DISEÑO ELECTRICO PARA AMPLIACION DE CARGA
DISEÑO DETALLADO
DIRECCION
KDX 6-1ª, Vda. Honda Norte
Mpio. Chinacota.
PROPIETARIO:
Aurelio Adrián Valdivieso Barreto
C.C. 1136890088
PROYECTISTA
Juan José Zambrano Villamizar
Ing. Electricista
M.P. 205 - 01644
San José de Cúcuta, octubre 2021
Zambrano
Ingeniería Eléctrica
TABLA DE CONTENIDO
1. BESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
1.1 LOCALIZACIÓN.
1.2 OBJETO
1.3 NÚMERO DE USUARIOS
1.4 CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA
1.5 CIRCUITO ALIMENTADOR
1.6 REDES EN MEDIA TENSIÓN
1.7 SUBESTACION
1.8 REDES EN BAJA TENSIÓN
1.9 ACOMETIDA
1.10 EQUIPO DE MEDIDA
1.11 INSTALACIONES INTERNAS
2. MEMORIAS DE CÁLCULO
2.1 ANÁLISIS Y CUADROS DE CARGAS INICIALES Y FUTURAS, INCLUYENDO ANÁLISIS DE
FACTOR DE POTENCIA Y ARMÓNICOS
2.2 ANÁLISIS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ELÉCTRICO.
2.3 ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO Y FALLA A TIERRA
2.6 ANALISIS DEL NIVEL DE TENSIÒN REQUERIDO.
2.7 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
2.9 CÁLCULO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
2.10 CÁLCULO ECONÓMICO DE CONDUCTORES, TENIENDO EN CUENTA TODOS LOS
FACTORES DE PÉRDIDAS, LAS CARGAS RESULTANTES Y LOS COSTOS DE LA ENERGÍA
2.11 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
2.12 CÁLCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS Y DE ELEMENTOS DE SUJECIÓN DE
EQUIPOS
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2.13 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
2.14 CÁLCULOS DE CANALIZACIONES (TUBO, DUCTOS, CANALETAS Y ELECTRODUCTOS)
Y VOLUMEN DE ENCERRAMIENTOS (CAJAS, TABLEROS, CONDULETAS, ETC.)
2.15 CÁLCULOS DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA, TENIENDO EN CUENTA LOS EFECTOS DE
ARMÓNICOS Y FACTOR DE POTENCIA
2.16 CÁLCULOS DE REGULACIÓN
2.17 CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
2.18 ELABORACIÓN DE DIAGRAMAS UNIFILARES
2.19 ELABORACIÓN DE PLANOS Y ESQUEMAS ELÉCTRICOS PARA CONSTRUCCIÓN
2.20 ESPECIFICACIONES DE CONSTRUCCIÓN COMPLEMENTARIAS A LOS PLANOS,
INCLUYENDO LAS DE TIPO TÉCNICO DE EQUIPOS Y MATERIALES Y SUS CONDICIONES
PARTICULARES
2.21 ESTABLECER LAS DISTANCIAS DE SEGURIDAD REQUERIDAS
2.22 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
2.23 LOS DEMÁS ESTUDIOS QUE EL TIPO DE INSTALACIÓN REQUIERA PARA SU
CORRECTA Y SEGURA OPERACIÓN, TALES COMO CONDICIONES SÍSMICAS, ACÚSTICAS,
MECÁNICAS O TÉRMICAS.
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1. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
1.1 LOCALIZACIÓN
El proyecto en cuestión se encuentra ubicado en la dirección: Veredas Arenales y Honda Norte,
Mpio. Chinacota, Norte. de Santander.
1.2 OBJETO:
El objeto de este proyecto es realizar la construcción de un tramo de red de 225 mts. bifásica en
MT con conductor de AL ACSR N° 1/0, para alimentar un transformador monofásico de 25 KVA. y
darle servicio a tres cuentas existentes que incluye cargas propias de una industria avícola y
vivienda.
1.3 NÚMERO DE USUARIOS:
Tres (3) usuario, existentes.
1.4 CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA:
La carga a instalar está conformada principalmente por salidas inductivas de baja potencia, de
iluminación y tomas de uso general. Como son cargas existentes se tomarán como referente
para estimar carga total.
1.5 CIRCUITO ALIMENTADOR:
Como circuito alimentador se tomará lo estipulado en la Factibilidad N° 1051661, Subestación
Palermo, Cto. 0 Alimentador Palchinacota, nodo LVEL573223.
1.6 REDES DE MEDIA TENSIÓN (MT): Se construirá red de 225 mts. bifásica en MT con
conductor de AL ACSR N° 1/0.
1.7 SUBESTACIÓN: Subestación Palermo, Cto. 0 Alimentador Palchinacota
1.8 REDES DE BAJA TENSIÓN (BT): Las cuentas son existentes por lo tanto se proyectarán a
futuro.
1.9 1.9 EQUIPO DE MEDIDA: Cuentas existentes: - N° 1051661, 506264 y 211673.
2 MEMORIAS DE CÁLCULO
2.1 [a] ANÁLISIS Y CUADROS DE CARGAS INICIALES Y FUTURAS, INCLUYENDO ANÁLISIS DE
FACTOR DE POTENCIA Y ARMÓNICOS
Cuadro de cargas incluyendo cargas futuras:
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CUADRO RESUMEN
PTO.
P [W]
F.P.
S [VA]*
AMP.
[A]
COND.
[mm²]
PROTECC.
[A]
105161
2,300
0.90
2,556
10.65
8.36 (8)
2X40
506264
8,488
0.90
9,431
39.30
13.29 (6)
2x50
211673
6,500
0.90
7,222
30.09
8.36 (8)
2X40
FUTURO
3,500
20,788
0.90
3,889
23,098
16.20
96.24
8.36 (8)
2X40
33,62 (2)
2X100
TOTAL
0.90
D.M.
Del análisis de los cuadros de cargas correspondientes a esta instalación, los componentes que los
conforman son discretos, Motores de baja potencia, iluminación Led, tomas de 240, 120 volt.
Considerando que en este caso las cargas inductivas y resistivas muy bajas y con factores de
potencia altos (cargas no lineales bajas), serian valores despreciables para tomarlos en cuenta
como armónicos.
Tasa de crecimiento vegetativo: la tasa anual para éste crecimiento será del 1,3 % de acurdo con
http://informesanuales.xm.com.co/2017/SitePages/operacion/4-1-Demanda-de-energia-nacional.aspx
Con el valor obtenido de la demanda máxima del usuario 23,10 KVA, para un crecimiento
vegetativo del 1,3 %, la demanda máxima por unidad proyectada a 8 años será:
Demanda máx. Proyectada = 23,10*1,03ˆ8 = 29.26 KVA.
En la actualidad los sistemas eléctricos cuentan con una cantidad de elementos llamados NO
LINEALES, los cuales generan ondas sinusoidales diferentes a las ondas de frecuencia industrial,
ocasionando el fenómeno conocido como generación de armónicos.
