MEMORIAS CENTRO DE EXCELENCIA EN ... - Colombia

CONVENIO INTERADMINISTRATIVO No 12 ENTRE LA UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA Y EL SERVICIO GEOLÓGICO COLOMBIANO.

SUBESTACIÓN 1 (SERIE 3) CENTRO DE EXCELENCIA EN GEOCIENCIAS

Diagonal 53 N0. 34 - 53, Bogotá D.C.

MEMORIAS DE CALCULO SUBESTACIÓN 1

ODRQ Y CIA SAS

CRA 46 N152-46-OF 504

3132834077 [email protected]

Rad. Fecha de Emisión

Descripción Diseñado por

RAD01 20/11/2017 Proyecto Subestación, primera revisión Jonatan Duque

MEMORIAS CENTRO DE EXCELENCIA EN GEOCIENCIAS. BLOQUE 1

Elaboró: Nombre Ing. Jonatan Duque Lozano

Profesión Ingeniero Electricista

M.P. CN205-119414 FECHA 25-Noviembre-2017

mailto:[email protected]





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Tabla de contenido. (Retie 10.1 diseño detallado)

a) Análisis y cuadros de cargas iniciales y futuras……………………………………………………………….Pag 4

b) Análisis de coordinación de aislamiento eléctrico…………………………………………………………..Pag 10

c) Análisis de cortocircuito y falla a tierra…………………………………………………………………………..Pag 13

d) Análisis de nivel de riesgo por rayos y medidas de protección contra rayos…………………….Pag 21

e) Análisis de riesgos de origen eléctrico y medidas para mitigarlos……………………………………Pag 24

f) Análisis del nivel tensión requerido………………………………………………………………………………..Pag 37.

g) Cálculo de campos electromagnéticos……………………………………………………………………………Pag 37

h) Cálculo de transformadores. …………………………………………………………………………………………Pag 39

i). Cálculo del sistema de puesta a tierra…………………………………………………………………………….Pag 39

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

resultantes y los costos de la energía. ………………………………………………………………………………….Pag 48

k) Verificación de los conductores………………………………………………………………………………………Pag 49

l) Cálculo mecánico de estructuras………………………………………………………………………………………Pag 54

m) Cálculo y coordinación de protecciones contra sobrecorrientes………………………………………Pag 54

n) Cálculos de canalizaciones………………………………………………………………………………………………Pag 60

o) Cálculos de pérdidas de energía………………………………………………………………………………………Pag 49

p) Cálculos de regulación……………………………………………………………………………………………………Pag 49

q) Clasificación de áreas……………………………………………………………………………………………………..Pag 41

r) Elaboración de diagramas unifilares. (En planos eléctricos)

s) Elaboración de planos y esquemas eléctricos para construcción. (En planos eléctricos)

t) Especificaciones de construcción. (Anexo aparte a este documento)

u) Establecer las distancias de seguridad requeridas…………………………………………………………….Pag 65

v) Justificación técnica de desviación. (No se aplica ninguna desviación)

w) Los demás estudios que el tipo de instalación............................................................................................Pag 41






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NORMATIVIDAD APLICADA

NTC 2050 “Código Eléctrico Colombiano”

Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE 2013.

Normas del Operador de red Local CODENSA S.A. ESP.

IEC 62305-1 - Principios generales y definiciones fundamentales de la protección contra el rayo.

IEC 62305-2 Manejo del Riesgo

IEC 62305-3 Daños físicos a estructuras y amenazas a la vida

NTC 4552-1 Protección contra Rayos. Principios Generales

NTC 4552-2 Protección contra Rayos. Manejo del riesgo

NTC 4552-3 Protección contra Rayos. Daños físicos a estructuras y amenazas a la vida

IEEE 80 - 2000 Cálculo de mallas de puesta a tierra para subestaciones. INFORMACIÓN GENERAL DEL PROYECTO.

Nombre del Proyecto: CENTRO DE EXCELENCIA EN GEOCIENCIAS (CEG)

Dirección del proyecto: Diagonal 53 N0. 34 - 53

Propietario: Servicio Geológico colombiano –Universidad Nacional.

Tipo de Proyecto: Oficial. Número de usuarios: 3 Constructor: Universidad Nacional. Diseñador Eléctrico ODRQ Y CIA S.A.S.

Ing. Jonatan Duque Lozano.

Matricula No. CN 205-119414. Factibilidad No. 41061304.

DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO El suministro de energía eléctrica para el proyecto oficial del edificio del centro de excelencia en estudios de la tierra, se proyecta alimentar desde las redes eléctricas de distribución en media tensión del operador de red local (OR), CODENSA S.A. ESP, y se instalarán Una subestaciones tipo Capsuladas, para la cual se seleccionaron 3 transformadores de 300KVA, 300KVA, 1000kVA tipo secos para la subestación instalados en sótano. El proyecto cuenta con suplencia total. A la subestación se llegará a través de una red subterránea desde el punto de alimentación definido por el OR donde se interceptara la red subterránea existente, colocando una caja de maniobras en caja de inspección, de allí se dejara una salida para la subestación 1, entrando al predio por el costado nororiental hasta el cuarto de distribución de media tensión. Allí se recibe la media tensión de 11400 voltios, con un tren de celdas de línea en SF6, dejando prevista otra celda de línea para una salida disponible y otra celda de salida hacia la subestación 2.






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1. ANALISIS DE CUADRO DE CARGAS INICIALES Y FUTURAS, INCLUYENDO ANALISIS DE FACTOR DE POTENCIA

Y ARMONICOS. En este ítem se evaluaran tres aspectos por separado: Carga Instalada. 1.1. Análisis de armónicos: De acuerdo a lo estipulado en el estándar IEEE 519 de 1992. Las principales fuentes de armónicos son las siguientes: Convertidores, hornos de arco, compensador de VAR estático, inversores, controles de fase electrónicos, ciclos convertidores, variadores de modulación de ancho de pulso. El proyecto en asunto no cuenta con ninguna de estas cargas, Las únicas fuentes que se puede considerar generan armónicos es la iluminación led, y los equipos de cómputo. Que representan 20% y 30% de la carga total del bloque 1. El proyecto los drivers de las luminarias cumplen con las condiciones armónicas máximas establecidas por estándares como IEC-61000-3-2 que especifica los límites permitidos de corrientes armónicas inyectadas en el sistema de suministro público por parte de aparatos eléctricos y electrónicos que tienen un consumo menor o igual a 16 A por fase en un sistema de baja tensión. Es imposible calcular el contenido armónico total de una instalación desde diseño, ya que sabemos que el espectro armónico y su magnitud cambian dependiendo de los equipos conectados, se debe poner en funcionamiento la instalación y medir durante un ciclo de funcionamiento prudente como lo es un mes, realizar un análisis de armónicos y corregir los problemas con la implementación de filtros activos que minimicen los efectos nocivos de la distorsión armónica producida por esta tecnología. 1.2. Análisis de Factor de Potencia. 1.2.1. Transformador 1 Y 3 (servicios comunes y universidad nacional): Las únicas cargas no lineales del proyecto son de tipo inductivas (motores de gran eficiencia en laboratorios, ascensores y bombas hidráulicas) que representan tan solo en 11% de la carga instalada en estos transformadores, teniendo un factor de potencia general de 0.89, instalaremos un banco de condensadores para inyectar potencia reactiva en atraso y corregir el factor de potencia a 0.93 que es un factor aceptable.

transformador 300KVA

Cos Ø instalación diseñada: 0,89 Factor K (kVAr/kW) 0,117

Coseno Ø requerido: 0,93 Valor kVAr requerido(400KVA*K): 35,10

N° de Etapas requeridas por el sistema: 4 FIJO VARIABLE 1 VARIABLE 2

Valor en kVAr paso fijo inicial 20

Valor en kVAr pasos variables 10 10

Corriente Nominal del sistema 55,5 27,8 27,8

Interruptor Automático: 3x60A 3x50A 3x50A

Valor Total kVAr fijo + variables 40 kVAr






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1.2.2. Transformador 4 (servicio geológico colombiano): Las únicas cargas no lineales del proyecto son de tipo inductivas (motores de gran eficiencia en laboratorios), que representan tan solo en 15% de la carga instalada en estos transformadores, teniendo un factor de potencia general de 0.85, instalaremos un banco de condensadores para inyectar potencia reactiva en atraso y corregir el factor de potencia a 0.90 que es un factor aceptable.

1.3. Análisis de cuadro de cargas iniciales y futuras: Para el análisis de carga, se muestra a continuación el cuadro de resumen de las cargas del proyecto se tomó como base los cuadros de cargas y diagramas unifilares, que están incluidos en los planos del proyecto en los cuales se evidencia detalladamente la información referente a cargas eléctricas (por circuito, por fase, totales), capacidad de las protecciones, numero de circuitos, y descripción de la carga que maneja cada uno. La carga del bloque 1 consta de tres cargas: servicios comunes, universidad nacional, y servicio geológico colombiano. 1.3.1. Cargas servicio Comunes (S.C).

transformador 1000KVA

Cos Ø instalación diseñada: 0,85 Factor K (kVAr/kW) 0,136

Coseno Ø requerido: 0,9 Valor kVAr requerido(1000KVA*K): 136,00

N° de Etapas requeridas por el sistema: 4 FIJO 3 X VARIABLE

Valor en kVAr paso fijo inicial 70 20

Valor en kVAr pasos variables

Corriente Nominal del sistema 194,3 0,0

Interruptor Automático: 3x200A 3x60A

Valor Total kVAr fijo + variables 130 kVAr






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Descripción (Nombre del tablero.) Fuente. Ubicación Carga Instalada

(kVA)

Carga Instalada

tomas(KVA)

Carga

Diversificada

de tomas

Carga Instalada

Ascensores

(kVA)

Carga

Diversificada

Ascensores(KVA

)

Cargas Inst Tomas

Especiales(KVA)

Carga Total

Tablero Circuitos

final

Carga Total Tablero

Distribución

Tablero de Bombas. (T-BS).

(Suministro, Eyectoras)

Diagram Unifi lar Bombas Sotano

(Cuarto de bombas)

55.00 kVA 55.00 kVA

ASCENSOR 5 SOTANO A PISO 1 ESPECIFICACION ASC PISO 1 ASCENSOR 10.00 kVA 10.00 kVA 10.00 kVA

(T-TNS) TAB DE TOMAS NORMALES SOTANO CUADRO DE CARGAS FUERA SUBESTACION 1 15.00 kVA 6.00 kVA 9.00 kVA 15.00 kVA(T-ILS) TABLERO DE ILUMINACION SOTANO CUADRO DE CARGAS FUERA SUBESTACION 1 10.00 kVA 10.00 kVA(T-AAS)T- HVAC SOTANO CUADRO DE CARGAS FUERA SUBESTACION 1 15.00 kVA 15.00 kVAAscensor 1 SGC ESPECIFICACION ASC (Cuarto de Maquinas) 10.00 kVA 10.00 kVA 10.00 kVA

Ascensor 2 SGC ESPECIFICACION ASC (Cuarto de Maquinas) 10.00 kVA 10.00 kVA 10.00 kVA

Ascensor 3 SGC ESPECIFICACION ASC (Cuarto de Maquinas) 10.00 kVA 10.00 kVA 10.00 kVA

* 30.00 kVA 27.00 kVATablero Iluminacion Cubierta B (T-ILPCB) Estimada Cubierta tecnica B 3.00 kVA 3.00 kVATA-17-B1 (HVAC) Diagram Unifi lar HVAC Cubierta tecnica B 2.00 kVA 2.00 kVATablero Casillas Cubierta B (T-CASCB) Cuadro de cargas T-CASCB Cubierta tecnica B 3.00 kVA 3.00 kVAT-EQPCB (T. EQUIPOS CUBIERTA-B) Cuadro de carga TGA 1 Cubierta tecnica B 38.00 kVA 35.00 kVA

Ascensor 4 UN ESPECIFICACION ASC (Cuarto de Maquinas) 10.00 kVA 10.00 kVA 10.00 kVA

Ascensor 5 UN ESPECIFICACION ASC (Cuarto de Maquinas) 10.00 kVA 10.00 kVA 10.00 kVA

* 20.00 kVA 19.00 kVATablero Iluminacion Cubierta B (T-ILPCA) Estimada Cubierta tecnica A 3.00 kVA 3.00 kVATA-15-B1 (HVAC) Diagram Unifi lar HVAC Cubierta tecnica A 2.00 kVA 2.00 kVATablero Casillas Cubierta A (T-CASCA) Cuadro de cargas T-CASCA Cubierta tecnica A 3.00 kVA 3.00 kVAT-EQPCA (T. EQUIPOS CUBIERTA-A) Cuadro de carga TGA 1 Cubierta tecnica B 28.00 kVA 27.00 kVA

T-TOMAS REGULADO PISO 1 (T-TRP1) CUADRO CARGAS T-TRP1 CUARTO MYC PISO 1 3.00 kVA 3.00 kVA 3.00 kVAT-TOMAS NORMALES PISO 1-A (T-TNP1-A) CUADRO CARGAS T-TRP1A CUARTO MYC PISO 1 4.50 kVA 2.50 kVA 2.00 kVA 4.50 kVAT-TOMAS NORMALES PISO 1-B (T-TNP1-B) CUADRO CARGAS T-TRP1B VESTIER MUJER PISO 1 6.50 kVA 5.50 kVA 1.00 kVA 6.50 kVAT-TOMAS NORMALES PLANTA BAJA (T-TNPB) CUADRO CARGAS T-TNPB CUARTO ASEO 50.00 kVA 24.00 kVA 17.00 kVA 26.00 kVA 43.00 kVAT-TOMAS REGULADAS PLANTA BAJA (T-TRPB) CUADRO CARGAS T-TRPB CUARTO ASEO 22.00 kVA 22.00 kVA 16.00 kVA 16.00 kVA

** 33.50 kVA 29.00 kVA 62.50 kVAT-ILUMINACION PISO 1-A (T-ILP1-A) CUADRO CARGAS T-ILP1-A CUARTO MYC PISO 1 7.00 kVA 7.00 kVAT-ILUMINACION PISO 1-B (T-ILP1-B) CUADRO CARGAS T-ILP1-B VESTIER MUJER PISO 1 7.00 kVA 7.00 kVAT-ILUMINACION PLANTA BAJA (T-ILPB) CUADRO CARGAS T-ILPB CUARTO ASEO 16.00 kVA 16.00 kVA(T-ILEXT )T- ILUMINACION EXTERIOR CUADRO DE CARGAS NO DEFINIDO 8.00 kVAT-HCAV PLANTA BAJA (T-AAPB) CUADRO CARGAS T-AAPB CUARTO ASEO 7.00 kVA 7.00 kVAT-EQPB (T. EQUIPOS PLANTA BAJA Cuadro de carga TGA 1 Cubierta tecnica B 131.00 kVA 99.50 kVAReserva T-EQPCA 10.00 kVA

310.00 kVA 63.00 kVA 60.00 kVA 38.00 kVA10.00 kVA

CARGA INSTALADA SIN RESERVARESERVAS TABLEROS

Diversificacion tomas para TEQPB

Diversificacion ascensores para T-EQCB

Diversificacion ascensores para T-EQCB






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1.3.2. Carga Universidad Nacional


(kVA)

Carga Instalada

tomas(KVA)

Carga

Diversificada

de tomas

Carga Instalada

Ascensores

(kVA)

Carga

Diversificada

Ascensores(KVA

)

Cargas

Especiales(KVA)

