MEMORIAS DE DISEÑO INSTALACIÓN ELÉCTRICA

CARMEMZA ALZATE G. S. A. S Ingeniería Eléctrica

PROYECTO PROPIETARIO LOCALIZACION FECHA CAPACIDAD

MALL COMERCIAL PORTAL DE CERRITOS TIPSA PEREIRA NOVIEMBRE 2015 45 KVA

DISPONIBILIDAD

DISEÑADOR ING. CARMENZA DEL S. ALZATE GONZALEZ. C.C.

42.008.281

MP

RS205 - 078009

REG EEP

No. A - 030

MEMORIAS DE CÁLCULO INSTALACIONES ELÈCTRICAS PORTAL DE CERRITOS MALL COMERCIAL

CARMEMZA ALZATE G. S. A. S Ingeniería Eléctrica MEMORIA DE CALCULO REDES ELECTRICAS RETIE 2013 1. 2.

DESCRIPCION DEL PROYECTO .............. ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. ANÁLISIS Y CUADROS DE CARGAS INICIALES Y FUTURAS, INCLUYENDO ANÁLISIS DE FACTOR DE POTENCIA Y ARMÓNICOS. . ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

2.1 2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4 2.1.5 2.1.6

3.6

CUADROS DE CARGA ......................................................................................................... 5 Cuadro de Carga Transformadores ....................................................................................... 5 Cuadro de Carga Tablero Zonas Comunes ................... ............................ .................. .................. .................. .................. .................. ........... .. 5 Cuadro de Carga Tablero Locales.......................................................................................... 5 Cuadro de Regulacion Circuitos Ramales.………………..……………………………………... 5 Cuadro de RegulacionAcom etiidas Locales……………………………………………………... Locales……………………………………………………... 5 Cuadro de Canalizacion Acometidas Locales ...................... ............................... .................. .................. .................. ................... .............. .... 5 ANÁLISIS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ELÉCTRICO. .................................4 DETERMINACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS (URP) ................. 5 Tensión a frecuencia industrial ............................................................................................... 5 Sobretensiones temporales .................................................................................................... 6 Sobretensiones representativas temporales .................. ........................... .................. .................. .................. .................. .................. ........... .. 6 Sobretensiones de frente lento ............................................................................................... 6 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD PARA COORDINACIÓN (UCW) 8 Sobretensiones temporales .................................................................................................... 8 Sobretensiones de frente lento ............................................................................................... 8 Sobretensiones de frente rápido ............ ..................... ................... ................... .............. ..... ¡Error! Marcador no definido. DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS (URW)¡ERROR! (URW)¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. Factor de seguridad ................................................................ ¡Error! Marcador no definido. Factor de corrección atmosférico .......................... ................................... ................. ........ ¡Error! Marcador no definido. Tensiones de soportabilidad requeridas ................... ............................ .............. ..... ¡Error! Marcador no definido. CONVERSIÓN A TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS (UW)¡ERROR! (UW)¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. Conversión a tensión de soportabilidad d e corta duración a frecuencia industrial (SDW)¡Error! (SDW) ¡Error! Marcador no definido. Conversión a tensión de soportabilidad del impulso tipo rayo (LIW)¡Error! (LIW) ¡Error! Marcador no definido. SELECCIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS¡ERROR! NORMALIZADAS¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. DISTANCIAS MÍNIMAS MÍNI MAS EN AIRE ............................. ................ .............¡ERROR! ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

4.

EQUIPOS SUBESTACIÓN CURRAMBA A 220 KV¡ERROR! KV¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

4.1 4.2 4.3 4.3.1 4.3.2 4.3.3 4.3.4

SELECCIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS¡ERROR! NORMALIZADAS¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. DISTANCIAS MÍNIMAS MÍNI MAS EN AIRE ............................. ................ .............¡ERROR! ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. SELECCIÓN DEL PARARRAYOS ...........................¡ERROR! ...........................¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. TENSIÓN CONTINUA DE OPERACIÓN (COV) .................. .................... .. ¡Error! Marcador no definido. SOBRETENSIÓN TEMPORAL (TOV)................. (TOV).......................... .................. ........... ¡Error! Marcador no definido. TENSIÓN NOMINAL DEL DE L PARARRAYOS ....................... ............................ ..... ¡Error! Marcador no definido. ENERGÍA EN PARARRAYOS ................. .......................... .................. .................. ............. .... ¡Error! Marcador no definido.

5.

DISTANCIAS ELÉCTRICAS ....................... ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

5.1 5.1.1 5.1.2

DISTANCIAS DE SEGURIDAD ................................¡ERROR! ................................¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. Valor básico ............................................................................ ¡Error! Marcador no definido. Zonas de seguridad ................................................................ ¡Error! Marcador no definido.

3. 3.1 3.1.1 3.1.2 3.1.3 3.1.4 3.2 3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.3 3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.4 3.4.1 3.4.2 3.5


CARMEMZA ALZATE G. S. A. S Ingeniería Eléctrica MEMORIA DE CALCULO REDES ELECTRICAS RETIE 2013 1. 2.

DESCRIPCION DEL PROYECTO .............. ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. ANÁLISIS Y CUADROS DE CARGAS INICIALES Y FUTURAS, INCLUYENDO ANÁLISIS DE FACTOR DE POTENCIA Y ARMÓNICOS. . ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