Los armónicos causan problemas tanto al usuario con las entidades de prestar el servicio de
energía eléctrica, ocasionando diversos efectos nocivos
en los equipos de la red.
Los armónicos son tensiones o corrientes sinusoidales
que poseen frecuencias múltiples de la frecuencia del
sistema o frecuencia industrial. Las formas de ondas
distorsionadas pueden ser descompuestas en una suma
de la señal de frecuencia fundamental y las armónicas.
Si contamos con indicadores que nos permitan cuantificar
y evaluar la distorsión armónica de las ondas de tensión y
corriente, estas son:
Factor de Potencia.
Factor de cresta.
Potencia de distorsión.
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Espectro de frecuencias.
Tasa de distorsión armónica (THD).
Estos indicadores son indispensables para establecer acciones correctivas con respecto a los
armónicos.
Factor de Potencia:
El factor de potencia se define como la relación entre la potencia activa (P) y la potencia aparente
(S)
Frecuentemente se confunde factor de potencia con cos φ
Donde;
P1 = Potencia activa de la fundamental.
S1 = Potencia aparente de la fundamental.
Por tanto, el cos φ se refiere únicamente a la frecuencia fundamental, y, en presencia de
armónicos es diferente al factor de potencia FP. Un primer indicativo de la presencia de armónicos
la diferencia de valor entre el cos φ y FP (FP < cos φ)
Factor de Cresta:
Para una señal sinusoidal el valor del factor de cresta es de √2, es particularmente útil para
detectar {a presencia de valores de cresta excepcionales con respecto al valor eficaz (rms).
Un valor típico para corrientes absorbidas por cargas no lineales es mucho mayor a √2 (1,4142)
puede tomar valores de 1,5 ó 2, llegando inclusive a 5 en casos críticos. Un factor de cresta muy
elevado implica sobreintensidades puntuales importantes. Éstas detectadas por los dispositivos de
protección, pueden ser el origen de desconexiones indeseadas.
Potencia Activa:
La descomposición de la tensión y la intensidad en sus componentes armónicas pueden ser
escritas como:
Siendo φh el desfase entre la tensión y la intensidad del armónico de orden h
En ausencia de armónicos la ecuación Indica la potencia de una señal sinusoidal donde cos φ1
es igual a cos φ
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Potencia Reactiva:
La potencia reactiva sólo se define para la fundamental
Potencia de Distorsión.
Se considera la potencia aparente como:
En presencia de armónicos se puede escribir como:
Como consecuencia, en la presencia de armónicos la relación S2 = P2 + Q2 no es válida. Se define
la potencia de distorsión D de tal forma que S2 = P2 + Q2 + D2. Así pues:
Tasa de Distorsión Armónica:
Si el voltaje y la corriente están definidas en una
red eléctrica como:
Estas señales se pueden dar en presencia de
armónicos, entonces el voltaje y la corriente se
pueden representar como:
Dónde:
Vn = La armónica de voltaje de orden n.
In = La armónica de corriente de orden n, y
Θn = El ángulo de la armónica n.
Los valores de distorsión están definidos en (%) de cantidades eléctricas, son muy utilizados
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para conocer el grado de contaminación de las redes eléctricas.
Distorsión Armónica Total:
Distorsión Total Armónica (THD) es frecuentemente utilizada para definir la importancia del
contenido armónico de una señal alterna de tensión Esta ecuación se puede remplazar por la
siguiente, y es más fácil usar cuando se conoce el valor eficaz de tensión y de corriente (rms)
Factor K:
En muchos casos cuando un transformador alimenta cargas no lineales, éste presenta
sobrecalentamiento aun cuando no ha alcanzado sus KVA nominales.
Este calentamiento en transformadores debido a las armónicas se estima que es directamente
proporcional al cuadrado de la armónica multiplicado por las pérdidas que ésta produce, así
aparece el factor K que se aplica en transformadores.
Este factor K viene especificado en la placa de algunos transformadores, lo cual indica que viene
diseñados sin exceder su temperatura de operación.
Los factores K más
comunes de transformadores son
de 4 y 13, los cuales son utilizados para alimentar cargas que utilizan rectificación principalmente.
CONCLUCIONES: En éste caso específico (instalación) no debería presentar problemas por
armónicos debido a que estaría TDH por debajo del 5% establecido por el reglamento RETIE.
Ω
2.2 [b] ANÁLISIS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ELÉCTRICO.
Las tensiones que ocurren en un sistema son usualmente se dividen por definición en tres grupos:
Sobretensiones temporales.
Sobretensiones de maniobra.
Sobretensiones atmosféricas.
Sobretensiones Temporales:
Las sobretensiones temporales son a frecuencia
industrial o muy cercana a la frecuencia industrial y
no muy amortiguadas o suavemente amortiguadas.
Ellas están asociadas principalmente a pérdidas de
cargas, fallas a tierra y resonancia de diferentes
tipos.
En un sistema bien estructurado las
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amplitudes de las sobretensiones temporales no deben exceder 1.5 p.u. y su duración debe ser
menor de 1 seg.
En la coordinación de aislamiento, las sobretensiones temporales son de gran importancia porque
ellas determinan las características nominales de lo pararrayos y, por lo tanto, también los niveles
de protección factibles.
Sobretensiones de Maniobra:
Las sobretensiones de maniobra están asociadas a todas las operaciones de maniobra y ellas en
un sistema. Sus altas amplitudes están generalmente en el rango de 2 a 4 p.u., dependiendo
mucho de los valores reales diseño del sistema y de los medios para limitarlos. La forma de onda
puede variar mucho, pero puede ser representada por una oscilación de algunos cientos a algunos
miles de ciclos, superpuesta en una onda a frecuencia industrial, o por una onda doble exponencial
con un tiempo de frente de 10 a 1000 us.
Las sobretensiones por maniobra más significativas podrían ser las siguientes:
Sobretensiones causadas por los procesos de cierre de interruptores.
Interrupción de corrientes capacitivas; por ejem. al desconectar líneas largas en vació o
desconectar bancos de transformadores.
Estas maniobras pueden conllevar reencendido en los interruptores, haciendo más critica la
situación. Las sobretensiones más altas de este tipo son aproximadamente de 4 p.u.
Apertura de pequeñas corrientes inductivas; por ejemplo, en la salida o entrada de un
transformador sin carga, o en los reactores.
Tensiones de ferrorresonacia que pueden aparecer durante el proceso de desconexión de
partes del sistema que no tienen conexión a tierra. El fenómeno en este caso se debe a la no
simultaneidad del cierre o la apertura de las tres fases.
Sobretensiones Atmosféricas:
Las sobretensiones atmosféricas de amplitudes grandes pueden entrar a una subestación como
resultado de descargas atmosféricas directas a una línea o como flameos inversos en una torre.
Protección contra Sobretensiones:
Las protecciones contra sobretensiones están diseñadas fundamentalmente para:
Limitar la tensión que aparecerá en los terminales del aparato protegido.
Localizar los arcos o descargas disruptivas en lugares donde no se puedan producir daños,
cuando resulte antieconómico prevenir dichos arcos.
