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ANÁLISIS DE LA NORMATIVIDAD PARA EL DISEÑO E IMPLEMENTACIÓN DE SUBESTACIONES EN

MT

PRESENTADO POR:

OMAR JULIÁN LÓPEZ RAMÍREZ CÓDIGO: 20122007118

DIANA CAROLINA REY MARTÍNEZ CÓDIGO: 20122007091

TIPO DE TRABAJO: PASANTÍA PROYECTO DE GRADO

DIRECTOR INTERNO ING. OSCAR DAVID FLOREZ CEDIEL

DIRECTOR EXTERNO ING. RAFAEL ANTONIO GRANADOS

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS PROYECTO CURRICULAR INGENIERÍA ELÉCTRICA

FACULTAD DE INGENIERÍA 2017

- 2 -

Tabla de Contenido

TABLAS .......................................................................................................................................... - 3 -

ILUSTRACIONES .............................................................................................................................. - 4 -

1 INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................... - 5 -

2 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA .................................................................................................... - 6 -

3 OBJETIVOS .............................................................................................................................. - 7 -

3.1 OBJETIVO GENERAL ....................................................................................................................... - 7 -

3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS.................................................................................................................. - 7 -

4 PROCESO DETALLADO A SEGUIR PARA EL DISEÑO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS SEGÚN RETIE - 8

-

4.1 ANÁLISIS Y CUADROS DE CARGAS INICIALES Y FUTURAS, INCLUYENDO ANÁLISIS DE FACTOR DE

POTENCIA Y ARMÓNICOS ..................................................................................................................... - 9 -

4.2 ANÁLISIS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ELECTRICO ................................................. - 12 -

4.3 ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO Y FALLA A TIERRA ................................................................... - 15 -

4.4 ANÁLISIS DE NIVEL DE RIESGO POR RAYOS Y MEDIDAS DE PROTECCIÓN QUE SE APLICAN

CONTRA RAYOS ................................................................................................................................... - 19 -

4.5 ANÁLISIS DE RIESGOS DE ORIGEN ELÉCTRICO Y MEDIDAS PARA MITIGARLOS ..................... - 34 -

4.6 ANÁLISIS DEL NIVEL DE TENSIÓN REQUERIDO ....................................................................... - 43 -

4.7 CÁLCULO DE CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS ....................................................................... - 43 -

4.8 CÁLCULO DE TRANSFORMADORES INCLUYENDO LOS EFECTOS DE LOS ARMÓNICOS Y FACTOR

DE POTENCIA EN LA CARGA ................................................................................................................ - 44 -

4.9 CÁLCULO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA ......................................................................... - 46 -

4.10 CÁLCULO ECONÓMICO DE CONDUCTORES, TENIENDO EN CUENTA TODOS LOS FACTORES DE

PÉRDIDAS, LAS CARGAS RESULTANTES Y LOS COSTOS DE LA ENERGÍA ............................................. - 54 -

4.11 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 ....................................................................................................................................... - 55 -

4.12 CÁLCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS Y DE ELEMENTOS DE SUJECIÓN DE EQUIPOS......... - 56 -

4.13 CÁLCULO Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CONTRA SOBRECORRIENTES ..................... - 57 -

4.14 CÁLCULOS DE CANALIZACIONES Y VOLUMEN DE ENCERRAMIENTOS ................................... - 60 -

4.15 CÁLCULOS DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA, TENIENDO EN CUENTA LOS EFECTOS DE ARMÓNICOS Y

FACTOR DE POTENCIA ......................................................................................................................... - 64 -

4.16 CÁLCULOS DE REGULACIÓN .................................................................................................... - 66 -

4.17 CLASIFICACIÓN DE ÁREAS. ...................................................................................................... - 68 -

- 3 -

4.18 ELABORACIÓN DE PLANOS, DIAGRAMAS UNIFILARES Y ESQUEMAS ELÉCTRICOS PARA

CONSTRUCCIÓN .................................................................................................................................. - 69 -

4.19 ESTABLECER LAS DISTANCIAS DE SEGURIDAD REQUERIDAS ................................................. - 76 -

5 RESULTADOS OBTENIDOS .................................................................................................................... - 78 -

6 ANALISIS, EVALUACIÓN Y CUMPLIMIENTO DE RESULTADOS …………………………………………..........- 83 -

7 RECOMENDACIONES ............................................................................................................. - 84 -

8 CONCLUSIONES ..................................................................................................................... - 83 -

9 BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................................................... - 84 -

ANEXOS ....................................................................................................................................... - 86 -

TABLAS

Tabla 1. Formato para la elaboración de cargas ....................................................................................... - 9 -

Tabla 2. Carga instaladas que serán atendidas en el proyecto serie 3 - CRF BASAN .............................. - 10 -

Tabla 3. Carga final del proyecto Serie 3 CRF BASAN .............................................................................. - 10 -

Tabla 4. Formato de cargas demandadas. .............................................................................................. - 11 -

Tabla 5 Niveles de aislamiento normalizados ......................................................................................... - 12 -

Tabla 6 Distancias Mínimas de Fuga según la Norma IEC 60071-2 ......................................................... - 13 -

Tabla 7 Términos y Definiciones SIPRA ................................................................................................... - 19 -

Tabla 8. Índice de Exposición por Densidad de Descargas a Tierra [9] ................................................... - 26 -

Tabla 9. Índice de Gravedad según el uso de la estructura [9] ............................................................... - 27 -

Tabla 10. Índice de Gravedad según el Tipo de Estructura [9] ................................................................ - 27 -

Tabla 11. Índice de Gravedad según la altura y el área de la estructura [9] ........................................... - 27 -

Tabla 12. Consolidado de Gravedad del Riesgo ...................................................................................... - 27 -

Tabla 13. Matriz Niveles de Riesgo .......................................................................................................... - 28 -

Tabla 14. Factores de riesgos eléctricos más comunes, fuente: RETIE [2] .............................................. - 39 -

Tabla 15. Resumen matrices de riesgo en ejemplo real BASAN ............................................................. - 42 -

Tabla 16. Cálculo y medición de campos electromagnéticos [2] ............................................................ - 44 -

Tabla 17. Factores de demanda para alimentadores de cargas alumbrado [Tabla 220-11 NTC2050] ... - 45 -

Tabla 18. Tabla de dimensionamiento de transformadores para estratos 1 con CE de 0 a 1.4 kVA ...... - 46 -

Tabla 19. Mediciones de resistividad en BASAN [3] ................................................................................ - 49 -

Tabla 20. Evaluación de costos de los conductores para la acometida de media tensión [3] ................ - 55 -

Tabla 21. Coordinación de Protecciones [3]............................................................................................ - 58 -

Tabla 22. Canalizaciones (Modos de Instalación) realizada con base en información de la norma [15] - 61 -

Tabla 23. Número máximo de conductores en tubo. Parte de Tabla C9 NTC 2050 [4] .......................... - 62 -

Tabla 24. Dimensiones de los cables monopolares para la acometida de BASAN [3] ............................ - 63 -

Tabla 25. Área ocupada por los conductores en BASAN [3] ................................................................... - 63 -

Tabla 26. Porcentaje de ocupación del tubo 4" PVC en BASAN [3] ........................................................ - 63 -

- 4 -

Tabla 27. Porcentaje de ocupación del tubo 6" PVC en BASAN [3] ........................................................ - 64 -

Tabla 28. Pérdidas eléctricas en acometida subterránea de media tensión en BASAN [3] .................... - 66 -

Tabla 29. Regulación en acometida subterránea de BASAN [3] ............................................................. - 67 -

Tabla 30. Regulación en el conductor y transformador de BASAN [3] ................................................... - 68 -

Tabla 31. Regulación en la blindobarra de BASAN [3]............................................................................. - 68 -

Tabla 32. Descripción detallada del plano unifilar para proyectos Serie 3 [20] ...................................... - 70 -

Tabla 33. Distancia mínimas de seguridad en zonas con construcciones, Fuente: RETIE [2] ................. - 76 -

Tabla 34. Documentación general para radicar un proyecto Serie 3 en Codensa .................................. - 87 -

Tabla 35. Documentación específica para radicar un proyecto Serie 3 en Codensa .............................. - 87 -

Tabla 36. Documentación técnica para radicar un proyecto Serie 3 en Codensa................................... - 88 -

Tabla 37. Descripción de la caja horizontal de los planos para proyectos Serie 3 .................................. - 92 -

Tabla 38. Código de colores para la revisión realizada por Codensa ...................................................... - 94 -

ILUSTRACIONES

Ilustración 4.1 Curva de Coordinación Reconectador emitida por Codensa para CRF BASAN ............... - 17 -

Ilustración 4.2 Corrientes simétricas y asimétricas emitidas por Codensa para CRF BASAN ................. - 18 -

Ilustración 4.3. Interfaz de software IEC Risk Assessment Calculator [10] ............................................. - 29 -

Ilustración 4.4. Datos Solicitados por el software del CRF BASAN [10] .................................................. - 32 -

Ilustración 4.5. Resultados de protección para CRF BASAN [10] ............................................................ - 33 -

Ilustración 4.6. Metodología para analizar el riesgo. .............................................................................. - 34 -

Ilustración 4.7 Matriz para análisis de riesgo, fuente: RETIE .................................................................. - 35 -

Ilustración 4.8 Decisiones y acciones para controlar el riesgo, fuente: RETIE ........................................ - 36 -

Ilustración 4.9 Matriz de riesgo para evento de cortocircuito y rayos en BASAN [3] ............................. - 41 -

Ilustración 4.10 Medición resistiva Ruta 1 [3] ......................................................................................... - 49 -

Ilustración 4.11 Medición resistiva Ruta 2 [3] ......................................................................................... - 50 -

Ilustración 4.12 Resultados evaluados por el software para el diseño del sistema de puesta a tierra .. - 53 -

Ilustración 4.13. Curvas del reconectador y protecciones de baja y media tensión [3] ......................... - 59 -

Ilustración 4.14. Dos tipos de consumo de la energía suministrada ....................................................... - 64 -

Ilustración 4.15. Tendencia de la potencia con respecto a la demanda [16] .......................................... - 65 -

Ilustración 4.16. Diseño para planos de una subestación proyecto serie 3 [20] .................................... - 70 -

Ilustración 4.17 Plano 1 de 2 proyecto de subestación serie 3 BASAN [3] ............................................. - 74 -

Ilustración 4.18. Plano 2 de 2 proyecto de subestación serie 3 BASAN [3] ............................................ - 75 -

Ilustración 4.19. Distancias de seguridad en zonas con construcciones, Fuente: RETIE......................... - 77 -

Ilustración 0.1 Pie de página de referencia de documentos ................................................................... - 89 -

Ilustración 0.2 Encabezado de referencia de documentos ..................................................................... - 90 -

Ilustración 0.3 Rótulo para presentación de planos ............................................................................... - 91 -

Ilustración 0.4. Disposición de información en cajetín horizontal ................. ¡Error! Marcador no definido.

Ilustración 0.5. Sello para firma de documentos técnicos ...................................................................... - 94 -

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1 INTRODUCCIÓN

En Bogotá – Colombia constantemente se ejecuta cierta cantidad de obras civiles que a su vez tienen la

necesidad de tener la instalación eléctrica, sin embargo en la mayoría de obras tales como las edificaciones

comerciales, las industriales o las residenciales solicitarán el servicio de una subestación en MT (tipo local)

para poder energizar cada uno de las unidades eléctricas que la conforman, esta energización se convierte

en el último paso de un gran proceso que oferta y demanda ciertas prestadoras del servicio de la energía

eléctrica, en este caso la prestadora local es Codensa S.A E.S.P. Por esto las electrificadoras evalúan gran

cantidad de proyectos eléctricos tipo Serie 3 subestaciones tipo local (S/E nueva que no sea de poste o

modificación de la S/E existente)[1], cada uno de estos proyectos son diferentes pero los criterios de

análisis que usan las electrificadoras para evaluarlos si son afines, lo que conlleva a la realización de este

proyecto, permitiendo así analizar y establecer un protocolo de diseño que permita llevar a cabo cualquier

proyecto eléctrico a realizar con un procedimiento óptimo para la energización.Aunque existen muchas

formas de cómo ejecutar un proyecto de “manera correcta” en cuanto al diseño eléctrico como planos,

especificaciones técnicas, memorias de cálculo yasí mismo hay diversidad de métodos para realizar cada

uno de los cálculos que amerita el proyecto, por esto la información es incierta a la hora de una

aprobaciónya que se dificulta seleccionar el camino más adecuado para consumarlos y puede conllevar el

rechazo de la energización por parte de la prestadora del servicio de energía eléctrica y el retraso del

mismo.

En el presente documento se lleva a cabo un protocolo puntual a seguir para que los procesos de

elaboración, diseño e implementación de subestaciones en media tensión tipo local serie 3 sean óptimos

para obtener la aprobación ante Codensa S.A. S.E.P; cumpliendo la normatividad vigente, con el adicional

de puede ser aplicable para la solicitud ante cualquier red prestadora, este protocolo se hará preciso para

todos los casos en donde se requiera instalar una subestación eléctrica local nueva, encapsulada,

subterránea o pedestal.

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2 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA

En este medio las diversas empresas de ingeniería eléctrica dedicadas al diseño y a la construcción de

infraestructuras eléctricas ubicadas en la ciudad de Bogotá, habitualmente tiene que presentar el diseño

de subestaciones en media tensión tipo local, ante la empresa prestadora del servicio de energía local

Codensa S.A. E.S.P., esta tiene que tomarse unos tiempos para evaluarlos y poder tomar la decisión de

aprobarlos o de rechazarlos, parcial o totalmente, ya que con este criterio la empresa prestadora del

servicio toma la decisión de prestar o no el servicio de energización de las subestaciones en media tensión

tipo local que se desarrollan en la ciudad.

Cabe resaltar que se puede incurrir en una gran cantidades de errores durante la etapa de diseño del

proyecto de una subestación en media tensión tipo local, como lo puede ser en memorias de cálculo,

planos (convenciones, contenido y rótulos de planos) y hasta en las especificaciones; en gran parte esto

se debe a la falta de una metodología lo suficientemente clara para la elaboración de estos mismo, con

estándares definidos para cada tarea. También se puede incurrir en estos errores por desconocimiento de

las exigencias reglamentarias realizadas por la empresa prestadora del servicio de energía eléctrica en la

ciudad de Bogotá, retrasando así la aprobación del proyecto serie 3 que en este caso se ha tardado 4

meses desde la radicación y adicionalmente Codensa está realizando su sexta verificación, el cual también

afecta el avance de cualquier obra civil; puesto que es de obligatorio cumplimiento tener el aval de la

empresa prestadora del servicio eléctrico u operador de red en este caso Codensa S.A. E.S.P; quien

permitirá la conexión del proyecto a la red. Es de tener en cuenta que este tipo de proyecto puede ser

muy tedioso ya que no es claro el procedimiento a seguir y la documentación que se debe presentar con

cada diseño, ocasionando retrasos en la aprobación del mismo. Dando lugar a la pregunta ¿Cuál debe ser

la metodología para lograr la elaboración del diseño e Implementación de Subestaciones en media tensión

tipo local en bajos tiempos?

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3 OBJETIVOS

3.1 OBJETIVO GENERAL

Desarrollar un protocolo para el diseño e implementación de subestaciones en media tensión tipo

local ante Codensa S.A. S.E.P; cumpliendo la normatividad vigente.

3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Realizar una revisión bibliográfica y técnica con base a normas nacionales e internacionales del

desarrollo de proyecto eléctricos para energización de subestaciones en media tensión tipo local.

Determinar la documentación adicional, que se debe presentar a la entidad prestadora de servicio

Codensa S.A. E.S.P.

Valorar la organización estructural de los documentos expedidos por Codensa S.A. E.S.P., teniendo

como referencia los diferentes reglamentos técnicos expedidos y su marco normativo.

Describir detalladamente como se componen las memorias de cálculo.

Establecer un procedimiento para la elaboración y entrega de proyectos eléctricos serie 3

(subestaciones de tipo local), ante la empresa prestadora del servicio Codensa S.A. E.S.P.

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4 PROCESO DETALLADO A SEGUIR PARA EL DISEÑO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS SEGÚN RETIE

Para Toda instalación eléctrica a la que se le aplique el RETIE, debe contar con un diseño realizado por un

profesional o profesionales legalmente competentes para desarrollar esa actividad. El diseño podrá ser

detallado o simplificado según el tipo de instalación. [[2] pág. 49 Art 10.1]

Para el alcance del proyecto se trabajara el diseño detallado el cual dependerá de la complejidad y el nivel

de riesgo asociado según el tipo de instalación y el destino final de la misma, tendrá que cumplir los

aspectos que le apliquen de la siguiente lista: [[2]pág. 49 Art 10.1]

1) Análisis y cuadros de cargas iniciales y futuras, incluyendo análisis de factor de potencia y

armónicos.

2) Análisis de coordinación de aislamiento eléctrico.

3) Análisis de cortocircuito y falla a tierra.

4) Análisis de nivel de riesgo por rayos y medidas de protección contra rayos.

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

6) Análisis del nivel tensión requerido.

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

8) Cálculo de transformadores incluyendo los efectos de los armónicos y factor de potencia en la

carga.

9) Cálculo del sistema de puesta a tierra.

10) Cálculo económico de conductores, teniendo en cuenta todos los factores de pérdidas, las cargas

resultantes y los costos de la energía.

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.

12) Cálculo mecánico de estructuras y de elementos de sujeción de equipos.

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.

14) Cálculos de canalizaciones (tubo, ductos, canaletas y electroductos) y volumen de encerramientos

(cajas, tableros, conduletas, etc.).

15) Cálculos de pérdidas de energía, teniendo en cuenta los efectos de armónicos y factor de potencia.

16) Cálculos de regulación.

17) Clasificación de áreas.

18) Elaboración de planos, diagramas unifilares y esquemas eléctricos para construcción.

19) Establecer las distancias de seguridad requeridas. [[2] pág. 49 Art 10.1]

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La profundidad de la aplicación de cada uno de los ítems estará ligada al tipo de instalación, y estará a

aplicarse bajo el juicio del ingeniero diseñador, y teniendo en cuenta que debe mencionar los factores de

riesgos potenciales o presentes en las instalaciones y sus debidas recomendaciones para mitigarlos,

también deberá mencionar los puntos que a su juicio no se apliquen al diseño seleccionado.

4.1 ANÁLISIS Y CUADROS DE CARGAS INICIALES Y FUTURAS, INCLUYENDO ANÁLISIS DE FACTOR DE

POTENCIA Y ARMÓNICOS

Cargas Iniciales

El análisis y los cuadros de cargas son trascendentes en los proyectos eléctricos, en estos se pauta punto

por punto la información de las cargas eléctricas, la descripción de las cargas que maneja cada uno, la

capacidad de las protecciones, el calibre de los conductores y el número de circuitos para un tablero

eléctrico en particular, o para toda la instalación.