2.1 2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4 2.1.5 2.1.6

3.6

CUADROS DE CARGA ......................................................................................................... 5 Cuadro de Carga Transformadores ....................................................................................... 5 Cuadro de Carga Tablero Zonas Comunes ................... ............................ .................. .................. .................. .................. .................. ........... .. 5 Cuadro de Carga Tablero Locales.......................................................................................... 5 Cuadro de Regulacion Circuitos Ramales.………………..……………………………………... 5 Cuadro de RegulacionAcom etiidas Locales……………………………………………………... Locales……………………………………………………... 5 Cuadro de Canalizacion Acometidas Locales ...................... ............................... .................. .................. .................. ................... .............. .... 5 ANÁLISIS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ELÉCTRICO. .................................4 DETERMINACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS (URP) ................. 5 Tensión a frecuencia industrial ............................................................................................... 5 Sobretensiones temporales .................................................................................................... 6 Sobretensiones representativas temporales .................. ........................... .................. .................. .................. .................. .................. ........... .. 6 Sobretensiones de frente lento ............................................................................................... 6 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD PARA COORDINACIÓN (UCW) 8 Sobretensiones temporales .................................................................................................... 8 Sobretensiones de frente lento ............................................................................................... 8 Sobretensiones de frente rápido ............ ..................... ................... ................... .............. ..... ¡Error! Marcador no definido. DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS (URW)¡ERROR! (URW)¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. Factor de seguridad ................................................................ ¡Error! Marcador no definido. Factor de corrección atmosférico .......................... ................................... ................. ........ ¡Error! Marcador no definido. Tensiones de soportabilidad requeridas ................... ............................ .............. ..... ¡Error! Marcador no definido. CONVERSIÓN A TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS (UW)¡ERROR! (UW)¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. Conversión a tensión de soportabilidad d e corta duración a frecuencia industrial (SDW)¡Error! (SDW) ¡Error! Marcador no definido. Conversión a tensión de soportabilidad del impulso tipo rayo (LIW)¡Error! (LIW) ¡Error! Marcador no definido. SELECCIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS¡ERROR! NORMALIZADAS¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. DISTANCIAS MÍNIMAS MÍNI MAS EN AIRE ............................. ................ .............¡ERROR! ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

4.

EQUIPOS SUBESTACIÓN CURRAMBA A 220 KV¡ERROR! KV¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

4.1 4.2 4.3 4.3.1 4.3.2 4.3.3 4.3.4

SELECCIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS¡ERROR! NORMALIZADAS¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. DISTANCIAS MÍNIMAS MÍNI MAS EN AIRE ............................. ................ .............¡ERROR! ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. SELECCIÓN DEL PARARRAYOS ...........................¡ERROR! ...........................¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. TENSIÓN CONTINUA DE OPERACIÓN (COV) .................. .................... .. ¡Error! Marcador no definido. SOBRETENSIÓN TEMPORAL (TOV)................. (TOV).......................... .................. ........... ¡Error! Marcador no definido. TENSIÓN NOMINAL DEL DE L PARARRAYOS ....................... ............................ ..... ¡Error! Marcador no definido. ENERGÍA EN PARARRAYOS ................. .......................... .................. .................. ............. .... ¡Error! Marcador no definido.

5.

DISTANCIAS ELÉCTRICAS ....................... ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

5.1 5.1.1 5.1.2

DISTANCIAS DE SEGURIDAD ................................¡ERROR! ................................¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. Valor básico ............................................................................ ¡Error! Marcador no definido. Zonas de seguridad ................................................................ ¡Error! Marcador no definido.

3. 3.1 3.1.1 3.1.2 3.1.3 3.1.4 3.2 3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.3 3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.4 3.4.1 3.4.2 3.5


CARMEMZA ALZATE G. S. A. S Ingeniería Eléctrica 5.2 5.2.1 5.2.2 5.2.3 5.2.4

DISTANCIAS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN¡ERROR! SUBESTACIÓN¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. Ancho de barras................ barras......................... .................. .................. ................... ................... ................. ........ ¡Error! Marcador no definido. Ancho de campo .................. ........................... .................. .................. ................... ................... .............. ..... ¡Error! Marcador no definido. Altura de campo ................. .......................... ................... ................... .................. .................. ................ ....... ¡Error! Marcador no definido. Longitud del campo................................................................. ¡Error! Marcador no definido.

1. DESCRIPCION DEL PROYECTO El proyecto eléctrico del MALL COMERICIAL PORTAL DE CERRITOS Comprende el diseño, cálculos y especificaciones técnicas para las instalaciones eléctricas, salidas de iluminación y las salidas de fuerza fuerza para tomacorrientes tomacorrientes que alimentan cargas de artefactos eléctricos. Localizado en el municipio de Pereira, departamento de Risaralda, Colombia CRA 14 N 113 El diseño se basó en las normas NTC 2050, IEC, NEMA y el reglamento interno para instalaciones eléctricas –RETIE, ajustándose a la Norma Técnica de LA EMPRESA DE ENERGÍA DE PEREIRA S.A E.S.P Es importante minimizar al máximo las pérdidas de energía Por lo cual se tendrá en cuenta el tratamiento de las dimensiones de los conductores con criterio económico, esto teniendo en cuenta la regulación de tensión mínimas requeridas. 2. ANÁLISIS 2. ANÁLISIS Y CUADROS DE CARGAS INICIALES Y FUTURAS, INCLUYENDO ANÁLISIS DE FACTOR DE POTENCIA Y ARMÓNICOS (ANEXOS) 3. ANÁLISIS 3. ANÁLISIS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ELÉCTRICO. 3.1 INTRODUCCION En este documento se presenta la metodología, los datos y los resultados del estudio de coordinación de aislamiento y de selección del pararrayos para determinar el nivel de aislamiento de la subestación del centro comercial y Carulla. Adicionalmente se presenta la selección de las diferentes distancias eléctricas incluyendo el ancho, la altura y la longitud de los campos a partir de las distancias mínimas fase a fase y fase a tierra seleccionada en la Coordinación de Aislamiento. El diseño de aislamiento tiene como objetivo definir las siguientes características de la línea: MEMORIAS DE CÁLCULO INSTALACIONES ELÈCTRICAS PORTAL DE CERRITOS MALL COMERCIAL


- Número de aisladores por cadena - Distancias de aislamiento - Distancias mínimas de fuga 3.2 CRITERIOS BASICO DE DISENO 

Sobretensiones a frecuencia industrial y por descargas atmosféricas.

Debido a que la Tensión máxima del sistema para la subestación se ubica en el gama I según la norma IEC 60071-1 (1 kV


  

Nivel ceráunico: De acuerdo al mapa de niveles ceráunicos para Colombia según la NTC-4552. La densidad de descargas a tierra se calculará de acuerdo a la metodología Planteada en la Norma Técnica Colombia NTC 4552-2. Tipo y dimensiones típicas de las estructuras previstas para el proyecto. Conductor y cable de guarda definidos para el proyecto (Ver Numeral 4.3). Nivel de contaminación I (ligero) según Norma IEC-60815, que corresponde a una distancia de fuga específica mínima de 16 mm/kV (Ver Numeral 5.2.1). o Corrección de niveles de aislamiento según las condiciones atmosféricas propias del proyecto (humedad, temperatura y densidad relativa).

