ANAIS OSWALDO GIL BATISTA
INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
A.O.G.B.
DISEÑO ELECTRICO
CODIGO
DE‐OE‐011‐V1
DISEÑO PARA LA AMPLIACION DE REDES ELECTRICAS DE
MEDIA Y BAJA TENSIÓN EN LA VEREDA COREA DEL
MUNICIPIO DE MANI DEPARTAMENTO DE CASANARE
Presentado por:
ANAIS OSWALDO GIL BATISTA
INGENIERO ELECTRICISTA
MP: CN 205-36600
APROBACION:
ENERCA S.A. E.S.P.
YOPAL, MARZO DE 2017
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
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TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN GENERAL DEL PROYECTO
1. DESCRIPCION DEL PROYECTO
1.1. Objetivo.
1.2. Ubicación.
1.3. Beneficiarios.
2. DISEÑO ELECTRICO
2.1.
2.2.
2.3.
2.4.
Aspectos generales
Circuito alimentador:
Trazado de la línea
Obras proyectadas.
3. PARAMETRO DE DISEÑO.
3.1.1. Constante de Regulación:
3.1.2. Factor de Diversidad.
3.1.3. Configuración.
3.1.4. Momento Eléctrico.
3.1.5. Regulación del Sistema.
3.1.6. Pérdidas del Sistema
3.1.7 Conductores
3.1.8 Límite Térmico del Conductor
3.1.9. Nivel de Aislamiento.
3.2 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR.
3.2.1 Consideraciones Generales
3.2.2 Regulación en Redes de Media Tensión
3.2.3 Regulación en Redes de Baja Tensión
3.2.4. Porcentaje de Pérdidas en Redes de Media Tensión
3.2.5. Porcentaje de Pérdidas en Redes de Baja Tensión
3.3. CARACTERISTICAS MECANICAS DEL CONDUCTOR
3.3.1. Ecuación del cambio de condiciones.
3.3.2. Calculo del vano regulador.
3.3.3 Chequeo Mecánico Del Conductor.
3.3.4. Curva para la plantilla a temperatura máxima.
3.3.4.1 Calculo de las plantillas.
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3.5 SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION
3.5.1 Capacidad Nominal
3.5.2 Tipo
3.5.3 Relación de Transformación
3.5.4 Selección del Transformador
3.5.5. Georefrenciación de transformadores.
3.5.6 Protecciones
3.5.7 Puesta a tierra.
3.6 ESTUDIO DE RIESGO ELECTRICO
3.6.1 Evaluación del Indicador de gravedad
3.6.2 Matriz de niveles de riesgos
3.6.3 Evaluación del riesgo
3.6.4. Medidas para mitigar el riesgo
3.7 ANALISIS COORDINACION DE AISLAMIENTO
3.8 COORDINACOION DE PROTECCIONES
1. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS.
4.1 Posteria metálica y en concreto.
4.2 Herrajeria.
4.3 Conductores aéreos.
4.4 Aisladores.
4.5 Subestación de distribución.
4.6 Puesta a tierra.
ANEXOS
1. LISTADO DE BENEFICIARIOS
2. CUADRO CANTIDADES DE OBRA
3. INVENTARIO ESTRUCTURAS DE MEDIA Y BAJA TENSIÓN
4. CALCULO CAPACIDAD Y CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES
5. CALCULO REGULACION Y PERDIDAS EN MEDIA TENSION
6. CALCULO REGULACION Y PERDIDAS EN BAJA TENSION
7. CARTERA TOPOGRAFICA
8. PLANOS (09 PLANOS)
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MEMORIAS DE CÁLCULO
RESUMEN GENERAL DEL PROYECTO
OBJETO: DISEÑO PARA LA AMPLIACION DE REDES ELECTRICAS DE
MEDIA Y BAJA TENSIÓN EN LA VEREDA COREA DEL MUNICIPIO DE
MANI, CASANARE.
LOCALIZACION: El proyecto es para la electrificación de la Vereda Corea
del Municipio de Mani, Departamento de Casanare.
BENEFICIARIOS: Cuarenta y siete (47) Viviendas.
TIPO DE CARGA: Residencial - Rural
CARGA DE DISEÑO: 1,5 kV/Usuario, con carga máxima de 3 KVA.
NIVEL DE TENSIÓN DE CONEXIÓN: La conexión de las redes de media
tensión se realizará en 13,2 KV, y los usuarios se conectarán al secundario
de los transformadores a 220V.
PUNTO DE CONEXIÓN: Las redes de media tensión diseñadas en el
proyecto se conectarán en cuatro (4) puntos diferentes en donde existen
redes energizadas a 13,2 KV en Municipio de Mani, Casanare:
ARRANQUE No 1: 4°52´11.00956” N – 72°9´33.19563”W
ARRANQUE No 2: 4°52´40.41318” N – 72°6´19.18748”W
ARRANQUE No 3: 4°51´20.16439” N – 72°7´10.53113”W
ARRANQUE No 4: 4°50´8.12357” N – 72°0´57.77284”W
NIVEL DE TENSION PARA MEDIDA DEL CONSUMO DE ENERGIA: Se
debe instalar un medidor monofásico trifilar en cada usuario a 220 V.
CAPACIDAD INSTALADA: Se proyecta instalar veinte dos (22)
transformadores de diferentes capacidades, 19 de 5 kVA, 2 de 10 kVA y 1de
15 KVA, para una carga total instala de 130 Kva y demanda total de 76 kVA.
REDES: El proyecto está diseñado con alimentador principal trifásico, en
cable ACSR No 2 AWG con ramales en dos y tres hilos, los circuitos de
distribución en baja tensión son monofásicos trifilares utilizando como
conductor cable ACSR No 2 AWG.
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1. DESCRIPCION DEL PROYECTO
1.1.
OBJETIVO:
El presente proyecto tiene como objetivo principal el diseño eléctrico de las
redes de media y baja tensión, y las subestaciones de distribución, que
permitan garantizar el suministro del servicio de energía eléctrica en forma
confiable y segura en la Vereda Corea del Municipio de Mani, Departamento
de Casanare.
.
1.2.
UBICACIÓN:
La construcción de las obras del presente estudio tienen varios punto de
arranque, ubicados en sitios cercanos donde se encuentran redes existentes
a 13,2 KV en el Municipio de Mani Casanare.
La Vereda Corea se encuentran entre los 150 y los 250 metros sobre el nivel
del mar, con una temperatura promedio de 32 °C, con una humedad relativa
promedio del 81% y un promedio de precipitación anual de 3000 mm.
1.3 BENEFICIARIOS:
Los beneficiarios son los habitantes de la Vereda Corea del municipio de
Mani Casanare. El proyecto abarca las viviendas encontradas las cuales se
socializaron con el presidente de junta de acción comunal, son 47 viviendas,
el Listado de usuarios se especifica en el Anexo No 1.
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2. DISEÑO ELECTRICO
2.1.
ASPECTOS GENERALES
El diseño de la electrificación se realizó bajo los lineamientos del Reglamento
Técnico de Instalaciones Eléctricas “RETIE”, y se tiene en cuenta las
recomendaciones del Código eléctrico Nacional, Norma NTC 2050 y las
recomendaciones de construcción de redes eléctricas de las Normas de
CODENSA y estructuras ICEL, IPSE.
2.2.
CIRCUITO ALIMENTADORES:
Los circuitos alimentadores son los puntos más cercanos a redes existentes
utilizados para energizar las nuevas redes proyectadas, después del
levantamiento de los nuevos usuarios se realiza un recorrido por el sector
para determinar cuáles son las redes existentes más cercanas y con ayuda
de la comunidad se pudo determinar que los puntos más cercanos son:
PUNTO
ARRANQUE MONOFASICO No 1
ARRANQUE MONOFASICO No 2
ARRANQUE MONOFASICO No 3
ARRANQUE MONOFASICO No 4
2.3.
NORTE
ESTE
4°52´11.00956”
4°52´40.41318”
4°51´20.16439”
4°50´8.12357”
72°9´33.19563”
72°6´19.18748”
72°7´10.53113”
72°0´57.77284”
TRAZADO DE LA LINEA
Las consideraciones determinantes para la escogencia de la ruta de la
red de media tensión, se basan en los siguientes parámetros:
2.3.1. Ubicación de los puntos de conexión de la red proyectada con
respecto a las redes de media tensión existentes a 13.2 KV.
2.3.2. Ubicación de senderos o caminos de herradura.
2.3.3. Ubicación del usuario beneficiado. Ubicación de obstáculos naturales
y puntos críticos tales como cruces, caños, esteros, ciénagas,
terrenos inundables en invierno, etc.
2.3.4. Definición de alineamientos y ángulos obligados.
2.3.5. Localización de zonas arborizadas y cultivadas, tratando de evitarlas
con el fin de minimizar el impacto ambiental que pueda ocasionar la
construcción de la línea.
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2.3.6. Identificación de las características geotécnicas del terreno por donde
se trace la línea, con el fin de evaluar la necesidad de cimentaciones.
2.3.7. Por tratarse de un terreno plano no es necesario mostrar el perfil de la
línea, y se considera que toda la postería y en general la red tiene el
mismo nivel de referencia.
2.4.
OBRAS PROYECTADAS.
La construcción de las redes se hará teniendo en cuenta las normas del
ICEL (IPSE) para distribución aérea rural, aplicando las recomendaciones
y parámetros establecidos por CODENSA. En los anexos 3.1 y 3.2 se
muestra el listado de estructuras de media y baja tensión utilizadas en el
diseño.
ÍTEM
1
1.1
1.2
1.3
1,4
1,5
1.6
1.7
1.8
1.9
1,10
1.11
2
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
3
3.1
3.2
3.3
3.4
DESCRIPCIÓN
RED DE MEDIA TENSIÓN
Replanteo de M.T.
Apertura de hueco para poste o templete de M.T.
Suministro, arrimada, hincada y plomada de poste de ferroconcreto de 12 m x
510 kgf.
Suministro y vestida de estructura de paso, LAR 292 (P-510)
Suministro y vestida de estructura de retención, LAR 293 (R-515)
Suministro y vestida de estructura de retención, LAR 291 (R-514)
Suministro y vestida de estructura de arranque monofásico, (ICEL 731)
Suministro e instalación de templete de M.T.
Suministro, tendida y tensionada de red de media tensión 3Ø en cable ACSR
( 2 x Nº 2 )
Cimentación poste de 12 Metros.
Despeje corredor de línea de M.T.
RED DE BAJA TENSIÓN
Replanteo Red de B.T.
Apertura de hueco para poste o templete de B.T.
Suministro, arrimada, hincada y plomada de poste de ferroconcreto de 8 mts.
x 510 kgf.
Suministro y vestida de percha de 3 puestos
Suministro e instalación de templete de B.T.
Suministro, tendida y tensionada de red de baja tensión 1Ø, 3 H en cable
ACSR ( 3 x Nº 2 )
Suministro y colocación de estribo para ACSR Nº 2 - Nº 1/0
Despeje corredor de línea de B.T.
UNIDAD
CANTIDAD
KM
UN
33,465
317
UN
230
UN
UN
UN
UN
UN
185
32
25
3
87
ML
33465
UN
KM
2
4,20175
KM
UN
8,181
209
UN
112
UN
UN
166
97
ML
8181
UN
KM
141
2,05
Suministro e instalación de puesta a tierra para Terminal de ramal en baja
tensión en acero inoxidable
SUBESTACION DE DISTRIBUCION
Suministro y colocación de transformador 1Ø de 5 KVA, 13.200 / 240 - 120 V,
Norma 710
Suministro y colocación de transformador 1Ø de 10 KVA, 13.200 / 240 - 120
V, Norma 710
Suministro y colocación de transformador 1Ø de 15 KVA, 13.200 / 240 - 120
V, Norma 711
Suministro e instalación de puesta a tierra en acero inoxidable
UN
38
UN
19
UN
2
UN
1
UN
22
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3. PARAMETRO DE DISEÑO.
De acuerdo al comportamiento de la carga presentada en otras localidades similares a
la de este proyecto, se fijan los siguientes parámetros que serán el punto de partida
para un diseño óptimo:
 Constantes de regulación para los conductores ACSR de acuerdo al sistema de
distribución, calculado y establecido por el ICEL, normas IPSE y la Empresa
CODENSA.
 Factor de diversidad (Ver Anexos).
 Factor de potencia = 0,9 Inductivo.
 Regulación de la red de media tensión = 3 % Máximo (Ver Anexo 5).
 Regulación de la red de baja tensión = 5 % Máximo (Ver Anexo 6)
 Voltaje de distribución de la red de media tensión = 13.200 Voltios