Carga Total

Tablero Circuitos

final

Carga Total Tablero

Distribución

T-TOMAS NORMALES PISO 2-A (T-TNP2-A) CUADRO CARGAS T-TNP2A C.TECNICO PISO 2-A 20.00 kVA 13.00 kVA 11.50 kVA 7.00 kVA 18.50 kVAT-TOMAS REGULADAS PISO 2-A (T-TRP2-A) CUADRO CARGAS T-TRP2A C.TECNICO PISO 2-A 18.00 kVA 12.00 kVA 11.00 kVA 6.00 kVA 17.00 kVA

** 17.50 kVA 13.00 kVA 30.50 kVAT-ILUMINACION PISO 2-A (T-ILP2-A) CUADRO CARGAS T-ILP2-A C.TECNICO PISO 2-A 7.00 kVA 7.00 kVAT-HCAV PLANTA BAJA (T-AAP2) CUADRO CARGA TAAP2 C.TECNICO PISO 2-A 33.00 kVA 33.00 kVAT-EQP2A (T. EQUIPOS PISO 2 A) Cuadro de carga TGA 2 C.TECNICO PISO 2-B 78.00 kVA 70.50 kVAReserva T-EQP2A 10.00 kVAT-TOMAS NORMALES PISO 2-B (T-TNP2-B) CUADRO CARGAS T-TNP2B C.TECNICO PISO 2-B 16.00 kVA 11.00 kVA 10.50 kVA 5.00 kVA 15.50 kVAT-TOMAS REGULADAS PISO 2-B (T-TRP2-B) CUADRO CARGAS T-TRP2B C.TECNICO PISO 2-B 15.00 kVA 12.00 kVA 11.00 kVA 3.00 kVA 14.00 kVA

** , 16.50 kVA 8.00 kVA 24.50 kVAT-ILUMINACION PISO 2-B (T-ILP2-B) CUADRO CARGAS T-ILP2B C.TECNICO PISO 2-B 7.00 kVA 7.00 kVAT-HVAC PLANTA P2B RESERVA C.TECNICO PISO 2-B 10.00 kVA 10.00 kVAT-EQP2B (T. EQUIPOS PISO 2 B) Cuadro de carga TGA 2 C.TECNICO PISO 2-B 48.00 kVA 41.50 kVAReserva T-EQP2B 10.00 kVAT-TOMAS NORMALES PISO 3-A (T-TNP3-A) CUADRO CARGAS T-TNP3A C.TECNICO PISO 3-A 27.00 kVA 19.00 kVA 14.50 kVA 8.00 kVA 22.50 kVAT-TOMAS REGULADAS PISO 3-A (T-TRP3-A) CUADRO CARGAS T-TRP3A C.TECNICO PISO 3-A 18.00 kVA 12.00 kVA 11.00 kVA 6.00 kVA 17.00 kVA

** 20.50 kVA 14.00 kVA 34.50 kVAT-ILUMINACION PISO 3-A (T-ILP3-A) CUADRO CARGAS T-ILP3-A C.TECNICO PISO 3-A 7.00 kVA 7.00 kVAT-HCAV PLANTA BAJA (T-AAP3) CUADRO CARGA TAAP3 C.TECNICO PISO 3-A 3.00 kVA 3.00 kVAT-EQP3A (T. EQUIPOS PISO 3 A) Cuadro de carga TGA 2 C.TECNICO PISO 3-B 55.00 kVA 44.50 kVAReserva T-EQP3A 10.00 kVAT-TOMAS NORMALES PISO 3-B (T-TNP3-B) CUADRO CARGAS T-TNP3B C.TECNICO PISO 3-B 18.00 kVA 13.00 kVA 11.50 kVA 5.00 kVA 16.50 kVAT-TOMAS REGULADAS PISO 3-B (T-TRP3-B) CUADRO CARGAS T-TRP3B C.TECNICO PISO 3-B 18.00 kVA 15.00 kVA 12.50 kVA 3.00 kVA 15.50 kVA

** 19.00 kVA 8.00 kVA 27.00 kVAT-ILUMINACION PISO 3-B (T-ILP3-B) CUADRO CARGAS T-ILP3B C.TECNICO PISO 3-B 7.00 kVA 7.00 kVAT-HVAC PLANTA P3B RESERVA C.TECNICO PISO 3-B 10.00 kVA 10.00 kVAT-EQP3B (T. EQUIPOS PISO 3 B) Cuadro de carga TGA 2 C.TECNICO PISO 3-B 53.00 kVA 44.00 kVAReserva T-EQP3B 10.00 kVAT-TOMAS NORMALES PISO 4-A (T-TNP4-A) CUADRO CARGAS T-TNP4A C.TECNICO PISO 4-A 9.00 kVA 4.00 kVA 5.00 kVA 9.00 kVAT-TOMAS REGULADAS PISO 4-A (T-TRP4-A) CUADRO CARGAS T-TRP4A C.TECNICO PISO 4-A 13.00 kVA 10.00 kVA 3.00 kVA 13.00 kVA

** 12.00 kVA 8.00 kVA 20.00 kVAT-ILUMINACION PISO 4-A (T-ILP4-A) CUADRO CARGAS T-ILP4-A C.TECNICO PISO 4-A 7.00 kVA 7.00 kVAT-HCAV PLANTA BAJA (T-AAP4) RESERVA C.TECNICO PISO 4-A 10.00 kVA 10.00 kVAT-EQP4A (T. EQUIPOS PISO 4 A) Cuadro de carga TGA 2 C.TECNICO PISO 4-B 39.00 kVA 37.00 kVAReserva T-EQP4A 10.00 kVAT-TOMAS NORMALES PISO 4-B (T-TNP4-B) CUADRO CARGAS T-TNP4B C.TECNICO PISO 4-B 21.00 kVA 13.00 kVA 11.50 kVA 8.00 kVA 19.50 kVAT-TOMAS REGULADAS PISO 4-B (T-TRP4-B) CUADRO CARGAS T-TRP4B C.TECNICO PISO 4-B 14.00 kVA 11.00 kVA 10.50 kVA 3.00 kVA 13.50 kVA

** 17.00 kVA 11.00 kVA 28.00 kVAT-ILUMINACION PISO 4-B (T-ILP4-B) CUADRO CARGAS T-ILP4B C.TECNICO PISO 4-B 7.00 kVA 7.00 kVAT-HVAC PLANTA P4B RESERVA C.TECNICO PISO 4-B 10.00 kVA 10.00 kVAT-EQP4B (T. EQUIPOS PISO 4 B) Cuadro de carga TGA 2 C.TECNICO PISO 4-B 52.00 kVA 45.00 kVAReserva T-EQP4B 10.00 kVA

325.00 kVA 145.00 kVA 62.00 kVA60.00 kVA

CARGA INSTALADA SIN RESERVARESERVAS CRECIMIENTO DE TABLEROS

Diversificacion tomas para TEQP2B

Diversificacion tomas para TEQP3A




Diversificacion tomas para TEQPB2A






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1.3.3. Carga Servicio geológico colombiano


(kVA)

Carga Instalada

tomas(KVA)

Carga

Diversificada

de tomas

Carga Instalada

Ascensores

(kVA)

Carga

Diversificada

Ascensores(KVA

)

Cargas

Especiales(KVA)

Carga Total

Tablero Circuitos

final

Carga Total Tablero

Distribución


** 17.50 kVA 8.00 kVA 25.50 kVAT-ILUMINACION PISO 5-A (T-ILP5-A) CUADRO CARGAS T-ILP5-A C.TECNICO PISO 5-A 5.00 kVA 5.00 kVAT-HCAV PLANTA BAJA (T-AAP5) CUADRO CARGA TAAP5 C.TECNICO PISO 5-A 5.00 kVA 10.00 kVAT-EQP5A (T. EQUIPOS PISO 5 A) C.TECNICO PISO 5-B 43.00 kVA 40.50 kVAReserva T-EQP5A (20%) 9.50 kVAT-TOMAS NORMALES PISO 5-B (T-TNP5-B) CUADRO CARGAS T-TNP5B C.TECNICO PISO 5-B 23.00 kVA 18.00 kVA 14.00 kVA 5.00 kVA 19.00 kVAT-TOMAS REGULADAS PISO 5-B (T-TRP5-B) CUADRO CARGAS T-TRP5B C.TECNICO PISO 5-B 17.00 kVA 14.00 kVA 12.00 kVA 3.00 kVA 15.00 kVA

** , 21.00 kVA 8.00 kVA 29.00 kVAT-ILUMINACION PISO 5-B (T-ILP5-B) CUADRO CARGAS T-ILP5B C.TECNICO PISO 5-B 8.00 kVA 8.00 kVAT-HVAC PLANTA P5B RESERVA C.TECNICO PISO 5-B 5.00 kVA 10.00 kVAT-EQP5B (T. EQUIPOS PISO 5 B) C.TECNICO PISO 5-B 53.00 kVA 47.00 kVAReserva T-EQP5B (20%) 3.00 kVA


** 18.50 kVA 8.00 kVA 26.50 kVAT-ILUMINACION PISO 6-A (T-ILP6-A) CUADRO CARGAS T-ILP6-A C.TECNICO PISO 6-A 5.00 kVA 5.00 kVAT-HCAV PLANTA BAJA (T-AAP6) CUADRO CARGA TAAP6 C.TECNICO PISO 6-A 5.00 kVA 10.00 kVAT-EQP6A (T. EQUIPOS PISO 6 A) C.TECNICO PISO 6-B 45.00 kVA 41.50 kVAReserva T-EQP6A (20%) 8.50 kVAT-TOMAS NORMALES PISO 6-B (T-TNP6-B) CUADRO CARGAS T-TNP6B C.TECNICO PISO 6-B 24.00 kVA 19.00 kVA 14.50 kVA 5.00 kVA 19.50 kVAT-TOMAS REGULADAS PISO 6-B (T-TRP6-B) CUADRO CARGAS T-TRP6B C.TECNICO PISO 6-B 17.00 kVA 14.00 kVA 12.00 kVA 3.00 kVA 15.00 kVA

** , 21.50 kVA 8.00 kVA 29.50 kVAT-ILUMINACION PISO 6-B (T-ILP6-B) CUADRO CARGAS T-ILP6B C.TECNICO PISO 6-B 8.00 kVA 8.00 kVAT-HVAC PLANTA P6B RESERVA C.TECNICO PISO 6-B 7.00 kVA 7.00 kVAT-EQP6B (T. EQUIPOS PISO 6 B) C.TECNICO PISO 6-B 56.00 kVA 44.50 kVAReserva T-EQP6B 5.50 kVA


** 18.50 kVA 8.00 kVA 26.50 kVAT-ILUMINACION PISO 7-A (T-ILP7-A) CUADRO CARGAS T-ILP7-A C.TECNICO PISO 7-A 5.00 kVA 5.00 kVAT-HCAV PLANTA BAJA (T-AAP7) RESERVA C.TECNICO PISO 7-A 5.00 kVA 10.00 kVAT-EQP7A (T. EQUIPOS PISO 7 A) C.TECNICO PISO 7-B 45.00 kVA 41.50 kVAReserva T-EQP7A 8.50 kVAT-TOMAS NORMALES PISO 7-B (T-TNP7-B) CUADRO CARGAS T-TNP7B C.TECNICO PISO 7-B 27.00 kVA 22.00 kVA 16.00 kVA 5.00 kVA 21.00 kVAT-TOMAS REGULADAS PISO 7-B (T-TRP7-B) CUADRO CARGAS T-TRP7B C.TECNICO PISO 7-B 21.00 kVA 18.00 kVA 14.00 kVA 3.00 kVA 17.00 kVA

** , 25.00 kVA 8.00 kVA 33.00 kVAT-ILUMINACION PISO 7-B (T-ILP7-B) CUADRO CARGAS T-ILP7B C.TECNICO PISO 7-B 8.00 kVA 8.00 kVAT-HVAC PLANTA P7B RESERVA C.TECNICO PISO 7-B 5.00 kVA 10.00 kVAT-EQP7B (T. EQUIPOS PISO 7 B) C.TECNICO PISO 7-B 61.00 kVA 51.00 kVAReserva T-EQP7B 9.00 kVA


** 18.50 kVA 8.00 kVA 26.50 kVAT-ILUMINACION PISO 8-A (T-ILP8-A) CUADRO CARGAS T-ILP8-A C.TECNICO PISO 8-A 5.00 kVA 5.00 kVAT-HCAV PLANTA BAJA (T-AAP8) RESERVA C.TECNICO PISO 8-A 5.00 kVA 5.00 kVA













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T-EQP8A (T. EQUIPOS PISO 8 A) C.TECNICO PISO 8-B 45.00 kVA 36.50 kVAReserva T-EQP8A 3.50 kVAT-TOMAS NORMALES PISO 8-B (T-TNP8-B) CUADRO CARGAS T-TNP8B C.TECNICO PISO 8-B 23.00 kVA 18.00 kVA 14.00 kVA 5.00 kVA 19.00 kVAT-TOMAS REGULADAS PISO 8-B (T-TRP8-B) CUADRO CARGAS T-TRP8B C.TECNICO PISO 8-B 19.00 kVA 16.00 kVA 13.00 kVA 3.00 kVA 16.00 kVA

** , 22.00 kVA 8.00 kVA 30.00 kVAT-ILUMINACION PISO 8-B (T-ILP8-B) CUADRO CARGAS T-ILP8B C.TECNICO PISO 8-B 8.00 kVA 8.00 kVA 8.00 kVAT-HVAC PLANTA P8B RESERVA C.TECNICO PISO 8-B 5.00 kVA 5.00 kVAT-EQP8B (T. EQUIPOS PISO 8 B) C.TECNICO PISO 8-B 55.00 kVA 43.00 kVAReserva T-EQP8B 7.00 kVA

T-TOMAS NORMALES PISO 9-A (T-TNP9-A) CUADRO CARGAS T-TNP9A C.TECNICO PISO 9-A 17.50 kVA 6.50 kVA 11.00 kVA 17.50 kVAT-TOMAS REGULADAS PISO 9-A (T-TRP9-A) CUADRO CARGAS T-TRP9A C.TECNICO PISO 9-A 5.50 kVA 2.50 kVA 3.00 kVA 5.50 kVA

** 9.00 kVA 14.00 kVA 23.00 kVAT-ILUMINACION PISO 9-A (T-ILP9-A) CUADRO CARGAS T-ILP9-A C.TECNICO PISO 9-A 5.00 kVA 5.00 kVAT-HCAV PLANTA BAJA (T-AAP9) CUADRO DE C T-AA-P9-A C.TECNICO PISO 9-A 3.00 kVA 3.00 kVAT-EQP9A (T. EQUIPOS PISO 9 A) C.TECNICO PISO 9-B 31.00 kVA 31.00 kVAReserva T-EQP9A 9.00 kVAT-TOMAS NORMALES PISO 9-B (T-TNP9-B) CUADRO CARGAS T-TNP9B C.TECNICO PISO 9-B 55.50 kVA 14.50 kVA 12.25 kVA 41.00 kVA 53.25 kVAT-TOMAS REGULADAS PISO 9-B (T-TRP9-B) CUADRO CARGAS T-TRP9B C.TECNICO PISO 9-B 41.00 kVA 5.00 kVA 36.00 kVA 41.00 kVA

** , 14.75 kVA 77.00 kVA 91.75 kVAT-ILUMINACION PISO 9-B (T-ILP9-B) CUADRO CARGAS T-ILP9B C.TECNICO PISO 9-B 8.00 kVA 8.00 kVAT-HVAC PLANTA P9B CUADRO DE C T-AA-P9-B C.TECNICO PISO 9-B 15.00 kVA 15.00 kVAT-EQP9B (T. EQUIPOS PISO 9 B) C.TECNICO PISO 9-B 119.50 kVA 114.75 kVAReserva T-EQP9B 0.00 VA