PARAMETROS ELECTRICOS DEL PROYECTO DESCRIPCION

UNIDAD

UNIDAD

Voltaje nominal

Kv

13,2

Frecuencia nominal Tensión asignada al equipo

Hz kV

60 17,16

-

MEDIO

mm/kV

21 mm/kV

mm

368

kA -

PLACA Y - SOLIDO

Nivel de contaminación ambiental (IEC 60815) Distancia de fuga mínima nominal Distancia de fuga mínima entre fase y tierra Máxima corriente de cortocircuito Sistema sólidamente puesto a tierra



PARAMETROS AMBIENTALES DEL PROYECTO DESCRIPCION

UNIDAD

VALOR

Altura Sobre el Nivel del Mar Temperatura Promedio Anual

m ºC

1411 24

Humedad Relativa Promedio Anual

%

83

Días/ Año mm Hg(PSI) -

40 637(12.32) 7595 mm

-

MEDIO

Aa

ALTO 0.2

Nivel Ceráuneo Presión Atmosférica Ambiente Nivel de contaminación ambiental (IE Riesgo Sísmico Aceleración del Terreno

METODOLOGÍA PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO El procedimiento de coordinación de aislamiento consistes encontrar el valor de las resistencias dieléctricas de los equipos con relación a los esfuerzos de tensión que se pueden presentar teniendo en cuenta las características de los elementos de protección. Para la determinación del nivel de aislamiento de los equipos de la subestación se sigue un método determinístico para seleccionar los aislamientos internos (no – autorestaraubles) y un método probabilístico simplificado de la norma IEC 600712 para establecer los aislamientos externos (autorestaurables). Los ítems para la coordinación de aislamiento según la norma IEC 60071-2 son:     

Determinación de las sobretensiones representativas (Urp) Determinación de las tensiones de coordinación (Ucw) Determinación de las tensiones de soportabilidad requeridas (Urw) Determinación de las tensiones de soportabilidad normalizadas (Uw) Determinación de las sobretensiones representativas (urp)

Tensión a frecuencia industrial Para efectos de la coordinación de aislamiento se asume el voltaje más alto del sistema, el cual corresponde a la máxima de tensión de diseño de los equipos Us = Um y la tensión base (Ubase).


CARMEMZA ALZATE G. S. A. S Ingeniería Eléctrica TENSION NOMINAL DE LA RED (Kv)

TENSIÓN ASIGNADA AL EQUIPO, Um

TENSIÓN BASE

13.2

17.5

14

Um√2/√3

Sobretensiones temporales Se consideran que las sobretensiones ocurren de las fallas monofásicas a tierra, considerando que es un sistema solidamente puesto a tierra. Se consideran las sobretensiones recomendadas en la IEC 60071-2, los cuales incluyen factores que llevan a resultados conservativos. FALLA FASE - TIERRA Urp (Kv)

FALLA FASE - FASE Urp (Kv)

15,16

24,50

Sobretensiones de frente lento Impulsos que afectan los equipos en la entrada de la línea energización extremo remoto La re-energización desde el extremo remoto resulta en impulsos de sobretensión fase a tierra Ue2 y fase a fase Up2, seleccionados a partir de la Figura 1 de la norma IEC 60071-2. Las sobretensiones representativas para los equipos en la entrada de la línea sin tener en cuenta los pararrayos son los siguientes: U et



1,25  U e 2



0,25

U pt  1,25 U p 2  0,43

donde: Ue2: Valor de la sobretensión fase a tierra que tiene una probabilidad del 2% de ser excedido (Ver figura 1 de la norma IEC 60071-2) Uet: Valor de sesga miento de la distribución acumulada de las sobretensiones fase a tierra Up2: Valor de la sobretensión fase a fase que tiene una probabilidad del 2% de ser excedida (Ver figura 2 de la norma IEC 60071-2)



Upt: Valor de sesgamiento de la distribución acumulada de las sobretensiones fase a fase Impulsos que afectan todos los equipos energización extremo local La energización y re-energización local (extremo emisor) resulta en impulsos de sobretensión menos críticos que para el extremo receptor, con el fin de ser conservativos se seleccionan los valores recomendados por la norma Ue2 y Up2. U et '  1,25  U e 2 '0,25

U pt '  1,25  U p 2 '0,43

Pararrayos en la entrada de la línea energización desde el extremo remoto Con el fin de controlar las sobretensiones por energización de la línea en el extremo remoto se instalan pararrayos en la entrada de la línea con las siguientes características de protección: El NPM (Ups,Nivel de protección al impulso tipo maniobra) es igual a la máxima tensión residual para impulsos de corrientes de maniobra, 1kA. El NPR (Upl,Nivel de protección para el impulso tipo rayo) es la tensión máxima residual para un impulso atmosférico a la corriente nominal de descarga, 10 kA. Con el uso de pararrayos, las sobretensiones representativas pueden ser dadas directamente por Ups para las sobretensiones fase a tierra o 2Ups para las sobretensiones fase a fase si los valores de protección son menores a los máximos esfuerzos de sobretensión Uet y Upt de frente lento. Las sobretensiones de frente lento representativas son: Para todos los otros equipos: Fase a tierra:

U rp ( p  e)

Fase a fase:

U rp ( p  p)

Para equipo a la entrada de la línea: Fase a tierra:

U rp ( p  e)

Fase a fase:

U rp ( p  p)



DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD PARA COORDINACIÓN (Ucw) Sobretensiones temporales Para esta clase de sobretensiones, la tensión de soportabilidad de coordinación es igual a la sobretensión representativa temporal, por lo tanto el factor de coordinación Kc es igual a 1. Fase a tierra:

U cw



U rp  K c

Fase a fase:

U cw



U rp  K c

Sobretensiones de frente lento La tensión de coordinación de soportabilidad es obtenida multiplicando el valor máximo de la sobretensión representativa por un factor de coordinación determinístico Kcd el cual depende de la relación entre el nivel de protección al impulso de maniobra del pararrayos Ups y el valor de la sobretensión fase a tierra Ue2, en la figura 6 de la norma IEC 60071-2 se muestra la relación. Factor de coordinación determinístico: Para equipo a la entrada de la línea: U ps U e 2

Fase a tierra: Fase a fase:

2



U ps U p 2

K cd



K cd

Para todos los otros equipos: U ps

Fase a tierra: Fase a fase:

2

U e 2



U ps U p 2

K cd



K cd

Las tensiones de coordinación serán Ucw = Kcd x Urp



4. ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO Y FALLA A TIERRA. 5. ANÁLISIS DE NIVEL DE RIESGO POR RAYOS Y MEDIDAS DE PROTECCIÓN CONTRA RAYOS. Los rayos a tierra son peligrosos para las estructuras y sus acometidas de servicios. Los peligros a la estructura se manifiestan como: - Daños a la estructura y su contenido - Fallas asociadas a sistemas eléctricos y electrónicos - Lesiones a seres vivos dentro y fuera de la estructura Los efectos de los daños y fallas se pueden extender a los alrededores de la estructura o pueden involucrar su entorno. Los peligros en las acometidas de servicios pueden generar: - Daños a los mismos servicios - Fallas asociadas a los equipos eléctricos y electrónicos. Para reducir las pérdidas debidas a rayos se requieren medidas de protección, cuyas características deben determinarse por medio de la evaluación del Riesgo. En esta norma, el riesgo se define como el promedio anual de pérdidas en la estructura y en sus acometidas de servicios debido a descargas atmosféricas, el cual depende de: - El número anual de rayos que afecta a las estructuras y a sus acometidas de servicios. - La probabilidad de daño debido a los efectos del rayo. - El costo promedio de los daños. Los efectos de los rayos en las estructuras pueden ser por: - Impactos directos a la estructura - Impactos cercanos a la estructura y/o acometidas de servicios (energía, telecomunicaciones, otros). Los efectos del rayo en las acometidas de servicios pueden ser por: - Impactos directos a las acometidas de servicios - Impactos cercanos a las acometidas de servicios o directas a estructuras conectadas a las acometidas de servicios MEMORIAS DE CÁLCULO INSTALACIONES ELÈCTRICAS PORTAL DE CERRITOS MALL COMERCIAL


Los impactos directos en estructuras o en acometidas conectadas a estas pueden causar daños físicos y poner en peligro la vida. Los impactos cercanos o directos a estructuras o a sus acometidas pueden causar fallas de los sistemas eléctricos y electrónicos, debido a sobretensiones causadas por acoples resistivos o inductivos de estos sistemas con la corriente del rayo. El número de rayos que pueden afectar la estructura y sus servicios, depende de las dimensiones y características de la estructura y sus acometidas, así como de la densidad de rayos a tierra en el área donde se encuentran localizadas. La probabilidad de daños por rayos depende de las características de la estructura, sus acometidas y de la corriente del rayo; así como de la clase y eficiencia de las medidas de protección aplicadas. El monto promedio anual de las pérdidas depende de la magnitud de los daños y de las consecuencias que pueden presentar como resultado del rayo. El efecto de las medidas de protección se puede evaluar a partir de cada una de las medidas de protección individual, las cuales finalmente reducen las probabilidades de daño o el costo de las pérdidas. 3.2 OBJETIVO La NTC 4552-2 aplica a la evaluación de riesgo de una estructura o en sus acometidas de servicios debido a descargas de rayos a tierra. El alcance de la norma es establecer un procedimiento para la evaluación de dicho riesgo. Una vez se seleccione un límite de riesgo superior tolerable, este procedimiento permite la selección de medidas de protección apropiadas que deben adoptarse para reducir el riesgo a un límite tolerable o por debajo de el. 3.3 PROCEDIMIENTO BÁSICO La decisión para proteger una estructura o una acometida de servicio contra rayos, así mismo como las medidas de protección seleccionadas, deberán ser realizadas de acuerdo con la NTC 4552. El siguiente procedimiento será aplicado. - Identificar el objeto a proteger y sus características. - Identificar todos los tipos de pérdidas en los objetos y riesgos Pertinentes. Correspondientes R (R1 a R4). - Evaluar el riesgo R para cada uno de los tipos de pérdidas. MEMORIAS DE CÁLCULO INSTALACIONES ELÈCTRICAS PORTAL DE CERRITOS MALL COMERCIAL


Evaluar la necesidad de protección, por comparación de riesgo R1, R2, R3, para una estructura (R2´ para el servicio) con un riesgo tolerable RT. - Evaluar la conveniencia económica de protección por comparación de los costos de las pérdidas totales con y sin medidas de protección. En este caso, la evaluación de la componente de riesgo R4 para una estructura (R4´ para un servicio) es realizada con el fin de evaluar tales costos. -

Estructura a ser considerada para la evaluación de riesgo La estructura debe incluir: - La estructura misma - Las instalaciones dentro de la misma - El contenido de la estructura - Las personas dentro de la estructura o que permanezcan en zonas aledañas hasta 3 metros de la estructura - Ambientes afectados por un daño en la estructura La protección no incluye los servicios conectados afuera de la estructura. Acometida de servicio a considerarse para la evaluación de riesgo La acometida de servicio a proteger es el medio físico comprendido por: - El gabinete de telecomunicaciones y la edificación de los usuarios, para las líneas TLC. - La subestación de alta tensión y la edificación de los usuarios, para las líneas de potencia. - La estación de distribución principal y la edificación de los usuarios para los ductos metálicos. Los servicios a proteger incluyen las líneas equipadas y la terminación de éstas. Riesgo Tolerable RT Es responsabilidad de la autoridad competente identificar el valor del riesgo tolerable. Valores representativos de riesgo tolerable RT donde las descargas eléctricas atmosféricas involucran pérdida de vida humana y pérdidas de valores sociales y culturales, se muestran en la siguiente tabla: Valores típicos de riesgo tolerable RT MEMORIAS DE CÁLCULO INSTALACIONES ELÈCTRICAS PORTAL DE CERRITOS MALL COMERCIAL


Procedimiento para evaluar la necesidad de protección De acuerdo con la NTC 4552 -1 los siguientes riesgos serán considerados en la necesidad de protección contra rayos para un objeto. - Riesgos R1, R2,R3 para una estructura - Riesgo R´1, R´2 para un servicio Para cada tipo de riesgo a ser considerado se aplica el siguiente procedimiento (véase la fig. 2.). La evaluación del nivel de Riesgo de la norma NTC 4552-2 está basada en la Norma IEC 65302-2; por lo tanto es válido realizar tal evaluación utilizando esta norma. Fig. 1. Procedimiento para la decisión de necesidad de protección