 Voltaje de distribución red de baja tensión = 240 / 120 Voltios
3.1.1. Constante de Regulación:
SISTEMA DE DISTRIBUCION
Red de Media Tensión 3F-13,2 kV
Red de Media Tensión 2F-13,2 kV
Red de baja tensión 1F Trifilar 240 V
Red de baja tensión 1F Bifilar - 120
V
CONDUCTOR
2
1/0
6,46E-07 4,70E-07
1,29E-06 9,41E-07
3,72E-03
2,65E-03
1,49E-02
1,06E-02
Tabla No 1.
3.1.2. Factor de Diversidad.
La capacidad total conectada la constituye la suma de la potencia de todos los
aparatos. No todos los equipos operan simultáneamente y algunos ni siquiera a su
capacidad total, es decir no son coincidentes en el tiempo, por esto, la demanda total
en determinado momento siempre será menor que la capacidad conectada.
El nivel de consumo es determinado considerando la capacidad o nivel económico del
usuario y el índice de mejoramiento del nivel de vida.
Con datos tomados con instalaciones de cada clase socioeconómica se elaboran
curvas y tablas a las cuales se aplicaron índices de mejoramiento en el nivel de vida
que fluctuaron entre el 1% y el 3% anual, obteniéndose así la información tabulada
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para 8 y 15 años que se usa en él cálculo de transformadores y redes secundarias
respectivamente. El Factor de diversidad viene dado por la siguiente relación:
3.1.3. Configuración.
La configuración utilizada para diseñar las redes de media tensión a 13,2 KV es de tipo
radial trifásico y bifásico; y para las redes de baja tensión a 240 V es de tipo radial
monofasico trifilar.
Para la selección de los conductores se debe calcular las pérdidas de energías
ocasionadas en cada tramo de red, aplicando el concepto de momento eléctrico:
3.1.4. Momento Eléctrico. El momento eléctrico (ME) se calcula según la ecuación:
ME = S x L( kVA*m)
Dónde:
S = Potencia aparente de envío en cada tramo de la red en KVA
L = Longitud de cada tramo de la red en metros
3.1.5. Regulación del Sistema. La regulación de la tensión de un sistema proyectado
(Ver Anexo 5 y 6) se calcula en función de las constantes de regulación propias de
cada conductor y del momento eléctrico, expresándose:
Reg (%) = K x ME
Dónde:
K = Constante de regulación del conductor (Ver Tabla Nº 1)
ME = Momento Eléctrico
3.1.6. Pérdidas del Sistema. Las pérdidas del sistema son otro factor Importante a
tener en cuenta en el diseño de las redes, ya que al mediano y largo plazo pueden
implicar unos altos costos para la empresa de energía.
El cálculo de pérdidas de potencia activa en los distintos sistemas eléctricos se obtiene
mediante las siguientes ecuaciones:
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Para redes trifásicas:
Para redes bifásicas, monofásicas bifilares y trifilares:
Dónde:
P = Pérdidas de potencia en cada tramo de la red en KW
I = Corriente de línea en Amperios
R = Resistencia del conductor en Ohm / Km.
L = Longitud de cada tramo de la red en Km.
El porcentaje de pérdidas para todos los sistemas, se obtiene de la siguiente ecuación:
Dónde:
P = Pérdidas de potencia en cada tramo de la red en KW
S = Potencia aparente de envío en cada tramo de la red en KVA
cos Ø = Factor de potencia de envío
Los cálculos de las pérdidas se realizaron y se muestran en el anexo 5 para media
tensión y en el anexo 6 para baja tensión.
3.1.7 Conductores. El tipo de conductor a utilizar en el diseño de las redes de este
proyecto es el aluminio reforzado con alma de acero ACSR, en calibre normalizado
AWG N° 2 AWG, suficiente para las cargas y longitudes que se manejan en este
proyecto. Se seleccionó el cable ACSR Nº 2 AWG para las redes de media tensión
13.2 KV, con el fin de poder continuarla hacia otras veredas aledañas al proyecto, y así
garantizar que cumpla los criterios de regulación y pérdidas en las futuras expansiones
del servicio. La escogencia del cable ACSR No 2 también se realizó para garantizar
una tensión de ruptura mayor en el vano más largo que en este caso son 150 mts.
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3.1.8 Límite Térmico del Conductor. No se debe exceder el límite térmico del
conductor determinado por su capacidad amperimétrica. Para los diseños de
electrificación rural, nunca el conductor llega a estar amenazado de copar su límite
térmico, pues la carga se encuentra muy dispersa, manejándose corrientes de carga
muy bajas en las redes.
Este límite térmico es importante considerarlo en proyectos eléctricos urbanos donde la
carga es muy concentrada, existiendo niveles de corriente altos en los tramos de las
redes.
3.1.9. Nivel de Aislamiento. Basado en las normas para diseño de redes de
distribución de CODENSA, y según la tabla 23, para el caso el nivel de aislamiento BIL
es 110 KV. Este valor debe ser tomado como referencia para todos los equipos que
hagan parte de la red de distribución. Según la tabla 24 donde se muestran las
características de los diferentes tipos de aisladores, teniendo en cuenta el nivel de
tensión, el nivel de aislamiento y el grado de contaminación
Para las redes de media tensión, en las estructuras de alineamiento o paso se usarán
aisladores tipo espigo o pin ANSI 55-5; en las estructuras de retención se usarán
aisladores tipo disco ANSI 52-1. El aislamiento de los soportes debe ser tal que no
ocurra flameo debido a sobretensiones a la frecuencia nominal del sistema.
El criterio de selección para el uso de aisladores de disco en cadena tiene como base
el voltaje de flameo en ambiente húmedo; en concordancia con las normas ICEL, se
utilizarán tres (3) aisladores de 6 ½’’ en cadena, con el fin de garantizar un adecuado
nivel de aislamiento para una tensión de línea de 13,2 KV.
El nivel de aislamiento para las redes de baja tensión, de acuerdo con los voltajes de
servicio establecidos en las normas ICEL, es de 600 Voltios.
3.2 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR.
3.2.1 Consideraciones Generales. Aunque siendo la regulación la principal limitante
en la selección del conductor, prima el comportamiento físico en éstos, por ello el nivel
de temperatura del medio ambiente, y la cantidad de corriente que transmitirá éste
conlleva a una deformación física del mismo y de pérdidas en su conductividad.
La selección del conductor debe ser el resultado de una comparación entre una gama
preseleccionada de conductores. Los criterios para esta comparación son:
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 No se debe pasar el límite térmico.
 No exceder el límite de regulación.
 El porcentaje de pérdidas de potencia debe estar dentro de los parámetros
permisibles.
 El costo del conductor debe ser el más económico.
Para los cálculos de regulación se tendrá en cuenta lo establecido en la Norma
NTC1340, que establece un rango de pérdidas de regulación en tensión máximo al
10% entre media y baja tensión.
Tabla No 2. Clasificación. Denominación y valores de tensión nominal.
3.2.2 Regulación en Redes de Media Tensión. Según la tabla No 2, podemos
observar que la regulación máxima permisible en redes eléctricas rurales de media y
baja tensión en condiciones normales debe estar entre +5 y -10%, para efectos de este
diseño se tendrá un máximo del 3 % para media tensión y un 5% para baja tensión,
teniendo un total máximo del 8% rango permitido según regulación CREG 025 DE
1995.
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Para calcular el valor de regulación, se utiliza la ecuación planteada en el numeral
3.1.5, cuyos resultados obtenidos se muestran en el anexo No 5.
De los resultados obtenidos se concluye que los calibres de los conductores
seleccionados para las redes de media tensión cumplen ampliamente con el criterio de
regulación, quedando inclusive una gran reserva de capacidad en la red para el futuro
crecimiento de la carga y la futura expansión de la red hacia las veredas aledañas.
3.2.3 Regulación en Redes de Baja Tensión. Según lo explicado en el enunciado
anterior la regulación máxima permisible en redes eléctricas rurales de baja tensión es
de 5 % en condiciones normales de operación.
Se calcula el valor de regulación, utilizando la ecuación planteada en el numeral 3.1.5,
cuyos resultados obtenidos se muestran en el anexo No 6.
De los resultados obtenidos se concluye que los calibres de los conductores
seleccionados para las redes de baja tensión cumplen con el criterio de regulación,
garantizando un voltaje aceptable a cada uno de los usuarios.
3.2.4. Porcentaje de Pérdidas en Redes de Media Tensión. Se calcula el % de
pérdidas de las redes eléctricas rurales de media tensión, de acuerdo a las ecuaciones
planteadas en el numeral 3.1.6.
De los resultados obtenidos se concluye que los calibres de los conductores
seleccionados para las redes de media tensión generan unas pérdidas de potencia
muy bajas, (menores al 0,1%) cumpliendo ampliamente el criterio de diseño, los
cálculos se realizaron para conductor 2 AWG, se muestran los resultados del cable
escogido pensando en la expansión del sector. Las pérdidas se muestran en el cuadro
del cálculo de regulación de media tensión.
3.2.5. Porcentaje de Pérdidas en Redes de Baja Tensión. Se calcula el % de
pérdidas de las redes eléctricas rurales de baja tensión, de acuerdo a las ecuaciones
planteadas en el numeral 3.1.6.
De los resultados obtenidos se concluye que los calibres de los conductores
seleccionados para las redes de baja tensión generan unas pérdidas de potencia
permisibles, cumpliendo el criterio de diseño. Las pérdidas se muestran en el cuadro
del cálculo de regulación de baja tensión.
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3.3. CARACTERISTICAS MECANICAS DEL CONDUCTOR
En el presente diseño utilizaremos conductor ACSR No 2 AWG ya que es el conductor
de mínima área que se permite utilizar en este tipo de proyectos, de igual forma todos
los proyectos de redes de electrificación rural están utilizando este conductor como tipo
Estándar.
Para garantizar que no se permitirán tensiones mecánicas que sobrepasen la
capacidad del conductor, realizaremos los cálculos de para verificación de las mismas,
para lo cual tendremos en cuenta que el peso propio actúa verticalmente y se supone
que la carga debido al viento se aplica horizontalmente en el sentido perpendicular al
vano. Igualmente, la tensión restaurante en el plano perpendicular eje de la línea es la
combinación del peso propio y de la carga del viento.
La siguiente tabla muestra las características Físicas del conductor utilizado en el
presente proyecto:
CALIBRE DEL CONDUCTOR
2
Material
ACSR
Clave
SPARROW
Diámetro externo d (mm)
8.0264
39.22
Sección S (mm2)
Modulo de elasticidad