Para realizar los cuadros de cargas, se necesita contar con un diseño de instalaciones eléctricas (planos),

conocer las especificacionestécnicas de los equipos que formarán parte del proyecto a elaborar como

motores y motobombas. Existen muchos formatos que se pueden emplear al momento de elaborar

uncuadro de cargas, pero principalmente, se utiliza un formato para lasmemorias de cálculo.

a. Cuadro de Cargas

En la siguiente tabla se pauta un formato válido para realizar el cuadro de cargas a utilizar, en un análisis

de cargas iniciales y futuras, se muestran las cargas eléctricas totales o los equipos de mayor potencia por

tablero según correspondan.

Tabla 1. Formato para la elaboración de cargas

TIPO TABLERO CARGA INSTALADA

HP KVA

Carga o Equipo 1 Tablero a Valor a Valor a

Carga o Equipo 2 Tablero b Valor b Valor b

Carga o Equipo 3 Tablero c Valor c Valor c

Carga o Equipo 4 Tablero d Valor d Valor d

Carga o Equipo 5 Tablero e Valor e Valor e

Carga o Equipo 6 Tablero f Valor f Valor f

Carga o Equipo … Tablero … Valor … Valor …

Carga o Equipo n Tablero z Valor z Valor z

TOTAL DE CARGA INSTALADA # VALOR # VALOR

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b. Cuadro de Cargas ejemplo real

La siguiente tabla se tomara como ejemplo, es la carga instalada de un proyecto SERIE 3 – EDIFICIO CENTRO

DE REHABILITACIÓN FUNCIONAL DEL BATALLÓN DE SANIDAD, este inmueble corresponde a una

edificación del Ministerio de Defensa Nacional destinado a la atención de rehabilitación de pacientes en

condición de minusvalía, sin tener condición de centro hospitalario.[3]

Tabla 2. Carga instaladas que serán atendidas en el proyecto serie 3 - CRF BASAN

CARGA P(kW) Fp Q(kVAR)

Calderas 28 0,75 25

Lavandería 14 0,75 12

Cocina 57 0,75 50

Bombas suministro 21 0,75 19

Bombas SCI 90 0,75 79

Ascensores 60 0,75 53

Montacargas 70 0,75 62

UPS 60 0,9 29

Alumbrado 510 0,85 316

TOTALES 910 0,81 645

Con estas cargas se requirió

Potencia Aparente Total instalada de = 1.115 kVA

Factor de potencia deseado = 0,92

Potencia activa = 910 kW

Potencia reactiva = Q = P x Tan (cos−1 𝑓𝑝 (fp)) = 910 kW x Tan ((cos−1 𝑓𝑝 (0,92)) = 388 kVAR

Potencia en condensadores = 645 – 388 kVAR = 257 kVAR, que se ajusta a un valor de 260 kVAR.

Con lo cual la carga final se muestra en la siguiente tabla

Tabla 3. Carga final del proyecto Serie 3 CRF BASAN

CARGA P(kW) Fp Q(kVAR)

Carga instalada total 910 0,81 645

Reactancia capacitiva - 0 -260

TOTALES 910 0,92 385

Con estas reducciones la Potencia Aparente Total instalada es de: 988 kVA, distribuidos con carga total (kVA) en alumbrado (iluminación + tomas) 662, calefacción 132, fuerza 321 y banco de condensadores (kVAR) 260; para un total de 988 kVA con lo cual se dispondrá de un transformador de 1.000 kVA.[3]

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Análisis de factor de demanda

Para este ítem es necesario tener en cuentala norma NTC 2050, en el artículo 220-11 de alumbrado

general, los factores de demanda se deben aplicar a la parte de la carga total calculada del circuito ramal

de alumbrado general que no son los mismos factores para calcular el número de circuitos ramales para

alumbrado general. En la tabla 220-11 se muestran los factores de demandapara alimentadores de Cargas

eléctricas en edificaciones residenciales y no residenciales. [4]

Para las cargas que involucran motores, el factor de demanda se establece en los artículos 430-24 NTC

2050“Varios motores o un motor(es) y otra(s) carga(s). Los conductores de suministro de varios motores

o un motor(es) y otra(s) carga(s) deben tener una capacidad de corriente como mínimo igual a la suma de

las corrientes a plena carga de todos los motores, más el 25 % de la capacidad de corriente del mayor

motor del grupo, más la capacidad de corriente de todas las demás cargas” y 430-26 de la NTC 2050

“Factor de demanda del alimentador. Cuando haya un calentamiento reducido de los conductores,

resultado de la operación en servicio intermitente o porque no todos los motores funcionan al mismo

tiempo, la autoridad competente podrá otorgar permiso para que los conductores del alimentador tengan

una capacidad de corriente menor a la especificada en el Artículo 430-32, siempre que los conductores

tengan una capacidad de corriente suficiente para la carga máxima calculada de acuerdo con los tamaños

y número de los motores alimentados y de las características de sus cargas y ciclos de servicio”.

En la siguiente tabla se muestra un formato válido para realizar el cuadro de cargas demandadas en un

análisis de la carga, el factor de diversidad y la carga diversificada.

Tabla 4. Formato de cargas demandadas.

TIPO CARGA (kVA)

FACTOR DE DIVERSIDAD

CARGA DIVERSIFICADA

Carga o Equipo 1 Valor a Valor a valor Carga * valor de factor de diversidad

Carga o Equipo 2 Valor b Valor b valor Carga * valor de factor de diversidad

Carga o Equipo 3 Valor c Valor c valor Carga * valor de factor de diversidad

Carga o Equipo … Valor … Valor … valor Carga * valor de factor de diversidad

Carga o Equipo n Valor n Valor n valor Carga * valor de factor de diversidad

TOTAL CARGA DEMANDADA # VALOR

Para el caso del proyecto de BASAN, Teniendo en cuenta que la edificación es institucional, se considera

un factor de demanda de 1,0 conforme a lo indicado en la NTC 2050 sección 220, con lo cual la carga

demandada se considera de 988 kVA.

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Análisis de armónicos

Para realizar este análisis se deben verificar las principales fuentes de generación de armónicos para

realizar una instalación eléctrica, se debe basar en la información brindada por el artículo de “Prácticas y

requisitos recomendados para el control armónico en sistemas de energía eléctrica”[5]

a. Convertidores

Onda del voltaje ideal

Onda de la corriente ideal

Fenómenos de conmutación

Voltaje notching (muescas de tensión, irregularidad presentes en conmutación de SCR)

Armónicos en las salidas DC de un convertidor

Armónicos de línea AC

Multiplicación de fase

b. Hornos de arco

c. Compensador de VAR estático

d. Inversores para generación dispersa

Inversores monofásicos

Inversores trifásicos

e. Control de fase electrónico

f. Cicloconvertidor

g. Fuentes de alimentación en conmutación

h. Variadores de modulación con ancho de pulso

4.2 ANÁLISIS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ELECTRICO

El objetivo de la coordinación de aislamiento es establecer que distancia de fuga van a manejar los

aisladores que estén conectados a las estructuras de media tensión y baja tensión que forman parte de la

construcción, sin embargo cabe aclarar que este ítem es variable según el proyecto ya que en algunos

casos no es necesario desarrollarlo ya que se aplican normas de construcción de redes estandarizadas por

el operador de la red.

Todos los equipos que hagan parte de sistema de distribución deben cumplir un nivel de aislamiento y

tensión, en la siguiente tabla se muestra los niveles de aislamiento normalizados para las redes de MT.

Tabla 5 Niveles de aislamiento normalizados

TENSION NOMINAL DEL SITEMA (kV) NIVEL DE AISLAMENTO BIL (kV)

13.2 110

34.5 200

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Para seleccionar los aisladores que se van a utilizar se debe tener en cuenta el tipo y sus características (de

pin, de disco, polimérico, de tensor entre otros) pero independientemente del tipo, se debe poseer un

certificado de un ente acreditado por la SIC (superintendencia de industria de comercio) como se estipula

en el RETIE Art 20.1 “Aisladores Eléctricos”, también se debe tener en cuenta el nivel de tensión de la red,

el nivel de aislamiento antes mencionado y el grado de contaminación.

Los aisladores eléctricos usados en línea de transmisión, redes de distribución, subestaciones y barrajes

equipotenciales de tensión superior a 100 V, deben cumplir ciertos requisitos generales y particulares de

producto.[2] Requisitos generales como resistencia a las acciones de la intemperie, resistencia mecánica

y protección contra corrosión y requisitos particulares como someter los aisladores a cierto tipo de

ensayos dependiendo el tipo del aislador.

Distancia mínima de fuga

Según el área y el grado de contaminación se definen las distancias mínimas de fuga en la siguiente tabla

establecidas por las norma IEC 60071-2. [6]

Tabla 6 Distancias Mínimas de Fuga según la Norma IEC 60071-2

GRADO DE COTAMINACIÓN

TIPO DE ÁREA DISTANCIA MÍNIMA DE

FUGA

I Insignificante

Áreas no industriales y de baja densidad de casas equipadas con equipos de calefacción

16 mm/Kv

Áreas con baja densidad de industrias o casas, pero sometidas a frecuentes vientos y/o lluvias

Áreas agrícolas

Áreas montañosas

Todas las anteriores áreas deben estar ubicadas al menos entre 10 y 20 km y no estar sometidas a vientos provenientes del mismo

II Medio

Áreas con industrias poco contaminantes y/o casas equipadas con plantas de calefacción

20 mm/Kv Áreas con alta densidad de industrias o casas, pero sometidas a frecuentes vientos y/o lluvias

Áreas expuestas a vientos del mar, pero no próximos a la costa

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GRADO DE COTAMINACIÓN

TIPO DE ÁREA DISTANCIA MÍNIMA DE

FUGA

III Fuerte

Áreas con alta densidad de industrias y suburbios de grandes ciudades con alta densidad de plantas de calefacción produciendo polución

25 mm/kV

Áreas próximas al mar o expuestas a vientos relativamente fuertes provenientes del mar

IV Muy Fuerte

Áreas sometidas a humos contaminantes que producen depósitos conductores espesos

31 mm/Kv Áreas muy próximas al mar, sujetas a vientos muy fuertes

Áreas desiertas expuestas a vientos que contienen arena y sal

Para calcular la distancia total de fuga de los aisladores se emplea la tensión máxima de operación 𝑉𝑚𝑎𝑥

(para redes de 13,2 kV y 34,5 kV se toman 17,5 kV y 36 kV como tensiones máximas respectivamente), la

distancia mínima de fuga 𝐷𝑓 mm/Kv y el factor de corrección por densidad del aire 𝛿definido por la altura

sobre el nivel del mar ℎ, como se muestra en la siguiente ecuación.[7]

𝐷𝑡 =𝑉𝑚𝑎𝑥

√3∗ 𝐷𝑓 ∗ 𝛿 (1)

𝛿 = 𝑒ℎ 8150⁄

(2)

Ya teniendo la distancia total de fuga y usando la distancia de fuga del aislador (por ejemplo para aisladores

poliméricos es de 410mm), se puede calcular la cantidad de aisladores que se deben instalar por estructura

como en la siguiente ecuación.

𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 =𝐷𝑡

𝐷 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟

(3)

- 15 -

4.3 ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO Y FALLA A TIERRA

Para la verificación de la corriente de corto circuito en la acometida y de la capacidad interruptiva del

interruptor totalizador, se realiza los siguientes cálculos de cortocircuito en el sitio de la subestación para

un proyecto serie 3.[7]

𝐼𝑁𝑜𝑚 =𝐾𝑉𝐴 ∗ 1000

𝐸2 ∗ √3

𝐼𝑁𝑜𝑚: Corriente Nominal Secundario Transformador 𝐾𝑉𝐴 : Potencia Nominal Transformador

(4)

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑀𝑢𝑙𝑡𝑖𝑝𝑙𝑖𝑐𝑎𝑑𝑜𝑟 (𝑀) =100

𝑍%

Z (%) :Valor de la impedancia de cortocircuito del transformador

(5)

𝐼𝐶𝐶𝑆𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑𝑎𝑟𝑖𝑜 = 𝐼𝑁𝑜𝑚 ∗ 𝑀

𝐼𝐶𝐶 :Corriente del Cortocircuito

(6)

𝐼𝐶𝐶𝑃𝑟𝑖𝑚𝑎𝑟𝑖𝑜 = 𝐼𝐶𝐶𝑆𝑒𝑐 ∗𝐸2

𝐸1

E1 : Tensión de línea en el primario del transformador E2 : Tensión de línea en el secundario del transformador

(7)

Ejemplo Real en CRF BASAN

De acuerdo con la norma IEEE – ANSI C57.12.00 – 2008, numeral 7.1.3.1 la máxima duración de la corriente de cortocircuito para transformadores Categoría II (501 kVA a 5000kVA trifásicos) ya que anteriormente se había definido que el transformador iba a ser de 1000 kVA, está limitado a 2 segundos. [8] La magnitud de la corriente simétrica de cortocircuito está dada por la siguiente ecuación, teniendo en cuenta que para el transformador de 1000 kVA se considera una 𝑍 = 6% conforme a la NTC819.

𝐼𝐶𝐶 =1

0.06= 16.67 veces la corriente nominal

(8)

Entonces𝐼𝑁𝑜𝑚 =1000𝑘𝑉𝐴

0.208𝑘𝑉∗√3=2.776 A

(9)

- 16 -

Así𝐼𝐶𝐶 = 2.776𝐴 ∗ 16.67 = 46.276 𝐴

(10)

Corrientes simétricas y asimétricas Las corrientes simétricas y asimétricas de las subestación y la curva correspondiente a la coordinación de

protecciones deben ser solicitadas al departamento de proteccionesdel operador de red respectivo que

en nuestro caso es Codensa S.A. S.E.P

NOTA: las corrientes simétricas sirven para el estudio de coordinación de protección y las corrientes

asimétricas sirven para el diseño de la puesta a tierra

En las siguientes imágenes se muestra las curvas de coordinación del reconectador y las corrientes

simétricas y asimétricas emitidas por el departamento de protecciones de Codensa S.A. S.E.P

- 17 -

Ilustración 4.1 Curva de Coordinación Reconectador emitida por Codensa para CRF BASAN

- 18 -

Ilustración 4.2 Corrientes simétricas y asimétricas emitidas por Codensa para CRF BASAN

- 19 -

4.4 ANÁLISIS DE NIVEL DE RIESGO POR RAYOS Y MEDIDAS DE PROTECCIÓN QUE SE APLICAN CONTRA

RAYOS

El análisis de riesgo por rayos y medidas de protección contra rayos se realiza con el fin de reducir los

daños físicos sobre estructuras debido a descargas directas o indirectas, consiste en tener un sistema de

protección interno y/ externo que abarque la protección de todos los elementos posibles y brinden

seguridad a las personas, bienes y servicios.

Términos y definiciones

Se determinan a continuación los conceptos generales de las descargas atmosféricas y los términos a tener

en cuenta en el manejo de riesgo, fuentes de daños, tipos de pérdidas, componentes de riesgo, entre

otros. [9]

Tabla 7 Términos y Definiciones SIPRA

TÉRMINO DEFINICIÓN TÉRMINO DEFINICIÓN

Apantallamie

nto magnético

Conjunto de elementos metálicos que encierran el objeto a proteger, o parte de este, para reducir fallas en sistemas eléctricos y electrónicos.

Carga del rayo

Integral en el tiempo de la corriente del rayo para la duración completa del rayo.

Carga

eléctrica de

una descarga

corta

Integral en el tiempo de la

corriente de rayo en una

descarga corta.

Carga eléctrica

de una

descarga larga

Integral en el tiempo de la

corriente de rayo en una

descarga larga.

Conductor

blindado

Conductor metálico (alambre) usado para reducir daños físicos en acometidas, causados por el rayo.

Conexión

equipotencial

de rayo

Conexiones al SIPRA de piezas

metálicas separadas por

conexiones conductoras directas

por dispositivos de protección

contra sobretensiones (DPS),

empleadas para reducir las

diferencias de potencial

causadas por corrientes de rayo.

Corriente de

rayo (I)

Corriente que fluye en el punto

de impacto. Daño físico

Daño a la estructura o al

contenido de la misma debido a

efectos mecánicos, térmicos,

químicos y explosivos del rayo.


- 20 -

Descarga Descarga eléctrica atmosférica

simple.

Descarga

ascendente

Rayo iniciado por un líder

ascendente desde una

estructura conectada a tierra

hacia una nube. Una descarga

ascendente consiste de una

primera descarga larga con o sin

múltiples descargas cortas

sobrepuestas. Una o más

descargas cortas pueden ser

seguidas por una descarga larga.

Descarga

corta

Parte del rayo que corresponde

a un impulso de corriente. Esta

corriente tiene un tiempo medio

T2 comúnmente menor a 2ms.

Descarga

descendente

Rayo iniciado por un líder

descendente de nube a tierra. La

descarga descendente consiste en

una primera descarga corta (short

stroke), que puede estar seguida

por otras descargas cortas

subsecuentes. Una o más

descargas cortas pueden ser

seguidas por una descarga larga.

Descarga larga

Parte del rayo que corresponde a

una corriente contínua. El tiempo

de duración T largo (tiempo del

10% del valor en el frente al 10%

del valor en la cola) de esta

corriente continua, es

típicamente mayor de 2ms y

menor de 1 segundo.

Descarga

nube tierra

Rayo de origen atmosférico

entre nube y tierra que consiste

en una o más descargas

(Strokes).

Dispositivo de

protección

contra

sobretensione

s DPS

Dispositivo que limita

intencionalmente las

sobretensiones transitorias y

dispersa las sobrecorrientes

transitorias. Contiene por lo

menos un componente no lineal.

Dispositivo de

protección

contra

sobretensione

s transitorias

del tipo

conmutación

de tensión.

Un DPS que tiene una alta

impedancia cuando no está

presente un transitorio, pero

que cambia súbitamente su

impedancia a un valor bajo en

respuesta a un transitorio de

tensión. Ejemplos de estos

dispositivos son: Los vía de

chispa, tubos de gas, entre otros.


- 21 -

Dispositivo de

protección

contra

sobretensione

s transitorias

del tipo

limitación de

la tensión

Un DPS que tiene una alta impedancia cuando no está presente un transitorio, pero que se reduce gradualmente con el incremento de la corriente y la tensión transitoria. Ejemplos de estos dispositivos son: varistores, diodos de supresión, entre otros.

