

Cumplir las distancias mínimas de aproximación a equipos energizados de la Figura 13.7 según corresponda, las cuales son adaptadas de la NFPA 70 e IEEE 1584. Estas distancias son barreras que buscan prevenir lesiones al trabajador y son básicas para la seguridad eléctrica.

Contrato No. 80905-015-2018

28

6. ANÁLISIS DEL NIVEL DE TENSIÓN REQUERIDO

6.1. Nivel de tensión requerido en DC

De acuerdo con la configuración del sistema el nivel de tensión requerido se definió de acuerdo con

la limitación de 1000V en DC del inversor, por lo tanto, todos los elementos que conforman el

sistema en DC deben contar con un rango de operación de voltajes en DC de máximo 1000Vdc.

6.2. Nivel de tensión requerido en AC

Para la carga contratada de 400KVA que tiene el predio, se suministrará el servicio desde una

subestación en conexión trifásico tetrafilar a 208/120 V, acometida de cuatro conductores

conectadas a las tres fases y el neutro. El nivel de tensión de corriente alterna de la instalación

eléctrica del proyecto, según la norma NTC 1340 se asocia al nivel I (Baja tensión).

Dado que la salida en AC de los inversores es a un voltaje de 480/277V trifásico a 60Hz, se hace uso

de un transformador Baja – Baja seco H para reducir el nivel de tensión a 208/120V según lo descrito

en el párrafo anterior.

Contrato No. 80905-015-2018

29

7. DIMENSIONAMIENTO DE CONDUCTORES A UTILIZAR POR CORRIENTE Y

REGULACIÓN DE TENSIÓN

7.1. Circuitos Fotovoltaicos en DC hasta los Inversores

Se instalarán 18 grupos o strings de 17 paneles cada uno de conexión en serie y conectados desde

su ubicación a dos inversores (11 strings al primero de 60 kW y 7 strings al segundo de capacidad

36kW), la tensión máxima por string es de 828V, la mínima de 635V y una corriente máxima

circundante de 10,173A.

Table 4. Cálculos de Perdidas de Potencia y Regulación en Alimentadores del Proyecto en corriente continua.

Se selecciona cable PV 4mm2 Cu (FLEX) XLPE SR 2000 V 90°C PVC con una capacidad de corriente

máxima permisible de 30A a 75°C.

Se observa que para ningún tramo se supera el 3% en la regulación de tensión permitido para este

tipo de conexión, según normativa vigente (RETIE y NTC 2050).

DESDE HASTAPARCI

AL ACUM PARCIAL ACUM

STRING 1 INVERSOR 60kW 70 6,46 452,20 5,6000 1,88 1,88 4 mm SR DC 635 10,173 1,88% 1,88%


















CORRIENTE

NOMINAL

VOLTAJE

NOMINAL

REGULACIÓN (%)TRAMO

LONG

(m)

kWpMomento

kVA*mRESISTENCIA

Ω/km

PERDIDAS (%)

ACOMETIDA

CÁLCULOS DE PÉRDIDAS DE POTENCIA Y REGULACIÓN EN VOLTAJE DC

CORRIENTE

Contrato No. 80905-015-2018

30

7.2. Salida en AC desde el inversor hasta el tablero principal.

Para la selección de la acometida, se tendrá en cuenta la tabla 310-16 de la NTC 2050 para la

selección del calibre de la fase, la tabla 310-16 y asumiendo el 100% de la corriente para el neutro

y por último la tabla 250-95 de la misma norma para la selección del conductor de tierra. Por ende,

se tiene que, para este proyecto, las diferentes acometidas en AC son:

Tabla 5. Cálculos de Perdidas de Potencia y Regulación en Alimentadores del Proyecto en corriente alterna.

Cumpliendo las recomendaciones en la normatividad RETIE y NTC2050 además de los

requerimientos técnicos de la norma CODENSA, se seleccionan las acometidas para que la

regulación acumulada durante todos los tramos de generación del sistema no supere el 3%

considerando las acometidas del sistema fotovoltaico como un circuito alimentador del proyecto.

