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Diseño de la Instalación Eléctrica con Criterios de Eficiencia Energética para la
Bodega 40 en el Parque Industrial Gran Sabana, con el Fin de Aplicar a los Incentivos
de la Ley 1715 de 2014
Carlos Andrés Villa Aroca
Universidad Distrital Francisco José de Caldas
Facultad de Ingeniería
Ingeniería Eléctrica
Bogotá D.C.
2018
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Diseño de la Instalación Eléctrica con Criterios de Eficiencia Energética para la
Bodega 40 en el Parque Industrial Gran Sabana, con el Fin de Aplicar a los Incentivos
de la Ley 1715 de 2014
Carlos Andrés Villa Aroca
Pasantía
Director por Parte de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas:
Phd. Álvaro Espinel Ortega
Ingeniero Electricista.
Director por Parte de EEHG S.A.S.
Ing. José Duvan Giraldo Loaiza
Ingeniero Electricista.
Universidad Distrital Francisco José de Caldas
Facultad de Ingeniería
Ingeniería Eléctrica
Bogotá D.C.
2018
3
Nota de Aceptación:
_________________________________
_________________________________
_________________________________
_________________________________
_________________________________
________________________________
________________________________________
Firma del presidente del Jurado
________________________________________
Firma del Jurado
________________________________________
Firma del Jurado
Bogotá D.C, 14 de agosto de 2018
4
AGRADECIMIENTOS
Por medio de estas palabras quiero expresar mi inmensa gratitud:
A mis padres y hermano, porque han sido el apoyo más importante en esta larga
travesía, debido a su esfuerzo he podido dar este paso tan importante en mi vida. A mis
familiares, que me apoyaron durante la carrera y en la medida de lo posible intentaron
ser de ayuda de una u otra forma.
A Daniela Ballesteros quien me apoyó durante tantos años y me enseñó el valor que
tiene el esforzarse por cumplir los objetivos.
A la Universidad Distrital Francisco José de Caldas y sus docentes, por permitirme
conocer esta carrera tan fantástica y me permitieron crecer no sólo en el ámbito
académico sino personal. A mis compañeros con los cuales compartí tantas
experiencias, sólo nosotros sabemos lo difícil que es esta carrera.
A la empresa EEHG S.A.S., por permitir realizar mis prácticas en tan grata compañía.
A los ingenieros Helver Gaitán y Duván Giraldo, por todos los conocimientos
brindados en estos seis meses.
Al profesor Álvaro Espinel, porque en la materia que vi con él y en esta pasantía me
enseñó y colaboró en todo sentido, además de forjar una buena amistad.
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TABLA DE CONTENIDO
INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 15
JUSTIFICACIÓN ....................................................................................................... 18
RESUMEN EJECUTIVO ........................................................................................... 19
1. OBJETIVOS ....................................................................................................... 20
1.1. OBJETIVO GENERAL ............................................................................... 20
1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ....................................................................... 20
2. MARCO TEÓRICO ............................................................................................ 21
2.1. RETIE ........................................................................................................... 21
2.2. RETILAP ...................................................................................................... 22
2.3. CÓDIGO ELÉCTRICO COLOMBIANO - NTC 2050 ............................... 23
2.4. EFICIENCIA ENERGÉTICA ...................................................................... 23
3. PLAN DE TRABAJO ......................................................................................... 27
3.1. RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN. ..................................................... 27
3.2. DISEÑO DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA .................................. 28
3.3. DISEÑO DEL SIPRA .................................................................................. 28
3.4. DISEÑO DE LA INSTALACIÓN INTERNA DE LA BODEGA .............. 28
3.5. DISEÑO DE LA INSTALACIÓN DE OFICINAS ..................................... 29
3.6. MEMORIAS DE CÁLCULO ...................................................................... 29
3.7. CRITERIOS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA .......................................... 29
4. DISEÑO DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA .............................................. 30
4.1. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO ............................................................. 30
4.2. ANÁLISIS Y CUADROS DE CARGA INICIALES Y FUTURAS ........... 31
4.2.1. Carga instalada. ..................................................................................... 31
4.2.2. Carga demandada .................................................................................. 31
4.2.3. Circuitos de tomas normales ................................................................. 33
4.2.4. Cálculo de alimentador equipos principales ......................................... 35
4.2.5. Análisis de armónicos ........................................................................... 39
4.3. ANÁLISIS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ELÉCTRICO .... 39
4.3.1. Conclusiones ......................................................................................... 41
4.4. ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO Y FALLA A TIERRA ....................... 42
4.5. ANÁLISIS DEL NIVEL DE RIESGO POR RAYOS Y MEDIDAS DE
PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS .............................. 44
6
4.5.1. Evaluación del factor de riego para protección contra rayos ................ 45
4.5.2. Evaluación del nivel de riesgo .............................................................. 45
4.5.3. Indicador de gravedad ........................................................................... 46
4.5.4. Indicador de gravedad ........................................................................... 49
4.5.5. Sistema de protección externa ............................................................... 50
4.5.6. Sistema de captación ............................................................................. 50
4.5.7. Sistema de conductores bajantes ........................................................... 52
4.5.8. Sistema de puesta a tierra ...................................................................... 54
4.5.9. Sistema de protección interna ............................................................... 54