8100
(kg/mm2)
Coeficiente de dilatación  19.1 x 10(1/°C)
Peso unitario w (kg/m)
0.136
Tensión de rotura Tr (kg)
1266
Capacidad de corriente I
180
Resistencia R (Ohm/km)
1.012
Las variaciones de temperatura producen esfuerzos longitudinales en la línea y en el
diseño de las líneas de transmisión y distribución, la elevación de la temperatura de los
conductores por encima de la temperatura ambiente debido a la corriente que estos
llevan es de gran importancia, ya que las pérdidas de energía, la regulación de voltaje,
la estabilidad y otros factores resultan afectados por los aumentos de temperatura a la
vez que pueden determinar la selección del conductor a usar.
La siguiente discusión presenta la fórmula para el cálculo aproximado de cambio de
condiciones de los conductores bajo circunstancias conocidas de: temperatura
ambiente, velocidad del viento y aumento de temperatura.
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3.3.1. ECUACIÓN DEL CAMBIO DE CONDICIONES.
Para el conductor No. 2 ACSR utilizado en el presente proyecto, tenemos:
Temperatura máxima  max = 38 °C
Temperatura promedio  prom = 26°C
Temperatura mínima  min = 15°C
Altura máxima sobre el nivel del mar = 250 m.
Altura mínima sobre el nivel del mar =150 m.
Velocidad máxima del viento Vv = 100 km/h
Velocidad promedio del viento Vv = 60 km/h
Por consiguiente:

SFc22 A2
SFc21 A2 
 T22 T2  T1   S  2  1  

24
24T12 

Donde;
T = Tensión del cable en Kg
S = Sección del cable en mm2
 = Modulo de elasticidad del cable en kg / mm2
 = Coeficiente de dilatación en 1 / °C
 = Temperatura en °C
A = Vano viento en mt.
NOTA: El subíndice 1 indica condiciones iniciales y el subíndice 2 condiciones finales.
Además,
 d 
Fv  0.0042 xV 