8. CÁLCULO DE CANALIZACIONES

Para verificar el porcentaje de ocupación mencionado en los siguientes capítulos se aplica la siguiente fórmula para determinar el porcentaje de ocupación y verificar que bajo ningún caso pase el valor de 40% establecido por la norma NTC 2050 (Se repetirán los cálculos si hay diferentes tipos de conductor para determinar el porcentaje de ocupación de todas las acometidas):

%𝑂 =𝐴𝑇𝐶

𝐴𝐸𝑇𝐼∗ 100

Donde:

%O= Porcentaje de ocupación del ducto.

ATC= Suma de las áreas trasversales de cada cable más su aislamiento que se va a alojar en el ducto, en mm^2.

AETI= Área efectiva trasversal interna del ducto, en mm^2.

DESDE HASTAPARCI

AL ACUM PARCIAL ACUM

INVERSOR 60kW T.INVERSORES 6 60,00 360,00 0,5858 0,092 1,320 3x2F+2N+6T Cu AC 480 72,169 0,09% 1,32%

INVERSOR 36kW T.INVERSORES 5 36,00 180,00 1,4812 0,116 1,294 3x6F+6N+8T Cu AC 480 43,301 0,12% 1,29%

T.INVERSORES TRAFO 480/208 5 96,00 480,00 0,3684 0,077 1,387 3x1/0+1/0N+4T Cu AC 480 115,470 0,08% 1,39%

TRAFO 480/208 T. TRAFO 5 96,00 480,00 0,1825 0,051 1,438 2x(3#350+1#350N) Kcmil Al + 1#2T Cu AC 208 133,235 0,10% 1,49%

T. TRAFO T. DIS GENERAL 70 96,00 6720,00 0,1825 0,709 2,147 2x(3#350+1#350N) Kcmil Al + 1#2T Cu AC 208 133,235 1,42% 2,91%

CÁLCULOS DE PÉRDIDAS DE POTENCIA Y REGULACIÓN EN VOLTAJE AC

TRAMO

LONG

(m)

kVAMomento

kVA*mRESISTENCIA

Ω/km

PERDIDAS (%)

ACOMETIDA

CORRIENTE

VOLTAJE

NOMINAL

CORRIENTE

NOMINAL

REGULACIÓN (%)

Contrato No. 80905-015-2018

31

8.1. Tramo desde paneles fotovoltaicos hasta inversor

La alimentación de los strings al inversor va con una bandeja inoxidable galvanizada con tapa de 10x6cm, se procede a calcular el porcentaje de ocupación en este ducto, el área efectiva trasversal interna de esta bandeja dependerá del fabricante, pero se tomara un porcentaje útil del 50%, se tomara el trayecto donde se encuentren más cantidad de conductores, este trayecto corresponde al trayecto de entrada al inversor de 60 kW donde en la bandeja se transportan 22 cable de 4mm^2 y un cable 8 AWG correspondiente a la aterrizaje de las partes metálicas de los paneles.

𝐴𝑇𝐶 = 8𝑚𝑚2 ∗ 22 + 8.36 𝑚𝑚2 ∗ 1 = 184.36 𝑚𝑚2

𝐴𝐸𝑇𝐼 = 100 𝑚𝑚 ∗ 60 𝑚𝑚 ∗ 0.5 = 3000𝑚𝑚2

%𝑂 =184.36

3000∗ 100 = 6.14%

esta cumple plenamente con el llenado de conductores y no supera su ocupación a más del 40% según norma (El porcentaje de la sección transversal en tubería con el llenado de conductores no puede pasar de 40% (Tabla 1 capítulo 9, Norma NTC 2050).

8.2. Tramos de tubería en AC

A continuación, se muestra la tabla de cálculo de porcentaje de ocupación de las acometidas en corriente alterna dispuestas para el funcionamiento del sistema fotovoltaico en el Ministerio de Minas y Energía.

Tabla 6. Selección de Tubería para acometidas AC.