4.6. ANÁLISIS DE RIESGOS DE ORIGEN ELÉCTRICO Y MEDIDAS PARA
MITIGARLO .......................................................................................................... 55
4.6.1. Factores de riesgo más comunes ........................................................... 56
4.6.2. Medidas a tomar en caso de alto riesgo o peligro inminente ................ 59
4.6.3. Notificación de accidentes .................................................................... 60
4.7. ANÁLISIS DEL NIVEL DE TENSIÓN REQUERIDO.............................. 60
4.8. CÁLCULO DE CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS .............................. 61
4.9. CÁLCULO DE TRANSFORMADORES ................................................... 61
4.10. CÁLCULO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA ........................... 63
4.10.1. Resistividad del terreno ..................................................................... 64
4.10.2. Cálculo de la malla de puesta a tierra ................................................ 67
4.11. CÁLCULO ECONÓMICO DE CONDUCTORES ................................. 71
4.12. CÁLCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS Y ELEMENTOS DE
SUJECIÓN DE EQUIPOS ...................................................................................... 72
4.13. CÁLCULO Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CONTRA
SOBRECORRIENTES ........................................................................................... 72
4.14. CÁLCULO DE CANALIZACIONES ..................................................... 76
4.15. REGULACIÓN DE TENSIÓN ................................................................ 76
4.16. CLASIFICACIÓN DE ÁREAS ............................................................... 78
4.17. ESPECIFICACIONES COMPLEMENTARIAS A LOS PLANOS ........ 78
5. CRITERIOS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA ................................................ 78
5.1. FUERZA MOTRIZ ...................................................................................... 79
5.2. ILUMINACIÓN ........................................................................................... 79
5.2.1. Panel led 40W ....................................................................................... 81
5.2.2. Panel circular led 18W .......................................................................... 82
7
5.2.3. Lámpara industrial 100W ...................................................................... 83
6. EVALUACIÓN DE RESULTADOS ................................................................. 84
6.1. ANALISIS DE RESULTADOS .................................................................. 84
6.1.1. Sistema de puesta a tierra ...................................................................... 84
6.1.2. Sistema integral de protección contra descargas atmosféricas ............. 85
6.1.3. Iluminación ........................................................................................... 87
6.1.4. Alimentadores ....................................................................................... 88
6.1.5. Eficiencia energética ............................................................................. 89
6.1.6. Dictamen de inspección RETIE ............................................................ 90
6.2. EVALUACIÓN DE RESULTADOS .......................................................... 90
6.2.1. Sistema de puesta a tierra ...................................................................... 90
6.2.2. Sistema integral de protección contra descargas atmosféricas ............. 90
6.2.3. Iluminación ........................................................................................... 91
6.2.4. Alimentadores ....................................................................................... 92
6.2.5. Eficiencia energética ............................................................................. 92
6.2.6. Dictamen de inspección RETIE ............................................................ 93
7. CONCLUSIONES .............................................................................................. 97
8. RECOMENDACIONES ..................................................................................... 99
ANEXOS .................................................................................................................. 100
Anexo A. Planos eléctricos. .................................................................................. 100
Anexo B. Diagramas unifilares. ............................................................................ 107
Anexo C. Cuadros de carga. .................................................................................. 113
Anexo D. Cálculos fotométricos. .......................................................................... 118
BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................... 125
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LISTA DE TABLAS
Tabla 1. Cuadro de cargas. .......................................................................................... 32 Tabla 2. Alimentadores para equipos pertenecientes al proyecto. .............................. 36
Tabla 3. Indicador de parámetros del rayo (ICONTEC, Instituto Colombiano de
Normas Técnicas y Certificación, 2008). .................................................................... 47 Tabla 4. Indicador de uso de la estructura (ICONTEC, Instituto Colombiano de Normas
Técnicas y Certificación, 2008). ................................................................................. 47 Tabla 5. Indicador tipo de estructura (ICONTEC, Instituto Colombiano de Normas
Técnicas y Certificación, 2008). ................................................................................. 48 Tabla 6. Indicador de geometría de estructura (ICONTEC, Instituto Colombiano de
Normas Técnicas y Certificación, 2008). .................................................................... 48 Tabla 7. Indicador de gravedad. .................................................................................. 48 Tabla 8. Factor de riesgo (ICONTEC, Instituto Colombiano de Normas Técnicas y
Certificación, 2008)..................................................................................................... 49
Tabla 9. Acciones recomendadas según el nivel de riesgo. ........................................ 49 Tabla 10. Distancia de separación entre bajantes (ICONTEC, Instituto Colombiano de
Normas Técnicas y Certificación, 2008). .................................................................... 53
Tabla 11. Mediciones de resistividad para diferentes valores de a. ............................ 66
Tabla 12. Cálculo económico de conductores. ........................................................... 72 Tabla 13. Resumen de la selección de las canalizaciones para cada tramo del proyecto.