Sistema Integral de protección contra rayos Respecto a rayos, se puede afirmar que no existen medios para evitarlos pero sí medidas para ejercer un control que ofrezca seguridad a las personas y equipos eléctricos y electrónicos. Por tanto, las precauciones de protección apuntan hacia los efectos secundarios y a las consecuencias de una descarga eléctrica atmosférica. En la figura anexa se presenta esquemáticamente el sistema integral de protección contra rayos SIPRA, que se recomienda para una eficaz protección contra rayos, y la explicación de la función de cada uno de sus componentes. Como se aprecia el sistema de puesta a tierra es una parte fundamental del SIPRA. Dentro de la protección externa, su propósito es hacer posible la descarga y la dispersión de las elevadas corrientes del rayo hacia la tierra a través de un MEMORIAS DE CÁLCULO INSTALACIONES ELÈCTRICAS PORTAL DE CERRITOS MALL COMERCIAL


elemento conductor enterrado en el suelo, sin causar sobretensiones peligrosas para las personas y para los equipos. En la protección interna sirve como referencia de tensión para los equipos y para disipar las corrientes derivadas de sobretensiones por los dispositivos de protección fina Fig. 2. SISTEMA INTEGRAL DE PROTECCION CONTRA RAYOS

EVALUACIÓN DEL NIVEL DE RIESGO POR RAYO SEGÚN NORMA IEC 623052 Y 4552-1-2-3 MEMORIAS DE CÁLCULO INSTALACIONES ELÈCTRICAS PORTAL DE CERRITOS MALL COMERCIAL


PROYECTO: MALL COMERCIAL PORTAL DE CERRITOS PEREIRA RISARALDA.




CARMEMZA ALZATE G. S. A. S Ingeniería Eléctrica AREAS COMPROMETIDAS


CARMEMZA ALZATE G. S. A. S Ingeniería Eléctrica CATEGORIA DE LAS PERDIDAS



APANTALLAMIENTO Luego de realizarse el Análisis de la Matriz de Riesgo por Rayo para éste Proyecto y el cual da como resultado la necesidad de construir un Apantallamiento o Protección Externa para la edificación con un nivel de protección II ; a continuación se detalla éste Sistema. El Sistema de Protección Externa o de interceptación de rayos, tiene como función interceptar los rayos que puedan impactar en cercanías o directamente a la estructura. En éste caso se realiza un diseño aplicando el método electro geométrico (esfera rodante) y de acuerdo a la Matriz de Riesgo (IEC62305-2) se trabajó con un corriente pico mínima de rayo de 21 KA y un radio para la esfera rodante igual al radio de descarga para esta corriente y el cual es igual a 40m (1). Los materiales o dispositivos a usar en éste apantallamiento y de acuerdo al dibujo anexo, son: 1. Puntas captadoras, consistentes en 21 varillas sólidas de Cobre de 5/8”x 1.0 metro en forma de bayoneta, localizados de acuerdo al dibujo anexo; éstas puntas captadoras se pueden construir en otros materiales. 2. . Las puntas captadoras se deben soportar de modo que presenten una absoluta seguridad sujetándolas en un punto no inferior a la mitad de longitud. 3. Bajantes: cuatro (4), cada una consiste en 1 conductor de cobre desnudo No 2 o aluminio No 1/0 AWG, en una longitud igual a la altura del edificio menos 3 metros (para el caso de usar aluminio), el resto de conductor hacia la puesta a tierra, será en conductor de cobre de calibre No 2 AWG, la unión entre el conductor de aluminio y el de cobre se hará con conector tubular bimetálico o soldadura exotérmica certificada; ó utilizando una caja de empalme a 3 metros de altura con un barraje de cobre aislado para hacer la transición. (1) Norma NTC 4552-1 (2) Terminales o puntas de captación, (**) en caso de no utilizar soldadura exotérmica Dimensiones mínimas para puntas de captación Material Lmin. (Cms) Dmin. (mm) A min. mm² Cu 18.6 9.6 72.9 Al 17.3 12.4 121 Bronce 49 6.8 36.6 Acero 28.7 4.6 16.4 Cu (tubo) 18.6 11.5 (1.95)* 32.4 MEMORIAS DE CÁLCULO INSTALACIONES ELÈCTRICAS PORTAL DE CERRITOS MALL COMERCIAL

CARMEMZA ALZATE G. S. A. S Ingeniería Eléctrica • La base de cálculos tiene como parámetros físicos las características físicas del

Cu electrolítico 99.5%, Al 5 y el acero inoxidable 304. Éstos no cambian sustancialmente de una aleación a otra de la misma base.

• El estado de arte actual dice que ninguna tecnología reciente de terminales o

puntas de captación es más o menos efectiva que los tipos Franklin. • * Espesor de la pared.

Los conductores de los bajantes deben ir dentro de tubería del tipo IMC de ¾” la cual se unirá al conductor en el comienzo y el fin de la conducción utilizando conectores tubo-cable o soldadura exotérmica; o instalados a la vista y soportados por aisladores certificados para el uso (tipo DEHN). El último tramo de tubería (3m) se debe aislar, puede ser utilizando un tubo pvc de ½”o manguera de polietileno dentro del tubo de ¾”.