Lo más recomendable es tener el dispositivo de protección lo más cerca posible del equipo
protegido; sin embargo, a veces esto no es posible y en tales casos deben buscarse la solución
más adecuada ponderando objetivamente cada uno de los factores analizados anteriormente.
La protección contra sobretensiones externas fundamentalmente se realiza a
través de una
correcta escogencia del cable de guarda para el apantallamiento de las líneas, utilizando el método
electrogeometrico.
Otra medida para la protección de equipos de la subestación contra sobretensiones de tipo externo
consiste en instalar explosores o cuernos de arco en los equipos de la subestación.
No obstante, la protección más segura y completa para limitar las sobretensiones de origen
atmosférico a valores no peligroso para el aislamiento del equipo, se obtiene con la
instalación de DPS (pararrayos); estos son especialmente utilizados para:
Subestaciones donde los explosores están en funcionamiento con demasiada frecuencia por
ser instalaciones demasiados expuestas a las sobretensiones.
Protección de los transformadores de potencia y de bobinas de reactancia, especialmente
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cuando tienen un aislamiento reducido.
Protección del neutro de los transformadores de potencia cuando operan con el punto neutro
aislado y los arrollamientos tienen aislamiento gradual
Instalaciones en extra-altas tensiones para reducir el nivel de aislamiento de los interruptores.
Coordinación de Aislamiento:
La coordinación de aislamiento consiste en
combinar las características de operación de los
descargadores con las curvas voltaje – tiempo de
los aislamientos de los equipos, de manera que
se tenga una protección efectiva y económica
contra el sobre-voltaje transitorio. (Figura 5.). En
la curva B representa las características de
operación de un descargador, mientras que la
curva A es la de voltaje – tiempo de un
aislamiento.
De acuerdo con la definición
anterior se tendrá una protección efectiva
siempre que la curva A este por encima de la
curva B manteniendo un margen de seguridad adecuado.
Distancias de Aislamiento:
Esta denominación reagrupa dos nociones, una de distancia
en el gas (aire, SF6, etc.) y la otra de la «línea de fuga» de los
aislantes sólidos (figura 5).
La distancia en el gas es el camino más corto entre dos
partes conductoras.
La línea de fuga es igualmente el camino más corto entre
dos conductores, pero siguiendo la superficie exterior de
un aislante sólido.
Estas dos distancias están directamente ligadas al afán de
protección contra las sobretensiones, pero sus tensiones
soportadas no son idénticas.
Difiere, en particular, según el tipo de sobretensión aplicada (nivel de tensión, frente de onda,
frecuencia, duración). Además, las líneas de fuga pueden estar sujetas a fenómenos de
envejecimiento, propios del material aislante considerado, que implica una degradación de sus
características.
Los factores influyentes son principalmente:
Las condiciones ambientales (humedad, polución, radiaciones UV)
Las tensiones eléctricas permanentes (valor local del campo eléctrico).
La tensión soportada de distancia en el gas es función igualmente de la presión:
Variación de la presión del aire con la altura,
Variación de la presión de llenado de un aparato.
Selección del Nivel de Aislamiento:
Para el estudio del nivel de aislamiento se empleará la metodología tradicional en la norma IEC 711 de 1993, teniendo en cuenta la definición de los siguientes parámetros
BIL = Nivel básico de aislamiento (Tensión soportada para impulso tipo rayo): es el valor pico de
tensión soportada al impulso tipo rayo el cual caracteriza el aislamiento del equipo en lo que refiere
a pruebas.
BSL = Tensión soportada para impulso tipo maniobra: es el valor pico de tensión soportada al
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impulso tipo de maniobra el cual caracteriza el aislamiento de los equipos en lo referente a
pruebas.
K = Factor que relaciona BSL/BIL. Varía de acuerdo con la magnitud de las tensiones de prueba
aplicada para los equipos aislados en aire o en aceite y utiliza los siguientes valores:
0.83 para equipos aislados en aceite.
0.75 para equipos aislados en aire.
Niveles de Protección:
Son los niveles máximos de tensión pico que deben aparecer en los terminales de un descargador
de sobre tensión.
NPM- Nivel de protección contra impulso de maniobra.
NPR- Nivel de protección para impulso tipo rayo.
Factor de seguridad:
KM Factor de seguridad que relaciona el BSL y NPM
1.15 Valor común
KI Factor de seguridad que relaciona el BIL y el NPR
Rango entre 1.2 y 1.4 siendo 1.25 valor común.
Para niveles de tensión inferiores a 52kV, KI=1.4 más utilizado.
Corrección de los Niveles de Aislamiento:
Debido al cambio de la densidad del aire por altura sobre el nivel del mar, es necesario corregir el
aislamiento externo de los equipos para así lograr una debida coordinación de aislamiento. Dicha
corrección se hace para alturas superiores a 1000 metros (a equipos sumergidos en aceite no se
les corrige la altura). Además, las tensiones de flameo sobre superficies aislantes cambian con la
humedad relativa, lo cual implica una corrección adicional de los niveles de aislamiento.
El factor de corrección por la densidad del aire es igual a:
En donde:
Po = Presión atmosférica Normaliza, 1013 mbar
P = Presión atmosférica de la instalación, mbar
Vo =20 °C
v = Temperatura ambiente de la instalación °C
m y n = exponenciales que depende del tipo y polaridad de la tensión y distancia de flameo d, tal
como se ilustra en la figura (6).
Algunos fabricantes de equipos han obtenido resultados muy aproximados a los a hallados con las
anteriores expresiones utilizando la siguiente formula simplificada para determinar el factor de
corrección por altura:
En donde:
Ka = Factor de corrección por altura.
H = Altura sobre el nivel del mar.
La contaminación ambiental tiene un efecto directo en la determinación de las distancias de fuga
de los aisladores, ya que ella reduce la capacidad de soportar tensiones a la frecuencia industrial
tanto en operación normal como durante fallas a tierra (sobretensiones temporales): la
contaminación tiene efecto directo sobre las sobretensiones tipo impulso y por lo tanto no afectan
los niveles de aislamiento respectivos.
Generalmente tener unas distancias de fuga altas debido a la contaminación ambiental no
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implica amentar el nivel de aislamiento del equipo, pero algunas veces los fabricantes, para tener
las distancias de fuga especificadas y no tener que cambiar su diseño normalizado, ofrecen
equipos con niveles de aislamiento o de tensión nominal superiores.
Calculo de la Coordinación de Aislamiento:
La coordinación empieza con el cálculo de
las sobretensiones (de maniobra, temporales y atmosféricas) que someten a esfuerzo el
aislamiento; a partir de este dato, los niveles de aislamiento pueden ser determinados por los
métodos convencionales o por métodos estadísticos.
Método Estadístico:
Este método está basado en la frecuencia de ocurrencia de una
causa dada, la distribución de probabilidad de sobretensiones
relativa a esta causa y la probabilidad de descarga de la aislación.