Duración de

corriente de

descarga larga

Tiempo que dura la descarga

larga.

Duración del

rayo (T)

Tiempo durante el cual la

corriente del rayo fluye en el

punto de impacto

Energía

específica de

la corriente de

descarga corta

Integral en el tiempo del

cuadrado de la corriente de rayo

para una descarga corta. (Nota:

La energía específica de una

descarga corta es insignificante).

Energía

específica del

rayo (W/R)

Representa la energía disipada

por la corriente de rayo en una

resistencia unitaria y se obtiene

mediante la integral en el

tiempo del cuadrado de la

corriente de rayo para la

duración completa del mismo.

Estructura a

ser protegida

Estructura para la cual se

requiere protección contra

efectos del rayo. (Nota: Una

estructura protegida puede ser

parte de una estructura más

grande).

Falla del

sistema

eléctrico y

electrónico

Daños permanentes del sistema

eléctrico y electrónico por causa

de efectos electromagnéticos

del rayo.

Impulso

electromagnét

ico del rayo

IER

Campo electromagnético

generado por la corriente del

rayo, capaz de generar

interferencia electromagnética.

Lesiones a

seres vivos

Pérdidas de facultades físicas,

biológicas, psíquicas, incluida la

vida, de personas o animales

debidas a tensiones de paso o de

contacto causados por el rayo.

Máxima

tensión de

operación

continua

Máxima tensión c.a. o c.c. que

puede ser aplicada

continuamente a un DPS en

cualquier modo de protección.

Es igual a la máxima tensión

nominal del dispositivo.


- 22 -

Medidas de

protección

Medidas a ser adoptadas en el

objeto a proteger con el fin de

reducir el riesgo debido a rayos.

Multiplicidad

Número de descargas que componen un rayo. Para el caso de la región colombiana, la multiplicidad presenta un valor promedio entre 1 y 2, con un intervalo típico de tiempo entre estas, de aproximadamente 50 ms (Se han reportado eventos de hasta 16 descargas con intervalos entre 10 a 250 ms).

Nivel de

protección

contra rayos

NPR

Número relacionado con un

conjunto de los parámetros de la

corriente de rayo, pertinentes a

la probabilidad que asocia los

valores de diseño máximo y

mínimo, son valores que no

serán excedidos cuando

naturalmente ocurra una

descarga eléctrica atmosférica.

(Nota: El nivel de protección

contra rayo se utiliza para

diseñar las medidas de

protección contra rayo).

Nivel de

protección en

tensión

Es el valor máximo de tensión

que aparece entre los terminales

de un DPS cuando opera a sus

condiciones nominales.

Objeto a

proteger

Estructura o acometida de

servicio a ser protegida contra

los efectos del rayo.

Origen virtual

de la corriente

de descarga

corta (O1)

Punto de intersección de una

línea recta con el eje del tiempo,

la cual une el 10% y el 90% de los

puntos de referencia sobre la

entrada de la corriente de

descarga.

Partes

externas

conductoras

Extensiones de partes metálicas

que ingresan o salen de la

estructura a proteger, por

ejemplo tuberías, cables

metálicos, ductos metálicos,

entre otros, que pueden llevar

corrientes parciales de rayo.

Pendiente

promedio de

la corriente de

descarga corta

Rata promedio de variación de la

corriente de descarga dentro de

un intervalo de tiempo t1-t2. Es

expresada por la diferencia i (t2)

- i (t1) de los valores de corriente

en el comienzo y en el final de

este intervalo, dividido por el

intervalo de tiempo t2-t1.


- 23 -

Punto de

impacto

Punto donde una descarga toca

tierra o un objeto elevado

(ejemplo: estructuras, sistemas

de protección contra rayos,

acometidas, árboles, entre

otros.) (Nota: Una descarga

puede tener más de un punto de

impacto).

Rayo

La descarga eléctrica

atmosférica o más comúnmente

conocida como rayo, es un

fenómeno físico que se

caracteriza por una

transferencia de carga eléctrica

de una nube hacia la tierra, de la

tierra hacia la nube, entre dos

nubes, al interior de una nube o

de la nube hacia la ionósfera.

Rayo cercano

a un objeto

Rayo que impacta en la vecindad

de un objeto protegido capaz de

dañar el sistema eléctrico o

electrónico.

Rayo en un

objeto

Rayo que impacta a un objeto a

ser protegido.

Riesgo (R)

Valor probabilístico relativo a

una pérdida anual (seres

humanos y bienes), causada por

el rayo y relativas al valor del

objeto a proteger.

Riesgo

tolerable (RT)

Valor máximo del riesgo que se

puede tolerar para el objeto a

proteger.

Servicios a

proteger

Servicios incorporados a una

estructura para la cual se

requiere protección contra los

efectos del rayo. (Nota: Las

acometidas eléctricas y de

telecomunicaciones, son las más

afectadas por el rayo).

Sistema de

captación

Parte de un SIPRA, compuesto

de elementos metálicos tales

como bayonetas o pararrayos

tipo Franklin, conductores de

acoplamiento o cables colgantes

que interceptan

intencionalmente el rayo.

Sistema de

conductores

bajantes

Parte de un SIPRA que conduce

intencionalmente la corriente

del rayo desde el sistema de

captación al sistema de puesta a

tierra.

Sistema de

protección

contra

sobretensione

s

Conjunto de DPS seleccionados,

coordinados e instalados

correctamente para reducir

fallas de sistemas eléctricos,

electrónicos y de

telecomunicaciones.


- 24 -

Sistema de

protección

externa

Parte del SIPRA que consiste en

un sistema de puntas de

captación (Pararrayos tipo

Franklin), un sistema de

conductor bajante y un sistema

de puesta a tierra. (Nota:

Generalmente estos elementos

están instalados externamente a

la estructura).

Sistema de

protección

Interna

Parte de un SIPRA que consiste

en una conexión equipotencial

de rayo y acorde con la distancia

de separación dentro de la

estructura protegida.

Sistema de

puesta a tierra

Parte de un SIPRA que conduce y

dispersa intencionalmente la

corriente de rayo en tierra.

Sistema

eléctrico

Sistema que incluye

componentes de suministro

eléctrico de baja tensión y

posiblemente componentes

electrónicos.

Sistema

electrónico

Sistema que incluye

componentes electrónicos

sensibles tales como equipos de

comunicación, computadores,

instrumentos de control e

instrumentación, sistemas de

radio, instalaciones electrónicas

de potencia.

Sistema

integral de

protección

contra rayo

SIPRA

Sistema integral usado para

reducir los daños físicos que

pueden ser causados por el rayo

a un ser vivo o a una estructura.

Se puede considerar la medida

más efectiva para proteger las

estructuras contra los daños

físicos causados por las

descargas eléctricas

atmosféricas. Este sistema

usualmente consiste tanto de

una protección externa, unas

internas y medidas de seguridad

y protección personal contra

rayos.

Sistema

interno

Sistemas eléctricos y

electrónicos dentro de una

estructura.

Tensión de

contacto

Diferencia de potencial que

durante una falla se presenta

entre una estructura metálica

puesta a tierra y un punto de la

superficie del terreno a una

distancia de un metro.


- 25 -

Tensión de

paso

Diferencia de potencial que

durante una falla se presenta

entre dos puntos de la superficie

del terreno, separados por una

distancia de un paso

(aproximadamente 1 metro).

Tensión

nominal

soportable al

impulso tipo

rayo (Uw)

Valor de tensión asignado por el

fabricante al equipo o a una

parte de este, que caracteriza la

rigidez dieléctrica al impulso de

su aislamiento contra

sobretensiones.

Tensión

residual

Es el valor pico de la tensión que

aparece entre los terminales de

un DPS debido al paso de una

corriente de descarga.

Terminal de

captación o

dispositivo de

interceptación

de rayos

Elemento metálico cuya función

es interceptar los rayos que

podrían impactar directamente

sobre la instalación a proteger.

Comúnmente se le conoce como

pararrayos.

Tiempo de

cola (T2)

Parámetro virtual definido como

el intervalo de tiempo entre el

origen virtual O1 y el instante en

que la corriente ha disminuido a

la mitad del valor máximo.

Tiempo de

frente de la

corriente de

descarga corta

(T1)

Tiempo de frente de la corriente

de descarga corta (T1)

Valor pico (I) Valor máximo de la corriente de

rayo.

Zona de

protección

contra rayos

ZPR

Zona donde está definido el

ambiente electromagnético del

rayo.

Factores para evaluar el riesgo

a. Identificación del objeto a proteger y sus características: En este caso se analiza la estructura a ser

considerada para la evaluación del riesgo como la estructura misma, la instalación dentro de la

estructura, el contenido de la estructura, las personas dentro del a estructura o que permanezcan

en zonas aledañas hasta 3metros fuera de la estructura y los ambientes afectados por un daño en

la estructura.

b. Identificación de los tipos de pérdidas y riesgos respectivos: Cada tipo de daño podría producir

diferentes pérdidas en el objeto a proteger, los tipos de perdidas pueden aparecer dependiendo

de las características del mismo objeto y de su contenido; las perdidas posibles son la perdida de

vida humana, perdida de servicio público, perdida de patrimonio cultural y la pérdida económica

(estructura y contenido)

- 26 -

c. Evaluación del riesgo para cada uno de los tipos de pérdida: Para evaluar el riesgo (R) se deben

evaluar primero los riesgos parciales o componentes del riesgo, que dependen del número de

eventos peligrosos (N), la probabilidad del daño (P) y las perdidas consecuentes (L).

Cada componente de Riesgo se puede calcular a través de la siguiente Ecuación:

𝑹 = 𝑵 ∗ 𝑷 ∗ 𝑳 (11)

El número de eventos peligrosos se ve afectado por la densidad de descargas a tierra (DDT)

𝑵 = 𝑫𝑫𝑻 ∗ 𝑨 ∗ 𝑪 (12)

Donde (A) es el área equivalente y (c) el factor que toma en cuenta la influencia de la localización,

factor ambiental o factor de corrección por presencia de transformadores. [9]

De acuerdo con la Densidad de Descargas a Tierra - DDT (descargas/km2.año) en la siguiente tabla

se precisa el grado de exposición, teniendo en cuenta que para la zona de Sabana de Bogotá y

centro de Cundinamarca el DDT es menor que 5 (DDT < 5, según norma NTC4552), sumado a los

estudios de descargas atmosféricas en (I) pico absoluta se determina si es bajo, medio, alto o

severo.

Tabla 8. Índice de Exposición por Densidad de Descargas a Tierra [9]

DDT I PICO ABSOLUTA PROMEDIO (kA)

Descargas/(km^2*año) I abs ≥ 40 20 ≤ I abs < 40 I abs <20

DDT<5 Media Baja Baja

5≤DDT<15 Alta Media Media

15≤DDT<30 Severa Alta Alta

DDT≥30 Severa Severa Alta

Para el ejemplo de BASAN, dado que los estudios atmosféricos sobre la zona determinaron que la

corriente (I) pico absoluta promedio es de 20 ≤ I abs < 40 y el DDT para Bogotá es 1 o sea <5

entonces el índice de exposición es de nivel Bajo.[3]

Ahora para obtener el índice de gravedad del riesgo se realiza una suma de valoraciones en el uso

de estructura, el tipo de estructura y la altura y área de la estructura, con el consolidado de la

suma de estas tres valoraciones se verifica en una tabla que más adelante se mostrará el nivel de

gravedad.

- 27 -

Tabla 9. Índice de Gravedad según el uso de la estructura[9]

CALIFICACIÓN DE ESTRUCTURA

USOS DE LA ESTRUCTURA VALORACIÓN

A

Teatros, centros educativos, iglesias, supermercados, centros comerciales, áreas deportivas al aire libre, parques de diversión, aeropuertos, hospitales, prisiones

40

B Edificios de oficinas, hoteles, viviendas, grandes industrias, áreas deportivas cubiertas

30

C Pequeñas y mediana industrias, museos, bibliotecas, sitios históricos y arqueológicos

20

D Estructuras no habitadas 0

Tabla 10. Índice de Gravedad según el Tipo de Estructura[9]

TIPO DE ESTRUCTURA VALORACIÓN

No Metálica 40

Mixta 20

Metálica 0

Tabla 11. Índice de Gravedad según la altura y el área de la estructura [9]

ALTURA Y ÁREA DE LA ESTRUCTURA VALORACIÓN

Área < 900m^2

Altura < 25m 5

Altura ≥ 25m 20

Área ≥ 900m^2

Altura < 25m 10

Altura ≥ 25m 20

Para el ejemplo real BASAN la valoración según el uso de la estructura es tipo A por ser un centro

hospitalario entonces su valor es 40, según su tipo de estructura para el caso es No Metálica con

valoración de 40 y para la altura es < 25m y > 900𝑚2 por lo tanto su valoración es 10 según las

tablas antes expresadas, el consolidado de los tres valores es de 90 que viéndolo en la siguiente

tabla el riesgo de gravedad es severo. [3]

Tabla 12. Consolidado de Gravedad del Riesgo

SUMA DE LOS INIDICADORES RELACIONADOS CON LA ESTRUCTURA

VALORACIÓN

0-35 Leve

36-50 Baja

51-65 Media

66-80 Alta

- 28 -

81-100 Severa

Para determinar el nivel del riesgo se analiza finalmente con base en la siguiente tabla, con los

resultados de los índices de exposición y gravedad del riesgo. Para el ejemplo BASAN los resultados

fueron Bajo en exposición y Severo en Gravedad, así el nivel es MEDIO.

Tabla 13. Matriz Niveles de Riesgo

GRAVEDAD

EXPOSICIÓN Severa Alta Media Baja Leve

Severa Alto Alto Alto Medio Medio

Alta Alto Alto Medio Medio Bajo

Media Alto Medio Medio Bajo Bajo

Baja Medio Medio Bajo Bajo Bajo

d. Evaluación de la necesidad de protección

Medidas de protección para reducir lesiones en seres vivos

Adecuado aislamiento de piezas conductoras expuestas

Equipotencialización por medio de un sistema de puesta a tierra

Restricciones físicas y avisos de prevención

Medidas de protección para reducir daños físicos

Para acometidas la medida es conductor blindado

Para estructuras la medida es el sistema integral de protección contra rayos (SIPRA)

Medidas de protección para estructuras

Dispositivos de protección contra sobretensiones (DPS) en el punto de entrada de las

líneas que incorporan la estructura y en las instalaciones internas.

Protectores magnéticos en la estructura y/o en las instalaciones de la estructura y/o en las

líneas que incorporan la estructura

Construir rutas adecuadas para el cableado interno de la estructura

Conexiones a tierra y unión de conductores.

Medidas de protección para acometidas de servicios

Dispositivos de protección contra sobretensiones (DPS) a lo largo de la acometida y en la

terminación de línea

Apantallamiento magnético de cables

- 29 -

Análisis de riesgo mediante software, aplicando norma IEC62305

La evaluación de riesgo se realiza de acuerdo al cálculo de las componentes del riesgo y estas a su vez se

desarrollan con base al número anual de eventos peligrosos, probabilidades de daño y cantidad de

perdidas; cada uno de estos factores se asocia con valores fijos promedio y ecuaciones matemáticas según

la norma NTC 4552-2, los cuales van variando de acuerdo al origen del daño y al tipo de perdida.

Todas estas situaciones representan un conjunto bastante extenso de expresiones matemáticas que hacen

que se implemente un software con una interfaz gráfica.

IEC Risk Assessment Calculator, es un software admitido por las diferentes electrificadoras, que permite

comprobar el cumplimiento de la normativa, según el tipo de edificación que se quiere proteger, y el nivel

de Sistema de Protección Contra Rayos que se instalará. [2]

En la siguiente imagen se muestra la interfaz del programa y los datos que requiere como son dimensiones

de la estructura, características de la estructura, influencias ambientales, líneas de conducción eléctrica,

métodos de protección y tipos de perdidas; con estos datos el arroja el cálculo de los riesgos.

a. Dimensión de la estructura

Es la primera sección del software donde se deberán especificar las dimensiones (longitud,

anchura, altura), en metros, de la estructura civil que se desea proteger, al introducir estos valores

el software calculará y mostrará un área equivalente, que será el valor con el que se realizan los

cálculos correspondientes al estudio.

b. Características de la estructura

Ilustración 4.3. Interfaz de software IEC Risk Assessment Calculator [10]

- 30 -

En esta parte se describen algunas características físicas de la estructura, las cuales son:

Riesgo de incendio y daños físicos: Es la probabilidad de que una descarga eléctrica genere un

incendio en la estructura, con base a los materiales que la componen.

Eficacia del apantallamiento: Es la capacidad de la estructura para manejar corrientes

eléctricas de una forma segura para las personas, con base en los materiales que la

componen.

Tipo de cableado interno: Se deberá especificar si el cableado empleado para las instalaciones

eléctricas y de comunicaciones será en su mayoría apantallado o no apantallado.

c. Influencias ambientales

En esta sección se incluirá la información referente al ambiente en el que será construida la

estructura, la situación respecto a los alrededores (construcciones civiles rodeando la estructura),

el factor ambiental (rural, semiurbano o urbano), número de días de tormenta (cantidad de días

de tormenta durante un año; basado en el nivel isoceráunico del lugar dónde se ejecuta el

proyecto)

d. Líneas de conducción eléctrica

En esta sección se especificarán las redes eléctricas y de comunicaciones que llegan a la estructura.

Línea eléctrica: Acometida principal en M.T o en B.T que energizará la estructura, se

especificará si el cable es aéreo o subterráneo, apantallado o no apantallado, y si en la

estructura se instalará la subestación.

Otros servicios aéreos: Se debe especificar si habrán servicios adicionales ingresando a la

estructura de manera aérea, y si el cable que los transmite es apantallado o no.

Otros servicios enterrados: Se debe especificar si habrán servicios adicionales ingresando a la

estructura de manera subterránea, y si el cable que los transmite es apantallado o no.

e. Medidas de protección:

Nivel de protección contra descargas atmosféricas que se implementará en el proyecto.

Clase de SPCR: Nivel de protección seleccionado (Nivel I, II, III, IV o sin protección).

Protección contra incendios

Protección contra sobretensiones

- 31 -

Tipos de pérdidas

Pérdidas de vidas humanas: Cantidad promedio de personas que habitarán la estructura.

Pérdida de servicios esenciales: En estructuras desde las cuales se suministra algún servicio

público, cómo televisión, radio, agua o gas, se debe tener en cuenta la posible interrupción

de dichos servicios, debidos a un incendio o a una sobretensión en la estructura.

Pérdidas de patrimonio cultural: Pérdida de material histórico que se almacene en algunas

edificaciones, cómo museos o iglesias, debido a incendios.