 1000 
2
v
Fc    F
2
2
v
f 
A2
8T
Donde;
Fc = Fuerza resultante en Kg – Fuerza del viento ejercida sobre el cable
más su propio peso.
Fv = Fuerza del viento en Kg Sobre el cable
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Vv = Velocidad del viento en km/hr
d = Diámetro del cable en mm.
 = Peso unitario del cable en kg/m
f = Flecha en m.
3.3.2. CALCULO DEL VANO REGULADOR.
Para efectos del cálculo del vano regulador se calcula con base a la ecuación:
 A 
Ar 
A
3
i
i
3.3.3 CHEQUEO MECÁNICO DEL CONDUCTOR.
Debe procurarse que un exagerado calentamiento de los conductores no altere sus
propiedades eléctricas y mecánicas. Si las densidades de corriente exceden de ciertos
límites, pueden producirse peligrosos calentamientos en los conductores que, sin llegar
a fundirlos, pueden alterar su conductividad y resistencia mecánica, también pueden
ser afectados los aisladores que soportan dichos conductores.
Por consiguiente, se tiene en cuenta y se aplican los siguientes criterios:
 La tensión que se ejercerá sobre el conductor en condiciones iniciales de diseño no
deberá ser superior al 30% de la carga de rotura del conductor.
 La tensión que se ejercerá sobre el conductor en condiciones finales del diseño no
deberá ser superior al 60% de la carga de rotura del conductor.
Para el presente diseño se han tomado temperatura mínima de 15°C, máxima de
38°C y promedio de 26°C y con una velocidad del viento máxima en nuestro
ambiente de 100 km/hr.
Condiciones mecánicas para el conductor No. 2 ACSR.
CONDICIONES INICIALES
CONDICIONES FINALES
 prom = 26°C
 min = 15°C
T1 = 30%
- T1 = 380 kg
T2 = 60% - T2 = 760 kg
Vv = 0 km/hr
Vv = 100 km/hr
Fc1 =  = 0.136 kg/m
Fc2 = ?
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Luego calculamos la fuerza del viento:
Despejando la variable A en la ecuación anterior: A = 579 m, que es el vano
máximo permitido, no obstante para el presente proyecto el máximo vano es
de 155 metros en media tensión, valor muy inferior al permitido por el
conductor.
3.3.4. CURVA PARA LA PLANTILLA A TEMPERATURA MÁXIMA.
Se determina para máxima temperatura sin viento en condiciones finales y se usa para
verificar las distancias mínimas a tierra.
3.3.4.1 CALCULO DE LAS PLANTILLAS.
Para las curvas en caliente se toma como parámetro básico de tensión de rotura a
26°C, sin viento.
Para las curvas en frio se toma como parámetro básico la tensión a 15°C sin viento
La curva depende solamente del parámetro h definido por la relación entre la tensión
del conductor y su peso unitario.
De donde;
h
T

A2
f 
; por consiguiente:
8h
f 
A2
8T
Donde;
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h = Parámetro del conductor.
T = Tensión del conductor en kg.
A = Vano en metros.
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f = Flecha del conductor en m.
 = Peso unitario del cable en kg/m
CURVA PARA LA PLANTILLA A TEMPERATURA MÁXIMA.
Se determina para máxima temperatura sin viento en condiciones finales y se usa
para verificar las distancias mínimas a tierra.
Calculo de tensión del conductor en vano regulador de 576m.
Para cable ACSR No. 2.
CONDICIONES INICIALES
CONDICIONES FINALES
 prom = 26°C
 max = 38°C
Vv = 0 km/hr
Vv = 0 km/hr
Fc1 =  = 0.136 kg/m
Fc2 =  = 0.136 kg/m
T1 = 30%
- T1 = 380 kg
T2 = ?
Reemplazando valores en la ecuación de cambio de condiciones:
T 2 T  949 119260512
2
2
Despejando T2 por métodos iterativos; T2=308.0189 kg
Es decir, que la tensión en condiciones finales es del 24.38% de su tensión de
rotura (1266 kg).
Parámetro h para una tensión de 24.38% de la tensión de rotura del conductor ACSR
No. 2 AWG:
308.02
= 2265
h
0.136
Flecha del conductor según el parámetro h:
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A2
A2
f 

8 x 2265 18120
A continuación, se muestra las curvas con las que se elaboró la plantilla. La curva de
distancia a tierra se tomó a una distancia mínima de los conductores a tierra de 6m y la
localización de las estructuras con 10m en poste de 12 mts.
ACSR No 2 AWG
VANO (m) FLECHA (m)
20
0,022
40
0,088
60
0,199
80
0,353
100
0,552
120
0,795
140
1,082
160
1,413
180
1,788
200
2,208
220
2,671
240
3,179
260
3,731
280
4,327
300
4,967
Teniendo en cuenta que la topografía del terreno en el sector es plana en la Mayoria
de su recorrido y que el vano promedio es 140 mts, la flecha máxima en esos vanos
será de 1,082 mts.
Con esta metodología podemos calcular para el vano más largo (160 mts) donde
tenemos una flecha de: 1.41 metros, por lo tanto, teniendo en cuenta que la altura de
tendido es 10 metros y la distancia de seguridad al piso de 6 mts, no es necesario
realizar el plantillado debido a que la topográfia del terreno nos garantiza una distancia
superior a los 8 mts entre línea energizada a 13,2 KV y tierra.
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3.5 SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION
La distribución del transformador se hizo teniendo en cuenta la localización
geográfica del usuario. Ningún usuario puede estar a más de seiscientos (600)
metros, en línea recta de distancia del transformador que lo alimente y su
regulación no puede ser mayor del 5 %.
3.5.1 Capacidad Nominal. Para fijar la capacidad del transformador de
distribución, se deben tener en cuenta los siguientes parámetros:
 Demanda máxima diversificada por usuario (con rata del 3 % proyectada a
8 años).
 Número máximo de usuarios futuros (con rata anual del 2 % proyectada a 8
años).
 Se utiliza la siguiente ecuación:
Dónde:
CT = Capacidad del transformador en KVA
Do = Demanda diversificada actual por usuario en KVA
No = Número de usuarios actuales
FD = Factor de diversidad para usuarios al año 8
3.5.2 Tipo. De acuerdo con el número de usuarios y la distribución de las redes
rurales de baja tensión, los transformadores deben ser monofásicos para una
distribución trifilar (2 líneas vivas + el neutro).
3.5.3 Relación de Transformación. El voltaje nominal del transformador en el
lado de alta tensión será de 13200 Voltios.
El voltaje nominal en vacío del transformador en el lado de baja tensión será de
240 - 120 Voltios, entre línea y línea, y línea y neutro, respectivamente.
3.5.4 Selección del Transformador. Se seleccionarán las capacidades
normalizadas para transformadores de distribución que existen en el mercado, las
cuales son: 5 KVA, 10 KVA, 15 KVA y 25 KVA.
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En el anexo No 4 se presentan los cálculos de la capacidad nominal de los
transformadores. Los cuales muestran que en el proyecto se utilizarán
transformadores de 5, 10 y 15 KVA.
3.5.5. Georefrenciación de transformadores. Después de realizado el cálculo de
la capacidad y teniendo en cuenta la cercanía de los usuarios se dispuso la
ubicación de los transformadores en la siguiente forma:
GEOREFERENCIACION TRANSFORMADORES
DESCRIPCION
KVA
Latitud
Longitud
ARRANQUE 1
4°52'11.00956"N 72°9'33.19563"W
TRANSFORMADOR 1
5
4°52'11.00956"N 72°9'33.19563"W
TRANSFORMADOR 2
5
4°51'7.93962"N 72°9'51.07909"W
TRANSFORMADOR 3
5
4°50'32.49126"N 72°10'28.78539"W
TRANSFORMADOR 4
5
4°50'25.66481"N 72°8'41.46679"W
ARRANQUE 2
4°52'40.41318"N 72°6'19.18748"W
TRANSFORMADOR 5
5
4°52'14.95918"N 72°5'15.41726"W
TRANSFORMADOR 6
10
4°52'6.94844"N 72°4'55.34906"W
ARRANQUE 3
4°51'20.16439"N 72°7'10.53113"W
TRANSFORMADOR 7
5
4°50'50.36062"N 72°5'58.93435"W
TRANSFORMADOR 8
5
4°50'15.10545"N 72°4'56.15713"W
TRANSFORMADOR 9
5
4°50'37.33744"N 72°4'2.68681"W
TRANSFORMADOR 10
5
4°48'52.31852"N 72°5'41.39161"W
TRANSFORMADOR 11
5
4°49'42.68841"N 72°3'36.45671"W
TRANSFORMADOR 12
5
4°48'40.70707"N 72°3'45.33881"W
TRANSFORMADOR 13
5
4°50'0.60615"N 72°3'0.49509"W
TRANSFORMADOR 14
15
4°50'9.5672"N 72°2'45.31309"W
TRANSFORMADOR 15
15
4°49'56.53689"N 72°2'11.19673"W
TRANSFORMADOR 16
5
4°49'40.03102"N 72°1'27.9831"W
TRANSFORMADOR 17
5
4°48'21.67643"N 72°2'12.58232"W
TRANSFORMADOR 18
5
4°47'24.94443"N 72°2'23.8357"W
ARRANQUE 4
4°50'8.12357"N 72°0'57.77284"W
TRANSFORMADOR 19
5
4°50'0.40445"N 72°1'1.10453"W
TRANSFORMADOR 20
5
4°51'18.88"N
72°03'18.88"N
TRANSFORMADOR 21
5
4°53'17.70"N
72°06'08.30"N
TRANSFORMADOR 22
5
4°53'17.76"N
72°03'18.88"N
Total transformadores instalados: 22
Total carga Instalada: 130 KVA
Demanda total: 76 KVA
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3.5.6 Protecciones Los transformadores de distribución monofásicos se deben
proteger en media y baja tensión, para la protección en el lado de media tensión
se busca una protección contra sobretensiones por descargas y contra
sobrecorrientes por fallas o cortocircuito, para lo cual se instalarán pararrayos de
12 KV, 10 KA, ZnO y cortacircuitos de 15 KV, 10 KA, con fusibles de 15 KV tipo K.
Para la selección de la capacidad de los fusibles se debe tener en cuenta la
capacidad nominal del transformador.
La corriente del fusible se calcula mediante la expresión:
If = ((kVA*1000) ÷ (173 * Vff) ) * 1.2
 Cálculo del fusible para el transformador de 5 kVA
If = ((5 x1 000) ÷ (1,73 * 13 200)) x 1,2
If = 0,1824 A
Se escoge un fusible normalizado de 0.4 A
 Cálculo del fusible para el transformador de 10 kVA
If = ((10 x1 000) ÷ (1,73 * 13 200)) x 1,2
If = 0,3648 A
Se escoge un fusible normalizado de 0.4 A
*
Cálculo del fusible para el transformador de 15 kVA
If = ((15 x1 000) ÷ (1,73 * 13 200)) x 1,2
If = 0,5473 A
Se escoge un fusible normalizado de 0.7 A
En conclusión, todos los transformadores utilizados en este proyecto utilizarán
fusible expulsión tipo K de 1 A.
Para la protección por baja tensión se tendrá en cuenta lo establecido en la Norma
CODENSA 516-1, la cual establece la utilización de fusibles NH00 de la siguiente
forma:
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Los valores de la red de media tensión están establecidos para redes 11,4 Kv, lo
cual no se tendrá en cuenta y de la tabla se utilizarán los valores para baja
tensión.
3.5.7 Puesta a tierra. A continuación, se realiza el cálculo de la malla de puesta a
tierra para las subestaciones de distribución que se instalaran.
Para dar cumplimiento a lo estipulado en el artículo 15, del Reglamento Técnico
de Instalaciones Eléctricas RETIE, se realiza el cálculo del sistema de puesta a
tierra que garantice un valor máximo de resistencia del sistema de puesta a tierra
de 10 Ohm para subestaciones de media tensión.
El método de cálculo de la malla a tierra es el indicado en el estándar IEEE Std
80-2000.
Se determina la geometría de la malla, se verifican los valores para las tensiones
de paso y contacto, que sean admisibles y por último se calcula el valor de la
resistencia para la malla.
MALLA A TIERRA PARA EL TRANSFROMADOR
CÁLCULO DEL ÁREA DEL CONDUCTOR
A