Igualmente se puede determinar el riesgo de falla combinando
simultáneamente, para cada aplicación de tensión, las
probabilidades de descarga y de sobretensión teniendo en cuenta
la naturaleza estadística de las sobretensiones y de la descarga
mediante procedimientos adecuados.
Método Convencional:
Para sistemas con tensiones menores a 300 kV donde el costo del aislamiento es
comparativamente bajo. Este método implica que un cierto margen, valor que se basa en la
experiencia, sea aplicado entre la máxima sobretensión y el nivel de aislamiento. El margen es lo
que se denomina el factor de seguridad.
Se aplica un factor de seguridad (KI) para relacionar el NPR y el BIL. Este factor tiene un rango
entre 1.2 y 1.4 siendo 1.25 un valor normalmente aplicado. Para niveles de tensión inferiores a 52
kV, el valor KI más utilizado es 1.4.
Procedimiento general para determinar el BIL de un equipo. Para alturas inferiores a 1000 metros
sobre el nivel del mar.
1. Obtener el NPR y el NPM del descargador.
2. Determinar el KI y el KM deseados.
3. Obtener el nivel mínimo de aislamiento al impulso atmosférico: BIL= KI*NPR.
4. Elegir el valor normalizado por encima del BIL encontrado, obteniéndose así el BIL normalizado
del equipo en consideración.
5. Determinar el BSL como: BSL=K*BIL.
6. Obtener la relación entre BSL y NPM: KF=BSL/NPM.
7. El valor determinado en el paso anterior debe ser mayor o igual a KM.
8. Si no se cumple la anterior relación se debe incrementar el BIL encontrado en el paso 4 en un
nivel superior y repetir, con este nuevo valor, los pasos 5 y 6. Este incremento del BIL se debe
efectuar de modo iterativo hasta obtener el km sea menor o igual al valor determinado en el paso 6.
9. Es suficiente con especificar solamente el BIL del equipo ya que el BSL está directamente
relacionado al BIL
CONCLUCIONES:
No es económico instalar equipos y sistemas con grados de seguridad tales que permitan
soportar sobretensiones excepcionales. Se admite que aún en un material bien dimensionado
puedan producirse fallas y el problema es entonces limitar su frecuencia teniendo en cuenta un
criterio económico basado en costo y continuidad del servicio. La coordinación de la
aislación está esencialmente basada en limitar el riesgo de falla, en lugar de fijar a priori un
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margen de seguridad.
La coordinación del aislamiento intenta encontrar un justo equilibrio entre la fiabilidad de los
materiales, desde el punto de vista dieléctrico, por una parte y de su dimensionamiento, y por
tanto su costo, por la otra parte.
La aislación puede ser externa, en aire atmosférico o de superficies en contacto con la
atmósfera sometidas a la influencia de condiciones atmosféricas, polución, humedad, etc.,
interna, sólida, líquida o gaseosa, protegida de la influencia atmosférica, Una aislación tiene
capacidad de regeneración cuando después de una descarga disruptiva recupera íntegramente
sus características aislantes.
La coordinación empieza con el cálculo de las sobretensiones (de maniobra, temporales y
atmosféricas) que someten a esfuerzo el aislamiento; a partir de este dato, los niveles de
aislamiento pueden ser determinados por los métodos convencionales o por métodos
estadísticos.
Generalmente tener unas distancias de fuga altas debido a la contaminación ambiental no
implica amentar el nivel de aislamiento del equipo, pero algunas veces los fabricantes, para
tener las distancias de fuga especificadas y no tener que cambiar su diseño normalizado,
ofrecen equipos con niveles de aislamiento o de tensión nominal superiores.
En nuestro caso debido al sistema de bajas tensiones y la baja complejidad de la instalación se
omite cualquier estudio al respecto.
Ω
2.4 [d] Análisis de nivel de riesgo por rayos y medidas de protección contra rayos.
El riesgo es el valor de una pérdida anual media probable. Para cada tipo de pérdida que puede
presentarse en una estructura o servicio debe evaluarse el riesgo correspondiente.
Estos riesgos en una estructura pueden ser los siguientes:
1. De pérdida de vida humana.
2. De pérdida del servicio a público.
3. De pérdida de patrimonio cultural.
4. De pérdida de valor económico.
El sistema integral de protección contra rayos (SIPRA) es el método más efectivo para proteger
estructuras contra daños de las descargas, este consiste en una protección externa y una
protección interna.
Protección externa:
Interceptar el impacto directo del rayo a la estructura (sistema de captación).
Conducir la corriente de rayo de manera seguirá a tierra (bajantes).
Dispersa y disipar la corriente de rayo dentro de la tierra (SPT).
La protección interna previene de chispas peligrosas por lo tanto se usa la equipotencialización y
distancias de seguridad.
NIVELES DE PROTECCION CONTRA RAYOS (NPR)
Cooriente de impulso pico del rayo (Im)
NIVEL
Im [KA]
I
200
II
150
III
100
IV
100
El nivel de riesgo se evaluará a partir de la corriente del rayo, la cual
es la fuente primaria de daños, de las características de la
estructura, de los servicios que llegan a ella y de las estructuras
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que la rodean.
Los tres fenómenos que ocurren cuando el rayo impacta, son los siguientes:
Acoplamiento galvánico: Si un rayo con una corriente Imp de 100 KA impacta en la
instalación y la toma de tierra es de 1 se tendrá una elevación de potencial 100 kV.
Acoplamiento inductivo: Cuando los conductores que conforman la instalación se
someten a un campo electromagnético existe un acoplamiento inductivo que se traduce en
tensiones en las puntas de los cables, los cuales pueden alcanzar hasta 500 kV.
Acoplamiento Capacitivo: Acople que ocurre en los cables de señales, cables de
transmisión de datos cuando se colocan dentro de un campo electromagnético producido
por los impulsos del rayo lo cual produce
tensiones en las puntas de los cables.
Existen dos tipos de onda de acuerdo con el tiempo de
frente T1 y el tiempo de valor medio T2, ver fig.
Onda 10/350 s: La corriente de impacto directo
del rayo, se identifica con Iimp.
Onda 8/20 s: Onda de sobretensión, la de
mayores daños en las instalaciones, de disipa
más rápido, su corriente pico se identifica con In.
Sistema de captación
Los sistemas que realizan esta función son una combinación de los siguientes elementos:
Varilla de Franklin (mástiles).
Cables colgantes.
Mallas de conductores.
Estos elementos se ubican de manera ordenada de acuerdo a la estructura de la instalación
Método de Intercepción: Se basa en el estudio
para determinar su ubicación óptima de los cables
de guarda en transmisión aérea.
Los métodos son:
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Ingeniería Eléctrica
Esferas rodantes.
Angulo de protección.
Enmallado.
Esferas rodantes:
Dependiendo del nivel de protección de acuerdo con la NTC 4552, el radio de la esfera rodante se
puede escoger de la tabla 2.
El diseñador es libre de usar
Cualquier radio de la esfera, solo que no supere los valores dados en la tabla 2.
Los niveles y corrientes dados para que con el radio escogido cualquier corriente igual o superior a
la escogida sea interceptada por la protección externa y no impacte directamente en la estructura.