Pérdidas económicas.

f. Riesgos calculados Son los diversos valores de riesgo, calculados por el software en cuanto a pérdidas de vidas humanas, servicios esenciales, patrimonio cultural y pérdidas económicas. Riesgo soportable: Es el valor de riesgo máximo soportable para que el sistema de

protección contra rayos cumpla la norma. Riesgo importante directo: Es el riesgo que se presentaría dentro de la estructura, en caso

de una descarga atmosférica sobre esta, en cuanto a los diferentes tipos de pérdidas analizados.

Riesgo importante indirecto: Es el riesgo que se presentaría alrededor de la estructura, en caso de una descarga atmosférica sobre esta, en cuanto a los diferentes tipos de pérdidas analizados.

Riesgo calculado: Es el valor final de riesgo, calculado por el programa, teniendo en cuenta todos los datos introducidos. Si el riesgo es tolerable, este valor se mostrará en color verde; si es no tolerable, se mostrará en color rojo.

En las siguientes imágenes se muestra el resultado de los cálculos de protección realizados por el

software IEC para el ejemplo real Centro de Rehabilitación Funcional BASAN[10]

- 32 -

Ilustración 4.4. Datos Solicitados por el software del CRF BASAN [10]

- 33 -

Ilustración 4.5. Resultados de protección para CRF BASAN [10]

- 34 -

4.5 ANÁLISIS DE RIESGOS DE ORIGEN ELÉCTRICO Y MEDIDAS PARA MITIGARLOS

Usualmente el uso y la dependencia tanto industrial como domestica de la energíaeléctrica ha

traídoaccidentes por contacto con elementos energizados o incendios, los cuales se han aumentado por

el crecimiento del número de instalaciones, principalmente en la distribución y uso final de la

electricidad.Si se toman ciertas condiciones de riesgo conocidas y se evalúa en qué medida influyen todos

los factores en un accidente de tipo eléctrico el resultado final del paso de una corriente eléctrica por el

cuerpo humano puede predecirse con un gran porcentaje de seguridad.

Se entenderá que una instalación eléctrica es de PELIGRO INMINENTE o de ALTO RIESGO, cuando carezca

de las medidas de protección frente a condiciones donde se comprometa la salud o la vida de personas,

tales como: ausencia de la electricidad, arco eléctrico, contacto directo e indirecto con partes energizadas,

rayos, sobretensiones, sobrecargas, cortocircuitos, tensiones de paso, contacto y transferidas que excedan

límites permitidos.[2]

Análisis de riesgos

Para un caso en particular se debe tener una metodología con el fin de evaluar el nivel del riesgo de tipo

eléctrico:

Definir el factor de riesgo que se

requiere evaluar.

Definir si el risego es potencial o

real.

Determinar las consecuencias.

Tomar el caso mas critico de la

matriz.

Repetir hasta cubrir todas las

posibles perdidas.

Buscar la valoración en la matriz de riesgo

Tomar las desiciones o

acciones (tabla).

Ilustración 4.6. Metodología para analizar el riesgo.

- 35 -

Matriz para análisis de riesgo

Con la matriz que se presenta a continuación se analiza el riesgo, entonces se diligencia el riesgo a evaluar

(evento, causa y fuente), si es potencial o real el análisis que se va a realizar, se escoge la consecuencia en

un nivel de 1 a 5 (en personas, economía, parte ambiental o imagen de la empresa) y se escoge la

frecuencia con la que ocurre en un escala de A a E (sucede varias veces al mes, sucede varias veces al año,

ha ocurrido en la empresa, ha ocurrido en el sector o no ha ocurrido en el sector). Finalmente se realiza el

cruce de la consecuencia y la frecuencia seleccionada para saber si el riesgo es muy bajo, bajo, medio, alto

o muy alto.

En cuanto a las decisiones a tomar según el nivel de riesgo obtenido en la matriz analizada, el RETIE

proporciona una tabla donde indica lo que se debe realizar según el nivel, para el riesgo hallado muy alto

indica que es inadmisible para trabajar y requiere permiso especial de trabajo, para el riesgo alto la

decisión es minimizarlo sin embargo requiere permiso especial de trabajo, para riesgo nivel medio se

acepta con un permiso de trabajo, para riesgo bajo se asume y no requiere permisos especiales y

finalmente para riesgo muy bajo la decisión es vigilar posibles cambios.

Ilustración 4.7 Matriz para análisis de riesgo, fuente: RETIE

- 36 -

Factores de riesgo eléctrico más comunes

Algunos factores al no tenerlos en cuenta ocasionan la mayor cantidad de accidentes. El tratamiento

preventivo de la problemática del riesgo de origen eléctrico, obliga a saber identificar y valorar las

situaciones irregulares, antes de que suceda algún accidente.

Por ello, es necesario conocer claramente el concepto de riesgo; a partir de ese conocimiento, del análisis

de los factores que intervienen y de las circunstancias particulares, se tendrán criterios objetivos que

permitan detectar la situación de riesgo y valorar su grado de peligrosidad. Identificado el riesgo, se han

de seleccionar las medidas preventivas aplicables. [2]

Ilustración 4.8 Decisiones y acciones para controlar el riesgo, fuente: RETIE

- 37 -

IMAGEN

FACTOR – CAUSA – MEDIDA

ARCOS ELÉCTRICOS. POSIBLES CAUSAS: Malos contactos, cortocircuitos, aperturas de interruptores con carga, apertura o cierre de seccionadores con carga, apertura de transformadores de corriente, apertura de transformadores de potencia con carga sin utilizar equipo extintor de arco, apertura de transformadores de corriente en secundarios con carga, manipulación indebida de equipos de medida, materiales o herramientas olvidadas en gabinetes, acumulación de óxido o partículas conductoras, descuidos en los trabajos de mantenimiento. MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Utilizar materiales envolventes resistentes a los arcos, mantener una distancia de seguridad, usar prendas acordes con el riesgo y gafas de protección contra rayos ultravioleta.

AUSENCIA DE ELECTRICIDAD (EN DETERMINADOS CASOS) POSIBLES CAUSAS: Apagón o corte del servicio, no disponer de un sistema ininterrumpido de potencia - UPS, no tener plantas de emergencia, no tener transferencia. Por ejemplo: Lugares donde se exijan plantas de emergencia como hospitales y aeropuertos. MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Disponer de sistemas ininterrumpidos de potencia y de plantas de emergencia con transferencia automática.

CONTACTO DIRECTO POSIBLES CAUSAS: Negligencia de técnicos o impericia de no técnicos, violación de las distancias mínimas de seguridad. MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Establecer distancias de seguridad, interposición de obstáculos, aislamiento o recubrimiento de partes activas, utilización de interruptores diferenciales, elementos de protección personal, puesta a tierra, probar ausencia de tensión, doble aislamiento.

- 38 -

IMAGEN


CONTACTO INDIRECTO POSIBLES CAUSAS: Fallas de aislamiento, mal mantenimiento, falta de conductor de puesta a tierra. MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Separación de circuitos, uso de muy baja tensión, distancias de seguridad, conexiones equipotenciales, sistemas de puesta a tierra, interruptores diferenciales, mantenimiento preventivo y correctivo.

CORTOCIRCUITO POSIBLES CAUSAS: Fallas de aislamiento, impericia de los técnicos, accidentes externos, vientos fuertes, humedades, equipos defectuosos. MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Interruptores automáticos con dispositivos de disparo de máxima corriente o cortacircuitos fusibles.

ELECTRICIDAD ESTÁTICA POSIBLES CAUSAS: Unión y separación constante de materiales como aislantes, conductores, sólidos o gases con la presencia de un aislante. MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Sistemas de puesta a tierra, conexiones equipotenciales, aumento de la humedad relativa, ionización del ambiente, eliminadores eléctricos y radiactivos, pisos conductivos.

EQUIPO DEFECTUOSO POSIBLES CAUSAS: Mal mantenimiento, mala instalación, mala utilización, tiempo de uso, transporte inadecuado. MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Mantenimiento predictivo y preventivo, construcción de instalaciones siguiendo las normas técnicas, caracterización del entorno electromagnético.

- 39 -

IMAGEN


RAYOS POSIBLES CAUSAS: Fallas en: el diseño, construcción, operación, mantenimiento del sistema de protección. MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Pararrayos, bajantes, puestas a tierra, equipotencialización, apantallamientos, topología de cableados. Además suspender actividades de alto riesgo, cuando se tenga personal al aire libre.

SOBRECARGA

POSIBLES CAUSAS: Superar los límites nominales de los equipos o de los conductores, instalaciones que no cumplen las normas técnicas, conexiones flojas, armónicos, no controlar el factor de potencia. MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Uso de Interruptores automáticos con relés de sobrecarga, interruptores automáticos asociados con cortacircuitos, cortacircuitos, fusibles bien dimensionados, dimensionamiento técnico de conductores y equipos, compensación de energía reactiva con banco de condensadores.

TENSIÓN DE CONTACTO POSIBLES CAUSAS: Rayos, fallas a tierra, fallas de aislamiento, violación de distancias de seguridad. MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Puestas a tierra de baja resistencia, restricción de accesos, alta resistividad del piso, equipotencial izar.

TENSIÓN DE PASO POSIBLES CAUSAS: Rayos, fallas a tierra, fallas de aislamiento, violación de áreas restringidas, retardo en el despeje de la falla, MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Puestas a tierra de baja resistencia, restricción de accesos, alta resistividad del piso, equipotencializar.

Tabla 14. Factores de riesgos eléctricos más comunes, fuente: RETIE[2]

- 40 -

Medidas a tomar en situaciones de alto riesgo

En el caso en que se evidencie un riesgo eléctrico alto o con peligro inminente para las personas se debe

impedir el normal funcionamiento de la instalación eléctrica excluyendo aeropuertos, áreas críticas de

atención médica o lo que implique un riesgo la interrupción del servicio, para estos casos se deben tomar

otras medidas de seguridad para minimizar los riegos.

Existen gran cantidad de alternativas para reducir el riesgo eléctrico en una instalación como por ejemplo:

Mantener distancias de seguridad.

Suspender actividades de alto riesgo, cuando se tenga personal al aire libre.

La construcción de una Sistema de Puesta Tierra (SPT).

Proveer el lado de Alta Tensión del Transformador, de Descargadores de Sobretensión DPS (uno por

Borne).

Instalación de descargadores de sobretensión DPS en los tableros eléctricos principales.

Se recomienda la implementación de extintores, en todos los cuartos que contienen los diferentes

equipos eléctricos.

Sistema de protección contra rayos (SIPRA).

Protecciones eléctricas y circuitos adecuadamente dimensionados e instalados.

Mantenimientos preventivos, predictivo y correctivo. Adecuada instalación de equipos, mediciones

de verificación.

Ejemplo aplicado al Centro de Rehabilitación Funcional del Batallón de Sanidad

De acuerdo con el RETIE se evalúan los posibles factores de riesgo presentados para este proyecto. Los

resultados de cada valoración de riesgo deberán ser evaluados con las decisiones y acciones para controlar

cada riesgo, conforme a los artículos 9 del RETIE 2013 vigente.[3]

Se realiza la matriz para cada uno de los 11 tipos de eventos más comunes (expuestos en la tabla 14

anteriormente), para todos los eventos la consecuencia según la construcción BASAN en personas es la 3,

incapacidad temporal (>1 día) y la frecuencia es D ha ocurrido en el sector, el cruce representa nivel de

riesgo MEDIO. A continuación se mostrara la matriz como ejemplo de dos eventos, cortocircuito y rayos.

- 41 -

Ilustración 4.9Matriz de riesgo para evento de cortocircuito y rayos en BASAN [3]

- 42 -

EVENTO FUENTE CONSECUENCIA FRECUENCIA RIESGO MEDIDAS DE MITIGACIÓN

Arco eléctrico

Equipos de MT y BT

Incapacidad temporal o

permanente

Ha ocurrido en el sector

Medio

Equipos certificados. Medidas, distancias y

procedimientos de protección.

Ausencia de electricidad

Red de uso general.

Transformador

Interrupción del servicio


Medio

Se dispone de planta de emergencia de respaldo pleno y UPS para cargas

específicas.

Contacto directo

Equipos de MT y BT


permanente


Medio Medidas, distancias y


Contacto indirecto

Equipos de MT y BT


permanente


Medio Medidas, distancias y


Cortocircuito Equipos de

MT y BT


permanente


Medio

Medidas, distancias y procedimientos de

protección. Protecciones eléctricas coordinadas.

Electricidadestática

Carcasas y equipos de consumo eléctrico.


permanente


Medio

Sistema de puesta a tierra, conexiones a tierra de equipos,

conexión equipotencial.

Equipo defectuoso

Equipos de MT y BT


permanente


Medio

Mantenimiento preventivo, predictivo y

correctivo. Adecuada instalación de equipos,

mediciones de verificación.

Rayos Descargas

atmosféricas

Incapacidad temp. o perm.

Daños en edificaciones e instalaciones.


Medio

Sistema de protección contra rayos (SIPRA) y sistema de puesta a

tierra (SPT).

Sobrecarga Mayores

consumos Daños en

instalaciones Ha ocurrido en el sector

Medio

Protecciones eléctricas y circuitos

adecuadamente dimensionados e

instalados.

Tensión de contacto

Descargas atmosféricas Fallas a tierra


permanente


Medio Sistema de puesta a

tierra (SPT).

Tensión de paso

Descargas atmosféricas Fallas a tierra


permanente


Medio Sistema de puesta a

tierra (SPT).

Tabla 15. Resumen matrices de riesgo en ejemplo real BASAN

- 43 -

4.6 ANÁLISIS DEL NIVEL DE TENSIÓN REQUERIDO

El nivel de tensión requerido dependedirectamente de los niveles nominales los diferentes equipos

eléctricos, electrónicos y electromecánicos que formen parte del proyecto como motobombas, bombas

de suministro, ascensores, equipos médicos especiales, entre otros. En general para las memorias de

cálculo, se deben definir los voltajes y corrientes nominales del transformador o transformadores que

fueron seleccionados para formar parte de la instalación eléctrica, y que suministra la energía a todos los

equipos conectados, aguas abajo, en el proyecto a construir; alimentados en MT por la red eléctrica del

Sistema Interconectado Nacional, SIN; administrada por el Operador de Red de la zona.

En el Centro de Rehabilitación Funcional BASAN el análisis de nivel de tensión requerido se realizóasí:

Teniendo en cuenta que 𝑃(𝑘𝑊) = √3𝑉𝐿𝐼𝐿, se refiere al ítem 4.3 de análisis de cortocircuito y falla a tierra

donde se había definido la corriente nominal de sistema con un valor de 2.777 A y el ítem 4.1 análisis y

cuadros de cargas iniciales y futuras el transformador seleccionado es de 1000 kVA.

Entonces𝑽𝑳 =𝟏𝟎𝟎𝟎 𝒌𝑽𝑨

√𝟑∗𝟐𝟕𝟕𝟕 𝑨= 𝟐𝟎𝟖𝑽 (13)

Para el correcto funcionamiento de los equipos a instalar se requiere un nivel de tensión de 208/120 V en

energía trifásica de 4 hilos (3 fases + 1 neutro) para una buena operación en los equipos que requieran

energía trifásica y monofásica.

4.7 CÁLCULO DE CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS

Campos Electromagnéticos

Los campos electromagnéticos son una modificación del espacio debida a la interacción de fuerzas

eléctricas y magnéticas simultáneamente, producidas por un campo eléctrico (es decir, si en una región

determinada, una carga eléctrica experimenta una fuerza, entonces en dicha región hay un campo

eléctrico) y uno magnético (alteración del espacio que hace que en las corriente se genere una fuerza

proporcional a su velocidad y a su carga); que varían en el tiempo, por lo que se le conoce como campo

electromagnético variable. Es producido por diferencias de potencial y cargas eléctricas en movimiento y

tiene la misma frecuencia de la corriente eléctrica que lo produce. [2]

- 44 -

Valores límite de Exposición

En cuanto a los valores límites de exposición, las personas que por sus actividades estén expuestas a

campos electromagnéticos o el público en general, no debe ser sometido a campos muy altos; para un tipo

de exposición ocupacional en un día de trabajo de ocho horas la intensidad de campo eléctrico debe ser

8.3 kV/m y su densidad de flujo magnético 1000 µT, para un tipo de exposición del público en general

hasta ocho horas continuas la intensidad de campo eléctrico límite es de 4.16 kV/m y la densidad de flujo

magnético 200µT. [2]

Cálculo y medición

Tabla 16. Cálculo y medición de campos electromagnéticos [2]

DISEÑOS DE LÍNEAS O S/E

DISEÑOS DE EDIFICACIONES

LÍNEAS TRASMISIÓN

REDES DE DISTRIBUCIÓN

LUGARES DE TRABAJO

Los diseños de líneas o

subestaciones de tensión

superior a 57,5 kV, en zonas

donde se tengan en las

cercanías edificaciones ya

construidas, deben incluir un

análisis del campo

electromagnético en los lugares donde se vaya a

tener la presencia de

personas.

Los diseños de edificaciones aledañas a las

zonas de servidumbre, deben incluir memorias de

cálculo de campos electromagnéticos que se puedan presentar en cada piso. Para este efecto, el

propietario u operador de la línea o subestación debe entregar al diseñador o al propietario del proyecto los máximos valores de tensión y corriente. La

medición siempre debe hacerse a un metro de

altura del piso donde esté ubicada la persona (lugar de trabajo) o domicilio.

En el caso de líneas de

transmisión el campo

electromagnético se debe medir en

la zona de servidumbre en

sentido transversal al eje de la misma; el

valor de exposición al

público en general se tomará como el máximo

que se registre en el límite exterior

de la zona de servidumbre.

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.

Nota: El equipo con el que se realicen las mediciones debe poseer un certificado de calibración vigente y

estar sometidos a un control metrológico.

4.8 CÁLCULO DE TRANSFORMADORES INCLUYENDO LOS EFECTOS DE LOS ARMÓNICOS Y FACTOR DE

POTENCIA EN LA CARGA

El transformador es el enlace entre el generador del sistema de potencia y las líneas de transmisión y entre

líneas de diferentes niveles de voltaje, el transformador tiene dos o más bobinas enlazadas por el mismo

flujo de magnetización, en este ítem se deben mostrar los cálculos para seleccionar el transformado que

formara parte de la subestación, las características técnicas de este, la carga a utilizar con los efectos de

armónicos y factor de potencia.Para la mayoría de las cargas eléctricas, se recomienda aplicar los factores

- 45 -

de demanda que se muestran en la tabla 220-11, de la NTC2050, aunque la decisión final depende siempre

del criterio profesional.