(Calculado.)
Variable
I
1R
(TCAP.10  4 / ts * r *  r ) * Ln(( Ko  Tm) /( Ko  Ta ))
Valor Unidad
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Definición
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Rcuerpo
1000
Cs
0,82
hs
0,20
0,9493
m
ρ
130
Ω-m
ρs
5000
Ω-m
Ep
5691
V
K
Ω
DE‐OE‐011‐V1
Resistencia entre una mano y los dos pies.
Normalmente se asumen 1000 Ohm.
Factor de reducción que depende del espesor
de la capa de triturado o concreto hs, y del factor
de reflexión k.
Espesor capa de triturado o concreto.
(ρ-ρs)/(ρ+ρs)
Resistividad calculada del terreno, según
información obtenida en campo.
Resistividad de la capa de triturado (grava)
sobre la superficie de la subestación.
Normalmente se asume 3000 Ω-m.
Tensión de paso: Tensión máxima a que es
sometida una persona con los pies separados
un metro, que se encuentra caminado sobre el
área de la malla de la estación en el momento
de ocurrir una falla.
A (Calc) = 7,85mm2 es el equivalente de la sección para el drenaje de la corriente
de falla
.A (Inst) = 67,93mm2 que corresponde mínimo a 1 conductor 2/0AWG.
El calibre de conductor mínimo para ser instalado en la malla deberá ser 2/0 AWG
CÁLCULO
DE
TENSIONES
DE
CONTACTO
Y
DE
PASO
MÁXIMAS
PERMITIDAS
Tensión de Paso Máxima Permitida
Para una persona de 70 Kg aproximados de peso se emplea la siguiente
expresión:
Ep  ( Rcuerpo  6 * Cs * s )0.157 / t s
Para una persona de 50 Kg aproximados de peso se emplea la siguiente
expresión:
Ep  ( Rcuerpo  6 * Cs * s )0.116 / t s
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Variable
Valor Unidad
Rcuerpo
1000
Cs
0,82
hs
0,20
0,9493
m
ρ
130
Ω-m
ρs
5000
Ω-m
Ep
5691
V
Ep = 5691,35
V
Para una persona de 70 Kg aproximados de peso
Ep = 4205,07
V
Para una persona de 50 Kg aproximados de peso
K
Ω
Definición
Resistencia entre una mano y los dos pies.
Normalmente se asumen 1000 Ohm.
Factor de reducción que depende del espesor de la
capa de triturado o concreto hs, y del factor de
reflexión k. Se toma de la Figura No. 1
Espesor capa de triturado o concreto.
(ρ-ρs)/(ρ+ρs)
Resistividad calculada del terreno, según información
obtenida en campo.
Resistividad de la capa de triturado (grava) sobre la
superficie de la subestación. Normalmente se asume
3000 Ω-m.
Tensión de paso: Tensión máxima a que es sometida
una persona con los pies separados un metro, que se
encuentra caminado sobre el área de la malla de la
estación en el momento de ocurrir una falla.
Tensión de Contacto Máxima Permitida
Et  ( Rcuerpo  1.5 * Cs * s )0.157 / t s
Para una persona de 50 Kg aproximados de peso se emplea la siguiente
expresión:
Et  ( Rcuerpo  1.5 * Cs * s )0.116 / t s
Variable
Valor
Unidad
Et
1589,36
V
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Definición
Tensión de toque o contacto: Tensión a que queda sometida
una persona que se encuentra de pie dentro del área de la
estación sobre la malla de tierra, y que en el momento de
una falla esté tocando con una o ambas manos una
estructura o cualquier elemento conductor unido a la malla
de tierra (V). El voltaje máximo de toque es el mayor valor de
la diferencia de potencial entre el conductor de la malla y la
superficie del terreno, en el centro de una cuadrícula de la
malla.
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Et =1589,36 V
Para una persona de 70 Kg aproximados de peso
Et =1010,26 V
Para una persona de 50 Kg aproximados de peso
CÁLCULO DE LA LONGITUD DEL CONDUCTOR



Lr
 L
LM  LC  1.55  1.22

 Lx 2  Ly 2   R



1
2
Km 
Ln D 2 / 16hd   D  2h  / 8Dd   h / 4d   K ii / k h Ln8 /  2n  1
2
 
n2


Lc
Lp
Variable
Valor Unidad
Km
0,83
D
h
5,0
0,70
n
2,00
d
0,0098
Kii
1,0
kh
1,21
ho
1,50
ki
0,99
L
20
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m
m
m
m
m
Definición
Es una constante que tiene en cuenta la cantidad, el
espaciamiento, el diámetro y la profundidad de
enterramiento de los conductores de la malla. Ver
ecuación de cálculo adjunta.
Dimensión de la cuadricula de la malla de tierra.
Profundidad de enterramiento de la malla.
Número de conductores paralelos a localizar en una
dirección.
Diámetro del conductor de la malla.
Para mallas con electrodos de tierra en el perímetro,
en las esquinas o dentro del perímetro de la malla:
Kii = 1
Factor de corrección que tiene en cuenta la
profundidad de enterramiento de la malla. Kh
=[1+h/ho]1/2
Profundidad de referencia.
Factor que tiene en cuenta la irregularidad del fluido
de corriente desde las diferentes partes de la malla.
Ki=0,65+0,17n
Longitud resultante del conductor de la malla a tierra
considerando la interconexión a equipos y otras
mallas a tierra del campo, y longitud equivalente de
los electrodos.
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CÁLCULO DE LAS TENSIONES DE PASO Y DE RETÍCULA
Debido a que el sistema esta alimentado a 220V, está la máxima tensión que
estará presente en el área ante una falla a tierra, por lo cual se asume que Es=
220V y Em= 220V
Es=
220V <Ep= 4205,07 V
para una persona de 50 Kg.
Em= 220V <Et= 1010,26 V
para una persona de 50 Kg.
CÁLCULO DE LA RESISTENCIA DE LA MALLA A TIERRA
Para el cálculo de la resistencia de la puesta a tierra, se ha dispuesto una malla en
forma triangular con varillas repartidas en el área de la malla tal como se muestra
en la siguiente figura.
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Variable
R1
R2
R12
Valor
13,24
32,56
14,0
Unidad
Definición
Ω
Resistencia de la malla.
Ω
Resistencia de todos los electrodos.
Ω
Resistencia mutua entre R1 y R2
ρ1
130
Ω/m
Resistividad del suelo encontrada por una malla de
conductores enterrados a una profundidad h.
ρ2
5.000
Ω/m
Resistividad del suelo dada una profundidad H1 hacia
abajo por una varilla. (Ω/m)
I1
20,0
m
I2
2,40
m
Longitud total del conductor de la malla a instalar (m),
incluyendo la longitud de los electrodos y de las colas
(mínimo igual a L del numeral 2.3 de la presente
memoria).
Longitud promedio de las varillas.
lm
5,0
m
Largo de la malla a tierra.
am
5,0
m
Ancho promedio de la malla a tierra.
A
25,0
m2
Área ocupada por la malla de tierra = lm * am.
d1
0,01063
m
Diámetro del conductor de la malla.
d2
0,02
m
n
3
k1
1,25
k2
4,78
x
1,00
Diámetro de los electrodos (5/8").
Cantidad de electrodos localizados en el área de la
malla.
Constante relacionada con la geometría del sistema
K1 = 0,05x+ 1,2
Constante relacionada con la geometría del sistema.
K2 = 0,1x+4,68
Relación del largo sobre el ancho de la malla.
h'
0,08
m
h' = [d1.h]1/2
ρa
219
Ω/m
H
2,00
m
h2
0,60
m
Rg
13,21
Ω
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Resistividad aparente del terreno vista por una varilla
vertical. (Ω/m)
Profundidad primera capa.
Profundidad de enterramiento de la parte superior de
la varilla.
Resistencia de la malla de tierra.
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Nota: El constructor deberá realizar mejoras con suelo artificial en las zanjas y
electrodos para garantizar que la resistencia de malla de puesta a tierra sea al
menos de 10 Ω/m
3.6 ESTUDIO DE RIESGO ELECTRICO
El propósito de la evaluación del nivel de riesgo es establecer la necesidad de
utilizar un sistema de protección contra rayos en una estructura dada, y determinar
si este sistema debe ser integral, en este caso se evalúa para la red de media
tensión a 13,2 kV. La evaluación del nivel de riesgo es el elemento más importante
en el procedimiento para diseñar un sistema de protección contra rayos, y
especialmente en el procedimiento de selección del nivel de protección. Por ello el
método de evaluación debe ser efectivo y relativamente simple.
Para evaluar el nivel de riesgo se tienen en cuenta cuatro índices clasificados y
ponderados dentro de dos características: los parámetros de los rayos y los
índices que están relacionados con la estructura.
Los parámetros de las descargas eléctricas atmosféricas utilizados para encontrar
el nivel de riesgo son la densidad de descargas a tierra DDT, y la corriente pico
absoluta promedio (labs) expresada en kiloamperios, asignando una mayor
relevancia a la primera de éstas, debido a que existe una mayor probabilidad de
que una estructura se vea afectada dependiendo de la cantidad de descargas a la
que está expuesta, que de la intensidad de las mismas. Por esta razón se toman
proporciones de 0.7 para la DDT y 0.3 para la labs obteniendo la expresión (1).
Siendo RDDT el aporte al riesgo debido a la densidad de descargas a tierra y
Rlabs el aporte al riesgo ocasionado por la magnitud de la corriente pico absoluta
promedio.
Los valores de labs y de DDT deben tener una probabilidad del 50% de
ocurrencia, o menos, a partir de los datos multíanuales. Además, se debe tomar
un área de 3Km x 3Km o menos teniendo en cuenta la exactitud en la localización
y la estimación de la corriente pico de retorno del sistema de localización de rayos.
Al encontrar la densidad de descargas a tierra con sistemas de localización
confiables, implícitamente se considera la orografía del área, es decir, montaña,
ladera, plano, etc, y la latitud.
La densidad de descargas a tierra la podemos calcular mediante la expresión:
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NC = Nivel Ceráunico para la zona del proyecto es = 120 ( NTC 4552)
DDT = 3
Corriente de descarga promedio (Colombia) (KA) 40
Radio de descarga para 40 KA(m) 110
Evaluación Del Indicador De Gravedad
Está dado por la ecuación:
En donde:




IG = Indicador de gravedad
Iuso = Subindicador relacionado con el uso de la estructura.
IT = Subindicador relacionado con el tipo de estructura.
IAA = Subindicador relacionado con el área y la altura de la estructura.
3.4.1. Calculo nivel de riesgo estructuras en el recorrido de la línea
Subindicador relacionado con el uso de la estructura luso
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Subindicador relacionado con el tipo de estructura lT
Subindicador relacionado con el área y altura de la estructura IAA
En total el indicador de gravedad es igual:
IG = 25
Para la evaluación del nivel de riesgo
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Indicador De Gravedad: LEVE
MATRIZ DE NIVELES DE RIESGOS
El nivel de riesgo es BAJO, razón por la cual no se requiere ningún sistema de
apantallamiento en las estructuras.
3.6.3 EVALUACIÓN DEL NIVEL DE RIESGO:
El presente diseño se realiza teniendo en consideración el numeral 9.2 del RETIE
que define la condición de riesgo de una instalación eléctrica y se plantea la matriz
que permite determinar su magnitud y la forma de mitigarlo para las diferentes
situaciones de riesgo. Se efectúa el estudio con las condiciones de riesgo
planteadas en el RETIE (TABLA 9.5).
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Cuadro 1. TABLA N°9.3 (RETIE)-MATRIZ “ANALISIS DE RIESGOS”
RIESGO A EVALUAR
POTENCIAL
En
personas
C
O
N
E
C
U
E
N
C
I
A
S
Una o más
muertes
Incapacida
d parcial
permanent
e
Incapacida
d temporal
(>1 día)
Lesión
menor (sin
incapacida
d)
Molestia
funcional
(afecta
rendimient
o laboral)
REAL
Económicas
Daño grave a
infraestructura,
interrupción
regional
Daños mayores,
salida de
subestación
_________________ POR __________________AL O EN _______________
EVENTO O EFECTO
FACTOR DE RIESGO
FUENTE
FRECUENCIA
E
D
C
B
A
Sucede Sucede
En la
varias
varias
No ha Ha
Ha
imagen de
Ambiental
veces
veces
ocurrid
ocurrid
ocurrid
la empresa
es
o en el o en el o en la al año al mes
en
la en
la
sector
sector
empres
empres
empres
a
a
a
Contamin
ación
Internacion 5
MUY
irreparabl
al
MEDIO
ALTO
ALTO
ALTO
ALTO
e
Contamin
ación
Nacional
4
mayor
MEDIO MEDIO MEDIO
ALTO
ALTO
Daños severos,
interrupción
temporal
Daños
importantes,
interrupción
breve
Contamin
ación
localizada
Daños leves, no
interrupción
Regional
3
BAJO
MEDIO
MEDIO
MEDIO
ALTO
Efecto
menor
Local
2
BAJO
BAJO
MEDIO
MEDIO
MEDIO
Sin efecto
Interna
1
MUY
BAJO
BAJO
BAJO
BAJO
MEDIO
Al evaluar cada uno de los riesgos, el resultado se presenta en el siguiente
cuadro:
En caso que en la ejecución de las obras se realice una modificación al diseño y
se encuentre un nivel de riesgo medio y/o alto se deben realizar medidas para
mitigarlo:
3.6.4. ANÁLISIS PARA MITIGAR EL RIESGO ELÉCTRICO
RIESGO
EVALUADO
RESULTADO
MATRIZ
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Acción a
tomar según
matriz
9.4
RETIE
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Medidas de diseño
propuestas
para mitigar el riesgo
El diseño ha contemplado los
diferentes
factores
que
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Ausencia de
electricidad
Arco eléctrico
Contacto
directo e
indirecto con
partes
energizadas
Rayos
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Consecuencia
2
Frecuencia D
RIESGO
BAJO
Asumirlo:
Hacer control
administrativo
rutinario.
Consecuencia
2
Frecuencia D
RIESGO
BAJO
Asumirlo:
Hacer control
administrativo
rutinario.
Consecuencia
2
Frecuencia E
RIESGO
BAJO
Asumirlo:
Hacer control
administrativo
rutinario.
Consecuencia
2
Frecuencia D
RIESGO
BAJO
Asumirlo:
Hacer control
administrativo
rutinario.
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inciden sobre este caso,
como la distancia de los
usuarios,
la
carga
demandada por cada usuario,
por este motivo se ha
planteado el uso de cable
ACSR
No.2
ya
que
representa un factor de
seguridad para la regulación
de tensión, además se han
dispuesto 24 estructuras E731 y 7 cortacircuitos para
evitar que una falla focalizada
en un ramal, saque toda la
red de servicio.
Únicamente
personal
capacitado
y
autorizado
podrá instalar e intervenir las
redes de media y baja tensión
diseñadas
para
este
proyecto.
Las redes deben quedar
fuera del alcance de cualquier
persona, y deberá efectuarse
mantenimiento a las redes
para evitar que los arboles
hagan contacto con la red,
adicionalmente el tratamiento
de suelo con favigel, y el
diseño de la puesta a tierra
brinda la protección necesaria
según se contempla en el
numeral 4.6
Se
instalarán
dos
(2)
pararrayos de 12 KV, 10 KA,
ZnO y dos cortacircuitos de
15 KV, 10KA.
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Consecuencia
3
Sobretensiones
Frecuencia E
RIESGO
BAJO
Asumirlo:
Hacer control
administrativo
rutinario.
Sobrecargas
Consecuencia
2
Frecuencia D
RIESGO
BAJO
Asumirlo:
Hacer control
administrativo
rutinario.
Cortocircuitos
Consecuencia
2
Frecuencia D
RIESGO
BAJO
Asumirlo:
Hacer control
administrativo
rutinario.
Tensiones de
paso
Consecuencia
2
Frecuencia E
RIESGO
BAJO
Asumirlo:
Hacer control
administrativo
rutinario.
Tensión de
contacto
Consecuencia
3
Frecuencia E
RIESGO
BAJO
Asumirlo:
Hacer control
administrativo
rutinario.
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Se
instalaran
descargadores
sobretensión
para
transformador
dos
de
cada
Para evitar la sobrecarga de
los
transformadores,
se
tuvieron
en
cuenta
los
siguientes parámetros:
Demanda
máxima
diversificada
por
usuario.
Número máximo de usuarios
futuros. (Numeral 3.4.1.)
Se
instalarán
dos
(2)
cortacircuitos de 15 KV,
10KA, 100ª, con fusibles de
15 KV tipo H. como
protección
para
cada
transformador.
Se tomaron lecturas de
resistividad en las diferentes
veredas del proyecto para
determinar el diseño de la
puesta a tierra planteado en
el numeral 4.6., el cual
descargará la energía de
paso que resulte en el
sistema por energía residual
proveniente de diferentes
fallas a tierra, rayos o fallas
de aislamiento.
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3.7 ANALISIS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ELECTRICO
La coordinación de aislamiento eléctrico conocida también como coordinación de
la protección por sobretensión, tiene como objetivo hacer mínimo el número de
fallas de aislamiento y por lo tanto el número de interrupciones.
Las instalaciones eléctricas presentan como es el caso de este proyecto, varios
niveles de tensión, para realizar un correcto análisis de nivel de aislamiento, se
parte de la clasificación ANSI/IEEE C62.41; ANSI/IEEE C62.45 en la cual se
considera la coordinación total de dispositivos desde clase C hasta clase A.
La siguiente grafica muestra la clasificación de áreas que permite realizar una
adecuada selección de equipos de protección por sobretensión.
Para el caso del proyecto, se presenta a continuación las características técnicas
de los descargadores de sobretensión en media tensión AREA D, a usar en el
mismo (Fabricante GAMMA), en manera de ejemplo, en la construcción se deben
escoger elementos certificados RETIE.
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DISTANCIAS MINIMAS DE SEGURIDAD
Para el caso particular de este proyecto las redes de media y baja tensión al
momento de su instalación deberán cumplir con lo establecido por los reglamentos
técnicos sobre distancias mínimas de seguridad, se presenta a continuación estas
exigencias.
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Calculo de la Distancia del Conductor al Suelo.
Los reglamentos técnicos definen la distancia mínima que deben conservar los
cables conductores de redes eléctricas aéreas, el siguiente esquema y tabla de
resumen presentan dichas exigencias.
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Las redes de media tensión de la Vereda Corea Veredas se apoyaran sobre
estructuras vestidas en postes de concreto de 14 m para 34,5 kV, 12m para 13,2
kV y las redes de baja tensión se apoyaran en postes de 8m. Se presenta a
continuación el cálculo de estas distancias de seguridad de los cables conductores
desde su estructura hasta el suelo.
El presente diseño se basa en la tabla 13,2(Distancias mínimas de seguridad para
diferentes situaciones) del numeral 13,2 del RETIE, para determinar las distancias
mínimas de seguridad del presente proyecto.
Distancias Mínimas para la Prevención de Riesgo por Arco Eléctrico.
Para el caso particular del proyecto, no se especifican equipos eléctricos, como
es el caso de tableros, plantas generadoras, sistemas ininterrumpidos de potencia,
o transformadores a nivel del suelo en los cuales personas calificada tengan que
realizar trabajos.
Par ser tenido en cuenta en los procesos constructivos y de mantenimiento de la
infraestructura eléctrica, se presenta a continuación lo exigido por los reglamentos.
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Distancias mínimas de seguridad presentes en el proyecto
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Se establece que para las condiciones de la región en que se desarrollará el
proyecto las distancias mínimas de seguridad de los conductores respecto de la
vía no podrán ser menores de 5 metros en Baja Tensión y 5,6 metros en Media
Tensión.
Cálculo de Tensión de Contacto:
Considerando el circuito equivalente de la figura anterior se puede calcular:
Dónde:
Rch= Resistencia del cuerpo humano ≥ 1000Ω.
Rc = Resistencia de contacto=3
= Resistividad superficial del suelo.
Tensión de contacto
Luego considerando como corriente de choque máxima que no causa fibrilación
ventricular, la definida por la ecuación de Dalziel:
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Donde
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se expresa en Amperios y t es el tiempo de permanencia del
defecto en segundos, el cual se considera para un caso de 366 voltios para
público en general en un tiempo de 100 milisegundos, según la tabla 15.1 del
RETIE (máxima tensión de contacto admisible para un ser humano).
La tensión de toque o contacto máxima generada por el defecto no debe producir
una corriente de choque mayor a la limitada por dicha ecuación, y por tanto la
tensión de toque máxima permitida será:
→
Se calcula la tensión de contacto máxima para una resistencia de contacto de 10
Ω ya que esta debe ser la magnitud de resistividad alcanzada luego de efectuar el
tratamiento al terreno en que será instalada la puesta a tierra. Así que la tensión
de toque para un tiempo de despeje de falla de 100 milisegundos y una resistencia
de 10 Ω el valor corresponde a 372.3 voltios, la cual es cercana a 366V de
tensión máxima de contacto admisible según tabla 15.1 del RETIE.
Cálculo de Tensión de Paso:
Se calcula mediante la siguiente fórmula:
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Tenemos como resultado una tensión de paso de 388,8 voltios en 100
milisegundos.
3.8. CALCULO Y COORDINACION DE PROTECCIONES
Para la realización del cálculo y coordinación de los transformadores instalados en
la Vereda Corea del Municipio de Mani, Casanare, se realizará una breve
descripción de los elementos a utilizar y se describirá la metodología con la que se
deben realizar los cálculos para la selección de equipos de protección.
DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN PARA EL TRANSFORMADOR.
DISPOSITIVOS PARA SOBRETENSIÓN DPS`S:
Los DPS`s protegen al equipo contra sobretensiones debidas a maniobras o a
descargas atmosféricas, para subestaciones en poste, se instalan DPS`s tipo
línea. Estos DPS`s deben cumplir con ciertas características, las cuales se
calculan y selecciona a continuación.
Tensión continua de operación VOC:
La tensión continua de operación para DPS`s conectados entre fase y tierra en
sistemas trifásicos se determina de la siguiente manera.
Dónde:
Vm = la tensión máxima del sistema (15 KV para sistemas de 13.2 KV según
normas EBSA)
Tensión preliminar basada en la Tensión continua de operación.
Esta se determina de acuerdo a la siguiente relación:
Dónde:
V0 = tensión preliminar.
K0 = factor de diseño del descargador propio del fabricante.
Tensiones temporales de falla a tierra.
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VTG = ke * VOC
Dónde:
VTG = sobretensión temporal en falla a tierra.
Ke = factor de falla a tierra que depende de la relación X0/X1 y R0/X1
(impedancias de secuencia cero y positiva). Tiene un valor máximo de 1.4 para
sistemas directamente aterrizados y normalmente un valor de 1.73 para sistemas
aislados.
Selección de otra tensión nominal preliminar basada en la sobretensión temporal
en falla a tierra:
Esta se determina de acuerdo a la siguiente relación:
Dónde:
V1 = tensión preliminar.
K1 = capacidad de la sobretensión temporal del descargador expresada como
múltiplo de la tensión nominal. Este se puede tomar de curvas o tablas dadas por
los fabricantes de descargadores, las cuales muestran la duración de la
sobretensión y su constante respectiva de tensión nominal.
La tensión nominal para el DPS que se debe seleccionar, es el valor más alto
escogido entre las tensiones preliminares V0 y V1, si este valor no corresponde a
un valor de tensión normalizado se debe seleccionar el inmediatamente superior.
Margen de protección:
El margen de protección del descargador para ondas de impulso atmosférico se
establece de acuerdo con la siguiente fórmula:
Dónde:
MP = margen de protección.
NBA = nivel básico de aislamiento.
Vr = tensión residual o tensión de descarga con la corriente de descarga nominal,
con una onda 1.2 μs / 50 μs.
El margen de protección del descargador para ondas de impulso de maniobra se
establece de acuerdo con la siguiente fórmula.
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Dónde:
MP = margen de protección.
VIM = tensión que debe soportar el equipo con un impulso de maniobra
(conmutación).
Vr = tensión residual con onda impulso de maniobra.
Distancia de protección:
Los márgenes de protección del descargador solamente son válidos si el
descargador se monta directamente sobre el objeto que se va a proteger, debido a
que, si existe una distancia entre el descargador y el objeto protegido, se reducen
drásticamente los márgenes de protección.
La tensión aplicada sobre el objeto que se va a proteger con un descargador, se
determina a partir de las siguientes consideraciones:
Considerando un descargador que protege un transformador instalado a una cierta
distancia de éste, de tal forma que una onda tarda un tiempo t en recorrer el
trayecto.
Ve = Vr + VOSC
Reemplazando una en la otra tenemos:
Dónde:
Ve = tensión aplicada al equipo que se va a proteger (kV)
Vp = tensión aplicada al descargador (kV)
U = pendiente de la onda incidente (kV/μs)
L = separación entre el descargador y el equipo protegido
V = velocidad de la onda incidente (m/μs)
Con el valor Ve se debe recalcular el margen de protección MP, con el fin de
determinar que este último no sea inferior al 20 % establecido.
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El cálculo de las protecciones se elaboró teniendo en cuenta un DPS ABB tipo
EXLIM-Q, obteniendo los siguientes valores:
CORTACIRCUITOS FUSIBLE TIPO CAÑUELA.
Los cortacircuitos se instalan para proteger los dispositivos contra sobrecorrientes
o corrientes de cortocircuito. Es un dispositivo netamente térmico, este viene
equipado con un fusible el cual se derrite permitiendo que el tubo donde se
encuentra se caiga y así evidenciar visualmente que el fusible se rompió.
Los cortacircuitos se seleccionan en general con la siguiente información:
- El tipo de sistema para el cual se van a utilizar, es decir, aéreo o
subterráneo, sistema en delta o en estrella.
- El voltaje del sistema.
- La corriente de falla máxima disponible en el punto de falla.
Para seleccionar el fusible que lleva cortacircuitos, se tienen en cuenta las
siguientes características:
-
Tensión nominal.
Corriente RMS de operación.
Corrientes transitorias: por ejemplo, corriente Inrush de transformadores.
Capacidad de corriente de los conductores.
Corriente de falla: capacidad de interrupción, poder de limitación.
Coordinación con otros fusibles y elementos de protección.
Tipo de fusible y su respuesta en tiempo.
Características de montaje: modo de instalación, servicio interior o exterior.
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Las diferentes clases de fusibles según sus características constructivas y valores
de falla son las siguientes:
-
Fusibles tipo H son llamados fusibles de elemento extra-rápido.
Fusibles tipo K son llamados fusibles con elemento rápido.
Fusibles tipo T son fusibles con elemento lento.
Fusibles tipo DUAL son fusibles extra-lentos.
A continuación se describen los aspectos que se deben tener en cuenta para la
selección de los fusibles de expulsión que protegen el transformador en el
primario, todo esto siguiendo la metodología dada en la norma técnica colombiana
NTC 2797, guía para la selección de fusibles para transformadores se distribución
y teniendo en cuenta también las indicaciones encontradas
En el literal uno se describe básicamente las características del fusible de
expulsión que protege el primario del transformador, en el literal dos mediante un
ejemplo se hallan los fusibles requeridos.
Condiciones generales: Los principales parámetros que determinan los valores