Crear circunferencias de radio rsc entre los objetos a ser protegidos de tal manera que sean
tangentes entre objetos, cualquier estructura por debajo de los arcos estará protegida.
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Ingeniería Eléctrica
Angulo de Protección:
Este método es una simplificación del método de las
esferas rodantes, en donde para una altura dada
existe un ángulo de protección de la terminal de
captación la cual se puede determinar mediante la
fig. 3.
Se considera que, si la instalación está dentro del
volumen del cono que contiene el mástil con el
ángulo protección generado por el radio de la esfera,
se encuentra protegida.
El diseñador es libre de usar cualquier ángulo de
protección siempre y cuando para una altura dada los
ángulos sean inferiores a las curvas mostradas en la
fig. 3.
Método del enmallado
Cuando es necesario proteger superficies planas se usa éste método, con una malla conductora.
Para este caso los conductores externos son
colocados sobre bordes de techo, terrazas o
voladizos. Se debe diseñar de tal manera
que la corriente de rayo encuentre al menos
dos (2) vías de evacuación de la corriente.
Los valores de enmallado dependiendo del
nivel de protección están dados por la
siguiente tabla.
Programa de Evaluación del Riesgo.
No Aplica.
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Ingeniería Eléctrica
2.5 [e] ANÁLISIS DE RIESGOS DE ORIGEN ELÉCTRICO Y MEDIDAS PARA MITIGARLOS.
Para garantizar la seguridad de las personas y las instalaciones es necesario tener conocimiento
sobre qué es y cómo funciona la electricidad, con el fin de identificar los peligros y establecer
medidas de control que permitan evitar los accidentes.
El gráfico anterior muestra que el sector de la construcción se encuentra dentro de aquellos que
lideran el ranking de número de accidentes eléctricos en el período analizado y representa también
la segunda mayor cantidad de número de días perdidos, sólo precedido del sector industrial. Los
accidentes eléctricos representan un alto potencial de gravedad en este sector.
Las obras de construcción introducen en sus instalaciones algunas singularidades, haciendo que
éstas se presenten como instalaciones con características especiales, entre las que destacan:
Son instalaciones provisionales.
Algunas de ellas están sometidas a condiciones de
intemperie.
Generalmente están compuestas de material
reutilizable.
Gran parte de la instalación es móvil.
El nivel de instrucción del usuario no
necesariamente es calificado para actividades
eléctricas.
Efectos del choque eléctrico en el cuerpo humano
Los efectos de un choque eléctrico en un ser humano pueden ser inmediatos o no inmediatos,
además de las lesiones indirectas como caídas de altura, golpes de materiales, herramientas o
equipos que se proyecten, entre otros.
Efectos inmediatos
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Ingeniería Eléctrica
Paro cardíaco: Se produce cuando la corriente pasa por el corazón y su efecto en el
organismo se traduce en un paro circulatorio por detención cardíaca.
Asfixia: Cuando la corriente eléctrica atraviesa el tórax, se tetaniza el diafragma y como
consecuencia de ello los pulmones no tienen capacidad para ingresar aire ni para
expulsarlo.
Quemaduras: Internas o externas, por el paso de la intensidad de corriente a través del
cuerpo. Se producen zonas de necrosis (tejidos muertos) y las quemaduras pueden llegar
a alcanzar órganos profundos, músculos, nervios e incluso a los huesos.
Tetanización: Contracción muscular, que anula la capacidad de reacción muscular,
impidiendo la separación voluntaria del punto de contacto (los músculos de las manos y los
brazos se contraen sin poder relajarse).
Fibrilación ventricular: Se produce cuando la corriente pasa por el corazón y se traduce
en un paro circulatorio por alteración del ritmo cardíaco. El corazón, al funcionar
descoordinadamente, no puede bombear sangre. Ello es grave en el cerebro donde es
imprescindible una oxigenación continua.
Lesiones permanentes: Producidas por destrucción de la parte afectada del sistema
nervioso (parálisis, contracturas permanentes, etc.).
Efectos no inmediatos:
Manifestaciones renales: Los riñones pueden quedar bloqueados por las quemaduras, ya
que deben eliminar gran cantidad de mioglobina y hemoglobina que les invade después de
abandonar los músculos afectados, así como las sustancias tóxicas que resultan de la
descomposición de los tejidos destruidos por las quemaduras.
Trastornos cardiovasculares: La descarga eléctrica puede provocar pérdida del ritmo
cardíaco y de la conducción aurículo-ventricular e intraventricular, manifestaciones de
insuficiencias coronarias agudas que pueden llegar hasta el infarto de miocardio, además
de taquicardias, vértigo, cefaleas, etc.
Trastornos nerviosos: La víctima de un choque eléctrico puede sufrir trastornos nerviosos
relacionados con pequeñas hemorragias, fruto de la desintegración de la sustancia
nerviosa central o medular. Por otra parte, es muy frecuente la aparición de neurosis de
tipo funcional más o menos graves, transitorias o permanentes.
Trastornos sensoriales, oculares y auditivos: Trastornos oculares ocasionados por los
efectos luminosos y caloríficos del arco eléctrico. En la mayoría de los casos se traducen
en manifestaciones inflamatorias del fondo y segmento anterior del ojo. Los trastornos
auditivos comprobados pueden llegar hasta la sordera total y se deben generalmente a un
traumatismo craneal, a una quemadura grave de alguna parte del cráneo o a trastornos
nerviosos.
En la siguiente gráfica tomada de la NTC 4120, con referente IEC 60479-2, se detallan las zonas
de los efectos de la corriente alterna de 15 Hz a 100 Hz.
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Ingeniería Eléctrica
FACTORES DE RIESGO ELÉCTRICO MÁS COMUNES
Por regla general, todas las instalaciones eléctricas tienen implícito un riesgo y ante la
imposibilidad de controlarlos todos en forma permanente, se seleccionaron algunos factores, que al
no tenerlos presentes ocasionan la mayor cantidad de accidentes.
En circunstancias que se evidencie ALTO RIESGO o PELIGRO INMINENTE para las personas, se
debe interrumpir el funcionamiento de la instalación eléctrica, excepto en aeropuertos, áreas
críticas de centros de atención médica o cuando la interrupción conlleve a un riesgo mayor; caso
en el cual se deben tomar otras medidas de seguridad, tendientes a minimizar el riesgo.
En los casos de accidentes de origen eléctrico con o sin interrupción del servicio de energía
eléctrica, que tengan como consecuencia la muerte, lesiones graves de personas o afectación
grave de inmuebles por incendio o explosión, la persona que tenga conocimiento del hecho debe
comunicarlo en el menor tiempo posible a la autoridad competente o a la empresa prestadora del
servicio.
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Ingeniería Eléctrica
FACTOR DE +M268+A241:N266+M268+A241:N266+A241:N266
POSIBLES CAUSAS: En el des a rrol l o de l a i ns ta l a ci ón el éctri ca i nterna y externa s de ba ja tens i ón s e pueden pres enta r el ectrocuci ón
por fa l l a de a i s l a mi ento en conductores y fa l l a s a ti erra .
MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Ha cer pues ta s a ti erra de ba ja res i s tenci a y equi potenci a l i za r.
por
Electrocución
RIESGO A EVALUAR:
(al) o (en)
Tensión de paso
EVENTO O EFECTO
Conductores y equipos
FACTOR DE RIESGO
FUENTE
(CAUSA)
POTENCIAL
X
REAL
En pers ona s
Económi ca s
FRECUENCIA
E
C
O
N
S
E
C
U
E
N
C
I
A
S
Ambi enta l es
En l a
i ma gen de
la
empres a
D
C
B
A
Sucede
Sucede
No ha
Ha
Ha ocurri do
va ri a s veces va ri a s veces
ocurri do en ocurri do en
en l a
a l a ño en l a a l mes en l a
el s ector
el s ector
Empres a
Empres a
Empres a
Una o ma s
muertes
Da ño gra ve
en
Conta mi na ci ón Interna ci o
i nfra es tructur
i rrepa ra bl e.
na l
a Interrupci ón
regi ona l .
5
MEDIO
ALTO
ALTO
ALTO
MUY ALTO
Inca pa ci da d
pa rci a l
perma nente
Da ños
ma yores ,
Conta mi na ci ón
Na ci ona l
s a l i da de
ma yor
s ubes ta ci ón
4
MEDIO
MEDIO
MEDIO
MEDIO
ALTO
Inca pa ci da d
tempora l (>
1 día )
Da ños
s everos .
Conta mi na ci ón
Regi ona l
Interrupci ón
l oca l i za da
Tempora l
3
BAJO
MEDIO
MEDIO
MEDIO
ALTO
2
BAJO
BAJO
MEDIO
MEDIO
MEDIO
1
MUY
BAJO
BAJO
BAJO
BAJO
MEDIO
Les i ón
Da ños
menor (s i n i mporta ntes
i nca pa ci da d) Interrupci ón
E2
breve. E2
Efecto menor
Mol es ti a
funci ona l
Da ños l eves ,
(a fecta
No
rendi mi ento Interrupci ón
l a bora l )
Evaluador:
Si n efecto
E1
Loca l
Interna
E1
MP:
JUAN JOSE ZAMBRANO V.
FECHA:
205 - 01644
27/01/2019
FACTOR DE RIESGO POR EQUIPO DEFECTUOSO
POSIBLES CAUSAS: En el desarrollo de la instalación eléctrica primaria externa se pueden presentar quemaduras eléctricas por malos contactos,
cortocircuitos o contactos con equipos energizados a través de equipos defectuosos.
MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Utilizar guantes dieléctricos de clase clase 2 para media tensión y gafas de protección ultravioleta; además de ropa
de dotación hecha a base de algodón. Efectuar mantenimiento a los equipos utilizados.
por
Electrocución o quemaduras
RIESGO A EVALUAR:
Equipo defectuoso
EVENTO O EFECTO
(al) o (en)Ambiente o manipulación de equipos
FACTOR DE RIESGO
FUENTE
(CAUSA)
C
O
N
S
E
C
U
E
N
C
I
A
S
POTENCIAL
X
En pers ona s
Económi ca s
NIVEL DE
RIESGO
MUY ALTO
ALTO
MEDIO
DECISIONES A TOMAR Y CONTROL
E
D
C
B
A
Sucede
Sucede
No ha
Ha
Ha ocurri do
va ri a s veces va ri a s veces
ocurri do en ocurri do en
en l a
a l a ño en l a a l mes en l a
el s ector
el s ector
Empres a
Empres a
Empres a
En l a
i ma gen de
la
empres a
Da ño gra ve
en
Conta mi na ci ón Interna ci o
i nfra es tructur i rrepa ra bl e.
na l
a Interrupci ón
5
MEDIO
ALTO
ALTO
ALTO
MUY ALTO
Inca pa ci da d
pa rci a l
perma nente
Da ños
ma yores ,
Conta mi na ci ón
Na ci ona l
s a l i da de
ma yor
s ubes ta ci ón
4
MEDIO
MEDIO
MEDIO
MEDIO
ALTO
Inca pa ci da d
tempora l (>
1 día )
Da ños
s everos .
Conta mi na ci ón
Regi ona l
Interrupci ón
l oca l i za da
Tempora l
3
BAJO
MEDIO
MEDIO
MEDIO
ALTO
Les i ón
Da ños
menor (s i n i mporta ntes
i nca pa ci da d) Interrupci ón
E2
breve. E2
Efecto menor
Loca l
2
BAJO
BAJO
MEDIO
MEDIO
MEDIO
Mol es ti a
Da ños l eves ,
funci ona l
No
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Interrupci ón
rendi mi ento
E1
l a bora l ) E1
Si n efecto
E1
Interna
E1
1
MUY
BAJO
BAJO
BAJO
BAJO
MEDIO
JUAN JOSE ZAMBRANO V.
MP:
205 - 01644
PARA EJECUTAR LOS TRABAJOS
Inadmisible para trabajar: Ha y que el i mi na r
fuentes potenci a l es , ha cer rei ngeni ería o
mi ni mi za rl o y vol ver a va l ora rl o en grupo,
ha s ta reduci rl o.
Bus ca r procedi mi entos a l terna ti vos s i s e
deci de ha cer el tra ba jo. La a l ta di recci ón
pa rti ci pa y a prueba el Aná l i s i s de Tra ba jo
Seguro (ATS) y a utori za s u rea l i za ci ón
medi a nte un Permi s o Es peci a l de Tra ba jo.
Requi ere permi s o es peci a l de tra ba jo.
(PES).
Minimizarlo: Bus ca r a l terna ti va s que
El jefe o s upervi s or del á rea i nvol ucra da ,
pres enten menor ri es go. Demos tra r cómo s e a prueba el Aná l i s i s de Tra ba jo Seguro (ATS)
va a control a r el ri es go, a i s l a r con ba rrera s o y el Permi s o de Tra ba jo (PT) pres enta dos
di s ta nci a , us a r EPP.
por el l íder a ca rgo del tra ba jo.
Requi ere permi s o es peci a l de tra ba jo.
Aceptarlo: Apl i ca r l os s i s tema s de control
(mi ni mi za r, a i s l a r, s umi ni s tra r EPP,
procedi mi entos , protocol os , l i s ta de
veri fi ca ci ón, us a r EPP).
Requi ere permi s o de tra ba jo.
Asumirlo: Ha cer control a dmi ni s tra ti vo
ruti na ri o. Segui r l os procedi mi entos
es ta bl eci dos . Uti l i za r EPP.
BAJO
No requi ere permi s o es peci a l de tra ba jo.
MUY BAJO
Ambi enta l es
FRECUENCIA
Una o ma s
muertes
Evaluador:
COLOR
REAL
Vi gi l a r pos i bl es ca mbi os
El l íder del grupo de tra ba jo di l i genci a el
Aná l i s i s de Tra ba jo Seguro (ATS) y el jefe de
á rea a prueba el Permi s o de Tra ba jo (PT)
s egún procedi mi ento es ta bl eci do.