Tabla 17. Factores de demanda para alimentadores de cargas alumbrado [Tabla 220-11 NTC2050]

TIPO DE OCUPACIÓN PARTE DE LA CARGA DE ALUMBRADO A LA

QUE SE APLICA EL FACTOR DE DEMANDA (VA) FACTOR DE

DEMANDA %

Unidades de vivienda Primeros 3.000 o menos

De 3.001 a 120.000 A partir de 120.000

100 35 25

Hospitales* Hoteles y moteles, incluidos

bloques de apartamentos sin cocina *

Primeros 50.000 o menos A partir de 50.000

Primeros 20.000 o menos De 20.001 a 100.000 A partir de 100000

40 20 50 40 30

Depósitos Todos los demás

Primeros 12.500 o menos A partir de 12.500

VA totales

100 50

100 Los factores de demanda de esta Tabla no se aplican a la carga calculada de los alimentadores a las zonas

de hospitales, hoteles y moteles en las que es posible que se deba utilizar toda la iluminación al mismo tiempo, como quirófanos, comedores y salas de baile.

Para los proyectos presentados ante CODENSA S.A. E.S.P el cálculo del transformador debe realizarse

según lo estipulado en el documento “Carga máxima para el sector residencial”.

Pasos para la selección del transformador[11]

1. Establecer el número de clientes y estrato socioeconómico del proyecto.

2. Establecer la carga de servicios comunes y/o cargas especiales calculadas según NTC 2050 o a criterio

del diseñador.

3. Calcular la carga de servicios comunes y cargas especiales por cliente:

𝐤𝐕𝐀𝐒𝐂 + 𝐂𝐄

𝐂𝐋𝐈𝐄𝐍𝐓𝐄=

𝐤𝐕𝐀 𝐒𝐞𝐫𝐯𝐢𝐜𝐢𝐨𝐬 𝐂𝐨𝐦𝐮𝐧𝐞𝐬 + 𝐤𝐕𝐀 𝐂𝐚𝐫𝐠𝐚𝐬 𝐄𝐬𝐩𝐞𝐜𝐢𝐚𝐥𝐞𝐬 𝐝𝐞𝐥 𝐏𝐫𝐨𝐲𝐞𝐜𝐭𝐨

𝐍ú𝐦𝐞𝐫𝐨 𝐝𝐞 𝐂𝐥𝐢𝐞𝐧𝐭𝐞𝐬 (14)

4. Seleccione la tabla de dimensionamiento del transformador proporcionadas por Codensa (Tabla 18 una

de las tablas), según estrato socioeconómico, en dichas tablas la primera columna corresponde a las

capacidades nominales de los transformadores.

5. Buscar en la tabla la columna correspondiente a la carga de servicios comunes y cargas especiales por

cliente realizando la aproximación por el valor próximo más alto.

6. Una vez encontrada la columna, desplazarse por la misma (bajar) hasta encontrar el número de clientes

asociados al proyecto, si no se encuentra el valor exacto entonces se debe seleccionar el valor próximo

más alto.

- 46 -

7. La capacidad del transformador para atender esta carga se encuentra en la Columna TRANSFORMADOR

sobre la fila que asocia el número de clientes encontrados en el punto 6.

Sin embargo como se vio el ítem 4.1 Análisis de cuadros de cargas iniciales y futuras, se debe calcular la

carga instalada como se vio en las tablas relacionadas, la carga demanda y el factor de potencia. Así cabe

recordar que en el ejemplo aplicado a CRF BASAN el transformador seleccionado fue de 1000 kVA para

una carga total de 988 kVA, con unas características técnicas: [3]

Transformador de 1000 kVA.

Tipo seco, clase H (150ºC).

Tipo de refrige

Tensión secundaria a plena carga: 208/120 V

Conexión: Dyn5

Impedancia (según norma): 6%

Corrientes nominales (primaria/secundaria): 50,6 / 2.776 A

Corrientes de corto circuito (con Uz según norma): 844 A / 46,3 Ka

4.9 CÁLCULO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

Para realizar el cálculo del sistema de puesta a tierra de deben describir las características técnicas del

sistema como dimensiones, calibres, tensiones, resistividad y potencia, esto se realiza siguiendo unos

lineamientos establecidos en la norma ANSI/IEEE Std 80-2000 mediante un software.

El sistema de puesta a tierra de las instalaciones se realiza con el objetivo de tener limitadas las

sobretensiones transitorias ante rayos o contactos accidentales con las líneas de tensión.

Tabla 18. Tabla de dimensionamiento de transformadores para estratos 1 con CE de 0 a 1.4 kVA

- 47 -

Razones por las cuales se debe tener un sistema de puesta a tierra

La seguridad de las personas

La protección de las instalaciones

Alta calidad en el servicio

Eficiencia eléctrica

Confiabilidad ante maniobras, fallas y/o contingencias

Limitar las sobretensiones internas que puedan verse en la red eléctrica cuando haya una

operación

Asegurar la coordinación de protecciones disminuyendo el riesgo en los equipos

Equipotencialidad

Descripción del método de cálculo

El diseño de una malla a tierra está afectado por variables como: tensión permisible de paso, tensión

permisible de contacto, resistividad del terreno, tiempo máximo de despeje de falla, conductor de la malla

y la profundidad de instalación de la malla. [12]

Carga térmica del conductor para el cálculo de la sección del conductor; para hallar este valor se emplea

la siguiente formula

𝑺 =𝟏𝟎𝟎𝟎 ∗ 𝑰𝒔 ∗ √𝒕

√𝟗. 𝟔𝟒 ∗𝑪∗𝒈

𝝆∗𝒂∗ 𝐥𝐨𝐠(𝟏 ∗ 𝒂 ∗ (𝑻𝒈 − 𝑻𝟏))

(𝑲𝑪𝑴𝑰𝑳)

Donde Is (KA): Valor eficaz de la corriente de cortocircuito promedio durante el tiempo t t: Duración del cortocircuito

C: Calor específico del cobre(calg⁄ *°c)

g: Peso específico del cobre ( gcm3⁄ )

ρ: Resistividad del cobre a temperatura inicial (Ω* mm2m⁄ )

Tg: Temperatura final del conductor (se adopta 450°C) T1:Temperatura inicial del conductor(se adopta 35°C) a: 0.004

(15)

Cálculo de la resistencia de la malla

𝑹𝒎 =𝟎. 𝟑𝟏𝟖 ∗ 𝝆 ∗ (𝟐. 𝟑𝟎𝟑 ∗ 𝐥𝐨𝐠 𝟐 ∗ 𝑳𝑴 + 𝑲𝟏 ∗ 𝑳𝑴 − 𝑲𝟐)

𝑳𝑴 ∗ √∅𝑪 ∗ 𝒉 ∗ √𝑨

(16)

- 48 -

Donde Rm: Resistividad de la malla en ohmnios. ρ:Resistividad media del terreno (Ω*m). LM: Longitud total de los conductores enterrados (m). ∅C: Diámetro del conductor de la malla (m). h:Profundidad de implantación (se adopta 0.5m) A: Área de la malla (m2) K1 Y K2:Coeficientes obtenidos en los gráficos de la norma IEEE

Cálculo de la resistencia de un cable horizontal

𝑹 =𝝆

𝟑. 𝟏𝟒 ∗ 𝑳∗ 𝐥𝐧

𝟐 ∗ 𝑳

𝒅

Donde

L:Largo del cable. d:Diámetro del cable

(17)

Tensión de paso

𝑼𝑷 =𝟎. 𝟏𝟔 ∗ 𝝆 ∗ 𝑳𝑴

𝑳𝑴 ∗ 𝒉(𝑽)

(18)

Tensión de contacto

𝑼𝑪 =𝟎. 𝟕 ∗ 𝝆 ∗ 𝑳𝑴

𝑳𝑴(𝑽)

(19)

Gradiente en la periferia interior de la malla

𝑼𝒈 =𝟒 ∗ 𝝆 ∗ 𝑳𝑴

𝒅𝟐(𝑽)

(20)

Ejemplo aplicado a CRF BASAN

Para realizar el cálculo de sistema de puesta a tierra en el Centro de Rehabilitación Funcional del Batallón

de Sanidad, se utilizó un telurometro digital AEMC ya que el ingeniero diseñador debe realizar al menos

tres mediciones de resistividad o resistencia del terreno, con un telurómetro calibrado y certificado porla

ONAC, dejando un registro fotográfico de las mediciones, que se anexarán a las memorias de cálculo

presentadas; se empleó un software CYMGRD 6.3 versión 7 para el diseño de mallas de puesta a tierra,

contrastado satisfactoriamente con la norma IEEE Std. 80-2000, este programa utiliza una metodología

basada en elementos finitos que permiten analizar sistemas de puesta a tierra en configuraciones

simétricas o asimétricas de conductores y varillas de puesta a tierra a diferencia de lo que permiten las

fórmulas aproximativas que ofrece la guía IEEE 80.

- 49 -

Mediciones de Resistividad

Tabla 19. Mediciones de resistividad en BASAN [3]

PROFUNDIDAD [m] RUTA 1 RUTA 2 PROMEDIO CYMGRD

1 20,40 20,20 20,30 20,92

2 35,80 34,40 35,10 36,06

3 52,00 50,50 51,25 50,99

4 67,60 66,40 67,00 64,57

5 79,80 80,10 79,95 76,94

6 92,70 80,70 91,20 88,25

7 102,00 99,00 100,50 98,62

8 111,10 110,10 110,60 108,19

9 118,20 110,30 114,25 117,02

10 117,50 119,40 118,45 125,21

Registro Fotográfico

Ilustración 4.10 Medición resistiva Ruta 1 [3]

- 50 -

A continuación se muestran los datos y resultados evaluados por el software para el diseño. [3]

Ilustración 4.11 Medición resistiva Ruta 2 [3]

- 51 -

- 52 -

- 53 -

Ilustración 4.12 Resultados evaluados por el software para el diseño del sistema de puesta a tierra

- 54 -

4.10 CÁLCULO ECONÓMICO DE CONDUCTORES, TENIENDO EN CUENTA TODOS LOS FACTORES DE

PÉRDIDAS, LAS CARGAS RESULTANTES Y LOS COSTOS DE LA ENERGÍA

El cálculo económico de conductores se hace con el fin de establecer en términos monetarios las pérdidas

de energía en la frecuencia fundamental debidas a la resistencia propia de los conductores, la pérdida de

energía (joule) en un conductor es calculada a partir de su resistencia eléctrica, de la corriente del proyecto

máxima prevista para el circuito y del tiempo que esa corriente circula por el conductor, estas pérdidas

son calculadas mediante la siguiente ecuación. [13]

𝑬 = 𝑹 ∗ 𝑰𝒎𝒂𝒙𝟐 ∗ 𝚫𝒕

(21)

Donde E: Energía disipada en el conductor R: Resistencia eléctrica del conductor I: Corriente de proyecto máxima prevista para el circuito. Δt:Intervalo de tiempo de circulación de la corriente Imax (h)

Teniendo en cuenta que 𝑹 = 𝝆 ∗𝒍

𝑺

(22)

Donde ρ: Resistividad eléctrica del material conductor (Ωm). l: Longitud del circuito (m). S:Sección transversal del conductor (mm2).

Así finalmente 𝑬 = 𝝆 ∗𝒍

𝑺∗ 𝑰𝒎𝒂𝒙

𝟐 ∗ 𝚫𝒕

Cuanto mayor sea 𝝆, mayor será la perdida de energía E.

(23)

La norma específica las resistividades del cobre y el aluminio a 20°C, con los siguientes valores:

18.35𝑥10−9Ω𝑚 para Cu, y 30.3𝑥10−9Ω𝑚 para Al.


Para evaluar los costos de los dos conductores considerados para la acometida de media tensión (uno de

cobre y otro de aluminio), se consideran unos parámetros adicionales [3]

Tarifas de energía del Sector Oficial sin contribución – Nivel 2 de los meses de abril de 2016 y 2017.

Con la variación entre esas dos tarifas se estima el porcentaje de incremento anual de la tarifa de

energía.

- 55 -

Tasa de interés para la evaluación financiera: DTF semana del 8 al 14 de mayo de 2017 según el

Banco de la República.

Período de evaluación 20 años.

Precios de conductores de lista de precios de Procables 2017.

El resumen de la evaluación a 20 años fue el siguiente

Tabla 20. Evaluación de costos de los conductores para la acometida de media tensión [3]

Conductor Vr Inversión ($)

Potencia total (W)

Tarifa ($/kWh)

Año 1 Año 5 Año 10 Año 15 Año 20 VP Costo Operación ($))

VPN ($)

3X2/DAWG 26.761.680 90 354,708 139.826 151.237 166.819 184.006 202.964 1.756.511 28.518.191

3X120mm2 35.342.640 85,6 354,708 132.990 143.843 158.663 175.010 193.041 1.670.637 37.013.277

4.11 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

En esta sección de análisis para el proceso de diseño de instalaciones, se debe realizar una verificación de

los conductores ya seleccionados para cada uno de los tramos del proyecto tanto en media tensión como

en baja tensión teniendo en cuenta que el calibre y el tipo de conductor sean adecuados para, soportar

el tiempo de disparo de los interruptores seleccionados, la capacidad de corriente de los conductores

seleccionados sea suficiente y que soporten la corriente de cortocircuito de la red.

Verificaciones contra corrientes de cortocircuito

Para realizar la verificación de los conductores es indispensable contar con el valor de la corriente máxima

de cortocircuito presunta en los bornes de entrada del interruptor principal del proyecto, este valor puede

aportarlo la empresa distribuidora de energía correspondiente o puede calcularse en función de las

características del transformador de distribución y de los conductores de la red de alimentación

intercalados entre el transformador y el suministro

Verificación de la regla del poder de corte

La capacidad de ruptura del dispositivo de protección debe ser mayor o igual a la intensidad máxima de

corriente de cortocircuito presunta en el punto donde se encuentra instalado el dispositivo, el que se

cumpla esta regla garantiza que el dispositivo de protección pueda abrir sin problema sus contactos

cuando tenga que interrumpir el máximo valor de corriente de cortocircuito presunta que se pueda

presentar en el punto de instalación donde se encuentra instalado.

- 56 -

Verificación de la regla del tiempo de corte

Cuando se produce un cortocircuito, la corriente que circula por los conductores hace que aumente la

temperatura de estos, de manera que las protecciones asociadas deben estar dimensionadas para que se

pueda despejar la falla en un tiempo tal que evite que se exceda la temperatura máxima admisible de los

conductores.

Verificación de la caída de tensión

El cumplimiento de la verificación por caída de tensión en los conductores de la instalación tiene como

objetivo garantizar un nivel de tensión aceptable en condiciones de servicio en toda la instalación para

evitar daños en los equipos. Los niveles máximos de caída de tensión admisibles son:

Para circuitos terminales, de uso general o especial y específico, 3%.

Para circuitos de uso específico que alimentan solo motores, 5% en régimen y 15% durante el

arranque

4.12 CÁLCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS Y DE ELEMENTOS DE SUJECIÓN DE EQUIPOS

El cálculo mecánico de estructuras tiene por objetivo determinar las cargas mecánicas aplicadas en los

postes,cables de retenida, crucetas y sus accesorios, de tal maneraque en las condiciones más críticas, no

se supere los esfuerzos máximos previstos en el Código Nacional de Electricidad y complementariamente

en las NormasInternacionales. Adicionalmente se debe verificar que los diseños, materiales empleados,

forma constructiva y montaje de la estructura garanticen el cumplimiento de los requerimientos

mecánicos a los que pueda estar sometida.

Este ítem no se emplea en todos los proyectos de subestación, ya que las electrificadoras prestadoras del

servicio como Codensa S.A a nivel nacional piden la presentación de un proyecto de redes cuando por

cuestiones de infraestructura se debe tender una red eléctrica aérea hasta el proyecto.

Para el ejemplo del Centro de Rehabilitación Funcional del Batallón de Sanidad no aplica este ítem para el

proyecto porque sus condiciones de servicio no lo requieren.

- 57 -

4.13 CÁLCULO Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CONTRA SOBRECORRIENTES

El cálculo y la coordinación de protecciones contra sobrecorrientes se efectúan con el fin de comprobar

que las protecciones empleadas en el proyecto tengan el tiempo de acción necesario y que estén

correctamente coordinadas según lo necesite la instalación, para tener una adecuada coordinación de

protecciones son necesarias las curvas suministradas de cada una de las protecciones que se van a instalar

y la curva del reconectador que da la electrificadora como la imagen del ítem 4.3 (análisis de cortocircuito

y falla a tierra)que muestra las curvas de coordinación del reconectador y las corrientes simétricas y

asimétricas emitidas por el departamento de protecciones de Codensa S.A. S.E.P

En el ejemplo aplicado al Centro de Rehabilitación Funcional BASAN

Las protecciones generales se dispondrán mediante, fusibles tipo HH instalados en el seccionador tripolar

de protección del transformador en cuanto a la protección de media tensión, y para la protección en baja

tensión un interruptor automático termomagnético instalado en el tablero general alimentado por la

acometida proveniente de los bornes de baja tensión del transformador.

Para la verificación de la corriente de cortocircuito en la acometida y de la capacidad interruptiva del

interruptor totalizador, se realiza el cálculo de la corriente de cortocircuito en el sitio de la subestación

como ya se había realizado en el ítem 4.3 ecuación 10, así la Icc =2.776A*16.67=46.276 A.

Conforme a lo indicado por la norma ANSI, el transformador deberá estar en capacidad de soportar un

cortocircuito sostenido durante un lapso de tiempo de 2 segundos sin sufrir deterioro alguno, las

protecciones deberán operar en un tiempo menor a este con el fin de garantizar que no se sobrepase esa

condición, en resumen, las corrientes de corto en el transformador son:

Icc BT = 46,3kA

Icc MT = 50,6 A x 16,67veces = 844 A

Por lo tanto, la disposición de las protecciones, es la siguiente: [3]

Protección en media tensión: De acuerdo con la CTS - 507 de Codensa S.A., la protección en media

tensión está compuesta por fusibles limitadores de corriente (tipo HH) de 80 A – 17,5 kV.

Protección en baja tensión: La protección en baja tensión está constituida por un interruptor

automático termomagnético de potencia, cuyo valor nominal es: 3x3000 A – mín 50 kA @ 220Vac

como mínima capacidad interruptiva, regulado y ajustado en su unidad de disparo a 2800 A.

Coordinación de protecciones: Con ayuda de las curvas tiempo = f (corriente) de los distintos

elementos de protección involucrados y con un tiempo máximo de soporte del transformador de

- 58 -

2 segundos, se procede a coordinar la sucesiva operación de esos elementos, de tal forma que se

produzca en cascada desde baja tensión hacia la fuente.