T-TOMAS NORMALES PISO 10-A (T-TNP10-A) CUADRO CARGAS T-TNP10A C.TECNICO PISO 10-A 17.00 kVA 10.00 kVA 7.00 kVA 17.00 kVAT-TOMAS REGULADAS PISO 10-A (T-TRP10-A) CUADRO CARGAS T-TRP10A C.TECNICO PISO 10-A 7.50 kVA 4.50 kVA 3.00 kVA 7.50 kVA

** 12.25 kVA 10.00 kVA 22.25 kVAT-ILUMINACION PISO 10-A (T-ILP10-A) CUADRO CARGAS T-ILP10-A C.TECNICO PISO 10-A 5.00 kVA 5.00 kVAT-HCAV PLANTA BAJA (T-AAP10) CUADRO DE C T-AA-P10-A C.TECNICO PISO 10-A 16.00 kVA 16.00 kVAT-EQP10A (T. EQUIPOS PISO 10 A) C.TECNICO PISO 10-B 45.50 kVA 43.25 kVAReserva T-EQP10A 7.00 kVAT-TOMAS NORMALES PISO 10-B (T-TNP10-B) CUADRO CARGAS T-TNP10B C.TECNICO PISO 10-B 54.00 kVA 6.00 kVA 48.00 kVA 54.00 kVAT-TOMAS REGULADAS PISO 10-B (T-TRP10-B) CUADRO CARGAS T-TRP10B C.TECNICO PISO 10-B 8.00 kVA 5.00 kVA 3.00 kVA 8.00 kVAT-TOMAS EQUIPO LAB PISO 10-B (T-RLBP10) CUADRO CARGAS T-RLBP10 C.UPS CHILLER PISO 10 40.50 kVA 40.50 kVA

** , 10.50 kVA 91.50 kVA 102.00 kVAT-ILUMINACION PISO 10-B (T-ILP10-B) CUADRO CARGAS T-ILP10B C.TECNICO PISO 10-B 8.00 kVA 8.00 kVAT-HVAC PLANTA P10B CUADRO DE C T-AA-P10-B C.TECNICO PISO 10-B 15.00 kVA 15.00 kVAT-EQP10B (T. EQUIPOS PISO 10 B) C.TECNICO PISO 10-B 125.50 kVA 125.00 kVAReserva T-EQP10B (20%) 0.00 VA

T-TOMAS NORMALES PISO 11-B (T-TNP11-B) CUADRO CARGAS T-TNP11B C.TECNICO PISO 11-B 54.00 kVA 8.00 kVA 46.00 kVA 54.00 kVAT-TOMAS REGULADAS PISO 11-B (T-TRP11-B) CUADRO CARGAS T-TRP11B C.TECNICO PISO 11-B 7.00 kVA 4.00 kVA 3.00 kVA 7.00 kVAT-TOMAS EQUIPO LAB PISO 11-B (T-RLBP11) CUADRO CARGAS T-RLBP11 C.UPS CHILLER PISO 11 62.50 kVA 62.50 kVA 62.50 kVA

** , 11.00 kVA 111.50 kVA 122.50 kVAT-ILUMINACION PISO 11-B (T-ILP11-B) CUADRO CARGAS T-ILP11B C.TECNICO PISO 11-B 8.00 kVA 8.00 kVAT-HVAC PLANTA P11B CUADRO DE C T-AA-P11-B C.TECNICO PISO 11-B 30.00 kVA 30.00 kVAT-EQP11B (T. EQUIPOS PISO 11 B) C.TECNICO PISO 11-B 161.50 kVA 160.50 kVAReserva T-EQP11B 0.00 VA

T-TOMAS NORMALES PISO 12-B (T-TNP12-B) CUADRO CARGAS T-TNP12B C.TECNICO PISO 12-B 14.00 kVA 9.00 kVA 5.00 kVA 14.00 kVAT-TOMAS REGULADAS PISO 12-B (T-TRP12-B) CUADRO CARGAS T-TRP12B C.TECNICO PISO 12-B 7.50 kVA 4.50 kVA 3.00 kVA 7.50 kVA

** , 11.75 kVA 8.00 kVA 19.75 kVAT-ILUMINACION PISO 12-B (T-ILP12-B) CUADRO CARGAS T-ILP12B C.TECNICO PISO 12-B 8.00 kVA 8.00 kVAT-HVAC PLANTA P12B RESERVA C.TECNICO PISO 12-B 5.00 kVA 5.00 kVAT-EQP12B (T. EQUIPOS PISO 12 B) C.TECNICO PISO 12-B 34.50 kVA 32.75 kVAReserva 8.00 kVA

920.50 kVA 332.50 kVA 376.00 kVA78.50 kVA

CARGA INSTALADA SIN RESERVARESERVAS CRECIMIENTO DE TABLEROS













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2. ANÁLISIS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 2.1. Alcance Para la coordinación de aislamiento en Media Tensión M.T es indispensable determinar el Nivel Básico de Aislamiento – BIL- (Basic Insulation Level) para mitigar el efecto de las sobretensiones de frente muy rápido, tales como las descargas atmosféricas. Éstas, tienen una mayor repercusión para niveles de tensión inferiores a los 300 kV, para tensiones de servicio superiores a los 300 kV predomina la estimación del nivel de aislamiento tipo maniobra BSL. Para estimar los niveles de aislamiento de un sistema eléctrico existen dos metodologías: la primera es de carácter estadística, utilizada para niveles de tensión superiores a 300 kV; la otra metodología es la convencional, aplicada en sistemas eléctricos inferiores a los 300 kV. El seguimiento de ésta última será aquella que permitirá definir el BIL para los equipos asociados a la protección del sistema ante las sobretensiones atmosféricas, en este caso el DPS. 2.2. Cálculo de los niveles de aislamiento

1. Niveles de protección · NPR = Nivel de Protección para Impulso tipo Rayo · NPM =Nivel de Protección para Impulso tipo Maniobra

2. Existe una serie de factores determinantes a la hora de estimar los niveles de aislamiento eléctrico tales como: · K = Factor de seguridad para tensiones soportadas. Es una relación de las tensiones soportadas BIL y BSL que depende del medio aislante del equipo.

𝑲 =𝑩𝑺𝑳

𝑩𝑰𝑳

K=0.83, Para equipos sumergidos en aceite. 0.6≤K≤0.75, Para equipos aislados en aire.

· KI = Factor de seguridad impulso tipo rayo. Es un factor que relaciona el BIL y el NPR. Tiene un rango entre 1.2 y 1.4 pero en niveles de tensión de operación inferiores a 52 kV, el valor KI es 1.4. · KM =Factor de seguridad impulso tipo maniobra. Es un factor que relaciona el BSL y el NPM. Su valor es 1.15. · Ke =Factor de tierra. Si el sistema es sólidamente puesto a tierra este valor es igual a 1.4. · K0 =Factor de diseño. Determinado por el fabricante; generalmente se estima en 0.8. · Kt =Factor de capacidad del DPS. Es un factor de la capacidad del DPS contra sobretensiones temporales en función del tiempo de duración de la sobretensión. Para este caso se estima un Kt = 1.10 para 10 s.

3. Condiciones de operación Para el proyecto el Operador de Red Codensa S.A. E.S.P. suministra una red eléctrica al punto de conexión en M.T, con un nivel de tensión de operación a 11.4 kV, por tal motivo el Dispositivo de Protección contra Sobretensiones DPS de óxido metálico debe cumplir las siguientes condiciones eléctricas:






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Voperación = 11.4 kV Vmáxima = 12.5 kV Snom – Icc = 300 MVA

ICCs = 12.5 kA Sistema 3F-3H Neutro rígido a tierra

Descargadores de Oxido de Zn, con envoltura polimérica de In= 10 kA. A continuación, es presentado el diagrama de flujo del procedimiento para determinar el BIL del descargador con base en el método convencional:

Figura 1. Diagrama de flujo del procedimiento para determinar el BIL del descargador con base en el método convencional [1].

2.3. Cálculo del BIL

1. Obtener el NPR y NPM del DPS Antes de determinar el NPR y NPM del DPS es necesario definir su tensión nominal, Vr. Para ello se requiere estimar los parámetros de Tensión Continua de Operación y Sobretensión Temporal de Operación, COV y TOV, respectivamente.

𝐶𝑂𝑉 =𝑉𝑀á𝑥𝑖𝑚𝑎

√3=

12.5𝑘𝑉

√3= 7.21𝑘𝑉

𝑇𝑂𝑉 = 𝐶𝑂𝑉 × 𝐾𝑒 = 7.21𝑘𝑉 × 1.4 = 10.10𝑘𝑉

1 CÁLCULOS ELÉCTRICOS. Apuntes Científicos. Fig 9. Tomado de << http://apuntescientificos.org/calculos-electricos.html>>. [Consultado el 05

de mayo de 2017].

Figura 1. Diagrama de flujo del procedimiento para determinar el BIL del descargador con base en el método

convencional [1].

BSL = K x BILn

Kb = BSL / NPM

ESPECIFICAR BIL

INCREMENTAR BILn

OBTENER NPR Y NPM DEL DPS

DETERMINAR Ki Y Km DESEADOS

BIL = Ki x NPR

ELEGIR BIL NORMALIZADO

BILn > BIL

Kb≥Km






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La tensión nominal Vr se define a partir del mayor valor entre las variables R0 y Re, definidas por:

𝑅0 =𝐶𝑂𝑉

𝐾0

=7.21𝑘𝑉

0.8= 9.01𝑘𝑉

𝑅𝑒 =𝑇𝑂𝑉

𝐾𝑡

=10.10𝑘𝑉

1.1= 9.18𝑘𝑉

𝑉𝑟 = 𝑅𝑒 × 1.05 = 9.18𝑘𝑉 × 1.05 = 9.63𝑘𝑉 La tensión normalizada nominal del DPS es 12kV. Con este valor se refiere a alguna C.T.G (Tabla de características Técnicas Garantizadas) de algún fabricante de DPS, cuyos equipos cuenten con Certificación de Conformidad RETIE, para determinar el NPR y NPM para 12 kV. De las referencias del fabricante (, se estimó: · NPR de 32.0 kV (cresta), tensión residual máxima en una onda de 8/20μs para una Icc = 10 kA. · NPM de 24.3 kV (cresta), tensión residual máxima con una onda de impulso de corriente tipo maniobra (30/60μs) de 500 A.

2. Determinar KI y KM

· Ki=1.4 · Km=1.15

3. Calcular BIL=KIxNPR

𝐵𝐼𝐿 = 𝐾𝑖 × 𝑁𝑃𝑅 = 1.4 × 32.0𝑘𝑉 = 44.8𝑘𝑉

4. Elegir BIL normalizado

El valor de BIL seleccionado debe ser igual o mayor que el BIL calculado, con base en la lista 1 de la Tabla 2 nivel de aislamiento de la IEC 60071-1:2006 para Vmáx ≤ 245 kV el valor normalizado por encima de 44.8 kV para una Vmáx de 12.5 kV (se elige valor próximo mayor, igual a 17.5 kV columna 1, Tabla 2 citada anteriormente) es de 75 kV. BILn = 75 kV.

5. Calcular BSL

Para este caso se selecciona el factor de seguridad para tensiones soportadas en 0.75 ya que el equipo está aislado en aire. 𝐵𝑆𝐿 = 𝐾 × 𝐵𝐼𝐿𝑛 = 0.75 × 75𝑘𝑉 = 56.25𝑘𝑉

6. Calcular el factor de seguridad de impulso tipo maniobra calculado (Kb) A partir de este momento el método sugiere constatar que el dimensionamiento del aislamiento cumpla con las especificaciones del equipo y la red de servicio. Por esta razón se debe comparar el factor de seguridad de impulso tipo maniobra calculado (Kb), en relación con el factor justificado inicialmente (Km)






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𝐾𝑏 =𝐵𝑆𝐿

𝑁𝑃𝑀=

56.25𝑘𝑉

24.3𝑘𝑉= 2.31

7. Comprobar que Kb≥Km

𝑲𝒃 ≥ 𝑲𝒎 ⇒ 2.31 ≥ 1.15

8. Especificar BIL Dadas las consideraciones anteriores el Dispositivo de Protección contra Sobretensiones DPS se especifica de la siguiente manera

Descargador de sobretensión de óxido metálico ZnO, de 12 kV, 10 kA, BIL= 75 kV, para red MT de 11.4 Kv

3. ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO Y FALLA A TIERRA Se determina las corrientes de corto circuito de los equipos eléctricos de este bloque por medio de simulación, a través del programa de licencia gratuita MELSHORT2 versión 1.5 de MITSUBISHI ELECTRIC CORPORATION, con el cual podemos modelar todas las impedancias del sistema y trabajar en base a la corriente de corto circuito del trasformador. 3.1. Transformador servicios comunes:

De la simulación obtenemos los siguientes resultados:

A). DATOS DEL TRANSFORMADOR-1 A ENERGIZAR :

Potencia: 300 KVA

Corriente nominal M.T.: 15,19 A

Corriente nominal B.T.: 832,7 A

Voltaje nominal M.T.: 11400 V

Voltaje nominal B.T.: 208 V

Impedancia (UZ%): 6,00 %

Corrinete de cortocircuito en B.T.: 13879 A

Potencia de cortocircuito: 5000 MVA

Corriente de cortocircuito en M.T.: 253,2 A






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De acuerdo a las simulaciones aquí plasmadas vemos que la máxima corriente de corto circuito que circula por el alimentador del tablero Transferencia-1 es de 10.4 KA, KA por lo cual decidimos dejar todos los equipos y materiales eléctricos en estos puntos especificados a 20kA que es el valor comercial más cercano por arriba. Y para el tablero TGA-1 es de 8.6 KA por lo cual decidimos dejar todos los equipos y materiales eléctricos en estos puntos especificados a 10kA que es el valor comercial más cercano por arriba.






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3.2. Transformador Nacional


De acuerdo a las simulaciones aquí plasmadas vemos que la máxima corriente de corto circuito que circula por el alimentador del tablero Transferencia-2 es de 10.4 KA, por lo cual decidimos dejar todos los equipos y materiales eléctricos en estos puntos especificados a 20kA que es el valor comercial más cercano por arriba. Y para las cajas de derivación y barras es < 7.4 KA por lo cual decidimos dejar todos los equipos y materiales eléctricos en estos puntos especificados a 10kA que es el valor comercial más cercano por arriba.

A). DATOS DEL TRANSFORMADOR-3 A ENERGIZAR :

Potencia: 300 KVA














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3.3. Transformador Servicio geológico colombiano.


De acuerdo a las simulaciones aquí plasmadas vemos que la máxima corriente de corto circuito que circula por el alimentador del tablero Transferencia-2 es de 41.85 KA, por lo cual decidimos dejar todos los equipos y materiales eléctricos en estos puntos especificados a 50kA que es el valor comercial más cercano por arriba. Y para las cajas de derivación y barras esta entre 19.25<Icc< 7.4 KA por lo cual decidimos dejar todos los equipos y materiales eléctricos en estos puntos especificados entre 30kA<Icc<40kA que es el valor comercial más cercano por arriba.