DESDE HASTA

INVERSOR 60kW T.INVERSORES 3x2F+2N+6T Cu 1Ø1. 1/2" 23,05%

INVERSOR 36kW T.INVERSORES 3x6F+6N+8T Cu 1Ø1" 23,87%

T.INVERSORES TRAFO 480/208 3x1/0+1/0N+4T Cu 1Ø2" 21,63%

TRAFO 480/208 T. TRAFO 2x(3#350+1#350N) Kcmil Al + 1#2T Cu 2Ø3" 27,85%

T. TRAFO T. DIS GENERAL 2x(3#350+1#350N) Kcmil Al + 1#2T Cu 2Ø3" 27,85%

TUBERIA SELECCIONADA

SEGÚN TABLA C11 NTC2050% OCUPACIÓN

TRAMOACOMETIDA

Contrato No. 80905-015-2018

32

9. ANÁLISIS DE CORTO CIRCUITO Y FALLA A TIERRA

Para el proyecto se seleccionó transformador trifásico con potencia de 100 KVA, diseñado para

operar en interiores (gabinete con protección IP20). Con refrigeración por la circulación natural del

aire y cuenta con aislamientos auto-extinguibles de alta temperatura (clase H-180°C) que

disminuyen el riesgo de propagación del fuego en caso de incendio. Fabricados según la norma

NTC3445.

Datos Técnicos: Transformador (Tipo Seco-Clase H): 100 kVA; Impedancias (Uz): 4%

Para el Análisis de cortocircuito se calculan sus corrientes nominales y corrientes máximas de

cortocircuito tanto en el devanado primario como en el devanado secundario, las formulas aplicadas

se muestran a continuación:

Conceptos Primaria Secundaria

Tensión nominal 480-277 V 208-120V

Corriente nominal 120.4 A 277.6 A

Máx. Corriente Corto circuito 3.0 KA 6.9 KA

Contrato No. 80905-015-2018

33

Con el fin de obtener las máxima corriente de corto circuito presente en el sistema se procede a

realizar el mismo procedimiento en el transformador principal del proyecto el cual tiene las

siguientes características:

Datos Técnicos: Transformador (Tipo Seco-Clase H): 400 kVA; Impedancias (Uz): 6%

Conceptos Primaria Secundaria

Tensión nominal 11400 V 208-120V

Corriente nominal 20.26 A 1110.29 A

Máx. Corriente Corto circuito 337.63 A 18.5 KA

Al realizar las comparaciones respectivas respecto a las corrientes máximas de corto circuito se

obtiene que la corriente máxima presente en el sistema es de 18.5 kA, esta corriente tendría como

origen el transformador principal de 400 KVA por lo cual la coordinación de protecciones con el

operador de RED ENEL-CODENSA en media y baja tensión se debió realizar en el proyecto serie 3

del edificio MINMINAS y no es objeto de estudio de este serie G.

Para la coordinación de protecciones en equipos de baja tensión del sistema fotovoltaico se diseña

bajo la corriente máxima del sistema de 18.5 kA.

9.1. Falla a tierra

La instalación contara con sistema de neutro puesto a tierra, en esta se puede observar que debido

al hecho de que el neutro del transformador de potencia este puesto a tierra y que su reactancia

homopolar sea mucho menor que la reactancia capacitiva homopolar de los alimentadores, al existir

una falla a tierra, prácticamente toda la corriente homopolar retorna a la barra a través del neutro

del transformador de potencia, existiendo corriente solo en el alimentador fallado y no en los otros

alimentadores disminuyendo los riesgos por fallas a tierra.

Contrato No. 80905-015-2018

34

10. SELECCIÓN DE PROTECCIONES

10.1. Requisitos de protecciones según tamaño del sistema

10.2. Protección circuitos fotovoltaicos en DC

De acuerdo con la norma NTC2050-690, los circuitos en DC formados por varios módulos en serie

deberán tener una protección contra sobre corriente calculada a partir de la corriente de corto

circuito (Isc) según se muestra a continuación:

𝐼sc (156%) = 𝐼𝑠𝑐 × 156% = 10.17𝐴 × 156% = 15.87𝐴

Los fusibles deberán tener una corriente de protección de 15A y voltaje de operación máximo de

1000V, estos deberán ser conectados tanto en el negativo como en el positivo de cada serie de

módulos dado que el inversor no requiere aterrizar ni el negativo ni el positivo por ser del tipo

Transformless (TL).