..................................................................................................................................... 77
Tabla 14. Resumen de los cálculos de regulación....................................................... 78
Tabla 15. Tipos de luminaria. ..................................................................................... 81 Tabla 16. Cálculo ahorro energético y económico para panel led 40W. .................... 82 Tabla 17. Cálculo ahorro energético y económico para panel led 18W. .................... 82
Tabla 18. Cálculo ahorro energético y económico para lámpara industrial 100W. .... 83 Tabla 19. Medidas de la resistencia de puesta a tierra. ............................................... 85
Tabla 20. Diferencia de resistencia de puesta a tierra teórico y real. .......................... 85 Tabla 21. Medida de regulación de tensión en equipos principales. ........................... 88 Tabla 22. Ahorro energético y económico en iluminación. ........................................ 89 Tabla 23. Ahorro energético y económico con el uso de sensores de movimiento. ... 89
Tabla 24. Cumplimiento de los ítems más importantes en un sistema integral de
protección contra descargas atmosféricas. .................................................................. 91 Tabla 25. Cumplimiento de los ítems más importantes en el sistema de iluminación.
..................................................................................................................................... 91
Tabla 26. Cumplimiento de los ítems más importantes en alimentadores. ................. 92 Tabla 27. Porcentaje de ahorro con implementación de EE. ...................................... 92
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LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Participación de consumo de energía en sector industrial por energético –
2014 (Ministerio de Minas y Energía, 2016, pág. 27). ............................................... 24
Figura 2. Participación de los usos de la energía eléctrica en la industria (Ministerio de
Minas y Energía, 2016, pág. 28). ................................................................................ 25 Figura 3. Principales medidas y potenciales de EE en instalaciones eléctricas de la
industria (Ministerio de Minas y Energía, 2016, pág. 63). ......................................... 25 Figura 4. Principales medidas y potenciales de EE en iluminación en industria
(Ministerio de Minas y Energía, 2016, pág. 67). ........................................................ 26 Figura 5. Edificación Bodega 40. ................................................................................ 30
Figura 6. Utilización de los factores de utilización máxima y simultaneidad. ........... 34 Figura 7. Tablero de máquinas TM-02. ...................................................................... 37 Figura 8. Tableros TGD 440 y TGD 220 respectivamente. ........................................ 37 Figura 9. Tablero de iluminación de bodega TI-01..................................................... 38
Figura 10. Filtro pasivo de armónicos y tablero de alumbrado y tomas TAT-01. ...... 38 Figura 11. Diagrama unifilar general del proyecto, simulador Melshort2. ................. 43
Figura 12. Cálculo de corrientes de cortocircuito en cada uno de los puntos más
importantes del sistema. .............................................................................................. 43 Figura 13. Reporte del cálculo de cortocircuito. ......................................................... 44
Figura 14. Probabilidad de descargas atmosféricas según la corriente del rayo
(ICONTEC, Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, 2008). ....... 46
Figura 15. Vistas de la estructura a proteger, a) Vista frontal, b) Vista lateral. .......... 51
Figura 16. Aplicación del método de la esfera rodante, a) Vista frontal, b) Vista lateral,
c) Vista lateral. ............................................................................................................ 52 Figura 17. Instalación de las puntas captadoras en la bodega. .................................... 53 Figura 18. Descargador de sobretensiones ubicado en TGD 440. .............................. 55
Figura 19. Transformador tipo pedestal 150 kVA, 11.4/0.440 kV. ............................ 62 Figura 20. Especificaciones de placa del transformador de 150 kVA. ....................... 63
Figura 21. Instalación del transformador de 100 kVA, 440/220V. ............................. 63 Figura 22. Esquema de medición de resistividad aparente del suelo (De Berrios, 2017).