Se permite tanto para el anillo como para las bajantes, envés de cable, usar alambrón desnudo de cobre o aluminio de 8 mm de diámetro soportado por aisladores para el uso, los últimos 3 metros de los bajantes se deben proteger con tubería IMC. Cada bajante debe terminar en una puesta a tierra del tipo pozo de Hidrosolta (ver detalle), electrodo de cobre o puesta a tierra con una resistencia menor a 10 ohmios, localizado en lo posible en la parte exterior al edificio y a unos 50 cms de la fachada como mínimo. El sistema de puesta a tierra de pararrayos debe contar con una caja de inspección de 30x30 cms (interior) con su tapa removible en concreto de 3000psi (puede ser circular) con su manija respectiva. Como norma estas puestas a tierra de pararrayo se deben unir equipotencialmente con las demás puestas a tierra de la edificación. 4. Anillo Equipotencial o de apantallamiento Toda edificación que requiera un sistema de protección externo SPE, tenga o no puntas captadoras, debe tener un anillo de apantallamiento (formado por cuadrículas de acuerdo a la forma del techo y al diseño) en la parte superior de la estructura; en éste caso al tener puntas de captación éstas se deben unir mediante el anillo. Este anillo consistirá en un conductor de cobre No 2 AWG, 1/0 Al o alambrón de cobre o aluminio de 8 milímetros de diámetro soportado en aisladores para el uso; las puntas captadoras se unirán al cable de Al a través de un conductor de cobre No 2 AWG (1/0 Al) utilizando soldadura exotérmica o conectores certificados y del tipo adecuado. Todo elemento metálico que se encuentre expuesto al impacto del rayo, como antenas de TV, Chimeneas, escaleras, avisos etc., se deberá unir al anillo de apantallamiento utilizando métodos y materiales como los descritos. MEMORIAS DE CÁLCULO INSTALACIONES ELÈCTRICAS PORTAL DE CERRITOS MALL COMERCIAL

CARMEMZA ALZATE G. S. A. S Ingeniería Eléctrica “Se debe tener en cuenta que los conductores tanto del anillo equipotencial como

los bajantes deben cablearse usando radios amplios (> = 20 cms); se deben evitar las curvas bruscas o muy cerradas”.

Mantenimiento del SIPRA El hecho de tener un apantallamiento de éste tipo crea la necesidad de hacerle un mantenimiento mínimo una vez al año, ya que al estar a la intemperie y a merced de las fuerzas naturales la infraestructura del apantallamiento puede sufrir un deterioro que conlleve a fallas mecánicas o eléctricas que afecten la seguridad de las personas y los bienes. Así mismo la resistencia de puesta a tierra se debe revisar y verificar cada año para mantener su valor dentro del rango aceptable (<= 10 ohmios). CONDICIONES GENERALES DE DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN - LAS BAJANTES SE ALOJARAN EN TUBO IMC DE ¾” (el conductor No 2 de Cu o Al 1/0 debe soldarse o unirse a la puesta a tierra con conector certificado para el uso) - LA TUBERIA SE CONECTARÁ ELECTRICAMENTE A LA BAJANTE EN LA PARTE SUPERIOR E INFERIOR (usando soldadura exotérmica o conector tubo/cable apropiado). - LA PUESTA A TIERRA (sea pozo Hidrosolta o electrodo) DEBE QUEDAR A 50 CMS MÍNIMO DE LA FACHADA Y EN CAJA DE INSPECCIÓN DE 30X30CMS CON TAPA EN CONCRETO DE 3000PSI - EN PRINCIPIO ESTAS PAT SE DEBEN UNIR A LAS OTRAS PAT DE LA EDIFICACION - TODO ELEMENTO METALICO EXPUESTO EN EL TECHO SE DEBE UNIR AL ANILLO DE APANTALLAMIENTO - EL ULTIMO TRAMO DE TUBERIA DE LA BAJANTE SE DEBE AISLAR (utilizando un tubo pvc o manguera plástica de ½” dentro del tubo IMC)

- AL CABLEAR SE DEBEN EVITAR CURVAS CERRADAS O BRUSCAS Y EL RADIO DE CURVATURA DEBE SER >= 20 CMS - SE ANEXAN LOS PLANOS RESPECTIVOS CON EL DISEÑO DEL APANTALLAMIENTO



Fig.3. DETALLE DE UN POZO DE HIDROSOLTA PARA PUESTA A TIERRA DE PARARRAYOS*

Y= 1.8 m • * se sugiere como puesta a tierra, pero queda sujeto al criterio del constructor

Fig.4.SISTEMA MÁS COMÚN DE APANTALLAMIENTO EN EDIFICIOS


CARMEMZA ALZATE G. S. A. S Ingeniería Eléctrica M ost common l igh tni ng protection system in buil din g (photo by East Coast L igh tni ng Equi pment, Inc.) Lightning protection systems always required

Anexo DPS sugeridos





7. ANÁLISIS DE RIESGOS DE ORIGEN ELÉCTRICO Y MEDIDAS PARA MITIGARLOS. MATRIZ PARA ANALISI S DE RIESGOS - RETIE Quemadura

RIESGO A

Arco Electrico

EVENTO O EFECTO

EVALUAR:

(Ej: Arco Eléctrico)

S E C U E N C I

(Ej: Celda de 13,8 KV)

REAL

X

FRECUENCIA E

C O

FUENTE

(causa)

(EJ: Quemaduras)

POTENCIAL

Transformador de 45Kva

FACTOR DE RIESGO

E n P e rs on as

E co nó mi ca s

A mb ie nt al es

Una o mas

Daño grave en

Contaminacion

m ue rte s

i nf rae structura. Interrupcion Regional

Irre parabl e

E n l a I ma ge n d e l a Em pre sa

D

N o h a o cu rr id o e n e l s ector

Ha o cu rr id o e n e l s ector

C

H a o cu rr id o e n l a e mpre sa

B

A

S uce de v ar ia s v ece s al año

S uc ed e V ar ia s v ece s al m es

en la empresa

en la empresa

Inte rnaci onal

5

MEDIO

ALTO

ALTO

ALTO

MUY ALTO

Daños I nc ap ac id ad

m ay or es

C on ta mi na ci on

parcial permanente

salidas de Subestacion

Mayor

Nacional

4

MEDIO

MEDIO

MEDIO

ALTO

ALTO

Incapacidad temporal ( > 1 di a)

Contaminacion Local izada

Re gi onal

3

BAJO

MEDIO

MEDIO

MEDIO

ALTO

Le si on M en or

Daños Severos Inte rrupci on Temporal Daños I mp or ta nt es

(sin

Interrupcion

Local

2

BAJO

BAJO

MEDIO

MEDIO

MEDIO

incapacidad)

Breve Interna

1

MUY BAJO

BAJO

BAJO

BAJO

MEDIO

S

Molestia

Daños leves,

Funcional (afecta rendi-

No interrupcion

E fe ct o Me no r

Sin Efecto

miento laboral

Evaluado r:

LADY VARON _______________________________

MP:

QN 205 95634

__________

Fecha: Nov 2015

_________________________



CONSECUENCIA FRECUENCIA EN PERSONAS

4

D

ECONOMICAS

2

D

AMBIENTALES

2

D

IMAGEN DE LA EMPRESA

1

D

RIESGO MAS ALTO A EVALUAR

NIVEL DE RIESGO MEDIO BAJO BAJO MUY BAJO MEDIO

DESICIONES A TOMAR CONTROL -PARA EJECUTAR LOS TRABAJOS Verifi car que l as protecciones a instalar, se encuentren según l as especificaciones y dimensi ones consignadas en las memorias de calculo y su coordinacion y ajustes sean losadecuados. Verifi car que los tableros de distribucion,se encuentre debidamente conectados a sistema depu esta a tierra y equi potencializado. Utilizar materiales envolv entes resi stentes a los arcos, mantener una distancia de seguridad, usar prendas acordes con el riesgo y gafas de protección contra rayos ultraviol eta. Instalar avisos de prevencionpor el ectrocucion.