De acuerdo con lo anterior, se proporciona la siguiente tabla:

Tabla 21. Coordinación de Protecciones [3]

ELEMENTO I NOMINAL I FALLA I RESPUESTA

Interruptor totalizador

en baja tensión

2776 A 46.3 kA 0,009 seg

Fusible limitador corriente

80 A 844 A 0,180 seg

Reconectador RC1427 – CD

5675 240 A 844 A 0,400 seg

A continuación se mostrará las curvas del reconectador, del interruptor totalizador en baja tensión y el

fusible limitador de corriente para media tensión.

En la curva negra de la gráfica se indica el Breaker Totalizador B.T referida a M.T, que actuaría en un tiempo

de 0.009 seg.

En la curva roja se muestra el fusible limitador tipo HH en MT de 80A – 17,5 kV, que actuaría en un tiempo

mínimo de 0,180 seg.

En la curva naranja y azul se indican las curvas de fase y de tierra del reconectador a 844 A y un tiempo de

reacción de 0,400 seg.

- 59 -

Ilustración 4.13. Curvas del reconectador y protecciones de baja y media tensión [3]

- 60 -

4.14 CÁLCULOS DE CANALIZACIONES Y VOLUMEN DE ENCERRAMIENTOS

Las canalizaciones eléctricas son un conjunto constituido por uno o más conductores eléctricos y los

elementos que aseguran su fijación y protección mecánica a los conductores eléctricos como: canales en

tierra, tuberías, bancadas, canales y canaletas, también la tierra sirve para guiar, soportar y proteger los

conductores eléctricos aislados o no.

Clasificación de canalizaciones eléctricas

Hay canalizaciones eléctricas tipo subterráneas (canales de concreto, trincheras para cables directamente

enterrados, bancadas de ductos, mixta), canalizaciones a la vista (canales metálicos o plásticos con tapa o

sin ella, bandejas metálicas con tapa o sin ella ventiladas o no, tubos para electricidad metálicos o plásticos

y ductos de barras) y tipo embutida (se realiza en tubos embutido en paredes, en piso o en placas de

concreto, normalmente son usadas en edificaciones.[14]

Tuberías

Es conducto cerrado diseñado para contener los cables o conductores eléctricos, pueden ser metálicas o

no metálicas, las cuales pueden estar instaladas de manera embutida o a la vista, como tipos de tuberías

se encuentran tubos metálicos rígidos e intermedios, tubos no metálicos rígidos y tubería metálica

eléctrica. Para realizar la canalización por tubería, la selección de las dimensiones de la tubería utilizar

cuando se tienen combinaciones de distintos conductores, primero se debe contabilizar la cantidad de

conductores del mismo calibre y tomar sus respectivos valores de ocupación en cuanto al área. [14]

Bandejas portacables

La bandeja portacables es un sistema de apoyo rígido continuo diseñado para llevar cables eléctricos,

puede soportar líneas e potencia de alta tensión, cable de distribución de potencia y otros, es una forma

segura de llevar una gran cantidad de cables a distancias prolongadas entre sus puntos e inicio y fin. [14]

La canalización mediante bandejas portacables permite la distribución de mayor cantidad de cables sin

necesidad de usar la tubería, da la facilidad de añadir nuevos circuitos si son necesarios posteriormente,

adicionalmente los cables pueden salir y entrar de la bandeja en cualquier parte de ella.

Para seleccionar la bandeja depende de la cantidad de conductores y sus calibres

𝑨𝒏𝒄𝒉𝒐 𝑩𝒂𝒏𝒅𝒆𝒋𝒂 (𝒄𝒎) =𝟐 ∗ #𝒄𝒂𝒃𝒍𝒆𝒔 ∗ 𝑨(𝒄𝒎𝟐)

𝒉

(24)

- 61 -

Donde 2: Factor para garantizar que la suma de las secciones transversales de todos los Cables a ser soportados por la bandeja no exceda el 50% de la sección interna de la misma. A:Área de cada conductor. h: Altura del lateral de la bandeja en cm Modos de instalación de una canalización

Tabla 22. Canalizaciones (Modos de Instalación) realizada con base en información de la norma [15]

CANALIZACIONES

Canalización fijada a

pared

Canalización dispuesta en la superficie de una pared o en su proximidad

inmediata; la pared constituye en este caso un medio de fijación y

eventualmente, un elemento de protección.

Canal (electrocanal)

Envolvente cerrada, provista de una tapa amovible, y destinada a la protección

completa de conductores aislados o cables, así como a la instalación de otro

equipamiento eléctrico. Un canal puede o no tener separadores.

Canal de cables

Recinto situado encima o dentro del piso, o por encima o dentro del techo,

abierto, ventilado o cerrado, que presenta dimensiones tales que no permiten

la circulación de las personas en él, pero en el cual las canalizaciones son

accesibles en todo su recorrido, durante y después de su instalación. Nota: Un

canal puede o no ser parte de la construcción del edificio.

Bandeja de cables Soporte constituido por una base continua, con paredes laterales y sin tapa. Una

bandeja puede o no ser perforada.

Conducto de sección

circular (conducto o

caño)

Envolvente cerrada, de sección circular, destinada a la instalación o el

reemplazo de conductores aislados o cables mediante enhebrado.

Conducto de sección

no circular

Envolvente cerrada, de sección no circular, destinada a la instalación o

reemplazo de conductores aislados o cables en instalaciones eléctricas,

mediante enhebrado.

- 62 -

Dimensionado de Canalizaciones

Dimensionar un circuito implica básicamente determinar la sección de todos los conductores del mismo y

a corriente nominal, los dispositivos de protección correspondientes. Para la selección de las

canalizaciones eléctricas se debe considerar las siguientes etapas: [15]

Definir la tensión nominal de cable.

Determinar la corriente del proyecto.

Elegir el tipo de conductor y la forma de instalación.

Determinar la sección por el criterio de “capacidad de conducción de corriente” o “corriente

admisible”.

Verificar la sección por el criterio de “corriente de cortocircuito”

Verificar la sección por el criterio de “caída de tensión”

Verificar el cumplimiento de las secciones mínimas exigidas.

Adicional en la NTC 2050 [4] se muestran unas tablas para poder especificar el diámetro de la tubería

según el calibre del conductor a continuación se muestra una parte de una de las tablas “C9 Número

máximo de conductores y alambres de aparatos en tubo conduit rígido de PVC”

Tabla 23. Número máximo de conductores en tubo. Parte de Tabla C9 NTC 2050 [4]

- 63 -

En el ejemplo aplicado en BASAN

Tabla 24. Dimensiones de los cables monopolares para la acometida de BASAN [3]

CONDUCTOR DIÁMETRO EXTERIOR

3x2/0 AWG 28,5

3X120 mm2 36,5

Con la anterior tabla se puede saber el área ocupada

Tabla 25. Área ocupada por los conductores en BASAN [3]

CONDUCTOR ÁREA OCUPADA (CM2)

3x2/0 AWG 3 ∗ (𝜋 ∗2,85𝑐𝑚2

4) = 19,14

3X120 mm2

3 ∗ (𝜋 ∗3,65𝑐𝑚2

4) = 31,39

Ahora bien conforme a la norma CS200 de Codensa S.A ESP el duto de 4” PVC-TDP tiene un diámetro

interior de 10 cm, por lo tanto su área interior es de 𝐴 = 𝜋(10𝑐𝑚)2

4= 78,54 𝑐𝑚2, entonces el porcentaje

de ocupación de los cables de la acometida es de:

Tabla 26. Porcentaje de ocupación del tubo 4" PVC en BASAN [3]

CONDUCTOR PORCENTAJE OCUPACIÓN DEL TUBO

3x2/0 AWG 𝐴𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒𝑠

𝐴𝑡𝑢𝑏𝑜=

19.14𝑐𝑚2

78.54𝑐𝑚2∗ 100% = 24.37%

3X120 mm2 𝐴𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒𝑠


31.39𝑐𝑚2

78.54𝑐𝑚2∗ 100% = 39.36%

Lo cual es consistente con la norma de Codensa S.A ESP de ocupación máxima del 40% de dicho tubo.

Para el área ocupada en tubo de 6” PVC conforme a la norma CS200 de Codensa S.A ESP, el ducto de 6”

PVC-TDP tiene un diámetro inferior de 15 cm, con lo cual su área es de 𝐴 = 𝜋(15𝑐𝑚)2

4= 176,71 𝑐𝑚2, por

tanto el porcentaje de ocupación de los cables de la acometida es de:

- 64 -

Tabla 27. Porcentaje de ocupación del tubo 6" PVC en BASAN[3]

CONDUCTOR PORCENTAJE OCUPACIÓN DEL TUBO

3x2/0 AWG 𝐴𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒𝑠


19.14𝑐𝑚2

176.71𝑐𝑚2∗ 100% = 10.83%

3X120 mm2 𝐴𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒𝑠


31.39𝑐𝑚2

176.71𝑐𝑚2∗ 100% = 17.76%

Lo cual es consistente con la norma Codensa S.A ESP de ocupación máxima del 40% de dicho tubo.

4.15 CÁLCULOS DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA, TENIENDO EN CUENTA LOS EFECTOS DE ARMÓNICOS Y

FACTOR DE POTENCIA

Las pérdidas de energía corresponden a la energía servida no remunerada, en sí que no se cuantifica en

ganancia, habitualmente esto se refiere al recorrido de la energía desde los generadores hasta los puntos

finales donde se van a consumir. Todo el sistema, las instalaciones eléctricas en si presentan diversas

perdidas de energía por los niveles de tensión con los que se distribuye la energía eléctrica, haciendo que

las perdidas sean más precisas que a otros niveles de tensión.

Las perdidas pueden ser eludibles o disminuidas dependiendo de la información que se tenga, sin embargo

la mayor pérdida cuantificable está dada por la siguiente ecuación:

𝑷 = 𝑰𝟐 ∗ 𝑹

(25)

Donde P:Potencia perdida. I:Intensidad de corriente. R:Resistencia del medio conductor.

Si la demanda de la red aumenta, también aporta un aumento a las pérdidas de energía eléctrica, el

aumento de la demanda está directamente relacionado con las pérdidas de energía, aunque estas se

pueden evaluar por medios electrónicos de transporte en algunos casos, pero a un costo de inversión que

sería bueno solo para grandes demandas.

Ilustración 4.14. Dos tipos de consumo de la energía suministrada

- 65 -

Métodos de cálculo de pérdidas de energía

Existen varias formas de realizar el cálculo de pérdidas de energía, la mayoría se basan en software de

simulación de flujo de carga, sin embargo por cualquier método lo inicial a analizar son los datos de

mediciones que se dispongan o sean necesarios; el primer método es el análisis por flujo de carga

mediante separación de bloques horarios, el segundo es un análisis de flujo de carga de demanda máxima

en un periodo determinado y el tercer método es la asignación de carga por consumo de kWh - mes.

Análisis por flujo de carga mediante separación de bloques horarios: consiste en el cálculo de las pérdidas

de una red de distribución en media tensión y los puntos de transformación de media tensión a baja

tensión, el análisis se limita a los elementos de la red de distribución (centro de transformación, cliente

industrial y subestación de distribución). Para tener un estimado de las pérdidas de energía en la siguiente

ilustración se observa la tendencia de la potencia con respecto a la demanda que es creciente positiva y

sus pérdidas serán proporcionales al consumo de energía por la intensidad de corriente al cuadrado según

la fórmula P=I2*R , para un instante en particular, en éste caso es una variable que no se puede evitar ya

que todo elemento siempre tendrá la característica de resistencia por muy mínima que sea, hará que esa

energía sea transformada en otra no deseable. [16]

Análisis de Flujo de Carga de Demanda Máxima en un Periodo Determinado: se basa en la determinación

de una demanda máxima correspondiente al alimentador principal en un periodo típico de un diagrama

de carga. El análisis de estos diagramas de carga dependerá de la veracidad de los datos y de la cantidad

de éstos. Se plantea que una tendencia de la gráfica del alimentador es producida por las demandas que

se tienen, indicando que el comportamiento de estas demandas es en proporciones similares en el

alimentador principal. Determinando el alimentador principal, se procederá a calcular la demanda máxima

en día y hora de ocurrencia. Parar esto es necesario obtener la demanda en potencia de los nodos que

están conectados a esta red, para lo cual se debe de obtener las mediciones en esa misma hora y fecha,

esto para evitar que la suma de todas las demandas de los nodos de la red no coincida con la suma total.

[16]

Ilustración 4.15. Tendencia de la potencia con respecto a la demanda [16]

- 66 -

Asignación de Carga por Consumo de kWh – Mes: La metodología planteada para calcular las pérdidas de

energía en una red de distribución se basa en la información que se obtiene de la misma red y de la

manipulación de los datos, al realizar promedios de datos se van atenuando sus valores máximos y

mínimos; por tanto según lo planteado en el método I y II, se cuentan con limitaciones de trabajo con los

datos para poder hacer más práctico el cálculo de pérdidas de energía. En este sentido, un método

comparativo es aquel que disminuye en gran medida los promedios de datos y toma los datos reales en el

flujo de carga, realizando más simulaciones para representar la variabilidad de la red de distribución en su

comportamiento diario. Además posee otra característica en cuanto a la distribución de los consumos, lo

cual no es aplicable en los otros métodos ya que se basan en promedios de datos en base al alimentador

principal. [16]


Pérdidas eléctricas en acometida subterránea de media tensión, para los conductores seleccionados en el

centro de rehabilitación, y conforme a los parámetros indicados en las tablas de conductores de Codensa

S.A ESP [1], se tiene las siguientes pérdidas den la re de uso general

Tabla 28. Pérdidas eléctricas en acometida subterránea de media tensión en BASAN[3]

CONDUCTOR 𝑹𝑳(𝑾 𝒌𝒎⁄ ) 𝑳(𝒌𝒎) 𝑹𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍(𝑾) 𝑰𝑳𝒊𝒏𝒆𝒂(𝑨) 𝑷𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍(𝑾)

3x2/0 AWG 0,292 0,12 0,03504 50.64 90,0

3X120 mm2 0,278 0,12 0,03336 50,64 85,6

4.16 CÁLCULOS DE REGULACIÓN

Los cálculos de regulación se realizan con el fin de establecer los porcentajes de caídas de tensión a lo

largo de toda la instalación, dichas caídas están asociadas a la distancia que hay que recorrer, y a algunos

dispositivos o equipos conectados a la misma.

La Caída de Tensión (∆V=Vs-Vr) se calcula mediante la siguiente ecuación para circuitos monofásicos:[17]

∆𝐕𝑭𝒂𝒔𝒆−𝒏𝒆𝒖𝒕𝒓𝒐 = (𝒁𝒆𝒇 )(𝟐)(𝑳)(𝑰) (26)

Y para circuitos trifásicos se hace uso de la siguiente ecuación:[17]

∆𝐕𝑭𝒂𝒔𝒆−𝑭𝒂𝒔𝒆 = (√𝟑)(∆𝐕𝑭𝒂𝒔𝒆−𝒏𝒆𝒖𝒕𝒓𝒐)

(27)

Donde Zef:Impedanciaeficazen ohm km⁄ ΔV:Caída de tensión en voltios. L:Longitud del circuito en km. I:CorrientedecircuitoenA.

- 67 -

La regulación de tensión o porcentaje de caída está definida entonces de la siguiente manera:[17]

%𝑹𝒆𝒈𝒖𝒍𝒂𝒄𝒊ó𝒏 = [(𝑽𝒔 − 𝑽𝒓)

𝑽𝒓] (𝟏𝟎𝟎)

(28)

%𝑹𝒆𝒈𝒖𝒍𝒂𝒄𝒊ó𝒏 = [∆𝐕

𝑽𝒓] (𝟏𝟎𝟎)

(29)

Al realizar el cálculo, el resultado que se obtiene para el porcentaje de regulación debe compararse con

los valores que se encuentran establecidos por la norma NTC 2050, en la cual se encuentra lo siguiente:

Sección 210-19, Inciso a), Nota 4: “Los conductores de circuitos ramales como están definidos en la sección

100, con una sección que evite una caída de tensión superior al 3% en las salidas más lejanas de fuerza,

calefacción, alumbrado o cualquier combinación de ellas y en los que la caída máxima de tensión de los

circuitos alimentador y ramal hasta la salida más lejana no supere al 5%, ofrecen una eficacia razonable

de funcionamiento. Para la caída de tensión en los conductores del alimentador, véase el artículo 215-2”

Sección 215-2, Inciso b), Nota 2: “Los conductores de alimentadores tal como están definidos en la sección

100, con un calibre que evite una caída de tensión superior al 3% en las salidas más lejanas para potencia,

calefacción, alumbrado o cualquier combinación de ellas y en los que la caída máxima de tensión de los

circuitos alimentador y ramales hasta la salida más lejana no supere el 5%, ofrecen una eficacia de

funcionamiento razonable. Nota 3: Véase el artículo 210-19. Para la caída de tensión de los conductores

de los circuitos ramales”[4]


En la acometida subterránea considerada desde la subestación CD 5675 – PF 40505290 ubicada en la Calle 21 No.40-41 lugar del proyecto CRF BASAN, se tiene que:

Tabla 29. Regulación en acometida subterránea de BASAN[3]

CONDUCTOR MATERIAL 𝑳(𝒎) 𝑪𝑶𝑹𝑹𝑰𝑬𝑵𝑻𝑬(𝑨) 𝑲(% 𝒎. 𝒌𝑽𝑨⁄ ) 𝑹𝑬𝑮𝑼𝑳𝑨𝑪𝑰Ó𝑵(%)

3x2/0 AWG Cobre 120 150 2,5159527 ∗ 10−7 0,030

3X120 mm2 Aluminio 120 150 2,38823 ∗ 10−7 0,029

Los conductores considerados son del tipo XLPE – 15kV – 133% conforme a las normas CS301 y CS311 y la

tabla de conductores normalizados por Codensa S.A. ESP. Cualquiera de estos dos calibres cumple el límite

de regulación establecido para acometida al predio del 1%.[3]

En el conductor entre celda dúplex y el transformador, conecta las celdas de entrada/salida, la de medida

y la de protección, se tiene que:

- 68 -

Tabla 30. Regulación en el conductor y transformador de BASAN[3]

CONDUCTOR MATERIAL 𝑳(𝒎) 𝑪𝑶𝑹𝑹𝑰𝑬𝑵𝑻𝑬(𝑨) 𝑲(% 𝒎. 𝒌𝑽𝑨⁄ ) 𝑹𝑬𝑮𝑼𝑳𝑨𝑪𝑰Ó𝑵)

3xNo. 2AWG Cobre 15 105 4,6255419 ∗ 10−7 0,01

Con lo cual, la regulación total, desde el punto de conexión hasta el transformador es de 0,07% que cumple

el valor máximo permitido para una acometida del 1%.