A). DATOS DEL TRANSFORMADOR-1000KVA A ENERGIZAR :

Potencia: 1000 KVA














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4. EVALUACIÓN DE RIESGO ANTE DESCARGAS ATMOSFÉRICAS Se realiza el análisis de riego con el software Cálculo de índice de riesgo del desarrollador Aplicaciones Tecnológicas para lo cual se tienen los siguientes datos de entrada: Ubicación específica: Diagonal 53 No. 34-53, Bogotá Altura Aproximada: 70 mts. Tipo de estructura: Material prefabricado en concreto con malla entre los muros, columnas reforzadas en acero y techo en materiales prefabricados como concretos o fibras. Uso: Edificios Educativo y de laboratorios Ambiente: Urbano con edificaciones altas de más de 20m de altura. Localización relativa: Objeto rodeado de objetos o árboles de igual altura o menor. Dimensiones: Largo: 86 m Ancho: 40 m Alto: 60 m Densidad de descargas a tierra: 1 rayos/km

2.año

La siguiente tabla contiene los valores representativos de riesgo tolerable RT donde descargas eléctricas atmosféricas involucran pérdida de vida humana y pérdida de valores sociales y culturales:

Al realizar el análisis de riesgo con el software se obtuvieron los resultados anexos, los cuales nos obligan a implementar las siguientes acciones: Sistema de protección contra fuego de extintores Automáticos Sistema de protección interno (SPI). Sistema de puesta a tierra. Sistema de protección contra rayo Clase IV Al implementar las acciones propuestas para minimizar el riesgo tolerable R1 “Pérdida de vidas humanas”, R2 “Pérdida de servicio público” y R3 “Pérdida de patrimonio cultural” se obtienen valores inferiores a los riesgos tolerables permitidos, por lo cual se está cumpliendo con lo especificado en la norma.






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Conclusión: Para la protección del proyecto ante descargas atmosféricas se realiza una combinación de los métodos electro geométricos instalando puntas de captación sobre toda la estructura, usando una esfera de 55m de superior de la altura total del edificio. Se seleccionaron las columnas para instalar un tubo de ¾’ PVC en cual llevara un alambrón de 8mm AL que servirá como bajante de apantallamiento, el cual llegara al terreno y se conectan a varillas de puesta a tierra, interconectadas al sistema de puesta a tierra del proyecto.






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5. EVALUACIÓN DE RIESGO ELÉCTRICO En el sistema eléctrico del proyecto CENTRO DE EXCELENCIA EN GEOCIENCIAS existen diferentes instalaciones eléctricas que pueden estar sujetas a factores de riesgo tales como arcos eléctricos, ausencia de electricidad, contactos directos, contactos indirectos, cortocircuito, electricidad estática, equipos defectuosos, rayos sobrecarga, tensiones de contacto y de paso. Un factor de riesgo es una condición ambiental o humana cuya presencia o modificación puede producir un accidente o una enfermedad ocupacional. Generalmente, todas las instalaciones eléctricas tienen implícito un riesgo y ante la imposibilidad de controlarlos todos en forma permanente, se seleccionaron algunos de los más comunes, que al no tenerlos presentes ocasionan la mayor cantidad de accidentes:

Riesgo a evaluar: Por: En:

Arcos Eléctricos Malos contactos, cortocircuitos, manipulación indebida de equipos de medida, descuidos en los trabajos de mantenimiento.

Celdas de M.T., Tablero General de Acometidas, Armarios de Medidores,

Tableros de distribución.

Evaluación del Riesgo: Obteniendo como resultado dos (2) aspectos en bajo y dos (2) en medio podemos asumir que el riesgo de arco eléctrico es medio y por lo tanto se recomienda:






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Medidas de Protección: Para el proyecto se tomaron las siguientes medidas de protección:

- Identificar las distancias de seguridad requeridas según el nivel de tensión


Ausencia de Electricidad

Apagón o corte del servicio, no disponer un sistema ininterrumpido de potencia.

Subestaciones

Evaluación del Riesgo:






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Obteniendo como resultado todos los aspectos en nivel bajo podemos determinar que el riesgo de ausencia de electricidad es bajo y por lo tanto se recomienda: Medidas de Protección: Para el proyecto se tomaron las siguientes medidas de protección:

- Se tiene suplencia total para el proyecto.


Contacto directo Violación de las distancias de seguridad, negligencia de técnicos

Celdas M.T., transformador, planta de emergencia, Tablero General de Acometidas, Armarios de

Medidores, Tableros de Apartamentos.






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Evaluación del Riesgo: Obteniendo como resultado un aspecto en alto, uno en medio y dos en bajo podemos determinar que el riesgo de contacto directo es medio y por lo tanto se recomienda:


- Identificar las distancias de seguridad requeridas según el nivel de tensión - Se dispusieron elementos de señalización y obstáculo en las partes activas o energizadas en tableros y

transformadores. - Se realizó diseño del sistema de puesta a tierra.


Contacto Indirecto Falla de aislamiento, mal mantenimiento

Celdas M.T., transformador, planta de Emergencia, Tablero General de Acometidas,

Armarios de Medidores, Tableros de Apartamentos.






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Evaluación del Riesgo: Obteniendo como resultado un aspecto medio y tres en bajo podemos determinar que el riesgo de contacto indirecto es bajo y por lo tanto se recomienda:


- Identificar las distancias de seguridad requeridas según el nivel de tensión - Se realizó un diseño equipotencial al sistema eléctrico - Se realizó diseño del sistema de puesta a tierra


Cortocircuito Falla de aislamiento, mal mantenimiento, equipos

Celdas M.T., transformador, planta de emergencia, Tablero General de Acometidas,






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defectuosos Armarios de Medidores, Tableros de Apartamentos.

Evaluación del Riesgo: Obteniendo como resultado dos aspectos en medio y dos en bajo podemos determinar que el riesgo por cortocircuito es medio y por lo tanto se recomienda:


- Se especificó la instalación de interruptores automáticos - Se realizó la coordinación de protecciones del sistema eléctrico







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Electricidad Estática Unión y separación constante de materiales



Evaluación del Riesgo: Obteniendo como resultado todos los aspectos en nivel bajo podemos determinar que el riesgo por electricidad estática es bajo y por lo tanto se recomienda:


- Se realizó un diseño equipotencial al sistema eléctrico.






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- Se realizó diseño del sistema de puesta a tierra.


Equipo Defectuoso Mal mantenimiento, mala utilización, mala instalación



Evaluación del Riesgo: Obteniendo como resultado un aspecto en nivel alto, dos en medio y uno en bajo podemos determinar que el riesgo por equipo defectuoso es medio y por lo tanto se recomienda:






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- Recomendación de mantenimientos preventivos a los equipos instalados. - Seguir las normas técnicas para la instalación y mantenimiento de los equipos.


Rayos Fallas en operación, mantenimiento del sistema de protección

Transformador, Tablero General de Acometidas, Armarios de Medidores.

Evaluación del Riesgo: Obteniendo como resultado dos aspectos en nivel medio y dos en bajo podemos determinar que el riesgo por rayos es medio y por lo tanto se recomienda:






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- La instalación de DPS en la entrada de la red de M.T. y tableros principales y secundarios. - Se realizó un diseño equipotencial al sistema eléctrico. - Se realizó diseño del sistema de puesta a tierra. - Se realizó diseño de apantallamiento nivel III según electro-geométrico.


Sobrecarga Armónicos, superar los niveles de tensión de los equipos, mala instalación eléctrica








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Evaluación del Riesgo: Obteniendo como resultado dos aspectos en nivel medio y dos en bajo podemos determinar que el riesgo por sobrecarga es medio y por lo tanto se recomienda:


- La instalación de DPS en la entrada de la red de M.T. y tableros principales y secundarios. - Se especificó la instalación de interruptores automáticos - Se realizó la coordinación de protecciones del sistema eléctrico


Tensión de contacto

Rayos, fallas a tierra, fallas de aislamiento, violación de distancias de seguridad

Celdas de M.T., transformador, planta de emergencia, Tablero General de Acometidas,

Armarios de Medidores.






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Evaluación del Riesgo: Obteniendo como resultado un aspecto en nivel alto, uno en medio y dos en bajo podemos determinar que el riesgo por tensión de contacto es medio y por lo tanto se recomienda:


- Se realizó un diseño equipotencial al sistema eléctrico. - Se realizó diseño del sistema de puesta a tierra. - Se construyó la subestación sobre un material de alta resistividad como el concreto.


Tensión de Paso Rayos, fallas a tierra, fallas de Celdas de M.T., transformador, planta de






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aislamiento, violación de áreas restringidas

emergencia, Tablero General de Acometidas, Armarios de Medidores.

Evaluación del Riesgo: Obteniendo como resultado un aspecto en nivel alto, uno en medio y dos en bajo podemos determinar que el riesgo por tensión de contacto es medio y por lo tanto se recomienda:


- Se realizó un diseño equipotencial al sistema eléctrico. - Se realizó diseño del sistema de puesta a tierra.






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- Se construyó la subestación sobre un material de alta resistividad como el concreto. Conclusiones: Considerando que hay un riesgo medio se debe mencionar que existen medidas implementadas en el sistema eléctrico que contribuyen a reducir la presencia de los factores de riesgo ya mencionados tales como el sistema de puesta a tierra, protección contra sobretensiones y áreas técnicas aisladas que cumplen con las respectivas distancias de seguridad especificadas en la norma.

6. ANÁLISIS DEL NIVEL DE TENSIÓN. Se selecciona nivel de tensión de 11.4kV dado que las redes exteriores de media tensión del operador de red local tienen este nivel de tensión en el área del proyecto. Para baja tensión, se selecciona la tensión 208/120V, dada que no hay equipos con requerimientos mayores y esta tensión nos permite alimentar las zonas comunes y apartamentos con sistemas trifásicos. Adicionalmente, este nivel de tensión es estándar y está masificado para el área y aplicación (residencial) del proyecto.

. 7. Análisis De Campos Electromagnéticos: De acuerdo artículo 14 de RETIE se debe cumplir con lo estipulado en la tabla 14.1:

Los cálculos de campos se deben hacer según el artículo 14.4. Para uso final y distribución, a partir de las zonas de seguridad en donde la permanencia sea mayor o igual a ocho horas de exposición. Las redes de distribución y uso final están a más de 20m fuera de la zona de seguridad los valores son insignificantes. Basados en la siguiente disminución de riesgo:






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Para subestaciones capsuladas:

- Todos los equipos de nivel de media tensión (11.4 kV) conforman un sistema de hexafluoruro de azufre

(SF6) con carcasa metálica que anula el campo eléctrico y disminuye el campo magnético.

- Las posiciones del sistema de media tensión se sitúan en el interior del edificio, concentradas en celdas

blindadas. Todas ellas poseen carcasa metálica que anula el campo eléctrico y disminuye el campo

magnético.

- Los transformadores también se sitúan en el interior del edificio y no suponen, en contra de la creencia

popular, una fuente significativa por si misma de campo eléctrico o magnético.

- Los cables de media tensión poseen una pantalla metálica que anula el campo eléctrico y disminuye el

magnético. Además, son distribuidos en ternas, que es la configuración que genera menor campo

magnético, al estar las fases más próximas entre sí, y por tanto compensarse el campo magnético

generado por cada uno de los cables.

- Por último reseñar que los niveles de campo magnético decrecen muy rápidamente con la distancia

(concretamente, en relación cuadrática).

La densidad de flujo magnético se debe calcular para corrientes mayores a 1000 A y debe medirse sobre bandejas

portacables, buses de barras y otros cables prearmados que transporten estos niveles de corriente y estén

ubicados hasta 30 cm de lugares de trabajo o de permanencia de personas. En este bloque no hay nada a 30cm,

que aplique esta descripción por este motivo no se calcula.

Para la medición se debe cumplir el artículo 14.4. Donde el equipo de medida debe tener el certificado de

calibración vigente y estar sometido a control meteorológico. Para mediciones se deben usar los métodos IEEE

644 O IEEE 1243…






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8. Calculo de transformadores: 8.1. Transformador 1 zonas comunes

8.2. Transformador 3 universidad nacional

8.3. Transformador 4 servicio geológico colombiano

CARGA INSTALADA FACTOR DE DIVERSIDA

CARGA DE ALUMBRADO . 60,00 kVA 100% ** Tabla 220-13CARGA DE TOMAS. 63,00 kVA FORMULACARGA DE TOMAS ESPECIALES 38,00 kVA 85%CARGA DE ASCENSORES 60,00 kVA 79% *** NTC-2050 tabla 620-14 (motores intermitentes)CARGA DE HVAC 26,00 kVA 85%BOMBAS AGUA 55,00 kVA 100%TOTAL CARGA INSTALADA 302,00 kVARESERVAS CRECIMIENTOS DE TABLEROS 10,00 kVA 100%TOTAL CARGA DIVERSIFICADA

CALCULO DE TRANSFORMADOR 1 (ZONAS COMUNES).

60,00 kVA36,50 kVA32,30 kVA47,40 kVA22,10 kVA55,00 kVA

263,30 kVA

TRANSFORMADOR SELECCIONADO 300,00 kVA

CARGA DIVERSIFICADA

RESERVA EN EL TRAFO (15%) 302,80 kVA

10,00 kVA

CARGA INSTALADA FACTOR DE DIVERSIDAD

CARGA DE ALUMBRADO 42,00 kVA 100% ** Tabla 220-13CARGA DE TOMAS. 145,00 kVA FORMULACARGA DE TOMAS ESPECIALES 62,00 kVA 85%CARGA DE HVAC 76,00 kVA 85%TOTAL CARGA INSTALADA 325,00 kVARESERVAS EN PISOS 60,00 kVA 100%TOTAL CARGA DIVERSIFICADA

64,60 kVA

35,00 kVA

CARGA DIVERSIFICADA

42,00 kVA77,50 kVA52,70 kVA

CALCULO DE TRANSFORMADOR 3 (UNIVERSIDAD NACIONAL).

TRANSFORMADOR SELECCIONADO 300,00 kVA

271,80 kVA

RESERVA DE TRANSFORMADOR DE 10% 298,98 kVA

CARGA INSTALADA FACTOR DE DIVERSIDAD

CARGA DE ALUMBRADO . 94,00 kVA 100%CARGA DE TOMAS. 332,50 kVA FORMULA ** Tabla 220-13CARGA DE TOMAS ESPECIALES 376,00 kVA 85% *** Articulo 430-26 CARGA DE HVAC 126,00 kVA 85% *** Articulo 430-26 TOTAL CARGA INSTALADA 928,50 kVARESERVAS ESTIMADA TABLEROS 78,50 kVA 100% ** Tabla 220-13TOTAL CARGA DIVERSIFICADA

TRANSFORMADOR SELECCIONADO 1,00 MVA

319,60 kVA107,10 kVA

78,50 kVA770,45 kVA

CALCULO DE TRANSFORMADOR 4 (SERVICIO GEOLOGICO COLOMBIANO).

RESERVA DE TRANSFORMADOR DE 20% 924,54 kVA

CARGA DIVERSIFICADA

94,00 kVA171,25 kVA






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9. CALCULO DE SISTEMA DE PUESTA A TIERRA 9.1. Medición De Resistividad

FECHA: DIA MES Julio AÑO 2017

PROYECTO:

CIUDAD:

DIRECCIÓN:

CLIENTE

AMBIENTE Despejado ESTADO DEL TERRENO

EQUIPO PARA REALIZAR LA MEDICIÓN

MARCA: Telurómetro SERIAL

MARCA: Eurotest 61557 METODO DE MEDICIÓN Metodo de Wenner

C1: Eléctrodo de inyección de corriente

C2: Eléctrodo de inyección de corriente

P1: Eléctrodo de medición de potencial

P2: Eléctrodo de medición de potencial

(a): Separación entre eléctrodos

MEDICIÓN RESISTIVIDAD DEL TERRENO

Centro de Excelencia en Geociencias

Bogotá

Universidad Nacional de Colombia

Universidad Nacional de Colombia

CONFIGURACIÓN DE MEDICIÓN

Código: FOR-ODRQ-0092Fecha: 21-07-10Estado Rev: 0

REGISTRO MEDICIÓN

RESISTIVIDAD DE TERRENO






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VALORES DE MEDICIONES REALIZADAS:

Sentido Oriente - Occidente

Resistencia R (Ω)

Ecuación para cálculo de resistividad ρ = 2*π*a*R

Resistividad ρ (Ω-m)

Sentido Norte - Sur

Resistencia R (Ω) 1,71

5

0,93

6

0,67

5

1,32

3

4,75

4

89,60 52,30 41,60 38,60

2

12,68

Separación Eléctrodos en metros (a)

6

2,08 1,02

480,00 159,40

76,39

Separación Eléctrodos en metros (a)

1

1

29,14

2

8,76

3

3,93

4






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Ecuación para cálculo de resistividad ρ = 2*π*a*R

Resistividad ρ (Ω-m)

Promedio

Firma

Nombre Jonatan Duque

Cargo Diseñador Eléctrico

C.C. 1026558737

31,85331,55 134,75 81,85 47,65 35,45

TOTAL

110,5166667

183,10 110,10 74,10 43,00 29,30 25,10






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9.2. Memorias De Cálculo Tensiones De Paso Y De Contacto Puesta A Tierra (Metodología IEEE 80).