6. ANÁLISIS DEL NIVEL TENSIÓN REQUERIDO. NIVEL DE TENSION PRIMARIA: Para cargas de tipo Industrial y del orden de éste proyecto, las tensiones normalizadas en Colombia son para media tensión 13,2 kv NIVEL DE TENSION SECUNDARIA: Se determina nivel de tensión 1 normalizado de (208/120) voltios 7.

CÁLCULO DE CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS PARA ASEGURAR QUE EN ESPACIOS DESTINADOS A ACTIVIDADES RUTINARIAS DE LAS PERSONAS, NO SE SUPEREN LOS LÍMITES DE EXPOSICIÓN DEFINIDOS EN LA TABLA 14.1

Para este proyecto en particular, los efectos de los campos electromagnéticos son despreciables para baja tensión y las redes de servicio que se construyen para el proyecto; El Retie en el literal 14.4, establece como obligatorio el desarrollo de los cálculos de este parámetro, para niveles de tensión superior a 57 kv, nivel que esta muy lejos de los manejados para el proyecto MALL COMERCIAL PORTAL DE CERRITOS (se cita este literal)



14.4 CÁLCULO Y MEDICIÓN DE CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS

Los diseños de líneas o subestaciones de tensión superior a 57,5 kV, en zonas donde se tengan en las cercanías edificaciones ya construidas, deben incluir un análisis del campo electromagnético en los lugares donde se vaya a tener la presencia de personas. Los diseños de edificaciones aledañas a las zonas de servidumbre, deben incluir memorias de cálculo de campos electromagnéticos que se puedan presentar en cada piso. Para este efecto, el propietario u operador de la línea o subestación debe entregar al diseñador o al propietario del proyecto los máximos valores de tensión y corriente. La medición siempre debe hacerse a un metro de altura del piso donde esté ubicada la persona (lugar de trabajo) o domicilio. En el caso de líneas de transmisión el campo electromagnético se debe medir en la zona de servidumbre en sentido transversal al eje de la misma; el valor de exposición al público en general se tomará como el máximo que se registre en el límite exterior de la zona de servidumbre. Para redes de distribución y uso final, el valor de exposición al público debe medirse a partir de las distancias de seguridad, donde se tenga la posibilidad de permanencia prolongada de personas (hasta 8 horas) o en zonas de amplia circulación del público. Para lugares de trabajo se debe medir en el lugar asignado por la empresa para cumplir el horario habitual del trabajador. El equipo con el que se realicen las mediciones debe poseer un certificado de calibración vigente y estar sometidos a un control metro lógico. Para la medición se pueden usar los métodos de la IEEE 644 o la IEEE 1243. Parágrafo 1 El campo eléctrico se debe calcular en zonas de servidumbre de líneas de transmisión de tensión igual o mayor a 110 kV, y solo se debe medir como mecanismo de comprobación en lugares de fachadas de edificaciones a la altura de los conductores más cercanos a la fachada que se encuentre en la frontera de la servidumbre10. Parágrafo 2 La densidad de flujo magnético se debe calcular para corrientes mayores a 1000 A y debe medirse sobre bandejas porta cables, buses de barras y otros cables pre armados que transporten estos niveles de corriente y estén ubicados hasta 30 cm de lugares de trabajo o de permanencia de personas. Igualmente, se debe medir en líneas de transmisión que superen estas corrientes a distancias hasta 1,5 m del conductor para máximos acercamientos de público en general y a 30 cm para personas que laboran en la línea. En ningún caso se debe aceptar la permanencia de personas en distancias menores a las antes señaladas11.

8. CÁLCULO DE TRANSFORMADORES. (ANEXOS) 9. CÁLCULO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA.(ANEXOS) 10. CÁLCULO ECONÓMICO DE CONDUCTORES, TENIENDO EN CUENTA TODOS LOS FACTORES DE PÉRDIDAS, LAS CARGAS RESULTANTES Y LOS COSTOS DE LA ENERGÍA.


CARMEMZA ALZATE G. S. A. S Ingeniería Eléctrica DISE O EL CTRICO MALL COMERCIAL PORTAL DE CERRITOS PEREIRA CALCULO ECON MICO DE CONDUCTORES

Calculo economico de conductores: A continuacion se presentan los siguientes aspectos de las memorias de calculo: XI. Verifiacion de conductores: Se realiza en base a la capacidad de corriente y la regulacion XV. Calculo de perdidas: XVI. Calculo de regulacion. Estos tres aspectos se conjugan para efectuar el calculo economico de los conductores.

1. Verificacion de los conductores: De acuerdo a la carga demandada, se selecciona un alimentador general en cable de cobre calibre No. 1/0, THHN para las fases y el neutro. Es evidente que con un conductor de mayor calibre, por ejemplo 2/0 AWG, se obtendra una regulacion menor, esto para efectos de calculo del conductor economico.