En baja tensión por diseño original de las instalaciones del Edificio se utilizará un sistema de blindobarras

para 3000 A – Aluminio, con el cual:

Tabla 31. Regulación en la blindobarra de BASAN [3]

Conductor Material L(m) Caída tensión / 100ft, fp=0,9 Regulación

Blindobarra 3000A Aluminio 8 3,47 0,91

Conforme a este cálculo se cumple lo indicado en la NTC 2050[4] para alimentadores que es del 3%.

4.17 CLASIFICACIÓN DE ÁREAS.

Son aquellas áreas que por estar localizadas en ambientes clasificados como peligrosos requieren un tipo

de instalación especial (según RETIE, art 28.3). La clasificación de las áreas peligrosas está basada en la

naturaleza de los materiales que están o puedan estar presentes

Clase I: líquidos, gases y vapores inflamables. Áreas en las que están ó pueden estar presentes en el aire,

gases o vapores inflamables en cantidades suficientes para producir una mezcla inflamable o explosiva.

Clase II: Polvos inflamables.

Clase III: fibras de fácil combustión o pelusas.

Procedimiento para la clasificación de áreas[18]

PASO 1: Determinar la necesidad de clasificación.

PASO 2: Recopilación de la información.

Información de la instalación.

Historial de la instalación existente.

Diagrama de flujo de proceso.

Plano general de localización de equipo (plot plan).

Propiedades de riesgo de incendio de los materiales.

PASO 3: Seleccionar el diagrama apropiado de clasificación.

- 69 -

PASO 4: Determinar la extensión del área clasificada.

Usar el software de análisis.

Ubicar las posibles fuentes de fugas o derrames.

Para cada posible fuente determinar el diagrama de clasificación adecuado.

Delimitar el área clasificada de acuerdo a las instalaciones.

4.18 ELABORACIÓN DE PLANOS, DIAGRAMAS UNIFILARESY ESQUEMAS ELÉCTRICOS PARA

CONSTRUCCIÓN

El plano eléctrico es la representación gráfica de la configuración de los diferentes circuitos eléctricos, ubicación de materiales y equipos, conductoreseléctricos, tablero general, tablero de distribución, y las rutas de las acometidas principales. Su correcta elaboración en crucial para la aprobación del proyecto eléctrico que se desee realizar. Dependiendo de la complejidad y cantidad de circuitos y equipos, se puede realizar una división y de esta manera dibujarlos planos de la siguiente forma:[18]

Circuitos de iluminación.

Circuitos de tomacorrientes.

Circuitos de fuerza.

Circuitos complementarios.

Plano de elevación.

Nota: Todos los gráficos utilizados deberán ser previamente definidos con simbología. Nota 2: A todos los planos anteriores, se acompaña el diagrama unifilar, cuadros descarga de cada uno de los tableros, cuadro de distribución de carga si lainstalación es trifásica.

- 70 -

Ilustración 4.16. Diseño para planos de una subestación proyecto serie 3 [20]

El diagrama unifilar es una representación gráfica integral y sencilla del sistema eléctrico en la cual se

indican las subestaciones, transformadores, tableros, circuitos alimentadores y derivados, así como la

interconexión entre ellos.

Tabla 32. Descripción detallada del plano unifilar para proyectos Serie 3 [20]

PROYECTO S/E - SERIE 3

ITEM DESCRIPCIÓN

Localización General de Redes de M.T, B.T y A.P

Redes de M.T, B.T y A.P existentes (si aplica) y proyectadas desde el punto de conexión incluyendo identificación de equipos (transformadores, reconectadores, seccionamientos, etc.) y puntos físicos de postes, cámaras y subestaciones. Canalización de redes M.T, B.T y A.P existentes y proyectadas desde el punto de conexión, indicando disponibilidad de ductos. Ubicación de subestación proyectada acorde al plano aprobado por curaduría. Indicar calles, carreras y puntos cardinales. Indicar claramente el punto de conexión asignado.

- 71 -


Planta General de Ubicación Proyectada

Debe indicar claramente en cada uno de los pisos: Distribución de equipos considerando sus cotas, distancias de seguridad yapertura de puertas. Ruta de las redes de M.T y B.T (Cárcamos, ductos y cámaras de inspección). Iluminación. Sistema de puesta a tierra según memorias de cálculo. Acceso vehicular. Cajas de inspección del sistema de puesta a tierra. Fosos de aceite, brocal, barrera removible, escalerilla, pasamuros, dampers ypuerta cortafuego. Cortes. Llamados de atención.

Diagrama Unifilar Existente

Esquema de interconexión de las redes existentes en el predio (SI APLICA)

Diagrama Unifilar Proyectado

Esquema de interconexión de las redes proyectadas, debe incluir: Punto de conexión. Trasformador con sus características (Tipo, potencia, Vp/Vs, In M.T, In B.T, IccM.T, Icc B.T, Impedancia, tipo de conexión). Calibre de conductor (Al o Cu). Ducto, cárcamo o electro barra. Longitud de los conductores. Características de los barrajes (Dimensiones F, N T; In, Icc). Protecciones (Fusibles e interruptores) donde se indique su capacidad nominal ycorriente de corto. Equipotencialización de equipos TGA, Armarios, Transferencias, Celdas, Bombas, grupos de medida; indicandocargas demandas e instaladas. Numeración de cuentas en los armarios de medidores. Llamados de atención.

Transformadores de potencial PT´S

Cuando se requiera la utilización de grupos de medida de M.T se de indicar lascaracterísticas de los transformadores de potencial como: Tensión de servicio Tensión nominal Frecuencia Clase Instalación Número de núcleos Carga Tensión de ensayo a 60 Hz Tensión de ensayo al impulso Tensión primaria Tensión secundaria

- 72 -


Cortes

Se deben incluir tantos cortes (horizontales y verticales) sean necesarios paravisualizar en detalle: Distancias de seguridad. Dimensiones de la subestación. Dimensiones de los equipos. Dimensiones de cárcamos. Ruta de conductores. Iluminación. Distancias de operación. Ubicación de dampers, rieles, bocal, barrera removible, escalerilla, pasa muros deM.T y B.T. Apertura de puertas. Ubicación de equipos. Entrada de acometida y salida de parciales en armarios de medidores. Llamados de atención. Detalle del punto de conexión a red aérea (si aplica) Detalle de conexión entre transformador TGA y/o armarios Detalle de acometida y parciales en armarios de medidores

Medidores

Se debe indicar las características de los grupos de medida a instalar, tales como: Tensión. Corriente básica. Corriente Máxima. Clase. Límite de carga. Esquema e conexión normalizado

Cuadro de Equivalencia

de Conductores

Cuadro de equivalencias de conductores entre Al – Cu utilizado en el proyecto.

Llamados de Atención Realizar aclaraciones que el ingeniero diseñador considere necesarias para lainterpretación del plano.

Listado de Equipos

Listado de equipos utilizados en el proyecto indicando norma técnica cómo: Equipo de medida Celdas Transformador Armarios TGA Transferencias

- 73 -


Transformadores de corriente CT´S

Cuando se requiera la utilización transformadores de corriente se debe indicar sus características: Tensión de servicio. Tensión nominal. Frecuencia. Clase. Instalación. Número de núcleos. Carga. Tensión de ensayo a 60 Hz. Tensión de ensayo al impulso. Corriente primaria en el CT. Corriente secundaria. Corriente térmica. Corriente dinámica. Factor de seguridad. *Tener en cuenta la resolución CREG 038/2014

Es posible utilizar más de un pliego para la presentación del proyecto, siempre que se encuentre contenida

toda la información.


En las memorias de cálculo del Centro de Rehabilitación Funcional del Batallón de Sanidad se presentaron

dos planos con el siguiente contenido:

Localización general

Planta general

Diagrama Unifilar

Corte A-A’

Corte B-B’

Listado de equipos

Otros

A continuación se muestran los planos diseñados en BASAN

- 74 -

Ilustración 4.17 Plano 1 de 2 proyecto de subestación serie 3 BASAN [3]

- 75 -

Ilustración 4.18. Plano 2 de 2 proyecto de subestación serie 3 BASAN [3]

- 76 -

4.19 ESTABLECER LAS DISTANCIAS DE SEGURIDAD REQUERIDAS

En los equipos presentes en una subestación eléctrica, se hace necesario la existencia y definición de zonas

de seguridad y distancias mínimas que garanticen la integridad física del personal que trabaja alrededor

de ella para su adecuado funcionamiento, y que debido a las grandes tensiones manejadas por el equipo,

a una distancia muy cercana pueden causar graves efectos; es por esto que se plantean según las

características de la subestación, el trabajo a realizar entre otros factores fundamentales normativas que

exigen un cumplimiento mínimo de las distancias de seguridad. El análisis de distancias de seguridad se

realiza con el fin de verificar en la etapa preconstructiva que una vez instalados todos los equipos y

circuitos eléctricos del proyecto, se cumplirá con las exigencias del RETIE [2] en este aspecto, asimismo,

no se podrá dar la certificación de conformidad con el RETIE [2]a instalaciones que violen estas distancias.

Para el caso de construcción de una subestación se emplearan las distancias mínimas de seguridad en

zonas con construcciones, el RETIE establece una tabla con las distancias mínimas de seguridad en zonas

con construcciones, se muestra a continuación

Únicamente se permite el paso de conductores por encima de construcciones (distancia vertical “a” en la

siguiente imagen) cuando el tenedor de la instalación eléctrica tenga absoluto control, tanto de la

instalación eléctrica como de las modificaciones de la edificación o estructura de la planta. Entendido esto

como la administración, operación y mantenimiento, tanto de la edificación como de la instalación

eléctrica. En ningún caso se permitirá el paso de conductores de redes o líneas del servicio público, por

encima de edificaciones donde se tenga presencia de personas. [2]

Tabla 33. Distancia mínimas de seguridad en zonas con construcciones, Fuente: RETIE [2]

- 77 -

“En redes públicas o de uso general no se permite la construcción de edificaciones debajo de los

conductores; en caso de presentarse tal situación se solicitará a las autoridades competentes tomar las

medidas pertinentes. Tampoco será permitida la construcción de redes para uso público por encima de las

edificaciones.”[2]

Ilustración 4.19. Distancias de seguridad en zonas con construcciones, Fuente: RETIE

- 78 -

5 RESULTADOS OBTENIDOS

Se desarrolló un protocolo para el diseño e implementación de subestaciones en media tensión

tipo local ante Codensa S.A. S.E.P; cumpliendo la normatividad vigente, de la misma manera se

implementó el proceso para uso de los ingenieros de KPEC S.A.S para futuros proyectos.

Se realizó una revisión bibliográfica y técnica con base a normas nacionales e internacionales del

desarrollo de proyecto eléctricos para energización de subestaciones en media tensión tipo local

para poder determinar la documentación adicional, que se debe presentar a la entidad prestadora

de servicio Codensa S.A. E.S.P.

Se describió detalladamente como se componen las memorias de cálculo, estableciendo un

proceso metodológico para la presentación de proyectos tipo Serie 3 ante Codensa, dándole un

documento útil al ingeniero diseñador, fundamentado en la norma y los requerimientos de

Codensa.

Establecer un procedimiento para la elaboración y entrega de proyectos eléctricos serie 3

(subestaciones de tipo local), ante la empresa prestadora del servicio Codensa S.A. E.S.P.

Al elaborar este documento se consiguió reducir el tiempo que invierte el diseñador, pero además

se pudó garantizar que los tiempos de entrega de una obra estén dentro de los contemplados y

esto no ocasiona perdidas económicas por la no operatividad de la misma. Este documento puede

ser también usado por parte de los ingenieros revisores para que comprendan el proceso que

realiza eldiseñador y puedan dar observaciones muchos más asertivas con el fin de agilizar los

trámites de correcciones y aprobación del proyecto serie 3 por parte de Codensa.

- 79 -

6 ANALISIS, EVALUACIÓN Y CUMPLIMIENTO DE RESULTADOS

En el presente documento se ven reflejada la elaboración de diferentes metas propuestas, realizadas en

un periodo de 18 semanas en la empresa KPEC S.A.S UBICADA en la ciudad de barranquilla y ejecutada en

una de sus obras en Bogotá (Centro de Rehabilitación Funcional BASAN), con el acompañamiento de los

profesionales asignados. Las actividades propuestas se llevaron a cabalidad en los tiempos propuestos y

con el alcance en un 100%, se expresan en la siguiente tabla cuantificando el cumplimiento y desarrollo

en semanas

ACTIVIDADES

SEMANAS

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Revisión bibliográfica y normativa con base en los reglamentos técnicos nacionales e internacionales del desarrollo de proyecto eléctricos para energización de subestaciones en media tensión tipo local

Revisión de las modificaciones de los reglamentos técnicos requeridos por el operador.

Determinar la documentación adicional, que se debe presentar a la entidad prestadora de servicio Codensa S.A. E.S.P.

Identificar los requisitos generales y las especificaciones técnicas que se deben cumplir.

Definir y evaluar la reacción y recepción frente a la normatividad.

Valorar la organización estructural de los documentos expedidos por Codensa S.A. E.S.P., teniendo como referencia los diferentes reglamentos técnicos expedidos y su marco normativo.

Describir detalladamente como se componen las memorias de cálculo y establecer una metodología optimizando la elaboración y entrega de proyectos eléctricos serie 3 ante la

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empresa prestadora del servicio Codensa S.A. E.S.P.

Elaboración del documento.

Cumplir con las funciones designadas por el Director Externo en el área de reglamentos y análisis.

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7 RECOMENDACIONES

Recomendaciones que llevaran al lector de la mano en el desarrollo, elaboración y presentación de

proyectos tipo Serie 3 para ser presentados ante el operador de red Codensa. Debe ingresar a la página

web del operador para descargar la guía para la presentación de proyectos V1 23 febrero 2017.pdf [20] o

la versión más reciente que esté disponible, la cual dará al lector una noción de los requisitos mínimos a

desarrollar para la presentación del proyecto.

En primera instancia se requiere solicitar al operador de red (en la ciudad e Bogotá el caso sería Codensa

S.A ESP) la factibilidad de servicio, esto es con el fin de que el operador indique las consideraciones

técnicas a tener en cuenta, el punto físico de conexión a la red y redes asociadas para el proyecto. Se

debe recordar que hay tres formas para realizar esta solicitud:

a) Canal presencial: En Bogotá, en la Oficina del Constructor de Codensa, ubicada en la Avenida Suba

128 A # 22 piso 2; en otro municipio en cualquiera de los centros de servicio; diligenciando los

formatos respectivos y referenciando el número de cuenta Codensa que se encuentre en el predio

o el de un predio vecino.

b) Línea telefónica: La línea de atención al Cliente es 6016000 opción 2. Debe tener a la mano una

copia de factura de Codensa del predio de su solicitud o de un predio vecino.

c) Correo electrónico: Enviar la solicitud al correo [email protected],

adjuntando la información específica indicada en la página web Codensa:

www.codensa.com.co/empresas/nuevas-conexiones/solicitud-de-servicio.

Teniendo aprobada la factibilidad de servicio, se debe alistar la documentación técnica y legal para la

posterior aprobación del proyecto, los cuales están descriptos en los anexos (cédula y matrícula

profesional del ingeniero diseñador, cédula del propietario del proyecto, carta en la que el propietario

del proyecto autoriza al ingeniero diseñador a realizar los trámites pertinentes ante la electrificadora,

certificados de libertad y tradición del predio o predios donde se realizará la obra civil, así como los

certificados de estratificación; copia del plano arquitectónico, aprobado y sellado por Curaduría, donde

se observe la ubicación de la subestación eléctrica, planos eléctricos, memorias de cálculo y

especificaciones técnicas). Se debe tener en cuenta que Codensa ha desarrollado unos documentos

anexos a la guía, los cuales están disponibles para la elaboración de su proyecto, la falta de algún

documento incurrirá en la aprobación del proyecto.

Para este tipo de proyectos es importante haber diseñado las instalaciones eléctricas internas, para

tener claro las cargas que conformaran el proyecto, tipo de cargas ubicación de los tableros y la

potencia a solicitar.

Tan pronto se tiene la carga a solicitar definida se puede elaborar el diseño eléctrico de la subestación

(memorias de cálculos y planos correspondientes de la ubicación de equipos).

https://www.codensa.com.co/servicio-al-cliente/horarios-cundinamarca

https://www.codensa.com.co/document/nuevo-formato-solicitud-de-servicio.xls

mailto:[email protected]

https://www.codensa.com.co/empresas/nuevas-conexiones/solicitud-de-servicio

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Si el proyecto requiere estudio de coordinación de protecciones, se debe solicitar las curvas de protección y corrientes de cortocircuito en la al operador de red Codensa en la Línea de Atención 6016000, opción 2.

Se recomienda que los planos diseñados se elaboren en AutoCAD 2013 en adelante.

Por tema de presentación y orden en los planos se aconseja que las capas arquitectónicas sean opacas y las líneas muy delgadas con el fin de que se pueda dar un mayor realce a los componentes eléctricos evitando confusiones en el momento de su revisión por parte del equipo de Codensa.

Al tener listo el proyecto para la presentación del mismo es demasiado importante el orden de la documentación adjunta según como lo exige el operador de red y se debe presentar en medio digital CD como se explica en los anexos del presente documento. Si el usuario está en Bogotá, debe acérquese a la Oficina del Constructor de Codensa, ubicada en la Avenida Suba 128 A # 22 piso 2, o si se encuentra en otro municipio a cualquiera de los centros de servicio autorizados para dicho trámite; y presente toda la información del proyecto en formato digital.

Si el proyecto no cumple los requisitos mínimos exigidos por Codensa no será aceptado para el radicado, en el momento de tener el radicado se puede realizar el seguimiento por medio de la línea de atención a constructor 6016000.

Codensa tiene 15 días hábiles para responder después de haber sido radicado el proyecto según la resolución de la CREG 070 de 1998, esta será comunicación oficial vía correo electrónico, mensaje de texto y llamada. Donde el operador de red puede indicarle que el proyecto ha sido aprobado a satisfacción o se requiere realizar correcciones o cambios al proyecto eléctrico, el usuario debe siempre conservar el archivo ya que con este se le entregara un acta de revisión del proyecto donde se indicara que ítems cumplen y cuáles son los ítems pendientes para su posterior modificación, en el momento de radicar nuevamente el proyecto debe adjuntar el acta de la revisión inicial. Si el diseño fue aprobado recibirá un correo electrónico indicando que el plano con firma digital puede ser descargado en línea. También se puede descargar una copia verificable (formato PDF con sello QR) que se puede imprimir cuantas veces sea necesario y que le permitirá al cliente revisar el plano desde cualquier dispositivo móvil.