Memorias de Cálculo Tensiones de Paso y de Contacto Puesta a Tierra (Metodología IEEE 80)

ρ(Ω.m): Resistividad del suelo 110,52

ρs(Ω.m): Resistividad aparente de la capa superficial 3000,00

Rg(Ω): Resistencia de Puesta a Tierra 6,04

Lx(m): Largo de la malla 9,00

Ly(m): Ancho de la malla 9,00

D(m): Espaciamiento entre conductores (entre 3 y 7m) 3,00

N(m): Número de eléctrodos tipo varil la 12,00

Lv(m): Longitud de un eléctrodo tipo varil la 2,44

h(m): Profundidad de enterramiento de los conductores (entre 0,3 y 0,5m) 0,50

hs(m): Espesor de la capa superficial (entre 0,1 y 0,15m) 0,15

Ig(A): Corriente Asimétrica monofásica de malla entregada por Codensa (60%) 827,40

IG(A): Máxima corriente de malla que fluye en la malla de tierra 1572,06

tf (seg): Duración de la falla (según RETIE Art. 23,1 (b), edición actualizada) 0,15

Ac(mm²): Sección transversal del conductor a util izar. (2/0 AWG = 67,44 mm² Cu) 67,44

Cs: Coeficiente en función del terreno y la capa superficial 0,77

A(m²): Área disponible para construir la puesta a tierra. 81,00

d(m): Diametro de conductor seleccionado. 0,0093

Lc(m): Longitud de conductor horizontal 72,00

LT(m): Longitud total de conductor. 101,28

LP(m): Longitud del Perimetro 36,00

Km: Factor de espaciamiento para tensión de malla 0,694

Ki: Factor de correción por geometría de malla 1,24

Kii: Factor de corrección por ubicación de electrodos tipo varil la 1,00

Kh: Factor de corrección por la profundidad de enterramientode la malla 1,22

n: Factor de geometría 4,00

Ks: Factor de espaciamiento para tensión de paso 0,49

GPR: Máximo potencial de tierra

GPR

V paso tolerable 4492,41416 V contacto tolerable 1347,73657

Si GPR > V contacto tolerable (50kg) Calcular tensiones de malla y de paso


CALCULO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

9489,55

Centro de Excelencia en Geociencias

Tensión de paso tolerable (persona 70kg) Tensión de contacto tolerable (persona 70kg)







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V malla 1200,2727 Es menor a la tensión de contacto tolerable, por lo tanto cumple.

V paso 1330,6535 Es menor a la tensión de paso tolerable, por lo tanto cumple.

Nota: Es necesario recubrir el piso una vez instalados los equipos ( transformadores y celdas), con baldosas

aislantes no propagadores del fuego.

Tensión de Malla en caso de falla

Tensión de paso en caso de falla







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Ac(mm²): Sección transversal del conductor a util izar. (2/0 AWG = 67,44 mm²)

Ig(A): Corriente Asimétrica monofásica de malla entregada por Codensa (60%) 827.40

tf (seg): Duración de la falla (según RETIE Art. 23,1 (b), edición actualizada) 0.15

Cs: Coeficiente en función del terreno y la capa superficial

ρ(Ω.m): Resistividad del suelo 110.52

ρs(Ω.m): Resistividad aparente de la capa superficial 3000.00

hs(m): Espesor de la capa superficial (entre 0,1 y 0,15m) 0.15

C s 0.778

Lc(m): Longitud de conductor horizontal

Lx(m): Largo de la malla 9.00

Ly(m): Ancho de la malla 9.00

D(m): Espaciamiento entre conductores (entre 3 y 7m) 3.00

A(m²): Área disponible para construir la puesta a tierra (Básicamente el área a ser ocupada por la S/E).

A 81

L c 72

LT(m): Longitud total de conductor.

N(m): Número de eléctrodos tipo varil la 12.00

Lv(m): Longitud de un eléctrodo tipo varil la 2.44

L T 101.28

Rg(Ω): Resistencia de Puesta a Tierra

h(m): Profundidad de enterramiento de los conductores (entre 0,3 y 0,5m) 0.50

R g 6.036

Memorias de Cálculo Malla de Puesta a Tierra (Metodología IEEE 80)

𝐶 =0 09 1

2 0 09

= 𝐿 𝐿

𝐿 =𝐿

1 𝐿 𝐿

1 𝐿

𝐿 = 𝐿 𝑁 𝐿

𝑅 = 1

𝐿

1

20 1

1

1 20






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GPR: Máximo potencial de tierra

IG(A): Máxima corriente de malla que fluye en la malla de tierra

I G 1572.06

GPR 9489.549

Tensión de paso tolerable (persona 70kg)

V paso tolerable 6080.2502 2354.87078 0.38729833

Tensión de contacto tolerable (persona 70kg)

V contacto tolerable 1824.09174

Se debe calcular tensiones de malla y de paso


Tensión de paso tolerable (persona 50kg)

V paso tolerable 4492.41416 1739.90452 0.38729833

Tensión de contacto tolerable (persona 50kg)

V contacto tolerable 1347.73657



GPR>Vcontacto tolerable

GPR>Vcontacto tolerable

𝐼 = 1 9 𝐼

𝑃𝑅 = 𝐼 𝑅

𝑉 𝑎 𝑡 𝑒𝑟𝑎𝑏 𝑒 =1000 6 𝐶 0 157

𝑉 𝑛𝑡𝑎 𝑡 𝑡 𝑒𝑟𝑎𝑏 𝑒 =1000 1 5 𝐶 0 157

𝑉 𝑎 𝑡 𝑒𝑟𝑎𝑏 𝑒 =1000 6 𝐶 0 116

𝑉 𝑛𝑡𝑎 𝑡 𝑡 𝑒𝑟𝑎𝑏 𝑒 =1000 1 5 𝐶 0 116






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d(m): Diametro de conductor seleccionado. 0.0093

LP(m): Longitud del Perimetro 36.00

na:

n a 4

nb:

n b 1

nc:

n c 1

n: Factor de geometría 4.00

Ki: Factor de correción por geometría de malla 1.236

Kh: Factor de corrección por la profundidad de enterramientode la malla 1.225

Kii: Factor de corrección por ubicación de electrodos tipo varil la 1.000

Km: Factor de espaciamiento para tensión de malla

K m 0.694

Tensión de malla en caso de falla

V malla 1200.27272

Ks: Factor de espaciamiento para tensión de paso

K s 0.48883304

Tensión de paso en caso de falla

V paso 1330.65347

Cálculo de Tensión de contacto

V C.Aplic. 218.231404

𝑎 =2 𝐿

𝐿

𝑏 =𝐿

4

=𝐿 𝐿

0

𝐾 =1

1

2

1

1

1 0 5𝑛

𝑉 𝑎 = 𝐼 𝐾 𝐾𝑖

0 75 𝐿 0 85 𝑁 𝐿

𝑉 . 𝑖. = 𝑉𝑚𝑎 𝑎 1000

1000 1 5

𝐾𝑚 =1

2

16

2

8

4

𝐾𝑖𝑖

𝐾

8

2 1

𝑉𝑚𝑎 𝑎 = 𝐼 𝐾𝑚 𝐾𝑖

𝐿 1 55 1 22 𝐿

𝐿 𝐿

𝑁 𝐿






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10. CÁLCULO ECONÓMICO DE CONDUCTORES, TENIENDO EN CUENTA TODOS LOS FACTORES DE PÉRDIDAS, LAS CARGAS RESULTANTES Y LOS COSTOS DE LA ENERGÍA.

TRAMO Longitud (m) Calibre CircuitoCosto acometida (pesos

colombianos)

Costo Total (pesos

colombianos)

Transformador 1 (T-1 BL1-1) a Transferencia

(TRAN-1)31 4(3#240F +1#240N+1#120T)mm2 1.168.600$ 36.226.600$

Transferencia (TRAN-1) a Tablero General de

Acometidas (TGA-1)8 4(3#240F +1#240N+1#120T)mm2 1.168.600$ 9.348.800$


(TRAN-2)20 4(3#240F +1#240N+1#120T)mm2 1.168.600$ 23.372.000$


(TRAN-3)25 10(3#240F +1#240N+1#120T)mm2 2.921.500$ 73.037.500$

68.947.400$

ITEM kVA

Costo kilowattio-hora (Tomado de Tarifas

de energía eléctrica regulados por la CREG

febrero 2017, estrato 3 Residencial

Propiedad de CODENSA)

Tiempo diario (h)Costo Total (pesos

colombianos)

PERDIDAS DE ENERGÍA 11,20 350,47 14 54.954$

1.648.611$

70.596.011$

12.707.281.958$

Acometida M.T. Subterranea 250 3x120mm² XLPE 15 Kv 98.000$ 24.500.000$

24.500.000$

TRAMO Longitud (m) Calibre CircuitoCosto acometida (pesos

colombianos)

Costo Total (pesos

colombianos)


(TRAN-1)31 3(3#500F +1#500N+1#250T) 1.055.400$ 32.717.400$

Transferencia (TRAN-1) a Tablero General de

Acometidas (TGA-1)8 3(3#500F +1#500N+1#250T) 1.055.400$ 8.443.200$


(TRAN-2)20 3(3#500F +1#500N+1#250T) 1.055.400$ 21.108.000$


(TRAN-3)25 9(3#500F +1#500N+1#250T) 3.166.200$ 79.155.000$

62.268.600$

ITEM kVA

Costo kilowattio-hora (Tomado de Tarifas

de energía eléctrica regulados por la CREG

septiembre 2016, estrato 4 Residencial

Propiedad de CODENSA)

Tiempo diario (h)Costo Total (pesos

colombianos)

PERDIDAS DE ENERGÍA 1,20 350,47 14 5.888$

176.637$

62.445.237$

11.240.142.638$

Acometida M.T. Subterranea 250 3x4/0 XLPE 15 Kv 181.400$ 45.350.000$

45.350.000$

TOTAL COSTO PÉRDIDAS A 15 AÑOS

Acometida general Media Tensión Cobre (XLPE)

TOTAL COSTO CONDUCTORES ACOMETIDA ELECTRICA MT EN COBRE

Acometida general Media Tensión Aluminio (ACSR) y Aluminio (mm2)

TOTAL COSTO CONDUCTORES ACOMETIDA ELECTRICA MT EN ALUMINIO

Conductores en Cobre AWG

TOTAL COSTO CONDUCTORES EN COBRE AWG

TOTAL COSTO PÉRDIDAS EN EL MES (30 DÍAS)

TOTAL COSTO CONDUCTORES + PÉRDIDAS EN EL MES (30 DÍAS)

Conductores en Aluminio mm2

TOTAL COSTO CONDUCTORES EN COBRE AWG

TOTAL COSTO PÉRDIDAS EN EL MES (30 DÍAS)

TOTAL COSTO CONDUCTORES + PÉRDIDAS EN EL MES (30 DÍAS)

TOTAL COSTO PÉRDIDAS A 15 AÑOS






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11. VERIFICACION DE CORRIENTE DE CORTO CIRCUITO DE CONDUCTORES: La corriente de cortocircuito calienta por efecto Joule los conductores por los cuales circula, provocando temperaturas muy elevadas. Afecta todos los elementos de la línea: contactos de interruptores, bobinados de motores y transformadores, etc. Es necesario dar al conductor una sección suficiente para que la temperatura alcanzada por el cable no supere el valor máximo admisible por el aislamiento, dentro de un intervalo de tiempo que corresponde al de actuación del dispositivo automático contra cortocircuito. La corriente máxima de corto circuito en el conductor viene dada por el material y área del conductor, la temperatura máxima que se puede alcanzar y el tiempo de duración de la falla. La siguiente ecuación describe la relación entre las variables mencionadas anteriormente:

La siguiente tabla indica las temperaturas límites de utilización de los distintos aislamientos:

Tipo de aislamiento Servicio permanente

Cortocircuito (duración máxima 5 s)

Policloruro de vinilo (PVC) 70 160

Polietileno reticulado (XLPE), Etileno propileno (EPR), Goma butílica 85 220

Fuente: Norma UNE 20-460-90, parte 4-43 Las corrientes de corto circuito de los conductores son las calculadas en estas memorias en el punto 3, de acuerdo a esto se verifica en la siguiente tabla la capacidad de corto-circuito: k = 341 para cobre. Λ= 234 para cobre T = 0.5 s. valor típico. T1= 75 °C T2= 160 °C






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Calibre Circuito

Area de

Conductores

mm2

ICC del

conductor

[kA]

ICC de Falla

[kA]

ICC cond >

ICC FALLA

Transformador 1 (T-1 SC) a Transferencia (TRAN-1) Blindobarra Aluminio 1000A 50,000 10,390 cumple

Transferencia 1 (TRAN-1) a Tablero General de Acometidas (TGA-1) 4(3#240mm²F +1#240mm²N+1#120mm²T) 4320 676,795 10,390 cumple

Tablero General de Acometidas (TGA-1) a T-EQPB (T.EQUIPOS PLANTA BAJA) 2(3#4/0F +1#4/0N+1#2/0T) 992,56 155,500 5,530 cumple

Tablero General de Acometidas (TGA-1) a T-EQPCA (T. EQUIPOS CUAIERTA-A). 1(3#1/0F +1#1/0N+1#4T) 235,1 36,838 2,130 cumple

Tablero General de Acometidas (TGA-1) a T-EQPCB (T. EQUIPOS CUBIERTA-B). 1(3#1/0F +1#1/0N+1#4T) 235,1 36,838 3,000 cumple

DE (TGA-1) a (T-TNS) TAB DE TOMAS NORMALES SOTANO 1(3#4F +1#4N+1#6T) 97,9 15,330 4,358 cumple

DE (TGA-1) a (ASC6) CAJA CTB ASCENSOR 6 1(3#6F +1#6N+1#8T) 61,5 9,638 5,498 cumple

DE (TGA-1) a (T-ILS) TABLERO DE ILUMINACION SOTANO 1(3#6F +1#6N+1#8T) 61,5 9,638 6,365 cumple

DE (TGA-1) a (T-AAS)T- HVAC SOTANO 1(3#6F +1#6N+1#8T) 61,5 9,638 6,365 cumple

DE (TGA-1) a BANCO CONDENSADORES BCSC 1(3#1/0F +1#1/0N+1#4T) 235,1 36,838 6,972 cumple

ALIMENTADORES PRINCIPALES COBRE AWG

TRAMO / Código Planos

TRANSFORMADOR 1 SERVICIOS COMUNES






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12. CÁLCULO DE REGULACIÓN Y PÉRDIDAS 12.1. Circuitos alimentadores y acometidas B.T.