El l íder de tra ba jo debe veri fi ca r:
•¿Qué puede s a l i r ma l o fa l l a r?
•¿Qué puede ca us a r que a l go s a l ga ma l o
fa l l e?
•¿Qué podemos ha cer pa ra evi ta r que a l go
s a l ga ma l o fa l l e?
No a fecta l a s ecuenci a de l a s a cti vi da des
RETIE: TABLA 9.4 Decisiones y acciones para controlar el riesgo
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FECHA:
27/01/2019
Zambrano
Ingeniería Eléctrica
2.6 [f] ANALISIS DEL NIVEL DE TENSIÒN 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
(Motobombas, compresores, equipos médicos especiales, motores, tomacorrientes GFCI,
comunes, cargas de iluminación, etc…).
En esta sección de las memorias de cálculo, se deberán definir los voltajes nominales del
transformador o transformadores que formarán parte de la instalación eléctrica, y que suministrarán
energía a todos los equipos conectados, aguas abajo, en el proyecto a construir; alimentados en
M.T por la red eléctrica del Sistema Interconectado Nacional, SIN; administrada por el Operador de
Red de la región.
NIVEL DE TENSION REQUERIDO
ELEMENTO
MT
BT
CONEXION INSTALACION
TRAFO.
13200
220/127
3f
RED BT
/
220/127
3f
ACOMET.
INST.
/
220/127
3f
TABLERO
A/A
/
220
2f
UNID.
TOMAS-LUCES
/
127
1f
UNID.
2.7 [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
De acuerdo al artículo 14 del Retie los campos electromagnéticos de baja frecuencia (0 a 300 Hz)
no producen efectos nocivos en los seres vivos. Adicionalmente el artículo 14.3 del mismo
reglamento establece los valores límites de exposición a campos electromagnéticos para una
exposición ocupacional de 8 horas al igual que para el público en general. En las zonas en donde
se encuentra las instalaciones eléctricas del proyecto no se tiene una permanencia igual a ocho
horas.
Finalmente, basados en el artículo 14.4 se hace claridad que para los diseños de líneas y
subestaciones con valores de tensión de nivel IV deben contemplar un análisis de campos
electromagnéticos.
Dado que el proyecto tiene un punto de conexión en el nivel II de tensión se puede prescindir del
cálculo de exposición a campos electromagnéticos.
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Ingeniería Eléctrica
RETIE
INTENSIDAD DEL
CAMPO ELECTRICO
[Kv/m]
DENSIDAD DE FLUJO
MAGNETICO [ T]
Exposición ocupacional en un día de trabajo
de ocho horas.
8,3
1000
Exposición del público en general hasta ocho
horas continuas
4,16
200
TIPO DE EXPOSICION
T 14.1 Valores límites de exposición a campos electromagneticos
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 lugares de trabajo se debe medir en el lugar asignado por la empresa para cumplir el horario
habitual del trabajador.
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 estos
niveles de corriente y estén ubicados hasta 30 cm de lugares de trabajo o de permanencia de
personas.
.
2.9 [i] CÁLCULO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Se instalará un sistema de puesta a tierra para el gabinete de medida, compuesta por alambre de
cobre desnudo Nº 8 AWG conectado a una varilla de cobre sólido de 5/8 x 2.4 m instalada a 1
metro de la base del gabinete.
Esta puesta a tierra viene del barraje de puesta a tierra del gabinete y baja hasta la varilla en
calibre No. 8, de acuerdo a la Tabla 290-54 de la NTC 2050. Se protegerá con un tubo conduit
certificado.
El sistema eléctrico de toda la instalación debe ser puesto a tierra para la protección y la seguridad
de las personas con el fin que en cualquier punto accesible a éstas no queden sometidas a
tensiones de paso o contacto superiores a los umbrales soportados por el ser humano.
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Ingeniería Eléctrica
El conductor de puesta a tierra para las instalaciones internas fue seleccionado teniendo en cuenta
que las ducterias a utilizar será tipo PVC, para el cual se permite el uso de conductores desnudos o
aislados teniendo en cuenta el color del aislante el cual puede ser verde continuo, verde con
franjas amarillas o identificado con marcas verdes en los puntos de inspección y extremos, el
calibre del conductor fue seleccionado de acuerdo a la capacidad del interruptor automático del
respectivo circuito ramal siendo el calibre mínimo el No 12 AWG dando aplicación a lo establecido
en la tabla 250-95 de la norma NTC-2050.
Corriente Nominal de la
ECUACIÓN
Sección transversal del
conductor de cobre AWG
protección contra sobre
corriente (A)
15
20
30
40
14
12
10
8
VARILLA VERTICAL (UN ELECTRODO)
R
4L
R
1
Ln
d
2L
7.17
Ω
ρ
20
Ω-m
L
2.40
m
r
0.015875
m
5.404772833 1.326288091
2.10 [j] CÁLCULO ECONÓMICO DE CONDUCTORES, TENIENDO EN CUENTA TODOS LOS
FACTORES DE PÉRDIDAS, LAS CARGAS RESULTANTES Y LOS COSTOS DE LA ENERGÍA.
I.- Aspecto físico: La función de un cable de potencia es conducir la energía eléctrica de forma
energéticamente más eficiente y ambientalmente lo más amigablemente posible desde la fuente
hasta el punto de utilización. Sin embargo, debido a su resistencia eléctrica, el cable disipa, en
forma de calor (pérdida joule), una parte de la energía transportada, de modo que una eficiencia
del 100% no es obtenida en este proceso.
En consecuencia, esa pérdida va a requerir la generación de una energía adicional que contribuirá
al aumento de emisión de gases con efecto invernadero en la atmósfera.
II.- Aspecto económico: La energía disipada por estos cables necesita ser pagada por alguien,
transformándose así en un aumento en los costos operativos del equipo que está siendo
alimentado y de la instalación eléctrica como un todo. Este aumento financiero se extiende por toda
la vida útil del proceso involucrado. El costo de la energía tiene un peso cada vez más importante
en los costos operativos de las edificaciones comerciales e industriales. En este sentido, se
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Ingeniería Eléctrica
deben hacer todos los esfuerzos posibles para no tener gastos innecesarios.
III.- Aspecto Medioambiental: Los aspectos ambientales y conservacionistas relacionados con la
energía desperdiciada también son importantes factores, cada vez más relevantes. Estudios
revelan que, a lo largo del ciclo de vida de los alambres y cables eléctricos, las más significativas
emisiones de CO2 (gas de efecto invernadero) son producidas cuando los conductores están
siendo utilizados en el transporte de energía eléctrica, siendo relativamente pequeñas en la fase de
fabricación y desecho de esos productos. Esas emisiones de CO2 son resultado de la generación
extra de energía que es necesaria para compensar las pérdidas joule en la conducción de la
corriente eléctrica por el circuito. De esta manera, mantenidas todas las demás características de la
instalación, la forma más adecuada de disminuir las pérdidas joule en los alambres y cables, y por
consecuencia las emisiones de CO2 sería aumentando la sección nominal de los conductores
eléctricos.