2. Calculo de Perdidas : Se efectua el calculo de perdidas para los dos conductores seleccionados. Para efectos del analisis, se toma una vida util de 15 años, con un regimen de servicio de 8 horas/dias por 6 Dias/semana, con carga constante Se estima un incremento de costo de tarifas de energia anual del 3% CARGA EN AMPERIOS :

120,00 A

PARA CABLE DE COBRE No. 1/0 AWG RESISTENCIA DEL CONDUCTOR:

0,394 ohms/Km √3

PERDIDAS EN EL CONDUCTOR :

2

xI xRxL

0,69 KW

PARA CABLE D E COBRE No. 2/0 RESISTENCIA DEL CONDUCTOR:

0,328 ohms/Km

PERDIDAS EN EL CONDUCTOR :

AÑO

TIEMPO DE SERVICIO (HRS)

√3 x I

COSTO UNITARIO ESTIMADO KW/H ($)

2

xRxL

0,08 KW

PERDIDAS PERDIDAS CALCULADAS CALCULADAS No.1/0 No. 2/0 (KWH/AÑO) (KWH/AÑO)

1 2.304 340,00 1.584,89 188,49 2 2.304 350,20 1.584,89 188,49 3 2.304 360,71 1.584,89 188,49 4 2.304 371,53 1.584,89 188,49 5 2.304 382,67 1.584,89 188,49 6 2.304 394,15 1.584,89 188,49 7 2.304 405,98 1.584,89 188,49 8 2.304 418,16 1.584,89 188,49 9 2.304 430,70 1.584,89 188,49 10 2.304 443,62 1.584,89 188,49 11 2.304 456,93 1.584,89 188,49 12 2.304 470,64 1.584,89 188,49 13 2.304 484,76 1.584,89 188,49 14 2.304 499,30 1.584,89 188,49 15 2.304 514,28 1.584,89 188,49 VALOR PRESENTE NETO DE COSTOS DE PEDIDAS DE ENERGIA No. 1/0 VALOR PRESENTE NETO DE COSTOS DE PEDIDAS DE ENERGIA No. 2/0

VALOR ANUAL PERDIDAS No. 1/0 ($) 538.863,51 555.029,41 571.680,29 588.830,70 606.495,62 624.690,49 643.431,21 662.734,14 682.616,17 703.094,65 724.187,49 745.913,12 768.290,51 791.339,23 815.079,40 $ 5.309.641,42

A- AHORRO TOTAL DE COSTOS DE ENERGIA POR MENORES PERDIDAS EN LA VIDA UTIL ESTIMADA

VALOR ANUAL PERDIDAS No. 2/0 ($) 64.085,29 66.007,85 67.988,08 70.027,73 72.128,56 74.292,42 76.521,19 78.816,82 81.181,33 83.616,77 86.125,27 88.709,03 91.370,30 94.111,41 96.934,75 $ 631.458,44

$ 4.678.182,98

COSTO INICIAL DE LA INSTALACION A $14,768 POR METRO DE CONDUCTOR No. 1/0

$ 1.772.160,00

COSTO INICIAL DE LA INSTALACION A $18, 455 POR METRO DE CONDUCTOR No. 2/0

$ 2.214.600,00

B- MAYOR VALOR DE COSTOS DE INSTALACION POR INCREMENTO DE CALIBRE

$ 442.440,00

De la comparacion entre A y B se infiere que los ahorros por menor costo de perdidas no compensan el mayor valor de instalacion por incremento del calibre, por tal razon se mantiene la selección del conductor en calibre No.1/0 AWG THHW.



11.

VERIFICACIÓN DE LOS CONDUCTORES.(ANEXOS).

Esta verificación, se encuentra en los cuadros de cargas. 12. CÁLCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS Y DE ELEMENTOS DE SUJECIÓN DE EQUIPOS . Este punto no aplica para este proyecto, pues se hará uso de estructuras primarias de media tensión a 13.2 kv existentes en el lugar del proyecto. 13. CÁLCULO Y COORDINACIÓN SOBRECORRIENTES.

DE

PROTECCIONES

CONTRA

13.1. OBJETIVO Dar a conocer las diferentes curvas de disparo correspondientes a los interruptores marca Schneider Electric instalados en los tableros de Transferencia suministrados Nota: Este informe solo busca simular las diferentes curvas de disparo del interruptor totalizador V.S interruptores de salida (cargas) en el tablero de transferencia para el proyecto Mall Comercial PORTAL DE CERRITOS. 13.2. MARCO TEÓRICO La coordinación de protecciones es una aplicación sistemática de dispositivos de protección que actúan por corriente en el sistema eléctrico, que en respuesta a una falla o sobrecarga, sacará de servicio sólo una mínima cantidad de equipo. El objetivo principal será proteger al personal de los efectos de estas fallas, minimizar el daño al equipo eléctrico y reducir los costos por salidas de servicio de la carga asociada. El estudio de coordinación de protecciones consiste en un estudio organizado tiempo –corriente de todos los dispositivos en serie desde la carga hasta la fuente. Este estudio es una comparación del tiempo que toma cada uno de los dispositivos individuales para operar cuando ciertos niveles de corriente normal o anormal pasa a través de los dispositivos de protección. En resumen. Lo que se busca con un estudio de coordinación de protecciones es determinar las características, valores nominales y ajustes de los dispositivos de protección que aseguren que la mínima carga no fallada se interrumpa cuando los dispositivos de protección aíslen una falla o una sobrecarga en cualquier parte del sistema eléctrico. Al mismo tiempo, los dispositivos y ajustes de protección deberán proporcionar satisfactoriamente protección contra sobrecargas e interrumpir corrientes de corto circuito tan rápidamente como sea posible.



13.3. Selectividad parcial Selectividad total: –

Si la curva de disparo de la protección aguas abajo cruza la curva de no disparo de la protección aguas arriba, la selectividad se denomina parcial y la corriente a la que se cruzan las curvas se denomina límite de selectividad. Si el límite de selectividad es inferior a las corrientes de cortocircuito que pueden producirse en el circuito protegido por la protección aguas abajo, la selectividad se denomina parcial. Si el límite de selectividad es superior a la corriente de cortocircuito más elevada que puede producirse en el circuito protegido por la protección aguas abajo, la selectividad se denomina total en el contexto de la instalación. 3. DESARROLLO Se realizó un montaje básico del tablero en el programa Ecodial Advance Calculation 4.8 INT, suministrado por Schneider Electric. En el cual se instalaron las diferentes clases de protecciones utilizadas en el tablero para comparar una a una sus curvas de disparo frente al interruptor principal. Se tomó como información de entrada el diagrama unifilar del proyecto según el archivo Diagrama mall comercial PORTAL DE CERRITOS-TRAFO #1. (ANEXOS CURVAS)


MEMORIAS DE DISEÑO INSTALACIÓN ELÉCTRICA

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