Calibre Circuito

Area de

Conductores

mm2

ICC del

conductor

[kA]

ICC de Falla

[kA]

ICC cond >

ICC FALLA

Transformador (T-3 NC) a Transferencia (TRAN-2) Blindobarra Aluminio 1000A 50,000 10,394 cumple

Transferencia (TRAN-2) a BANCO CONDESADORES BCSC 1(3#1/0F +1#1/0N+1#4T) 235,14 36,838 6,972 cumple

Caja de derivacion Piso 2A (CD-P2A) a T-equipos Piso 2A (T-EQP2A) 1(3#350F +1#350N+1#250T) 835 130,816 7,415 cumple

Caja de derivacion Piso 2B (CD-P2B) a T-equipos Piso 2B (T-EQP2B) 1(3#3/0F +1#3/0N+1#2T) 373,66 58,540 7,415 cumple

Caja de derivacion Piso 3A (CD-P3A) a T-equipos Piso 3A (T-EQP3A) 1(3#3/0F +1#3/0N+1#2T) 373,66 58,540 7,307 cumple




Calibre Circuito

Area de

Conductores

mm2

ICC del

conductor

[kA]

ICC de Falla

[kA]

ICC cond >

ICC FALLA

Transformador 4 (T-3 SGC) a Transferencia (TRAN-4) Blindobarra Aluminio 4000A 150,000 41,853 cumple


UPS- Piso 2A a T-Tomas Reguladas Piso 2A (T-TRP2A) 1(3#8F +1#8N+1#10T) 38,7 6,061




Caja de derivacion Piso 7B (CD-P7B) a T-equipos Piso 7B (T-EQP7B) 1(3#4/0F +1#4/0N+1#2/0T) 496,28 77,750 31,253 cumple




Caja de derivacion Piso 9B (CD-P9B) a T-equipos Piso 9B (T-EQP9B) 2(3#4/0F +1#4/0N+1#2/0T) 992,56 155,500 29,273 cumple


Caja de derivacion Piso 10B (CD-P10B) a T-equipos Piso 10B (T-EQP10B) 2(3#250F +1#250N+1#2/0T) 1148,2 179,890 28,973 cumple

Caja de derivacion Piso 11B (CD-P11B) a T-equipos Piso 11B (T-EQP11B) 2(3#500F +1#500N+1#250T) 2280,6 357,291 28,679 cumple



TRANSFORMADOR 3 NACIONAL








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Transformador 800KVA a Transferencia Automática de Bomba Contra Incendio (TRAN-BCI) 210,0 582,90 728,63 3 X 800 60 12600 Cobre 3(3#500F +1#500N+1#250T) 0,000265629 1,116 1,458 3 Φ 4" PVC 1,7736

Transferencia Automática de Bomba Contra Incendio (TRAN-BCI) a Bomba contra incendio (BCI) 210,0 582,90 728,63 3 X 800 8 1680 Cobre 3(3#500F +1#500N+1#250T) 0,000265629 0,149 1,607 3 Φ 4" PVC 0,2365

Transferencia Automática de Bomba Contra Incendio (TTF-BCI) a Bomba jockey (Bjockey) 10,0 27,76 34,70 3 X 50 10 100 Cobre 1(3#6F +1#8N+1#8T) 0,0031232 0,312 1,770 1 Φ 1 " PVC 0,0386

Transferencia Automática de Bomba Contra Incendio (TTF-BCI) a Tablero Planta eléctrica (T-PLANTA) 200,0 555,14 693,93 3 X 900 10 2000 Cobre 3(3#500F +1#500N+1#250T) 0,000265629 0,177 0,866 3 Φ 4" PVC 0,2681

BOMBA CONTRA INCENDIO






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Carga Div.

[kVA]

Corriente

nominal 75 °C

[A]

Corriente +

25% [A]

Longitud

[m]

Momento Eléctrico

[KVA•m]Material Conductor Calibre Circuito

Constante

Regulación / ΔV

Blindobarra

ΔV Regulación

Parcial [%]

ΔV Regulación

Total [%]

Pérdidas de

Potencia [kVA]

Transformador 4 (T-3 SGC) a Transferencia (TRAN-4) 1000,0 2775,72 3469,65 3 X 3500 25 25000 Blindobarra Aluminio Blindobarra Aluminio 4000A 1,074947065 0,517 0,517 --

GENERADOR 3 DE 1400KVA a Tablero de proteccion Trafo BAJA-BAJA (T-PTBB ) 1600,0 2099,46 2624,32 3 X 2800 60 96000 Blindobarra Aluminio Blindobarra Aluminio 3200A 2,287262032 0,520 0,520 --

Tablero de proteccion Trafo BAJA-BAJA (T-PTBB ) a TRAFO BAJA-BAJA 1600KVA (T-BAJA-BAJA) 1600,0 2099,46 2624,32 3 X 2800 8 12800 Blindobarra Aluminio Blindobarra Aluminio 3200A 0,304968271 0,069 0,589 --

TRAFO BAJA-BAJA 1600KVA (T-BAJA-BAJA) a Tablero de planta electrica 3 (T-PLE 3) 1600,0 4441,16 5551,44 3 X 6000 8 12800 Blindobarra Aluminio Blindobarra Aluminio 6000A 0,439603666 0,100 0,689 --

Tablero de planta electrica 3 (T-PLE 3) a Transferencia 4 (TRAN-4) 1000,0 2775,72 3469,65 3 X 3500 7 7000 Blindobarra Aluminio Blindobarra Aluminio 4000A 0,300985178 0,145 0,662 --

Transferencia (TRAN-3) a BANCO DE CONDENSADORES 130,0 360,84 451,05 3 X 500 10 1300 Cobre 2(3#250F +1#250N+1#2/0T) 0,000427666 0,278 0,939 0,3418

Tablero General de Acometidas (TGA-3) a Electrobarra A piso 1 280,0 777,20 971,50 3 X 1000 12 3360 Blindobarra Aluminio Blindobarra Aluminio 1250A 0,39866803 0,192 0,853 --

Electrobarra A piso 1 a Electrobarra A piso 5 280,0 777,20 971,50 3 X X 70 19600 Blindobarra Aluminio Blindobarra Aluminio 1250A 2,325563508 1,118 1,971 --






Tablero General de Acometidas (TGA-3) a Electrobarra B piso 1 652,0 1809,77 2262,21 3 X 2500 12 7824 Blindobarra Aluminio Blindobarra Aluminio 3200A 0,394332771 0,190 0,851 --

Electrobarra B piso 1 a Electrobarra B piso 5 652,0 1809,77 2262,21 3 X X 70 45640 Blindobarra Aluminio Blindobarra Aluminio 3200A 2,3002745 1,106 1,957 --








Caja de derivacion Piso 5A (CD-P5A) a T-equipos Piso 5A (T-EQP5A) 50,0 138,79 173,48 3 X 180 8 400 Cobre 1(3#3/0F +1#3/0N+1#2T) 0,000582849 0,233 2,204 1 Φ 3 " EMT 0,1207

T-equipos Piso 5A (T-EQP5A) a T-Tomas Normales Piso 5A (T-TNP5A) 17,0 47,19 58,98 3 X 60 8 136 Cobre 1(3#6F +1#6N+1#8T) 0,0031232 0,425 2,629 1 Φ 1 " EMT 0,0892

T-equipos Piso 5A (T-EQP5A) a T-Iluminacion Piso 5A (T-ILP5A). 5,0 13,88 17,35 3 X 50 8 40 Cobre 1(3#8F +1#8N+1#10T) 0,00492117 0,197 2,401 1 Φ 1 " EMT 0,0123

T-equipos Piso 5A (T-EQP5A) a T-Extraccion Piso 5A (T-EXP5A). 10,0 27,76 34,70 3 X 50 8 80 Cobre 1(3#8F +1#8N+1#10T) 0,00492117 0,394 2,598 1 Φ 1 " EMT 0,0490

T-equipos Piso 5A (T-EQP5A) a UPS- Piso 5A 15,0 41,64 52,04 3 X 60 8 120 Cobre 1(3#6F +1#6N+1#8T) 0,0031232 0,375 2,579 1 Φ 1 " EMT 0,0695

UPS- Piso 2A a T-Tomas Reguladas Piso 2A (T-TRP2A) 14,0 38,86 48,58 3 X 50 8 112 Cobre 1(3#8F +1#8N+1#10T) 0,00492117 0,551 3,130 1 Φ 1 " EMT 0,0960

Caja de derivacion Piso 5B (CD-P5B) a T-equipos Piso 5B (T-EQP5B) 50,0 138,79 173,48 3 X 180 8 400 Cobre 1(3#3/0F +1#3/0N+1#2T) 0,000582849 0,233 2,190 1 Φ 3 " EMT 0,1207

T-equipos Piso 5A (T-EQP5B) a T-Tomas Normales Piso 5A (T-TNP5B) 19,0 52,74 65,92 3 X 80 8 152 Cobre 1(3#4F +1#4N+1#6T) 0,00201401 0,306 2,496 1 Φ 1 ¼ " EMT 0,0701

T-equipos Piso 5A (T-EQP5B) a T-Iluminacion Piso 5A (T-ILP5B). 8,0 22,21 27,76 3 X 50 8 64 Cobre 1(3#8F +1#8N+1#10T) 0,00492117 0,315 2,505 1 Φ 1 " EMT 0,0314

T-equipos Piso 5A (T-EQP5B) a T-Extraccion Piso 5A (T-EXP5B). R #¡VALOR! #¡VALOR! 3 X 63 8 #¡VALOR! Cobre 1(3#6F +1#6N+1#8T) 0,0031232 #¡VALOR! #¡VALOR! 1 Φ 1 " EMT #¡VALOR!

T-equipos Piso 5A (T-EQP5B) a UPS- Piso 5B 15,0 41,64 52,04 3 X 60 8 120 Cobre 1(3#6F +1#6N+1#8T) 0,0031232 0,375 2,565 1 Φ 1 " EMT 0,0695

UPS- Piso 5B a T-Tomas Reguladas Piso 5A (T-TRP5B) 15,0 41,64 52,04 3 X 60 8 120 Cobre 1(3#6F +1#6N+1#8T) 0,0031232 0,375 2,940 1 Φ 1 " EMT 0,0695


T-equipos Piso 6A (T-EQP6A) a T-Tomas Normales Piso 6A (T-TNP6A) 18,0 49,96 62,45 3 X 80 8 144 Cobre 1(3#4F +1#4N+1#6T) 0,00201401 0,290 2,534 1 Φ 1 ¼ " EMT 0,0629








T-equipos Piso 6A (T-EQP6B) a T-Extraccion Piso 6A (T-EXP6B). R #¡VALOR! #¡VALOR! 3 X 63 8 #¡VALOR! Cobre 1(3#6F +1#6N+1#8T) 0,0031232 #¡VALOR! #¡VALOR! 1 Φ 1 " EMT #¡VALOR!



ELECTROBARRA


ELECTROBARRA

ELECTROBARRA

ELECTROBARRA

ELECTROBARRA

ELECTROBARRA

ELECTROBARRA

ELECTROBARRA

ELECTROBARRA

Ducto

TRANSFORMADOR 4 SGC

ELECTROBARRA

ELECTROBARRA

ELECTROBARRA

ELECTROBARRA

TRAMO / Código Planos Protección [A]

ELECTROBARRA

ELECTROBARRA

ELECTROBARRA

ELECTROBARRA

ELECTROBARRA

ELECTROBARRA

ELECTROBARRA

ELECTROBARRA

ELECTROBARRA






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CRA 46 N152-46-OF 504


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Caja de derivacion Piso 7A (CD-P7A) a T-equipos Piso 7A (T-EQP7A) 50,0 138,79 173,48 3 X , 8 400 Cobre 1(3#3/0F +1#3/0N+1#2T) 0,000582849 0,233 2,275 1 Φ 3 " EMT 0,1207



T-equipos Piso 7A (T-EQP7A) a T-Extraccion Piso 7A (T-EXP7A). R #¡VALOR! #¡VALOR! 3 X 63 8 #¡VALOR! Cobre 1(3#6F +1#6N+1#8T) 0,0031232 #¡VALOR! #¡VALOR! 1 Φ 1 " EMT #¡VALOR!



Caja de derivacion Piso 7B (CD-P7B) a T-equipos Piso 7B (T-EQP7B) 60,0 166,54 208,18 3 X 200 8 480 Cobre 1(3#4/0F +1#4/0N+1#2/0T) 0,000481759 0,231 2,272 1 Φ 3 " EMT 0,1365



T-equipos Piso 7A (T-EQP7B) a T-Extraccion Piso 7A (T-EXP7B). R #¡VALOR! #¡VALOR! 3 X X 8 #¡VALOR! Cobre 1(3#6F +1#6N+1#8T) 0,0031232 #¡VALOR! #¡VALOR! 1 Φ 1 " EMT #¡VALOR!






T-equipos Piso 8A (T-EQP8A) a T-Extraccion Piso 8A (T-EXP8A). R #¡VALOR! #¡VALOR! 3 X X 8 #¡VALOR! Cobre 1(3#6F +1#6N+1#8T) 0,0031232 #¡VALOR! #¡VALOR! 1 Φ 1 " EMT #¡VALOR!






T-equipos Piso 8A (T-EQP8B) a T-Extraccion Piso 8A (T-EXP8B). R #¡VALOR! #¡VALOR! 3 X X 8 #¡VALOR! Cobre 1(3#6F +1#6N+1#8T) 0,0031232 #¡VALOR! #¡VALOR! 1 Φ 1 " EMT #¡VALOR!

T-equipos Piso 8A (T-EQP8B) a UPS- Piso 8B 20,0 55,51 69,39 3 X 80 8 160 Cobre 1(3#4F +1#4N+1#6T) 0,00201401 0,322 2,632 1 Φ 1 ¼ " EMT 0,0777








Caja de derivacion Piso 9B (CD-P9B) a T-equipos Piso 9B (T-EQP9B) 115,0 319,21 399,01 3 X 400 8 920 Cobre 2(3#4/0F +1#4/0N+1#2/0T) 0,000481759 0,222 2,330 2 Φ 3 " EMT 0,2507

T-equipos Piso 9A (T-EQP9B) a T-Tomas Normales Piso 9A (T-TNP9B) 54,0 149,89 187,36 3 X 200 8 432 Cobre 1(3#4/0F +1#4/0N+1#2/0T) 0,000481759 0,208 2,539 1 Φ 3 " EMT 0,1105


T-equipos Piso 9A (T-EQP9B) a T-Extraccion Piso 9A (T-EXP9B). 15,0 41,64 52,04 3 X 60 8 120 Cobre 1(3#6F +1#6N+1#8T) 0,0031232 0,375 2,705 1 Φ 1 " EMT 0,0695

T-equipos Piso 9A (T-EQP9B) a UPS- Piso 9B 45,0 124,91 156,13 3 X 180 8 360 Cobre 1(3#3/0F +1#3/0N+1#2T) 0,000582849 0,210 2,540 1 Φ 3 " EMT 0,0977

UPS- Piso 9B a T-Tomas Reguladas Piso 9A (T-TRP9B) 41,0 113,80 142,26 3 X 150 8 328 Cobre 1(3#1/0F +1#1/0N+1#4T) 0,000864741 0,284 2,824 1 Φ 2 " EMT 0,1296

Caja de derivacion Piso 10A (CD-P10A) a T-equipos Piso 10A (T-EQP10A) 50,0 138,79 173,48 3 X 180 8 400 Cobre 1(3#3/0F +1#3/0N+1#2T) 0,000582849 0,233 2,321 1 Φ 1 ½ " EMT 0,1207






Caja de derivacion Piso 10B (CD-P10B) a T-equipos Piso 10B (T-EQP10B) 125,0 346,97 433,71 3 X 450 8 1000 Cobre 2(3#250F +1#250N+1#2/0T) 0,000427666 0,214 2,346 2 Φ 3 " EMT 0,2528