Contrato No. 80905-015-2018

35

10.3. Protección de los Inversores en AC

Inversor de 60 kW

La corriente nominal se calcula partiendo de la potencia que entregaría el inversor del sistema

fotovoltaico para este caso es de 60 kVA:

𝐼𝑛 =60𝑘𝑉𝐴

480𝑉 ∗ √3= 72.17 𝐴

Aplicando el factor de seguridad especificador en la NTC 2050 para la selección del conductor y la

condición del inversor como una fuente limitada de corriente, se tiene que:

𝑰𝒏𝟏,𝟐𝟓% = 𝟕𝟐. 𝟏𝟕𝑨 ∗ 𝟏, 𝟐𝟓 = 𝟗𝟎. 𝟐 𝑨

Por ende, las especificaciones técnicas para la protección seleccionada son:

Capacidad de interrupción > 25 kA

Protección: Interruptor automático termomagnético FIJO de 3 x 90 A, de tipo Caja Moldeada, para

la salida de cada inversor del sistema.

Nota: El conductor a proteger es calibre 2 CU, por tanto, revisando Tabla 310-16 de la NTC 2050 el

conductor se encuentra protegido.

Inversor de 36 kW

La corriente nominal se calcula partiendo de la potencia que entregaría el inversor del sistema

fotovoltaico para este caso es de 36 kVA:


480𝑉 ∗ √3= 43.3 𝐴



𝑰𝒏𝟏,𝟐𝟓% = 𝟒𝟑. 𝟑𝑨 ∗ 𝟏, 𝟐𝟓 = 𝟓𝟒. 𝟏𝟑 𝑨



Protección: Interruptor automático termomagnético FIJO de 3 x 60 A, de tipo Caja Moldeada, para

la salida de cada inversor del sistema.

Contrato No. 80905-015-2018

36

Nota: El conductor a proteger es calibre 6 CU, por tanto, revisando Tabla 310-16 de la NTC 2050 el

conductor se encuentra protegido.

Tablero de Inversores

Teniendo en cuenta que los dos inversores se conectan a un barraje común y de hay se desprende

aguas arriba la conexión al transformador, se debe realizar el cálculo de la protección

correspondiente teniendo en cuenta la potencia (96kVA) de entrada sumada de los dos inversores

y la tensión en que se encuentran 480V.


480𝑉 ∗ √3= 115.47 𝐴



𝑰𝒏𝟏,𝟐𝟓% = 𝟏𝟏𝟓. 𝟒𝟕𝑨 ∗ 𝟏, 𝟐𝟓 = 𝟏𝟒𝟒. 𝟑𝟑𝑨



Protección: Interruptor automático termomagnético FIJO de 3 x 150 A, de tipo Caja Moldeada.

Nota: El conductor a proteger es calibre 1/0 CU, por tanto, revisando Tabla 310-16 de la NTC 2050

el conductor se encuentra protegido.

10.4. Protección de la salida del transformador en AC

La corriente nominal se calcula partiendo de la potencia de salida del transformador de 100kVA y su

tensión de salida es de 208 V:

𝐼𝑛 =100 𝑘𝑉𝐴

208𝑉 ∗ √3= 277.57 𝐴



𝐼𝑛1,25% = 277.57 𝐴 ∗ 1,25 = 346.97 𝐴



Contrato No. 80905-015-2018

37

Protección: Interruptor automático termomagnético FIJO de 3 x 350 A, de tipo Caja Moldeada.

Nota: La acometida a proteger es 2x(3x350+1x350) Kcmil Al, revisando Tabla 310-16 de la NTC 2050

el conductor 350 Al soporta una corriente a 75°C de 250A , la corriente nominal al 1.25 % que

circulara por cada conductor será la mitad de la corriente total equivalente a 173.17 A, por lo cual

podemos concluir que los conductores están bien dimensionados y están correctamente protegidos.

11. CÁLCULO DE BARRAJES (SECCIÓN EN MM^2)

De acuerdo con el RETIE para evitar el sobrecalentamiento de conductores, en sistemas trifásicos

de instalaciones de uso final con cargas no lineales, los conductores de neutro deben ser

dimensionados por lo menos al 173% de la corriente de fase según los lineamientos de las normas

IEEE 519 o IEEE1100. Con la corriente del barraje, se determina las dimensiones de los barrajes

pintados, utilizando la tabla de la norma Codensa AE 309 y norma NTC3444.