La mejor ocasión para considerar la cuestión de las pérdidas joule y emisión de CO2 en una
instalación eléctrica es en la etapa del proyecto, cuando los costos adicionales son marginales. Es
fácil comprender que, después de ser instalado, es mucho más difícil y caro incorporar mejoras a
un circuito. El punto central en este asunto es identificar una sección del conductor que reduzca el
costo de la energía desperdiciada, sin incurrir en costos iniciales excesivos de compra e instalación
de un cable.
Conclusión
El resultado del dimensionamiento ambiental de conductores eléctricos puede ser determinado por
Z1-Z2. En la condición de Z1-Z2 > 0, las reducciones en las emisiones de CO2 obtenidas por el
uso de cables de mayores secciones durante la vida económica considerada compensaron los
aumentos en las emisiones de CO2 debidas al proceso de fabricación de los cables con mayores
secciones.
2.11 [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
La curva de disparo de un interruptor automático es la curva de respuesta en tiempo a las
sobrecorrientes (superiores a la In, ò Ir del equipo). La curva de disparo es en realidad una nube de
puntos (precisión) y se toman los valores máximos y mínimos de estos puntos obteniendo siempre
una respuesta en tiempo mínima y una máxima.
En función de la velocidad de actuación del mecanismo de disparo tenemos dos partes bien
diferenciadas de la curva de disparo:
● Disparo a tiempo inverso. Cuanto mayor es la sobrecorriente más corto es el tiempo de
actuación. Esta parte es la de “sobrecargas” o Largo retardo “LR” para las protecciones
electrónicas.
●
Disparo a tiempo constante. Sobrepasado cierto valor de sobrecorriente el equipo
responde con un tiempo de actuación constante. Esta parte es la de “cortocircuitos” o de
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Corto retardo “CR” para las protecciones electrónicas.
Se tiene en cuenta que las instalaciones internas de las cuentas ya referenciadas son existentes
por lo tanto NA para tal efecto en instalaciones que ya vienen funcionando.
2.12 CÁLCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS Y DE ELEMENTOS DE
SUJECIÓN DE EQUIPOS
Para el cálculo mecánico de conductores se hizo el siguiente análisis: Teniendo en cuenta los
datos generales del conductor se hicieron los cálculos correspondientes a tensiones máximas y
flechas para las condiciones de temperatura de 5 a 40 °C.
Zona: 2 (1000 - 2000 m.s.n.m)
Terreno: B
Temperatura inicial (°C):
24
Altura desnivel: h (m.)
6.45
Largo del vano: l (m.)
101.47
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Ingeniería Eléctrica
Conductor: ACSR 1/0 RAVEN
Sección (mm²)
Diámetro (mm)
Peso (Kg/m.)
M. de Elasticidad (Kg/mm²) E
Coef. De Dilatación (1/°C) α
Carga de rotura (Kg.)
Carga de rotura (Kg.) Hip. I
Carga de rotura (Kg.) Hip. II y III
62.46
10.11
0.2161
8100
0.000023
1985
397
992.5
Coef. De seguridad
Peso del viento Pv (Kg/m.)
Esfuerzo máximo (Kg.)
Peso resultante (Kg/m) W r1
Peso resultante (Kg/m) W r2
3
0.272
2.119
0.271973
0.2161
Máximo
Esfuerzo
Hip.II II
Hip.
Hip.IIIIII(flecha
(flecha máx.)
máx.)
Hip.
Ecuación de cambio de estado
El vano P1 a P2 es a desnivel por lo tanto se empleará la ecuación de estado para ésta condición,
siendo la ecuación:
Luego el tramo P2 a P3 es un vano a nivel por lo que se empleará la ecuación correspondiente.
creándose la ecuación de tercer grado aquí expuesta.
Ecuación empleada para el cálculo del flechado para las condiciones de tensado.
Tenemos como resultado las condiciones de esfuerzos y flechado para diferentes temperaturas.
TRAMO
P0 - P1
P1 - P2
P2 - P3
VANO (m.)
15.25
80.44
125.00
25 °C
σ2 (Kg/mm²)
2.535
2.775
fm .
Paso flojo
5 °C
σ2 (Kg/mm²)
3.083
3.982
f2
1.138
1.269
30 °C
σ2 (Kg/mm²)
2.434
2.775
f 2 (m.)
0.936
0.884
f2
1.186
1.269
10 °C
σ2 (Kg/mm²)
2.919
2.775
f2
0.989
1.269
35 °C
σ2 (Kg/mm²)
NA
2.344
2.775
15 °C
σ2 (Kg/mm²)
NA
2.775
2.775
f2
1.231
1.269
f2
1.040
1.269
40 °C
σ2 (Kg/mm²)
2.262
2.775
CL. 2ª A Nº 1A – 108, Urb. Villas de Santander
Mpio. Villa del Rosario – Nte. de Santander
cel. 311 486 78 68
Correo: jjosezambrano@gmail.com juanjose51@hotmail.com
20 °C
σ2 (Kg/mm²)
2.648
2.775
f2
1.276
1.269
f2
1.090
1.269
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Ingeniería Eléctrica
2.14 CÁLCULOS DE CANALIZACIONES (TUBO, DUCTOS, CANALETAS Y
ELECTRODUCTOS) Y VOLUMEN DE ENCERRAMIENTOS (CAJAS,
TABLEROS, CONDULETAS, ETC.)
La ductería a utilizar para la instalación de carga será PVC tipo pesado como se indica en planos
anexos y su utilización y selección del diámetro se efectúa con base en la siguiente tabla
En planos anexos se muestra el plano de planta, diagrama unifilar y cuadro de carga.
Aislamiento
THWN
THHN
Calibre
AWG-MCM
12
10
8
6
4
2
1/0
2/0
4/0
1/2
7
4
2
1
1
1
0
0
0
Tamaño comercial del ducto (Pulgadas)
3/4
1
1¼
1½
13
23
42
58
8
15
26
36
5
8
15
21
3
6
11
15
1
4
7
9
1
2
5
6
1
1
2
3
1
1
1
3
0
1
1
1
2
96
60
35
25
15
11
5
5
3
Todos los materiales y equipos a utilizar en la construcción de la totalidad de las instalaciones
eléctricas, cumplen con la norma de fabricación aprobada por el ICONTEC y certificación RETIE
El cuadro de cargas de cada vivienda y el local comercial se presenta en el plano anexo.
Para este proyecto No Aplica análisis de Factor de Potencia ni Armónicos.
8 DISTANCIAS DE SEGURIDAD
CL. 2ª A Nº 1A – 108, Urb. Villas de Santander
Mpio. Villa del Rosario – Nte. de Santander
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ANEXOS
CL. 2ª A Nº 1A – 108, Urb. Villas de Santander
Mpio. Villa del Rosario – Nte. de Santander
cel. 311 486 78 68
Correo: jjosezambrano@gmail.com juanjose51@hotmail.com