T-equipos Piso 10B (T-EQP10B) a T-Tomas Normales Piso 10B (T-TNP10B) 54,0 149,89 187,36 3 X 50 8 432 Cobre 1(3#6F +1#6N+1#8T) 0,0031232 1,349 3,696 1 Φ 1 " EMT 0,9005

T-equipos Piso 10B (T-EQP10B) a T-Iluminacion Piso 10B (T-ILP10B). 8,0 22,21 27,76 3 X 50 8 64 Cobre 1(3#8F +1#8N+1#10T) 0,00492117 0,315 2,661 1 Φ 1 " EMT 0,0314

T-equipos Piso 10B (T-EQP10B) a T-Extraccion Piso 10B (T-EXP10B). 15,0 41,64 52,04 3 X 60 8 120 Cobre 1(3#6F +1#6N+1#8T) 0,0031232 0,375 2,721 1 Φ 1 " EMT 0,0695

T-equipos Piso 10B (T-EQP10B) a UPS- Piso 10B 10,0 27,76 34,70 3 X 60 8 80 Cobre 1(3#6F +1#6N+1#8T) 0,0031232 0,250 2,596 1 Φ 1 " EMT 0,0309

UPS- Piso 10B a T-Tomas Reguladas Piso 10B (T-TRP10B) 8,0 22,21 27,76 3 X 50 8 64 Cobre 1(3#8F +1#8N+1#10T) 0,00492117 0,315 2,911 1 Φ 1 " EMT 0,0314

T-equipos Piso 10B (T-EQP10B) a UPS2- Piso 10B 45,0 124,91 156,13 3 X 150 70 3150 Cobre 1(3#4/0F +1#4/0N+1#2/0T) 0,000481759 1,518 3,864 1 Φ 3 " EMT 0,6717

UPS2- Piso 10B a T-Tomas LAB Reguladas Piso 10 (T-RLB10) 40,0 111,03 138,79 3 X 150 8 320 Cobre 1(3#3/0F +1#3/0N+1#2T) 0,000582849 0,187 4,050 1 Φ 3 " EMT 0,0772

Caja de derivacion Piso 11B (CD-P11B) a T-equipos Piso 11B (T-EQP11B) 161,0 446,89 558,61 3 X 600 8 1288 Cobre 2(3#500F +1#500N+1#250T) 0,000265629 0,171 2,318 2 Φ 4 " EMT 0,2085

T-equipos Piso 11B (T-EQP11B) a T-Tomas Normales Piso 11B (T-TNP11B) 54,0 149,89 187,36 3 X 200 8 432 Cobre 1(3#3/0F +1#3/0N+1#2T) 0,000582849 0,252 2,570 1 Φ 3 " EMT 0,1407

T-equipos Piso 11B (T-EQP11B) a T-Iluminacion Piso 11B (T-ILP11B). 8,0 22,21 27,76 3 X 50 8 64 Cobre 1(3#8F +1#8N+1#10T) 0,00492117 0,315 2,633 1 Φ 1 " EMT 0,0314

T-equipos Piso 11B (T-EQP11B) a T-Extraccion Piso 11B (T-EXP11B). 30,0 83,27 104,09 3 X 100 8 240 Cobre 1(3#2F +1#2N+1#6T) 0,00130761 0,314 2,632 1 Φ 1 ½ " EMT 0,1097

T-equipos Piso 11B (T-EQP11B) a UPS- Piso 11B 10,0 27,76 34,70 3 X 50 8 80 Cobre 1(3#8F +1#8N+1#10T) 0,00492117 0,394 2,712 1 Φ 1 " EMT 0,0490

UPS1- Piso 11B a T-Tomas Reguladas Piso 11A (T-TRP11B) 7,0 19,43 24,29 3 X 50 8 56 Cobre 1(3#8F +1#8N+1#10T) 0,00492117 0,276 2,988 1 Φ 1 " EMT 0,0240

T-equipos Piso 11B (T-EQP11B) a UPS2- Piso 11B 65,0 180,42 225,53 3 X 230 70 4550 Cobre 1(3#300F +1#300N+1#4/0T) 0,000373479 1,699 4,018 1 Φ 3 " EMT 0,9980

UPS2- Piso 11B a T-Tomas Reguladas LAB Piso 11B (T-RLBP11) 62,5 173,48 216,85 3 X 230 8 500 Cobre 1(3#300F +1#300N+1#4/0T) 0,000373479 0,187 4,204 1 Φ 3 " EMT 0,1055


T-equipos Piso 12A (T-EQP12B) a T-Tomas Normales Piso 12B (T-TNP12B) 14,0 38,86 48,58 3 X 50 8 112 Cobre 1(3#8F +1#8N+1#10T) 0,00492117 0,551 2,934 1 Φ 1 " EMT 0,0960

T-equipos Piso 12A (T-EQP12B) a T-Iluminacion Piso 12B (T-ILP12B). 8,0 22,21 27,76 3 X 40 8 64 Cobre 1(3#8F +1#8N+1#10T) 0,00492117 0,315 2,698 1 Φ 1 " EMT 0,0314


UPS- Piso 12B a T-Tomas Reguladas Piso 12B (T-TRP12B) 7,5 20,82 26,02 3 X 40 8 60 Cobre 1(3#8F +1#8N+1#10T) 0,00492117 0,295 3,072 1 Φ 1 " EMT 0,0276






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12.2. Circuitos alimentadores y acometidas M.T. Aluminio

Corriente

nominal [A]

Longitud

[m]

Momento

Eléctrico

[KVA•m]

Material Conductor Calibre CircuitoConstante

Regulación

ΔV Regulación

Parcial [%]

ΔV Regulación

Total [%]

Perdidas de

Potencia (kVA)

91.16 200 360000 Aluminio 3x120mm² XLPE 15 Kv 2.38823E-07 0.08598 0.086 2.401

20.26 150 60000 Aluminio 3x70mm² XLPE 15 Kv 3.87625E-07 0.02326 0.023 0.089

Cobre

Corriente

nominal [A]

Longitud

[m]

Momento

Eléctrico

[KVA•m]

Material Conductor Calibre CircuitoConstante

Regulación

ΔV Regulación

Parcial [%]

ΔV Regulación

Total [%]

Perdidas de

Potencia (kVA)

91.16 200 360000 Cobre 3x2/0 XLPE 15 Kv 2.51595E-07 0.09057 0.091 2.522

20.26 150 60000 Cobre 3x2 XLPE 15 Kv 4.62554E-07 0.02775 0.028 0.093

Resistencia

Equivalente (Ω/m)

0.000278

Resistencia

Equivalente (Ω/m)

Subestacion 1 a Subestacion 2 400.0 30A 0.000292

Subestacion 1 a Subestacion 2 400.0 30A 0.000278

0.000292Punto de conexión ORL a Subestacion 1

Fusible

CTS507

N/A

Fusible

CTS507

N/A

Carga Div. [kVA]

1800.0

Carga Div. [kVA]

1800.0


Punto de conexión ORL a Subestacion 1







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13. CÁLCULO MECANICO DE ESTRUCTURAS El cálculo mecánico de estructuras se realiza con el fin de verificar que los diseños, materiales y forma constructiva, y el montaje de la estructura garantice el cumplimiento de los requisitos mecánicos a los que pueda estar sometida. Esta sección no aplica a los proyectos de subestación- redes subterráneas, pues las electrificadoras a nivel nacional exigen la presentación de un proyecto de redes por cuestiones de infraestructura se deba tener una red eléctrica aérea hasta el proyecto, el cual no fue exigido ya que no se tienen redes aéreas en el proyecto y en el punto de conexión y maniobra de energización es del alcance del operador de red local, adicionalmente las subestaciones se encuentran a nivel de piso.

14. CALCULO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES En baja tensión.se hace por selectividad amperimetrica y se recomienda que se utilice la misma marca para todos los interruptores, al igual que el mismo tipo de curva, se recomienda que sea tipo de curva B. En media tensión: 14.1. Transformadores 1-3 de 300KVA


Potencia: 300 KVA









Fusible de protección HH: 25 A

Corriente de magnetización (12In M.T.): 3038,7 A

Corriente de fusion fusible (3In M.T): 759,7 A






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COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

TRANSFORMADOR 1-3

Transformador 1-3

SUBESTACIÓN SALITRE 115/57,5/11,4

RECONECTADOR RC27

NIVEL DE TENSIÓN: 11,4 kV

CD39686 RC27

0,001

0,01

0,1

1

10

100

1000

1 10 100 1000 10000

TIEM

PO

(S)

CORRIENTE (A)

CURVAS DE COORDINACION CABECERA

Curva de Fase Curva de Tierra 3x(640-1250)A DPX 1250 Corriente c.c. M.T. T1 Fusible HH 25A M.T.

Disparo fusible HH 25A

Disparo Interruptor Baja Tensión

Dt=6,98s

t=7sDisparo Curva de Tierra

t=0,02s

Dt=0,0185s

t=0,0015s






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Capacidad del totalizador de T-1-3: 3x640-1250A, 20kVA REGULABLE A 1000

Según los resultados:

Tiempo de disparo

Curva de Breaker DMX1000 A 0,015ms

Curva Fusible tipo HH 25 A 20ms

Curva de Fase (CODENSA): > 2s

Conclusión Análisis

Se esta tramitando con codensa el ajsute de tension de fase del rele de la subcentral ya que no

se pude cordinar de ninguna forma como esta ajustado actualmente.

CURVAS DE PROTECCIÓN

De acuerdo con la norma CTS507, para un transformador de 300 kVA trifásico, se recomienda

un fusible limitador de corriente tipo HH de 25A, cuyo disparo se realiza 20ms despues del

interruptor tripolar regulable a 1000A.

Se anexa dibujo logaritmico de las curvas suministradas por CODENSA, del fusible HH de 25A, el

interruptor de baja tensión principal y las curvas entregadas por CODENSA, para el

transformador de 300kVA.

De acuerdo con la recomendación del fabricante de los transformadores y lo requerido por la

norma ANSI/IEEE C57-92 y C57-109; recomiendan fusión de fusible con 3 o 4 veces la corriente

del transformador en 5 minutos y fusion del fusible con corriente de magnetización (inrush)

maxima de 12 veces la nominal por 0,1 s.

Conclusiones: De acuerdo con la gráfica anexa las protecciones del transformador actuarian

primero que las protecciones del circuito con margenes de tiempo de acuerdo con las norma

IEEE 242.






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14.2. Transformadores 4 de 1000KVA


Potencia: 10000 KVA









Fusible de protección HH: 80 A

Corriente de magnetización (12In M.T.): 101289,5 A

Corriente de fusion fusible (3In M.T): 25322,4 A

Capacidad del totalizador de TGA-4: 3x1600A-4000A, 20kVA REGULABLE A 3500A

Según los resultados:

Tiempo de disparo

Curva de Breaker DMX3500 A 20ms

Curva Fusible tipo HH 80 A 40ms

Curva de Fase (CODENSA): > 2s

Conclusión Análisis

Se esta tramitando con codensa el ajsute de tension de fase del rele de la subcentral ya que no

se pude cordinar de ninguna forma como esta ajustado actualmente.

CURVAS DE PROTECCIÓN

De acuerdo con la norma CTS507, para un transformador de 1000 kVA trifásico, se recomienda

un fusible limitador de corriente tipo HH de 80A, cuyo disparo se realiza 20ms despues del

interruptor tripolar regulable a 3500A.

Se anexa dibujo logaritmico de las curvas suministradas por CODENSA, del fusible HH de 80A, el

interruptor de baja tensión principal y las curvas entregadas por CODENSA, para el

transformador de 1000kVA.

De acuerdo con la recomendación del fabricante de los transformadores y lo requerido por la

norma ANSI/IEEE C57-92 y C57-109; recomiendan fusión de fusible con 3 o 4 veces la corriente

del transformador en 5 minutos y fusion del fusible con corriente de magnetización (inrush)

maxima de 12 veces la nominal por 0,1 s.

Conclusiones: De acuerdo con la gráfica anexa las protecciones del transformador actuarian

primero que las protecciones del circuito con margenes de tiempo de acuerdo con las norma

IEEE 242.






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COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

TRANSFORMADOR 4

Transformador 4

SUBESTACIÓN SALITRE 115/57,5/11,4

RECONECTADOR RC27

NIVEL DE TENSIÓN: 11,4 kV

CD39686 RC27

0,001

0,01

0,1

1

10

100

1000

1 10 100 1000 10000

TIEM

PO

(S)

CORRIENTE (A)

CURVAS DE COORDINACION CABECERA

Curva de Fase Curva de Tierra 3x(1600-4000)A DMX H 4000 Corriente c.c. M.T. T1 Fusible limitador 80A

Disparo fusible HH 80A

Disparo Interruptor Baja Tensión

Dt=6,96s

t=7sDisparo Curva de Tierra

t=0,04s

Dt=0,02s

t=0,02s






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15. CÁLCULO DE CANALIZACIONES 15.1. Dimensionamiento ductería B.T.

Calibre CircuitoDiametro

[pulg./mm]

Area Ducto

[mm²]

Area Fases

[mm²]

Area Neutro

[mm²]

Area Tierra

[mm²]

Area de

Ocupación (%)

1(3#240mm²F +1#240mm²N+1#120mm²T) 4" / 114,3 10260.83 1887.05 629.02 295.59 27.40%

1(3#240mm²F +1#240mm²N+1#70mm²T) 4" / 114,3 10260.83 1887.05 629.02 237.79 26.84%

1(3#185mm²F +1#185mm²N+1#25mm²T) 4" / 114,3 10260.83 1279.15 426.38 88.58 17.49%


[pulg./mm]

Area Ducto

[mm²]

Area Fases

[mm²]

Area Neutro

[mm²]

Area Tierra

[mm²]

Area de

Ocupación (%)

3#500F +1#500N+1#250T 4" / 114,3 10260.83 1279.15 426.38 237.79 18.94%

3#400F +1#400N+1#250T 4" / 114,3 10260.83 1279.15 426.38 64.75 17.25%

3#350F +1#350N+1#4/0T 4" / 114,3 10260.83 1150.79 383.60 168.33 16.59%

3#250F +1#250N+1#1/0T 3" / 114,3 10260.83 886.78 295.59 88.58 12.39%

3#1/0F +1#1/0N+1#4T 2" / 52,91 2198.70 426.88 142.29 37.39 27.59%

3#2F +1#2N+1#6T 1½" / 48,26 1829.21 265.74 88.58 37.39 21.41%

3#4F +1#4N+1#8T 1½" / 48,26 1829.21 194.26 64.75 37.39 16.20%

3#6F +1#6N+1#8T 1" / 42,16 1396.28 145.56 48.52 37.39 16.58%


[pulg./mm]

Area Ducto

[mm²]

Area Fases

[mm²]

Area Neutro

[mm²]

Area Tierra

[mm²]

Area de

Ocupación (%)

3#500F +1#500N+1#250T 4" / 114,3 10260.83 1279.15 426.38 168.33 18.26%

3#400F +1#400N+1#250T 4" / 114,3 10260.83 1279.15 426.38 64.75 17.25%

3#350F +1#350N+1#4/0T 4" / 114,3 10260.83 1150.79 383.60 142.29 16.34%

3#250F +1#250N+1#1/0T 3" / 114,3 10260.83 886.78 295.59 48.52 12.00%

3#1/0F +1#1/0N+1#4T 2" / 52,91 1829.21 265.74 88.58 37.39 21.41%

3#2F +1#2N+1#6T 1½" / 48,26 1829.21 194.26 64.75 22.31 15.38%

3#4F +1#4N+1#8T 1½" / 48,26 1396.28 145.56 48.52 22.31 15.50%

3#6F +1#6N+1#8T 1" / 42,16 876.21 112.18 37.39 22.31 19.62%

6.1. Dimensionamiento ductería B.T.

Conductores en Cobre

Conductores en Aluminio mm2

Conductores en Aluminio AWG

15.2. Dimensionamiento ductería M.T.


[pulg./mm]

Area Ducto

[mm²]

Area Fases

[mm²]

Area de

Ocupación (%)

3x120mm² XLPE 15 Kv 6" / 152,4 18241,47 886,78 4,86%






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15.3. Dimensionamiento Bandejas.