nominales de un fusible para un punto específico del sistema son:
-
Corriente de carga.
Tensión del sistema.
Relación X/R y máxima corriente de falla posible en el punto de aplicación.
Selección de la corriente nominal: La corriente nominal del fusible debe ser
mayor o igual a la máxima corriente de carga continua que éste requiere para
conducir. En la determinación de la corriente de carga del circuito se debe tener en
cuenta la posible corriente de sobrecarga y corrientes transitorias como son la
corriente de conexión del transformador (corriente de inrush).
Selección de la tensión nominal: La tensión apropiada del fusible se determina a
partir de las siguientes características del sistema:
-
Tensión máxima del sistema fase-fase o fase-tierra.
Sistema de puesta a tierra.
Si el circuito es monofásico o trifásico.
Estas características determinan la tensión de recuperación a 60 Hz vista por el
cortocircuito cuando interrumpe corrientes de falla. Generalmente, esta tensión
debe ser menor o igual a la tensión nominal máxima del cortocircuito. Con base en
lo anterior se presentan las siguientes reglas de selección:
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DISEÑO ELECTRICO
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En sistemas trifásicos sólidamente puestos a tierra:
-
Para cargas monofásicas en líneas en derivación, la tensión nominal
máxima del fusible debe ser mayor o igual al máximo valor fase-tierra del
sistema.
Para aplicaciones trifásicas, la tensión nominal se debe basar en la tensión
fase-fase del sistema.
Selección de la capacidad de interrupción: El valor nominal de la capacidad de
interrupción simétrica de un fusible debe ser mayor o igual a la máxima corriente
de falla calculada sobre el lado de carga del fusible.
Características de soporte térmico, mecánico y de sobrecarga: Los
transformadores deben estar diseñados y construidos para soportar esfuerzos de
tipo mecánico y térmico resultantes de fallas externas.
En general, el aumento de temperatura de este tipo de fallas es aceptable; sin
embargo, los efectos mecánicos son intolerables cuando las fallas externas tienen
un carácter repetitivo, debido al efecto acumulativo de los fenómenos de
compresión, fatiga y desplazamientos internos en el material de aislamiento. El
daño resultante ocasionado por estos fenómenos es una función de la magnitud,
duración y frecuencia de las fallas.
La norma ANSI C57.12.00 (81980) define las siguientes categorías:
Categoría
I
II
III
IV
Monofásicos (KVA)
5 a 500
501 a 1667
1668 a 10000
más de 10000
Trifásicos (KVA)
15 a 500
501 a 5000
5001 a 30000
más de 30000
METODOLOGIA Y COORDINACION DE PROTECCIONES
Los transformadores de distribución trifásicos se deben proteger contra
sobretensiones por descargas y contra sobrecorrientes por fallas, para lo cual se
instalarán pararrayos de 12 KV, 10 KA, de tipo polimérico instalados lo más cerca
posible de los bujes del transformador (Art. 7 y numeral 30.3 del RETIE) y tres
cortacircuitos de 15 KV, 10KA, 100ª, con fusibles de 15 KV tipo K, Se determina el
uso de esta clase de fusibles mediante la tabla 12 de la normatividad EBSA en el
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numeral 2.5.1. y se efectúa el estudio del tipo de fusible idóneo para la protección
requerida mediante la NTC 2797 en el numeral 3.4.3. el cual expone:
“la selección del fusible se efectúa superponiendo a la curva característica de
corriente - tiempo de fusión mínima del fusible, la curva de capacidad térmica,
mecánica y de sobrecarga del transformador, seleccionando aquel fusible cuya
curva de máximo tiempo de fusión quede totalmente a la izquierda de la curva de
capacidad térmica”
Sin embargo, para transformadores de categoría I (de 5 a 500 KVA) solo se
tiene en cuenta la característica de soporte térmico.
Para seleccionar el fusible que lleva cortacircuitos, se tienen en cuenta las
siguientes características.
-
Tensión nominal.
Corriente RMS de operación.
Corrientes transitorias: por ejemplo, corriente Inrush de transformadores.
Capacidad de corriente de los conductores.
Corriente de falla: capacidad de interrupción, poder de limitación.
Coordinación con otros fusibles y elementos de protección.
Tipo de fusible y su respuesta en tiempo.
Características de montaje: modo de instalación, servicio interior o exterior.
Condiciones generales.
Los principales parámetros que determinan los valores nominales de un fusible
para un punto específico del sistema son:
-
Corriente de carga.
Tensión del sistema.
Relación X/R y máxima corriente de falla posible en el punto de aplicación.
Selección de la corriente nominal.
La corriente nominal del fusible debe ser mayor o igual a la máxima corriente de
carga continua que éste requiere para conducir. En la determinación de la
corriente de carga del circuito se debe tener en cuenta la posible corriente de
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sobrecarga y corrientes transitorias como son la corriente de conexión del
transformador (corriente de inrush).
Selección de la tensión nominal.
La tensión apropiada del fusible se determina a partir de las siguientes
características del sistema:
-
Tensión máxima del sistema fase-fase o fase-tierra.
Sistema de puesta a tierra.
Si el circuito es monofásico o trifásico.
En sistemas trifásicos sólidamente puestos a tierra:
- Para cargas monofásicas en líneas en derivación, la tensión nominal
máxima del fusible debe ser mayor o igual al máximo valor fase-tierra del
sistema.
- Para aplicaciones trifásicas, la tensión nominal se debe basar en la tensión
fase-fase del sistema.
Selección de la capacidad de interrupción.
El valor nominal de la capacidad de interrupción simétrica de un fusible debe ser
mayor o igual a la máxima corriente de falla calculada sobre el lado de carga del
fusible.
Características de soporte térmico, mecánico y de sobrecarga.
En general, el aumento de temperatura de este tipo de fallas es aceptable; sin
embargo, los efectos mecánicos son intolerables cuando las fallas externas tienen
un carácter repetitivo, debido al efecto acumulativo de los fenómenos de
compresión, fatiga y desplazamientos internos en el material de aislamiento. El
daño resultante ocasionado por estos fenómenos es una función de la magnitud,
duración y frecuencia de las fallas.
La norma ANSI C57.12.00 (81980) define las siguientes categorías:
Categoría
Monofásicos (KVA)
Trifásicos (KVA)
I
5 a 500
15 a 500
II
501 a 1667
501 a 5000
III
1668 a 10000
5001 a 30000
IV
más de 10000
más de 30000
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Cada categoría de transformadores posee una característica de soporte térmico y
mecánico definida por los siguientes tres segmentos:
-
Capacidad de soporte mecánico en caso de cortocircuito (segmento 1-2 de
la figura 1).
Línea de transición (segmento 2 – 3 de la figura 1).
Capacidad de soporte térmico en caso de cortocircuito (segmento 3 – 4 de
la figura 1).
La característica de capacidad térmica limita la temperatura de los devanados del
transformador, bajo el supuesto que todo el calor almacenado está limitado a
200ºC para el aluminio y 250ºC para conductor de cobre en condiciones de
cortocircuito.
Esta condición satisface la ecuación, asumiendo que la temperatura máxima
ambiente es de 30ºC promedio y la temperatura máxima de servicio llega a 110ºC
antes del cortocircuito.
I2t = 1250
Dónde:
I = corriente simétrica de cortocircuito en valor por unidad.
t = duración en segundos
Figura A. Características de soporte mecánico, térmico y de sobrecarga,
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Fuente: NTC 2797. Guía para la selección de fusibles. p.12.
La característica de capacidad térmica típica para transformador categoría I está
dada por los puntos mostrados en la siguiente tabla.
Capacidad térmica para un transformador categoría I.
Corriente (A)
Tiempo (s)
111.8 ln
0.1
25 ln
2.0
11.3 ln
10.0
6.3 ln
30
4.75 ln
60
3.0 ln
300
2.0 ln
1800
Fuente: NTC 2797. Guía para la selección de fusibles. p.4.
Para los transformadores de las categorías II, III y IV, la característica de
capacidad térmica sufre algunos desplazamientos dependiendo de la magnitud de
la corriente, la impedancia del transformador y tipo de conexión.
Con el fin de cubrir todo el intervalo posible de sobrecorriente, a continuación de la
característica de soporte mecánico y térmico de cortocircuito, se debe incluir la
característica de soporte de sobrecarga (segmento 4-5 de la figura A).
La característica de sobrecarga es la misma para las diferentes categorías de
transformadores.
La selección del fusible se efectúa superponiendo a la curva característica de
corriente-tiempo de fusión mínima del fusible, la curva de capacidad térmica,
mecánica y de sobrecarga del transformador, seleccionando aquel fusible cuya
curva de máximo tiempo de fusión que totalmente al lado izquierdo de la curva de
capacidad térmica. (ver figuras b y c).
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Figura b. Curva térmica de un transformador y curva de corriente de conexión
(inrush), Fuente: NTC 2797. Guía para la selección de fusibles. p.13.
Figura c. Curva de cargabilidad de un transformador.
Fuente: NTC 2797. Guía para la selección de fusibles. p.14.
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Protección contra corriente de cortocircuito.
El tiempo de operación del fusible para la interrupción de la corriente simétrica de
cortocircuito del transformador, calculada según su impedancia, debe ser inferior
al tiempo establecido para que el transformador soporte el cortocircuito.
Capacidad para soportar corriente de conexión del transformador
Cuando un transformador se energiza, existe una corriente de excitación cuya
magnitud viene definida por el flujo residual en el núcleo del transformador y el
punto de conexión en la curva de la tensión. Se ha establecido una curva definida
por los puntos mostrados en la siguiente tabla:
Capacidad para soportar corriente de conexión de un transformador.
Corriente (A) Tiempo (s)
25 ln
0.01
12 ln
0.1
6 ln
1.0
3 ln
10.0
Fuente: NTC 2797. Guía para la selección de fusibles. p.5.
La curva característica de corriente-tiempo de fusión mínima del fusible debe estar
localizada en todo su intervalo, al lado derecho de la curva de corriente de
conexión del transformador.
A continuación se presenta un ejemplo de la selección de la protección para un
transformador trifásico de 10kVA, y por último se presenta un resumen de la
selección de fusibles para los transformadores que se requiera:
Ejemplo 1: Se realiza el cálculo del fusible del primario del transformador de 10
KVA.
Inicialmente hallamos la corriente nominal que circula por el primario del
transformador con la siguiente ecuación:
In 
S
VLL * 3
Dónde:
 S= potencia nominal (kVA) = 10 kVA
 VLL = voltaje línea a línea del sistema = 13.2 kV
Reemplazado los valores correspondientes se obtiene la corriente nominal.
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In= 0.437 A.
En la figura (d) se muestran las curvas de carga térmica, corriente transitoria y
sobretensión inducida por descarga para un transformador categoría I.
Figura (d). Curva de carga térmica, corriente transitoria y sobretensión inducida
para un transformador categoría I
Fuente: ANSI/IEEE C57.91
Estas curvas se superponen a las características de fusión de los fusibles
utilizados y se debe realizar lo siguiente:
-
-
Colocar la línea de referencia vertical “amperios nominales” sobre la
coordenada de la corriente, correspondiente a la corriente nominal del
transformador (corriente primaria). Hacer coincidir las líneas horizontales de
100 y 10 segundos con las líneas de 100 y 10 segundos del papel
logarítmico (en el cual están las curvas de fusión de los fusibles).
La curva del fusible situado debajo o a la izquierda de la curva de carga del
transformador y a la derecha de la curva de conexión del transformador y
de la intersección del voltaje del primario del transformador califica para
proteger el transformador.
La figura (e) muestra este ejercicio realizado con las curvas de fusibles tipo H,
aquí se encontró que el fusible requerido es el 1 A.
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Figura (e). Fusible requerido en el primario de un transformador de 10 KVA, 13.2
KV/ 208-120 V
El tipo de fusible se seleccionó de acuerdo a las recomendaciones constructivas
de CODENSA en su especificación técnica “ET505 Fusibles para transformadores
de distribución tipo dual”. Se presenta a continuación la tabla que resume la
selección de estos elementos de protección:
Se presenta a continuación de las normas constructivas CODENSA la tabla por la
cual se realiza la selección de los fusibles de los transformadores especificado en
el presente proyecto.
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RESULTADOS DE COORDINACION DE PROTECCIONES
Los transformadores de distribución monofásicos se deben proteger contra
sobretensiones por descargas y contra sobrecorrientes por fallas, para lo cual se
instalarán dos (2) pararrayos de 12 KV, 10 KA, de tipo polimérico instalados lo más
cerca posible de los bujes del transformador (Art. 7 y numeral 30.3 del RETIE) y
dos cortacircuitos de 15 KV, 10KA, 100ª, con fusibles de 15 KV tipo K, Se
determina el uso de esta clase de fusibles mediante la tabla 12 de la normatividad
EBSA en el numeral 2.5.1. y se efectúa el estudio del tipo de fusible idóneo para la
protección requerida mediante la NTC 2797 en el numeral 3.4.3. el cual expone:
“la selección del fusible se efectúa superponiendo a la curva característica de
corriente - tiempo de fusión mínima del fusible, la curva de capacidad térmica,
mecánica y de sobrecarga del transformador, seleccionando aquel fusible cuya
curva de máximo tiempo de fusión quede totalmente a la izquierda de la curva de
capacidad térmica”
Sin embargo para transformadores de categoría I (de 5 a 500 KVA) solo se tiene
en cuenta la característica de soporte térmico.
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El cálculo para la selección de fusibles se sigue teniendo en cuenta la norma NTC
2797.
Resultado Fusibles para transformadores monofásicos
KVA
Corriente
Nominal
5
10
15
25
0.38
0.76
1.14
1.89
Fusible tipo
SR K
recomendado
0.4
0.7
1
2.1
Los criterios a tener en cuenta para la selección de los DPS son: La máxima
tensión de operación del sistema, sobretensiones presentes en el sistema y el
nivel ceráunico de la zona; se seleccionan DPS con capacidad de 12 KV y 10,2 KV
como máxima tensión de operación continua, los cuales serán instalados aguas
abajo del transformador.
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3. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS.
Todos los procedimientos que se utilicen para la instalación de equipos y
materiales se deberán ajustar a lo establecido las normas de CODENSA y la
norma NTC 2050, dichas normas fueron puestas en práctica en el presente
diseño.
Todos los materiales utilizados deben contar con certificado de conformidad de
producto emitido por un ente registrado ante la superintendencia de industria y
comercio para tal fin.
4.1 POSTERIA EN CONCRETO.
Los postes a utilizar diseñados en el presente proyecto, serán fabricados de
conformidad con la norma INCONTEC 1329, postes de hormigón armado para
líneas aéreas de energía y alumbrado público sin perjuicio de lo establecido en
estas especificaciones.
Los postes diseñados en el presente proyecto, poseen las siguientes
características:
Se utilizará cemento Portland tipo I. De una sola marca, sin mezclar cementos de
diferente procedencia u origen.
Los agregados de concreto cumplirán con las normas ACI-318-77 o equivalente.
El agua empleada será potable y libre de sulfatos ácidos, sustancias alcalinas,
materias orgánicas y demás elementos perjudiciales disueltos y/o en suspensión.
El concreto ofrecerá una resistencia promedio a la compresión de 250 KG/cm2,
medida a los 28 días.
El tiempo de curado será de 28 días preferiblemente por inmersión en piscina y
adoptando las precauciones necesarias para evitar evaporación o
resquebrajamientos por cambios térmicos.
El hierro tendrá un límite a la fluencia mínimo de 4200 kg/cm2.
Los postes podrán ser vibrados o centrifugados, pero sin alterar las medidas y/o
composiciones normalizados. Las refacciones manuales (con palustre o similar) no
son admitidas por falta de homogeneidad en la mezcla. El espesor del
recubrimiento en concreto sobre el hierro, será uniforme o mayor a 4.0 cm.
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Los postes deberán llevar una franja pintada de rojo, de 3 cm de ancho y 15 cm de
longitud en el punto correspondiente a su centro de gravedad.
Todos los postes a utilizar en el presente diseño deberán llevar una franja pintada
de color verde de 3 cm de ancho y 15 cm de longitud indicando la altura de
empotramiento la cual debe ser de un décimo de la longitud total del poste en
metros más 0.60 m.
Absolutamente toda la postería diseñada debe ser ubicada sobre el terreno por
medios topográficos, al igual que todas las estructuras de retención y de
suspensión ilustradas en los planos.
El presente diseño permite localizar la postería en las vías con las siguientes
características:






Facilidad para el tráfico de peatones.
Distancias mínimas a las edificaciones.
Tráfico y estacionamiento de vehículos.
Zonas verdes.
Obstáculos o condiciones especiales de algunas vías.
Aspecto estético.
La operación de hincada de la postería ha de realizarse con especial cuidado.
Debe proveerse la orientación correcta de las perforaciones para el montaje de los
herrajes. Se colocarán vientos al levantar el poste para evitar que este golpee a
los operarios o al mismo vehículo con el que se ejecuta el trabajo.
Al hincar, el poste se debe verificar su verticalidad, alineamiento y orientación, así
mismo debe verificarse que el apisonado haya quedado compacto y las
cimentaciones en concreto no presenten grietas.
4.2 HERRAJERIA.
Toda la herrajería deberá ser de tipo pesado y su galvanizado debe haberse
efectuado en caliente, de acuerdo con la Norma ASTM 1.53.
Absolutamente todas las estructuras diseñadas en el cruce del río deberán ser
ubicadas sobre el terreno por medios topográficos, al igual que todas las
estructuras de retención y de suspensión ilustradas en los planos.
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La operación de hincada de los postes ha de realizarse con especial cuidado.
Debe proveerse la orientación correcta de la misma para el montaje de los
herrajes.
Al hincar, los postes se debe verificar su verticalidad, alineamiento y orientación,
así mismo debe verificarse que el apisonado haya quedado compacto y/o las
cimentaciones en concreto no presenten grietas, esto con el fin de alinear toda la
herrajería instalada en el extremo superior del poste.
4.3 CONDUCTORES AÉREOS.
Los conductores diseñados en el presente proyecto cumplen con las normas
ASTM B 230, B-232 y B-498 u otra Norma Aprobada. Los alambres que forman el
núcleo son preformados de tal manera que permanezcan estables cuando el
conductor sea cortado. El aluminio utilizado, es de la más alta calidad y deberán
juntar certificaciones de los análisis, dando los porcentajes y naturaleza de
cualquier impureza encontrada.
Se debe tener especial cuidado en el transporte, almacenaje y tendido de la red,
por contaminación por cobre, compuestos alcalinos, derivados sulfurados y demás
materiales que puedan afectar adversamente el aluminio.
Los conductores a utilizar en el presente diseño se deberán enrollar en carretas de
madera, que cumplan con la Norma Canadiense C.S.A C-49 u otra norma
aprobada. En los carretes se debe indicar con una flecha la dirección del rollo, el
calibre, el peso, el tipo y la longitud del conductor que contenga.
El conductor a utilizar debe ser manejado con el mayor cuidado para evitar que
sean pisados por el personal, transeúntes, vehículos o equipos. Cada carrete será
inspeccionado para verificar la presencia de cortes, dobleces u otros desperfectos.
El conductor debe tenderse a través de poleas especialmente suspendidas en las
torrecillas o en las crucetas y los métodos usados en el tendido de los conductores
deberán ser apropiados para evitar daños a los mismos.
El tensado de los conductores primarios aéreos no ha de llevarse a cabo durante
tiempo de viento fuerte, de bajas temperaturas u otras condiciones climáticas
adversas que puedan causar dificultad en la tensión de trabajo.
En general, para el tensado de los conductores se debe dar curso a las
recomendaciones del fabricante y a lo estipulado en las normas las flechas de los
conductores han de ser uniformes.
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Todos los empalmes deberán soportar una resistencia mecánica no inferior al 95%
de la resistencia de rotura del conductor no empalmado. Todas las derivaciones
de los conductores de líneas y redes de distribución deben hacerse
obligatoriamente a partir de un apoyo. Para conectar y empalmar los conductores,
se han de utilizar conectores que no causen acción galvánica.
4.4 AISLADORES.
Todos los aisladores utilizados en el presente proyecto deben ser fabricados en
porcelana por proceso húmedo. La porcelana debe ser densa, homogénea y libre
de porosidades e imperfecciones tales como grietas calcinaciones, burbujas etc.
Que pueden afectar sus características eléctricas o mecánicas.
Las partes metálicas de los aisladores deben ser de hierro maleable o acero
forjado, galvanizado en caliente, de acuerdo a la Norma ASTM 153.
Los aisladores de suspensión a utilizar en la subestación aérea deben permitir
formación de cadenas, en consecuencia, deberán diseñarse de tal forma que
pueda adoptar cualquier posición la cadena, y una vez ensamblado no haga
contacto entre las partes de porcelanas adyacentes. El aislador debe tener
impreso como mínimo el nombre del fabricante, la fecha de manufactura y la
referencia ANSI y no se aceptan con fecha de fabricación superior a 5 años.
Absolutamente todos los aisladores deben cumplir con las definiciones, códigos y
características de las Normas ANSI (NEMA).
4.5 SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN.
El transformador a utilizar es de tipo en aceite, con un voltaje de entrada de
13.200 voltios y voltaje de salida de 240/120 voltios, y frecuencia de operación de
60Hz, ubicado en una estructura de tipo 710 norma ICEL.
Este transformador será protegido mediante pararrayos de Oxido de Zinc 12KV 10KA tipo línea, ubicados lo más cerca posible a los bornes de entrada del
transformador.
El seccionamiento debe ser de tipo cortacircuito 15KV – 10 KA con fusibles de
rápida extinción de 1 Amperios, ubicados en crucetería metálica galvanizada de
fácil manipulación y mantenimiento.
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4.6 PUESTA A TIERRA.
Estará compuesto por un conjunto de conductores de acero inoxidable autentico
sin interrupciones ni fusibles, ellos son:
 Conductor conector entre descargadores de sobretensión. (Fleje de 7/8" x
1.2 mm)
 Conductor bajante descargadores de sobretensión. (Fleje de 7/8" x 1.2 mm)
 Conductor bajante del transformador. (Fleje de 7/8" x 1.2 mm)
 Abrazaderas
 Conector ajustable en u o paralelo
 Electrodos de puesta a tierra. (Varilla de 2.4 mts de longitud y 5/8”de
diámetro de acero inoxidable).
El sistema de puesta a tierra está caracterizado por no presentar el fenómeno
conocido como corrosión galvaniza debido a la homogeneidad de todos sus
componentes, tendrá una vida útil de 15 años. El uso de conductores de sección
rectangular, como flejes en los cuales, ambas superficies contribuyen a la
conducción. Los rayos constituyen transientes que tienen una parte importante de
su energía en frecuencias elevadas, por lo que la corriente eléctrica de la
descarga viajara por la superficie del conductor, no por su núcleo. La utilización
del conector de tipo mecánico permite el acoplamiento entre un fleje y una varilla
redonda, con esto garantiza la transmisión de la descarga al electrodo de puesta a
tierra.
____________________________
ANAIS OSWALDO GIL BATISTA
INGENIERO ELECTRICISTA
CC: 12.645.828
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Yopal, Marzo 03 de 2017
SEÑORES:
ENERCA S.A. E.S.P.
CIUDAD
Por medio la presente certifico bajo gravedad de juramento que el proyecto:
DISEÑO PARA LA AMPLIACION DE REDES ELECTRICAS DE MEDIA Y BAJA
TENSION EN LA VEREDA COREA DEL MUNICIPIO DE MANI,
DEPARTAMENTO DE CASANARE, Cumple con la normatividad y requerimientos
establecidos por el Reglamento técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE,
Esta certificación se firma en la ciudad de Yopal, a los tres (03) días del mes de
marzo del año 2017.
____________________________
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Yopal, Marzo 03 de 2017
SEÑORES:
ENERCA S.A. E.S.P.
CIUDAD
Por medio la presente solicito la revisión y aprobación del proyecto: DISEÑO
PARA LA AMPLIACION DE REDES ELECTRICAS DE MEDIA Y BAJA TENSION
EN LA VEREDA COREA DEL MUNICIPIO DE MANI, DEPARTAMENTO DE
CASANARE, de igual manera con el fin de tramitar la ejecución del mismo, solicito
el AVAL TECNICO emitido por ustedes.
Agradezco atención a la presente,
____________________________
ANAIS OSWALDO GIL BATISTA
INGENIERO ELECTRICISTA
CC: 12.645.828
MP: CN 205-36600
Tel: 314-5808493
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
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ANAIS OSWALDO GIL BATISTA
CODIGO
INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
A.O.G.B.
DISEÑO ELECTRICO
DE‐OE‐011‐V1
Yopal, Marzo 03 de 2017
SEÑORES:
ENERCA S.A. E.S.P.
CIUDAD
Por medio la presente acepto la ejecución del proyecto eléctrico del diseño que
tiene como objeto: DISEÑO PARA LA AMPLIACION DE REDES ELECTRICAS
DE MEDIA Y BAJA TENSION EN LA VEREDA COREA DEL MUNICIPIO DE
MANI, DEPARTAMENTO DE CASANARE.
Agradezco atención a la presente,
____________________________
ANAIS OSWALDO GIL BATISTA
INGENIERO ELECTRICISTA
CC: 12.645.828
MP: CN 205-36600
Tel: 314-5808493
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
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ANAIS OSWALDO GIL BATISTA
CODIGO
INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
A.O.G.B.
DISEÑO ELECTRICO
DE‐OE‐011‐V1
MATRICULA PROFESIONAL DEL INGENIERO DISEÑADOR
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
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INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
A.O.G.B.
DISEÑO ELECTRICO
DE‐OE‐011‐V1
ANEXO No 1.
LISTADO DE BENEFICIARIOS
LISTA DE USUARIOS
PROYECTO
TRF Nº PUNTO
1
B1
2
3
4
B2
PB5
PB7
PM64
5
PB9
PB12
PB16
6
PB18
7
8
PB20
9
PB19
10
PB21
11
12
PB23
PB26
PB31
PB32
PB33
PB35
13
PB37
PB40
PB41
PB44
PB46
PB50
14
PB52
PB55
PB59
15
PB60
PB64
16
PB67
17
PM222
PB72
18
PB74
PB78
AMPLIACION DE REDES ELECTRICAS DE MEDIA Y BAJA TENSION EN LA
VEREDA COREA DEL MUNICIPIO DE MANI, CASANARE
USUARIOS
NOMBRE
No
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Claudia barrera
Pedro Julio Barrera
Ovidio Romero
Gonzalo Flores
Melquis Flores
Alejandro Murillo
Enrique Tovar
Nestor Guayabo
Maria Rosa Moreno
Manuel Preciado
Javier Rengifo
Wilson Rengifo
Manuel Preciado
Yaquelin Bacares
Timo León Bacares
Teresa
Melbis Garcia
Lucila Padilla
Celida Hunda
Caseta Comunal
Fabio
Doly Salazar
Felipe Rodriguez
Elina Gutierrez
Yolima Gutierrez
Edelinda Gutierrez
Edilma Gutierrez
Adelia Fonseca
Edilberto Gutierrez
Jose Joaquin Gutierrez
Jose Sebastian Carreño
Dario Villalobos
Marino Escobar
Yurleny Gutierrez
Jose Vergara
Ferney Martinez
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
Página
ANAIS OSWALDO GIL BATISTA
CODIGO
INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
A.O.G.B.
DISEÑO ELECTRICO
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
47
PB81
TE1
PB83
PB88
PB89
19
PB91
PB95
TE2
PB98
20
PB101
TE3
PB106
22
PB109
21
PB110
TOTAL
PROYECTO
DE‐OE‐011‐V1
Tarcilia Fonseca
Juancho Fonseca - La Faena
Manuel Fonseca - Santa maria
Silvia Florez - Copacabana
Josefina Florez - Las Acacias
Carlos Garzon - La Fortaleza
German Fonseca
Luz Marina Florez - El Guamo
Joaquin Ramirez - Tranquilandía
Nestor Barrera - La Jungla
Henry Macias - Los Pencos
AMPLIACION DE REDES ELECTRICAS EN LA VEREDA COREA DEL
MUNICIPIO DE MANI, CASANARE
USUARIOS
TRF Nº PUNTO No
NOMBRE
CEDULA
1
Claudia Soraya Barrera Sierra
51.698.297
1
Pedro Julio Barrera
B2
1
Odilio Romero Barrera
19.133.180
PB5
1
Gonzalo Florez
4.156.466
PB7
1
Melkis Alfonso Florez Ratia
9.434.680
PM64
1
Alejandro Murillo Torres
74.857.152
PB9
1
Jorge Enrique Tovar Reyes
4.156.725
PB12
1
Nestor Guayabo Moreno
74.811.286
PB16
1
Maria Rosa Moreno
23.724.689
PB18
1
Manuel Jose Preciado Piragauta
9.513.383
1
Jose Javier Rengifo Muñoz
10.542.894
1
B1
2
3
4
5
6
7
8
PB20
1
Wilson Rengifo
9
PB19
1
Manuel Jose Preciado Piragauta
9.513.383
10
PB21
1
Jacquelin Vacares Naranjo
23.725.049
11
PB23
1
Walter Vacares Naranjo
74.795.227,00
PB26
1
Teresa de Jesus Hernadez de Castro
PB31
1
Melbis Garcia
12
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
41.691.141
Cel: 314‐5808493
Página
ANAIS OSWALDO GIL BATISTA
CODIGO
INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
A.O.G.B.
DISEÑO ELECTRICO
DE‐OE‐011‐V1
PB32
1
Lucila Padilla Carreño
23.726.158
PB33
1
Celida Hunda Martinez
23.725.773
PB35
1
Caseta Comunal
PB37
1
Fausto Rincón
74.380.957,00
PB40
1
Doly Maria Toro Sanchez
43.075.901,00
PB41
1
Luis Felipe Rodriguez Gil
9.430.593
PB44
1
Carmen Elina Gutierrez Fonseca
23.724.697
PB46
1
Yolima Gutierrez Fonseca
52.622.031
PB50
1
Edelinda Gutierrez Fonseca
23.725.582
PB52
1
Edilma Gutierrez Fonseca
51.957.332
PB55
1
Adelia Fonseca
PB59
1
Edilberto Gutierrez Barrera
74.755.453
PB60
1
Jose Joaquin Gutierrez Fonseca
4.156.859
PB64
1
Juan Sebastian Carreño Vacares
1.116.615.807
PB67
1
Jairo Dario Villalobos
7.060.301
PB72
1
Marino Alberto Escobar Rivero
19.167.400
PM222
1
Yusleny Gutierrez Fonseca
23.725.583
PB74
1
Jose Manuel Vergara Rodriguez
74.811.325
PB78
1
Ferney Martinez
PB81
1
Pablo Emilio Arias
7,231,646
PB83
1
Juancho Fonseca Achagua- La Faena
74.795.814
PB88
1
Jose Manuel Fonseca - Santa maria
4.156.153
PB89
1
Ana Silvia Florez - Copacabana
23.724.972
PB91
1
Josefina Florez - Las Acacias
23.740.748
PB95
1
Carlos Garzon Castro- La Fortaleza
4.156.878
TE2
PB98
1
German Fonseca Lombana
74.795.618
20
PB101
1
Luz MarinaAndueza Florez - El Guamo
23.725.782
TE3
PB106
1
Pedro Joaquin Ramirez Mendoza- Tranquilandía
3.297.220
21
PB110
1
Henry Macias Macias - Los Pencos
4.179.273
22
PB109
1
Jose Nestor Barrera Medina- La Jungla
74.811.611
13
14
15
16
17
18
TE1
19
Email: oswaldogilba@hotmail.com
23.724.005,00
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
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CODIGO
INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
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DISEÑO ELECTRICO
DE‐OE‐011‐V1
ANEXO No 2.
CUADRO CANTIDADES DE OBRA Y PRESUPUESTO
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
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ANAIS OSWALDO GIL BATISTA
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INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
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DISEÑO ELECTRICO
DE‐OE‐011‐V1
ANEXO No 3.
INVENTARIO ESTRUCTURAS DE MEDIA Y BAJA TENSION
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
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DISEÑO ELECTRICO
DE‐OE‐011‐V1
ANEXO No 4.
CALCULO CAPACIDAD Y CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
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INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
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DISEÑO ELECTRICO
DE‐OE‐011‐V1
ANEXO No 5.
CALCULO REGULACION Y PERDIDAS EN MEDIA TENSIÓN
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
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ANAIS OSWALDO GIL BATISTA
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INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
A.O.G.B.
DISEÑO ELECTRICO
DE‐OE‐011‐V1
ANEXO No 6.
CALCULO REGULACION Y PERDIDAS EN BAJA TENSIÓN
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
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INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
A.O.G.B.
DISEÑO ELECTRICO
DE‐OE‐011‐V1
ANEXO 7.
CARTERA TOPOGRAFICA
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
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INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
A.O.G.B.
DISEÑO ELECTRICO
UBICACION
DE‐OE‐011‐V1
REGISTRO FOTOGRAFICO
CASETA COMUNAL VEREDA COREA
FINCA FERNEY MARTINEZ
LUCILA PADILLA
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
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INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
A.O.G.B.
DISEÑO ELECTRICO
DE‐OE‐011‐V1
WILSON RENGIFO
VIA DE ACCESO
JUAN SEBASTIAN CARREÑO
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
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ANAIS OSWALDO GIL BATISTA
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INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
A.O.G.B.
DISEÑO ELECTRICO
DE‐OE‐011‐V1
ESTACION TOPOGRAFICA
JOSE JOAQUIN GUTIERREZ
JOSE VERGARA
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
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INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
A.O.G.B.
DISEÑO ELECTRICO
DE‐OE‐011‐V1
OVIDIO ROMERO
ELINA GUTIERREZ
EDILBERTO GUTTIERREZ
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
Página
ANAIS OSWALDO GIL BATISTA
CODIGO
INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
A.O.G.B.
DISEÑO ELECTRICO
DE‐OE‐011‐V1
EDELINDA GUTIERREZ
ADELIA FONSECA
ALEJANDRO MURILLO
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
Página
ANAIS OSWALDO GIL BATISTA
CODIGO
INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
A.O.G.B.
DISEÑO ELECTRICO
DE‐OE‐011‐V1
PEDRO JULIO BARRERA
MARIA ROSA MORENO
NESTOR GUAYABO
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
Página
ANAIS OSWALDO GIL BATISTA
CODIGO
INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
A.O.G.B.
DISEÑO ELECTRICO
DE‐OE‐011‐V1
ENRIQUE TOVAR
MELQUIS FLOREZ
GONZALO FLORES
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
Página
ANAIS OSWALDO GIL BATISTA
CODIGO
INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
A.O.G.B.
DISEÑO ELECTRICO
DE‐OE‐011‐V1
MANUEL PRECIADO
YAQUELIN BACARES
TIMO LEON BACARES
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
Página
ANAIS OSWALDO GIL BATISTA
CODIGO
INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
A.O.G.B.
DISEÑO ELECTRICO
DE‐OE‐011‐V1
MARINO ESCOBAR
DARIO VILLALOBOS
TERESA
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
Página
ANAIS OSWALDO GIL BATISTA
CODIGO
INGENIERO ELECTRICISTA‐ UNIVERSIDAD NACIONAL
A.O.G.B.
DISEÑO ELECTRICO
DE‐OE‐011‐V1
ANEXO 9.
PLANOS (9 PLANOS)
Email: oswaldogilba@hotmail.com
Tel: 098‐6354063
Cel: 314‐5808493
Página