Con el plano aprobado ya se tendrá el visto bueno para la ejecución del proyecto eléctrico. Las memorias de cálculo aprobadas y los planos serán de vital importancia en el desarrollo de la instalación de todos los equipos eléctricos, al SIN (Sistema Interconectado Nacional); ya que estos serán siempre solicitado por parte del ente certificador RETIE y la empresa prestadora del servicio Codensa.

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8 CONCLUSIONES

En la actualidad la información es de fácil acceso para todo el mundo desde que se dio la evolución de la

internet, esto aplica para todos los ámbitos, inclusive la ingeniería eléctrica, aunque cabe resaltar que la

información para la elaboración de diseños eléctricos tipo Serie 3, es un poco más complicada para

obtenerla, en algunos casos obtener todos los documentos que exige el operador de red Codensa, en otros

casos es más sencillo obtener los cálculos correspondientes para dicho diseño. Con la implementación de

este protocolo se logró reducir los tiempos de radicación y optimizar su elaboración en gran medida.

Se puede concluir que al establecer un proceso metodológico para la presentación de proyectos tipo Serie

3 ante Codensa, es muy útil ya que el ingeniero diseñador tendrá una guía más completa sobre la cual

basarse, aunque no quiere decir que esto se convertirá en una camisa de fuerza para el ingeniero

diseñador al contrario solo es una base fundamentada en la norma y los requerimientos de Codensa los

cuales pueden sufrir modificaciones dependiendo la magnitud del proyecto y su complejidad.

Con la estandarización de los proyectos tipo Serie 3 por parte de Codensa se busca que el trámite para la

aprobación de proyectos eléctricos serie 3 ante Codensa sea lo menos traumático, pero se debe tener en

cuenta que dentro de la guía presentada por el operador de red no está todo lo que se necesita por lo cual

será de gran utilidad basarse en este protocolo para tener un panorama mucho más amplio de lo que se

requiere, con esto se garantiza que la empresa no tenga traumatismos para proyectos futuros como lo

sucedido en el caso del ejemplo CRF BASAN el cual tardo en proceso de aprobación de serie 3, de casi 1

año.

Con la elaboración de este documento se consiguió reducir el tiempo que invierte el ingeniero diseñador,

pero además se puede garantizar que los tiempos de entrega de una obra estén dentro de los

contemplados y esto no ocasiones perdidas económicas por la no operatividad de la misma.

Este documento puede ser también aplicado por parte de los ingenieros revisores para que comprendan

el proceso que realiza, el ingeniero diseñador y puedan dar observaciones muchos más asertivas con el fin

de agilizar los trámites de correcciones y aprobación del proyecto serie 3 por parte de Codensa.

Por último se debetener presente que en el desarrollo de cualquier obra eléctrica, lo más importante es la

seguridad de las personas; es por este motivo que se debe tener en cuenta desde la etapa de planeación,

diseño y hasta su ejecución; por parte del ingeniero responsable que certifique el cumplimiento de los

requerimientos exigidos y que han sido reglamentados por el Ministerio de Minas y Energía o la CREG.

(RETIE) y demás normas técnicas aplicables a nuestro ámbito territorial como lo es la norma NTC2050; al

igual con el cumplimiento de la ética como profesional.

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9 BIBLIOGRAFÍA

[1] CODENSA S.A E.S.P, «CODENSA S.A E.S.P, Corporativo, Bogotá,» [En línea].

[2] Ministerio de Minas y Energía, «Ministerio de Minas y Energía, Reglamento Técnico de Instalaciones

Eléctricas, Bogotá, Resolución 90078,» Agosto 30 de 2013. [En línea].

[3] I. S. Rubio, «Proyecto Serie 3 Edificio Centro de Rehabilitación Funcional del Batallón de Sanidad,»

Bogotá, 2017.

[4] ICONTEC, Norma Técnica Colombiana NTC 2050, Bogotá, 1998.

[5] I. 519, Prácticas y Requisitos recomendados para el control armónico en sistems de energia eléctrica,

1992.

[6] ICE 60071-2, Coordinación de Aislamiento. Parte: Guía de Aplicación, 2001.

[7] K. y. D. Hayt, Análisis de Circuitos en Ingeniería, Sexta ed., M. G. Hill, Ed., California, 2002.

[8] IEEE Power and Energy Society, C57.12.00 #7.1.3.1, ANSI, 2008.

[9] ICONTEC, Norma Técnica Colombiana 4552-1 Protección contra descargas eléctricas atmosféricas

(Rayos), Bogotá, 2008.

[10] IEC Risk Assessmente Calculator.

[11] Codensa S.A E.S.P, «Carga Máxima para el Sector Residencial,» 2010.

[12] Norma ANSI/IEEE Std. 80-2000..

[13] International Copper Association Latin America, «Dimensionamiento Económico y Ambiental de

Conductores Eléctricos».

[14] Karina Rojas Prada, «Diseño y cálculo de las instalaciones eléctricas,» 2012.

[15] Norma IEC 60364-5-52 : 2001, Instalación eléctrica en edificios 5-52 "selección e intalación de

materiales eléctricos - canalizaciones".

[16] Vásquez Castillo, «Metodología para el cálculo de pérdidas técnicas en redes de distribución, Costa

Rica,» 2008.

[17] CENTELSA, «Regulación de tensión en instalaciones eléctricas,» Cables y Tecnología, 2005.

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[18] National fire protection association 497- 499, «Códigos y estandares».

[19] Ing Jorge Gutierrez Tejerina, «Elaboración de un plano de instalación eléctrica,» 2012.

[20] Codensa S.A ESP Grupo Enel, «Guía para la presentación de proyectos,» 2017.

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ANEXOS

Los siguientes ítems de presentación de diseños eléctricos se han desarrollado con el fin de que se orienten

los usuarios respecto a los lineamientos legales y técnicos relevantes al proceso de radicación y aprobación

de proyectos serie 3 para la conexión al sistema de distribución local.

Solicitud del servicio de conexión eléctrica

Los siguientes son los pasos a tener en cuenta para tramitar la conexión del servicio ante Codensa S.A ESP

[1]

Paso 1: Solicitud de condiciones de servicio

Se debe solicitar en cualquier punto de servicio autorizado por Codensa las condiciones de servicio para

instalación de una nueva carga, modificación de una existente (aumento o disminución de carga), cambio

del nivel de tensión, provisional de obra. Realizado este proceso, se informa el punto de conexión a la red

disponible para su proyecto.

Paso 2: Presentación de diseños eléctricos

Si el provisional requiere diseño, se debe presentar el proyecto para su evaluación y aprobación. Para

diseños finales de construcción, se debe suministrar la documentación que exige los proyectos tipo serie

3. El proyecto será evaluado y se informará de su estado dentro de los (15) días hábiles siguientes a la

fecha de radicación, de requerirse modificaciones, debe radicarse posteriormente contemplando los

comentarios de la revisión previa.

Paso 3: Conexión del servicio eléctrico

Para recibo de obra de provisional que no requiera diseño se ejecuta la obra de acuerdo al diagrama de

conexión y se solicita el recibo de obra. Para recibo de obra de provisional que requiera diseño o proyecto

Serie 3 aprobado por Codensa se solicita su revisión y validación de obra, se debe tener en cuenta que los

medidores instalados deberán ser los aprobados en el diseño. Tramitada la solicitud, Codensa revisará y

aprobará la conexión de acuerdo con las condiciones de servicio y el diseño aprobado. La conexión se

podrá solicitar tan pronto se apruebe el recibo de obra.

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Documentación general para radicación de proyectos tipo SERIE3

Tabla 34. Documentación general para radicar un proyecto Serie 3 en Codensa

Formato solicitud de trámite

Carta de presentación

Carta de autorización para realizar trámites ante Codensa

Copia de cédula de representante legal (o acta de posesión para proyectos oficiales); copia de cédula del diseñador y copia de matrícula profesional del diseñador

Antecedentes

Certificado de Cámara y Comercio (Aplica sólo para personas jurídicas)

Certificado de Superfinanciera (Aplica solamente para fiducias)

Licencia de construcción

Plano arquitectónico aprobado por Curaduría o entidad competente

Certificación catastral (Bogotá) o Certificado de nomenclatura (otros municipios)

Certificado de tradición y libertad.

Documentación Específica

Tabla 35. Documentación específica para radicar un proyecto Serie 3 en Codensa

Proyectos de tipo residencial

Certificado de estratificación, o factura de energía (cuentas existentes).

Proyectos con antenas de

comunicaciones

Si se requiere la instalación de antenas de comunicaciones, se debe aportar el permiso para la ubicación e instalación de equipos de comunicaciones con Planeación y con La Aeronáutica Civil. En caso de existir alguna excepción, se debe anexar comunicación oficial justificando la excepción.

Licencia Ambiental

Aplica para proyectos del sector minero.

Revalidación o modificación de

proyectos

Presentar los documentos (primeros 5 de la tabla de documentos generales)

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Documentación Técnica

Tabla 36. Documentación técnica para radicar un proyecto Serie 3 en Codensa

Presentación del proyecto

Análisis y cuadros de cargas iniciales y futuras, incluyendo análisis de factor de potencia y armónicos

Análisis de coordinación de aislamiento eléctrico

Análisis de nivel de riesgo por rayos y medidas de protección contra rayos

Análisis de riesgos de origen eléctrico y medidas para mitigarlos

Análisis del nivel de tensión requerido

Cálculo de campos electromagnéticos

Cálculos de Transformadores

Cálculo del Sistema de Puesta a Tierra

Dimensionamiento de conductores a utilizar en M.T y B.T

Selección de protecciones MT y BT

Cálculo económico de los conductores

Cálculos de canalizaciones

Cálculo de pérdidas de energía

Cálculo de regulación

Cálculo mecánico de estructuras y de elementos de sujeción de equipos

Coordinación de Protecciones de Fase y Tierra bajo los parámetros de la Norma IEEE Std 242 de 2001 o IEC 60909 de 2001

Clasificación de áreas (Sector Industrial)

Cálculo y especificación técnica de los Barrajes (Sección mm2)

Cálculo y especificación técnica de los equipos de medida

Cálculo y especificación técnica de las Bombas contraincendios (Cuando aplique)

Cálculo y especificación técnica de los Sistemas de emergencia (Cuando aplique)

Cálculo y especificación técnica de las Electrobarras (Cuando aplique)

Consideraciones importantes

Presentar la información técnica en el orden expuesto anteriormente.

El documento de memorias debe incluir una tabla de contenido con paginación. Aquellos estudios

eléctricos que no puedan ser paginados deberán presentarse como Anexo referenciado al ítem

correspondiente.

La profundidad con que se traten los temas dependerá de la complejidad y el nivel de riesgo asociado al

tipo de instalación, en concordancia con lo estipulado en el RETIE 10.1. Por lo cual debe aplicarse el juicio

profesional del responsable del diseño y justificar aquellos ítems que a su juicio no apliquen.

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El diseño de redes eléctricas debe ser ejecutado por profesionales de la ingeniería cuya especialidad esté

relacionada con el tipo de obra a desarrollar y la competencia otorgada por su matrícula profesional,

conforme a las Leyes 51 de 1986 y 842 de 2003 (RETIE 10.1).

Las partes involucradas con el diseño deben atender y respetar los derechos de autor y propiedad

intelectual de los mismos según se indica en el RETIE 10.1.

Según lo estipulado en la Resolución CREG 070 de 1998, Codensa evaluará y aceptará la conexión de

nuevos usuarios, diseños o planos, considerando que el diseñador del proyecto debe hacerse responsable

por la calidad, integridad y seguridad de sus diseño y/o cálculos. Por lo anterior cada estudio que conlleve

una responsabilidad técnica debe ser firmado por el ingeniero diseñador en conformidad con lo

establecido en el RETIE 10.2.1 Responsabilidad de los diseñadores.

Cuando se presenten proyectos para modificación, se deben incluir los documentos técnicos que cambien

respecto al aprobado previamente.

Desarrollo de los documentos

Los criterios de dibujo para la presentación de planos ante Codensa (Rótulos, texto, cotas, formatos etc.)

y formatos de referencia para la radicación de documentación técnica se presentan a continuación:

Documentos

El encabezado debe indicar claramente el nombre de documento a presentar:

Memoria de cálculo

Cálculos de regulación

Sistema de puesta a tierra

Otros

Indicar los datos básicos del proyecto (Nombre y serie), logos que competan al diseño, e incluir la

información de contacto de la empresa diseñadora.

Ilustración 0.2 Pie de página de referencia de documentos [20] Ilustración 0.1Pie de página de referencia de documentos [20]

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El pie de página debe contener una breve descripción de las radicaciones relacionadas, en donde se

indique: el número de radicado, la fecha de radicación, descripción del proyecto radicado que provea

información respecto a las variaciones principales efectuadas de revisión a revisión y, nombre y apellido

del ingeniero diseñador.

Rótulo de planos

Los planos para revisión y aprobación de diseños de cualquier Serie, o solicitud de provisional de obra,

deberán llevar el rótulo suministrado por Codensa como base de presentación.

Sección A: Área de dibujo

En el área A correspondiente a la sección de dibujo del plano, se debe ubicar todo el contenido gráfico del

proyecto considerando lo que pide explícitamente el proyecto serie 3. Se deben seleccionar las escalas, el

tamaño de papel, tipos de texto, capas y demás componentes de dibujo. Considerar tantos planos como

sean necesarios para la presentación de toda la propuesta técnica.

Sección B: Cajetín vertical

Es el espacio ubicado en la parte derecha del plano, en donde se debe incluir toda la información de

convenciones y notas.

Sección C: Cajetín horizontal

Es el recuadro ubicado en la parte inferior del plano, en donde se debe incluir toda la información

relacionada con el proyecto

Ilustración 0.1 Encabezado de referencia de documentos [20] Ilustración 0.2 Encabezado de referencia de documentos [20]

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Ilustración 0.3Rótulo para presentación de planos [20]

Ilustración 0.4 Disposición de información en cajetín horizontal [20]

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Tabla 37. Descripción de la caja horizontal de los planos para proyectos Serie 3

DESCRIPCIÓN DE LA CAJA HORIZONTAL EN EL DISEÑO DE PLANOS DE UNA S/E SERIE 3

1 Datos del proyecto

Nombre del proyecto Dirección Ciudad Localidad Barrio

2 Datos del diseño

Logo Logotipo vigente de la empresa diseñadora

Empresa diseñadora

Razón social Dirección Teléfono Correo electrónico

Diseñador

Firma Nombre No. Matricula Profesional Teléfono Correo electrónico

Plano Numero de plano

Fecha Fecha de radicación

Escala Escala utilizada en el diseño

Diseñó Nombre de quien realizó la ingeniería en el siguiente formato: N.APELLIDO. Ejemplo: Diana Rey-D.PEREZ

Dibujó Nombre del dibujante del proyecto en el formato N.APELLIDO

Revisó Responsable de la revisión del proyecto en el formato N.APELLIDO

Aprobó Responsable de aprobación para radicación ante Codensa en el formato N.APELLIDO.

3 Contenido – Revisiones

Tipo de proyecto

Se ingresa el tipo de proyecto: Subestación - Serie 3

Contenido Descripción de contenido del plano

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Radicación

Ingresar descripción, fecha e ingeniero responsable de diseño en formato (N.APELLIDO) para la radicación actual y previa del proyecto.

DESCRIPCIÓN DE LA CAJA HORIZONTAL EN EL DISEÑO DE PLANOS DE UNA S/E SERIE 3

4 Localización

Localización Geográfica

Ubicación geográfica, dirección, norte geográfico

Escala Escala para ubicación geográfica 1:10000

Plano de localización

Debe ser legible y permitir el acceso a verificación de la obra. Se debe incluir siempre el Norte geográfico como referencia de ubicación en la esquina superior derecha del recuadro.

5

Datos constructor/propietario - Antecedentes

Propietario Representante legal

Nombre/Razón social Cédula/NIT Teléfono contacto E-mail

Constructora

Razón social NIT Dirección Teléfono E-mail

Antecedentes del proyecto

Debe ser legible y permitir el acceso a verificación de la obra. Se debe incluir siempre el Norte geográfico como referencia de ubicación en la esquina superior derecha del recuadro. Diseños que preceden el proyecto actual con número de radicado, fecha de radicación y periodo de vigencia. Describir la información de la siguiente manera: T_PROY: #RAD-DD/MM/AAAA VIGENTE POR X MESES. Dónde: T-PROY: Tipo de proyecto (Urbanismo, Redes M.T, etc.) #RAD: Número de radicado DD/MM/AAAA: Fecha de radicación

6 Resumen diseño Cuadro resumen del proyecto: Red de uso General y Red de Uso Particular.

7 Código QR

Sello de aprobación

Espacio exclusivo para sello de aprobación CODENSA S.A. ESP

QR de Aprobación

Espacio ubicado para el QR en caso de aprobación por medio de firmas digitales

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Sello para firma de documentos técnicos

Se plantea el sello para firmas de documentos como se indica en la siguiente ilustración para diligenciar los

datos del ingeniero responsable del diseño. Este sello se puede descargar de la página web de Codensa.

Código de colores para revisión

Para garantizar la comunicación efectiva entre los profesionales de ingeniería de Codensa y los ingenieros

de diseño de los proyectos en revisión, existe un código de colores, el cual será empleado por Codensa en

todas las revisiones y comentarios a la documentación técnica que se presente Aplica a la revisión de todos

los documentos técnicos (planos, informes, memorias, etc.)

Tabla 38. Código de colores para la revisión realizada por Codensa[20]

VERDE: Retirar elementos

Se utiliza encerrando dentro de una figura geométrica de color verde el elemento que se requiere retirar (notas, dibujos, esquemas, números, tramos de red, equipos, etc.).

ROJO: Adicionar elementos al documento

Se indicarán en rojo todos los elementos que se deben agregar al documento en revisión (tramos de red nuevos, esquemas, notas, equipos, etc).

AZUL: Observaciones al documento

Toda observación, sugerencia, solicitud de revisión o solicitud de aclaración se indicará en texto color azul.

Presentación de proyectos en formato digital

Los proyectos a radicar deben presentarse de manera digital en CD rotulado con la siguiente información:

Tipo del Proyecto (Nombre y Serie).

Nombre del Proyecto.

Dirección, Ciudad, Localidad y Barrio.

Número de Factibilidad.

Fecha radicación.

La documentación del proyecto debe almacenarse de tal manera que la información legal, técnica y actas

sea de fácil acceso.

Ilustración 0.4. Sello para firma de documentos técnicos [20]

anÁlisis de la normatividad para el diseÑo...

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