TIPO DE CONDUCTOR CALIBRE CANTIDAD Diametro Extern

[mm]Area [mm²] Area Total [mm²] Ancho Req [cm]

THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 172 5,23 21,48 3695,06 12,19

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 85 4,60 16,62 1412,62 4,66

THHW-75°C-LS-CT, 600V 8 18 5,99 28,18 507,24 1,67

ANCHO MINIMO NORMA 40% 18,53

RESERVA 20% 3,71

ANCHO TOTAL DE LA BANDEJA 22,24

THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 138 5,23 21,48 2964,64 9,78

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 98 4,60 16,62 1628,66 5,37


RESERVA 20% 3,03


THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 52 5,23 21,48 1117,11 3,69

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 26 4,60 16,62 432,09 1,43


RESERVA 20% 1,02


THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 169 5,23 21,48 3630,61 11,98

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 82 4,60 16,62 1362,76 4,50

THHW-75°C-LS-CT, 600V 1/0 3 12,98 132,32 396,97 1,31

THHW-75°C-LS-CT, 600V 8 1 6,52 33,39 33,39 0,11


RESERVA 20% 3,56


THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 140 5,23 21,48 3007,61 9,93

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 70 4,60 16,62 1163,33 3,84


RESERVA 20% 2,75


THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 66 5,23 21,48 1417,87 4,68

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 31 4,60 16,62 515,19 1,70


RESERVA 20% 1,28


THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 82 5,23 21,48 1761,60 5,81

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 41 4,60 16,62 681,38 2,25


RESERVA 20% 1,61


BLOQUE 1

BANDEJA SOTANO

BANDEJA SELECCIONADA: BANDEJA TIPO CANASTILLA-CABLOFIL-30X10cm

BANDEJA PLANTA BAJA


BANDEJA PISO 1


BANDEJA PISO 2 A


BANDEJA PISO 3 A

Cálculo de Barrajes (Sección mm²)


BANDEJA PISO 2 B

BANDEJA PISO 3 B








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THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 70 5,23 21,48 1503,80 4,96

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 35 4,60 16,62 581,67 1,92


RESERVA 20% 1,38


THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 74 5,23 21,48 1589,74 5,25

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 37 4,60 16,62 614,90 2,03


RESERVA 20% 1,46


THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 76 5,23 21,48 1632,70 5,39

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 38 4,60 16,62 631,52 2,08


RESERVA 20% 1,49


THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 88 5,23 21,48 1890,50 6,24

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 44 4,60 16,62 731,24 2,41


RESERVA 20% 1,73


THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 74 5,23 21,48 1589,74 5,25

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 37 4,60 16,62 614,90 2,03


RESERVA 20% 1,46


THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 92 5,23 21,48 1976,43 6,52

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 46 4,60 16,62 764,48 2,52

THHW-75°C-LS-CT, 600V 6 3 7,45 43,59 130,77 0,43


RESERVA 20% 1,81


BANDEJA PISO 6 A



BANDEJA PISO 6 B


BANDEJA PISO 4 A


BANDEJA PISO 5 A


BANDEJA PISO 4 B


BANDEJA PISO 5 B

THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 76 5,23 21,48 1632,70 5,39

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 48 4,60 16,62 797,71 2,63


RESERVA 20% 1,60


THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 86 5,23 21,48 1847,53 6,10

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 32 4,60 16,62 531,81 1,75


RESERVA 20% 1,57


THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 52 5,23 21,48 1117,11 3,69

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 18 4,60 16,62 299,14 0,99


RESERVA 20% 0,93


THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 34 5,23 21,48 730,42 2,41

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 17 4,60 16,62 282,52 0,93


RESERVA 20% 0,67


BANDEJA PISO 8 A


BANDEJA PISO 7 A


BANDEJA PISO 7 B


BANDEJA PISO 8 B







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Página 65 de 73

THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 66 5,23 21,48 1417,87 4,68

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 31 4,60 16,62 515,19 1,70


RESERVA 20% 1,28


THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 144 5,23 21,48 3093,54 10,21

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 72 4,60 16,62 1196,57 3,95


RESERVA 20% 2,83


THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 36 5,23 21,48 773,39 2,55

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 18 4,60 16,62 299,14 0,99


RESERVA 20% 0,71


THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 161 5,23 21,48 3458,75 11,41

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 54 4,60 16,62 897,43 2,96

THHW-75°C-LS-CT, 600V 8 3 5,99 28,18 84,54 0,28


RESERVA 20% 2,88


THHW-75°C-LS-CT, 600V 10 139 5,23 21,48 2986,13 9,85

THHW-75°C-LS-CT, 600V 12 58 4,60 16,62 963,90 3,18

THHW-75°C-LS-CT, 600V 8 3 5,99 28,18 84,54 0,28


RESERVA 20% 2,61



BANDEJA PISO 10 B


BANDEJA PISO 9 A


BANDEJA PISO 10 A



BANDEJA PISO 11 B

BANDEJA PISO 9 B






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16. AREAS CLASIFICADAS De acuerdo con el Servicio Geológico Colombiano, existen ciertos procesos que se llevan a cabo en sus laboratorios que utilizan gases inflamables, tales como acetileno, hidrogeno y oxigeno puro. Estas áreas están referenciadas en el siguiente cuadro:

Según el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE, en su articulo 28.3, numeral 28.3.1. Instalaciones eléctricas en lugares clasificados como peligrosos, la clasificación de estas áreas se realiza en base a la NFPA, la cual tiene en cuenta el tipo o forma de sustancias existentes asociadas a una clase y división determinada. Para este caso, hay presencia de gases inflamables presentes en el aire que en cantidades suficientes pueden provocar una mezcla inflamable o explosiva. Por otro lado, tenemos estos gases son manejados, procesados o usados pero se encuentran normalmente confinados en contenedores o sistemas cerrados, de los cuales se pueden escapar en caso de ruptura o falla accidental de equipos o sistemas o por operación anormal. Es por ello que, la clasificación de estas áreas seria Clase I, División II. Para el control del riesgo, se tiene en cuenta limitar los efectos de la explosión, haciendo que los elementos constructivos la lleven a niveles aceptables. Es por ello que se utilizan Equipos a prueba de Explosión como técnica de protección, los cuales contienen la explosión y permiten que los gases se enfríen y escapen de la envolvente a través de las juntas roscadas, juntas planas o juntas dentadas. Estas envolventes metálicas están taladradas y roscadas para el uso de tubería metálica o conectores tipo glándula.

Laboratorio Nombre equipo Ventilación mecánicaGases

EQUIPOS DE LABORATORIOS SGC

Chiller

Pina Acle 900T Acetileno Oxido Nitroso Argón Extracción directa

Generador de Hidruros - - - -

UPS - - - -

Contra AA Acetileno Oxido Nitroso - Extracción directa

Compresor - - - -

Lab de absorción atómica

Automuestreador - - - Aire acondicionado

ICPS MS / NEXION 300D Argón Helio Hidrogeno

Aire acondicionado +

extracción directa

Cabina de extracción - - - Cabina de extracción

ICP OES Argón Nitrógeno - Extracción directa

Lab de ICP -MS ICP -OES

Balanza - - - -

Analizador de Carbono y Azufre Leco CS 844 Oxigeno puro - - -

Aspiradora - - - -

Análisis Dir. De Mercurio - - -

1 de los 3 req cabina de

extracción

UPS - - - -

Lab de Mercurio y Azufre

UPS

Balanza - - - -

Bomba calorimétrica Oxigeno

Azufre S 144 DR Oxigeno - - -

CHN Helio Oxigeno

TGA 601 Nitrógeno Oxigeno

TGA 701 Nitrógeno Oxigeno Directa

Horno - - - -

Desecador - - - -

Lab de CHN S TGA






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- Se aclara que se clasifica como ambiente especial la bodega de reactivos en piso 10, y la central de gases en el sótano, sin embargo, en el piso 10 se considera ambiente especial hasta el laboratorio de absorción atómica ya que hay parecencia de argón, se desconoce la concentración que pueda haber, por esto se clasifican estos dos lugares como ambientes especiales clase I división II. demarcados con la línea punteada amarilla en los planos. - El responsable de las instalaciones eléctricas de los lugares clasificados como ambientes especiales debe garantizar, el cumplimiento de la normatividad ntc 2050 sección 500-505 especialmente la sección 501, lugares clase I. debe tenerse en cuenta, que en estas áreas el método de alambrado es distinto la tubería utilizada para el alambrado debe ser tipo IMC o RMC con rosca tipo NPT, se debe utilizar sellos cortafuegos, certificados para este uso en los pases de tuberías entre placas, cuartos, pasos de bandejas cerradas, etc. - Todos los aparatos eléctricos, utilizados como luminarias, tomas, bandejas portacables metálica cerrada, interruptores, sensores parecencia, deben ser aparatos a prueba de explosión, y estar certificados para uso de clase I, junto con sus accesorios etc. adicionalmente se debe utilizar una metodología de protección como por ejemplo el purgado y presurizado, hermeticidad al polvo, sellado de tuberías, señalización, alarmas, sensores de concentración de gases, etc. - El diseñador eléctrico no es responsable por la entrega final de las instalaciones eléctricas de estas áreas, no se cuenta con un estudio por parte del uso de los laboratorios que asegure tanto la clasificación como la presencia y concentración de estos gases. Sin embargo el diseñador eléctrico y los otros técnicos participan, en las recomendaciones generales, advertencias y cuidados que deba tener estas áreas, y minimizar los riegos especificando el uso a Clase I donde lo consideran de acuerdo a los argumentos planteados anteriormente, se recomienda en gran medida una revisión por un especialista en áreas clasificadas, que determine mediante un estudio soportado la clasificación de las áreas como lo planteado por el equipo de técnicos especialistas ante el asunto, ya que este tema es de gran importancia e impacta varios puntos fundamentales como lo es el presupuesto eléctrico, la certificación y vigilancia de la obra, el mantenimiento y riesgo que conlleva para las personas el trabajar bajo estas condiciones.






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17. CÁLCULO Y BARRAJES (SECCIÓN MM2)

Tablero Transferencia 1 (TRAN-1) 300,0 832,72 1457,25 60x10 1020,08 40x10 582,90 40x5 Selección : 1 Barra Pintada

Tablero General de Acometidas 1 (TGA1) 300,0 832,72 1457,25 60x10 1020,08 40x10 582,90 40x5 Selección : 1 Barra Pintada

Tablero Equipos Planta Baja (T-EQPB) 120,0 333,09 582,90 40x3 408,03 25x3 233,16 20x3 Selección : 1 Barra Pintada

Tablero Equipos Cubierta A (T-EQCA) 27,0 74,94 131,15 12x2 91,81 12x2 52,46 12x2 Selección : 1 Barra Pintada

Tablero Equipos Cubierta B (T-EQCB) 35,0 97,15 170,01 15x2 119,01 12x2 68,01 12x2 Selección : 1 Barra Pintada

BANCO DE CONDESADORES 40,0 111,03 194,30 15x2 136,01 12x2 77,72 12x2 Selección : 1 Barra Pintada

Tablero Transferencia 2 (TRAN-2) 300,0 832,72 1457,25 60x10 1020,08 40x10 582,90 40x5 Selección : 1 Barra Pintada

BANCO DE CONDESADORES 40,0 111,03 194,30 15x2 136,01 12x2 77,72 12x2 Selección : 1 Barra Pintada

Tablero Transferencia 4 (TRAN-4) 1000,0 2775,72 4857,51 160x10 3400,26 100x10 1943,01 50x10 Selección : 2 Barras Pintadas

BANCO DE CONDESADORES 130,0 360,84 631,48 40X5 442,03 25X3 252,59 20X3 Selección : 1 Barra Pintada

T-equipos Piso 2B (T-EQP2B) 52,0 144,34 252,59 20X3 176,81 15X2 101,04 12X2 Selección : 1 Barra Pintada











T-equipos Piso 2A (T-EQP2A) 80,0 222,06 388,60 20X5 272,02 20X3 155,44 12X2 Selección : 1 Barra Pintada









TRANSFORMADOR 1 SERVICIOS COMUNES

TRANSFORMADOR UNIVERSIDAD NACIONAL

TRANSFORMADOR SERVICIO GEOLÓGICO COLOMBIANO






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18. ALGORITMO FUNCIONAMIENTO SISTEMA DE BOMBA CONTRA INCENDIO

Corriente de Rotor Bloqueado “La corriente de arranque (Inrush) no está definida en las normas de fabricación, depende del diseño de cada fabricante (Ver más adelante). La que si aparece en la normativa que guía la construcción de motores eléctricos es la de Rotor Bloqueado. En el caso de motores NEMA, el aspecto que aparece en a placa, y que define la corriente de rotor bloqueado, es la Letra de Código (Code Letter en inglés), definida como la corriente consumida a plena tensión con el rotor trabado, sin posibilidad de giro. Es una condición estable, no transitoria”

2.

2 Ver Corriente de arranque en Motores eléctricos, http://www.motortico.com/biblioteca/MotorTico/2013%20NOV%20-

%20Corriente%20de%20Arranque%20en%20Motores%20Electricos.pdf, 17-07-2017


http://www.motortico.com/biblioteca/MotorTico/2013%20NOV%20-%20Corriente%20de%20Arranque%20en%20Motores%20Electricos.pdf






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El cálculo de la corriente de rotor bloqueado se realiza usando la 10.37 CODE LETTERS (FOR LOCKED-ROTOR KVA) del estándar NEMA MG1, se incluye a continuación:

Las especificaciones actuales para este equipo según el proveedor son: Motor Hp: 210 Letra de Código: B Conexión: Trifásica Velocidad: 3600rpm Corriente nominal (In): 583.33A Tensión de operación: 208V Dado los datos anteriores y la tabla de CODE LETTERS, la corriente de rotor bloqueado para la bomba contra incendio es:

𝐼𝑅𝐵 =𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑀á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑘𝑉

𝑇𝑒 𝑖ó 𝑜𝑚𝑖 𝑎𝑙 𝑉 =

210[ 𝑃] 3.55 [𝑘𝑉 𝑃

]

0.208[𝑉] √3=

745.5𝑘𝑉

0.3602𝑉= 2069.68

Se determina un interruptor con corriente nominal de 2000A ajustable (1800-2600A) ajustado en 2000A con corte magnético ajustado entre 3 a 6 veces la corriente nominal, Im = (6207A-12414) A. 1 Ver Corriente de arranque en Motores eléctricos, http://www.motortico.com/biblioteca/MotorTico/2013%20NOV%20-

%20Corriente%20de%20Arranque%20en%20Motores%20Electricos.pdf, 17-07-2017








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19. DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD EN ZONAS CON CONSTRUCCIONES






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El nivel de tensión de la subestación eléctrica a instalar en el proyecto será de 11,4 kV. Considerando como elemento energizado el transformador y las celdas de entrada/salida y protección, se aclara que la parte que está energizada en estos equipos se encuentra aislada internamente; la alimentación eléctrica hacia la subestación es por canalización subterránea, por lo cual la distancia de seguridad vertical no aplica. La subestación eléctrica propuesta para el proyecto CENTRO DE EXCELENCIA EN GEOCIENCIAS cumple con las distancias mínimas de seguridad en zonas de construcciones solicitadas por el RETIE en el artículo 13.


MEMORIAS CENTRO DE EXCELENCIA EN ... - Colombia

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