1. Esta tabla corresponde a la Norma NTC 3444. 2. Se utilizará el siguiente código de colores: Fase A - amarillo, Fase B - azul, Fase C - rojo y

Neutro - blanco o gris natural (En conexión de 208V). 3. Se utilizará el siguiente código de colores: Fase A - Cafe, Fase B - Naranja, Fase C - Amarillo

y Neutro - blanco o gris natural (En conexión de 480V).

Tabla 7. Selección de barrajes para según norma AE309.

UBICACIÓN DEL BARRAJE CARGA (KVA)

CORRIENTE NOMINAL

FASE AL 125% (480V-60HZ) SECCIÓN FASE

CORRIENTE NOMINAL

NEUTRO AL 176% (480V-60HZ)

SECCIÓN

NEUTRO

CORRIENTE NOMINAL

TIERRA AL 100% (480V-60HZ)

SECCIÓN

NEUTRO

T. INVERSORES 96 144 15X3-45mm^2 203 15X3-45mm^2 115 15X3-45mm^2

Contrato No. 80905-015-2018

38

12. CÁLCULO Y ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA

El Operador de Red deberá determinar si el actual equipo de medida se debe cambiar por uno que debe registrar cada hora del día la energía que consume de manera separada de la energía que se vende de acuerdo con lo establecido en la resoluciones CREG 030 de 2018 y 038 de 2014, las características de los medidores de conexión indirecta que debe tener el proyecto son las siguientes: La medida se realizará en media tensión (nivel 2) con medidores de energía electrónicos y transformadores de corriente y voltaje con clase de exactitud igual o mejor a 0.5S. También debe poseer puerto de comunicaciones RS232, RS485 y/o Ethernet. SELECCION DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

La selección de los transformadores de corriente se hace con respecto a la tabla 5 de la

NTC 5019 SELECCIÓN DE EQUIPO DE MEDICIÓN DE ENERGIA ELÉCTRICA

Energía Activa

Energía Reactiva

Perfil de carga

Medición bidireccional

Medición horaria

Doble tarifa

Multirango en tensión hasta 480 V

http://likinormas.micodensa.com/Norma/acometidas_medidores/medidores_energia_electrica/generalidades_7_4_2_formas_medir_energia





Contrato No. 80905-015-2018

39

13. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

El sistema eléctrico cuenta con la conexión al electrodo de tierra o malla a tierra existente. El calibre

del conductor usado para la puesta a tierra de los paneles, inversor, transformador y tablero de

interconexión se determinará según los calibres de los conductores de acometida de acuerdo con la

Norma NTC 2050.

El conductor desnudo o con aislamiento de color verde para la conexión a tierra, el barraje a tierra

y electrodos de puesta a tierra, hacen parte de un sistema de puesta tierra existente en el Ministerio

de Minas y Energía, adicionalmente se proyecta un sistema de apantallamiento de acuerdo con la

norma NTC 4552-2.

Todos los equipos del sistema fotovoltaico serán puestos a tierra para la protección y la seguridad

de las personas, facilitar la operación de los equipos que limitan las sobretensiones debidas a

descargas atmosféricas en la línea. Además, mantendrán la tensión con respecto a tierra dentro de

un rango normal de funcionamiento.

La corriente máxima admisible en los conductores del SPT, bajo operación normal no debe

sobrepasar los siguientes valores según ANSI/IEEE 80:

- 25 mA si el circuito ramal es derivado o de uso general y no tiene cargas electrónicas.

Contrato No. 80905-015-2018

40

14. CÁLCULO DE CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS

En la tabla, se muestran los valores máximos permitidos por el RETIE para la exposición de personas

a campos electromagnéticos.

Para redes de distribución y uso final, el valor de exposición al público debe medirse a partir de las

distancias de seguridad, donde se tenga la posibilidad de permanencia prolongada de personas

(hasta 8 horas) o en zonas de amplia circulación del público; para nuestro caso no aplican cálculos

dado a que los equipos e instalación se encuentra fuera de la exposición a personas por tiempo

prolongado en áreas aisladas y de acceso restringido.

15. CLASIFICACIÓN DE ÁREAS

No se cuentan con áreas clasificadas en este proyecto.

16. ELABORACION DE PLANOS Y DIAGRAMAS UNIFILARES

Se presentan anexos a este documento.

contrato no. 80905-015-2018 contrato no. 80905-015 …...contrato no. 80905-015-2018 contrato no....

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