..................................................................................................................................... 64 Figura 23. Mediciones de resistividad aparente con telurómetro METRIEL MI 3123.
a) Medición a=1m, b) Medición a=2m, c) Medición a=3m, d) Medición a=4m, e)
Medición a=1, f) Medición a=2, g) Medición a=3, h) Medición a=4. ........................ 66 Figura 24. Perfil de resistividad del terreno. ............................................................... 67
Figura 25. Dimensiones de la malla de puesta a tierra. ............................................... 69 Figura 26. Resultados del cálculo de la malla con el software ETAP. ....................... 71 Figura 27. Coordinación entre protecciones TGD y filtro de compensación de
armónicos. ................................................................................................................... 73 Figura 28. Coordinación de protecciones TGD y P5. ................................................. 73
Figura 29. Coordinación de protecciones TGD y TM-02. .......................................... 74 Figura 30. Coordinación de protecciones TGD y P7. ................................................. 74 Figura 31. Coordinación de protecciones TGD 440 y TGD 220. ............................... 75 Figura 32. Reporte de la simulación de coordinación de protecciones en Melshort2. 76
10
Figura 33. Tabla C9, NTC 2050. Diámetro de tubería según calibre y cantidad de
conductores. ................................................................................................................ 77 Figura 34. Combinación entre iluminación diurna y la iluminación artificial con panel
led 40W en piso 3 de oficinas. .................................................................................... 80
Figura 35. Iluminación bodega con lámpara industrial Led 100W. ............................ 84 Figura 36. Puntas captadoras tipo Franklin situadas en el techo de la edificación. .... 86 Figura 37. Sistema de conductores bajantes. .............................................................. 87 Figura 38. Combinación de luz natural y artificial en el área de oficinas. .................. 87 Figura 39. Iluminación en el área de producción. ....................................................... 88
Figura 40. Dictamen de inspección RETIE otorgado por Certicapital S.A.S. ............ 96
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ABREVIATURAS
Abreviatura Término
AWG American Wire Gage
BT Baja Tensión
c.a. Corriente alterna
c.c. Corriente continua
CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas
DPS Dispositivo de Protección contra Sobretensiones Transitorias
EE Eficiencia Energética
GPR Ground Potential Rise
HFFR-LS Halogen Free, Fire Retardant – Low Smoke
ICONTEC Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación
IEC International Electrotechnical Commission
IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers
NFPA National Fire Protection Association
NTC Norma Técnica Colombiana
PROURE Programa de uso racional y eficiente de energía y fuentes no
convencionales
SPT Sistema de Puesta a Tierra
THHN Thermoplastic High Heat Nylon (Termoplástico resistente al
calor (90°C) y a la abrasión)
TW Thermoplastic Wet (Termoplástico resistente a la humedad)
UPME Unidad de Planeación Minero-Energética
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GLOSARIO
Los conceptos que se describen a continuación son importantes para la correcta
comprensión del contenido presentado en este documento.
• Análisis de riesgos: Conjunto de técnicas para identificar, clasificar y evaluar
los factores de riesgo. Es el estudio de consecuencias nocivas o perjudiciales,
vinculadas a exposiciones reales o potenciales.
• Carga: La potencia eléctrica requerida para el funcionamiento de uno o varios
equipos eléctricos o la potencia que soporta un circuito.
• Edificio o edificación: Estructura fija, hecha con materiales resistentes para
vivienda humana o para otros usos.
• Eficiencia energética: Es la relación entre la energía aprovechada y la total,
utilizada en cualquier proceso de la cadena energética, que busca ser
maximizada a través de buenas prácticas de reconversión tecnológica o
sustitución de combustibles. A través de la eficiencia energética se busca obtener
el mayor provecho de la energía, bien sea a partir del uso de una forma primaria
de energía o durante cualquier actividad de producción, transformación,
transporte, distribución y consumo de las diferentes formas de energía, dentro
del marco del desarrollo sostenible y respetando la normatividad vigente sobre
el ambiente y los recursos naturales renovables.
• Estructura: Todo aquello que puede ser construido o edificado, pueden ser fijas
o móviles, pueden estar en el aire, sobre la tierra, bajo tierra o en el agua.
• Factor de riesgo: Condición ambiental o humana cuya presencia o
modificación puede producir un accidente o una enfermedad ocupacional.
• Gestión eficiente de la energía: Conjunto de acciones orientadas a asegurar el
suministro energético a través de la implementación de medidas de eficiencia
energética y respuesta de la demanda.
• Instalación eléctrica: Conjunto de aparatos eléctricos, conductores y circuitos
asociados, previstos para un fin particular: Generación, transmisión,
transformación, conversión, distribución o uso final de la energía eléctrica. La
cual para los efectos del presente reglamento, debe considerarse como un
producto terminado.
• Mantenimiento: Conjunto de acciones o procedimientos tendientes a preservar
o restablecer un bien, a un estado tal que le permita garantizar la máxima
confiabilidad.
• Máquina: Conjunto de mecanismos accionados por una forma de energía, para
transformarla en otra más apropiada a un efecto dado.
• Material aislante: Material que impide la propagación de algún fenómeno
físico, (Aislante eléctrico, material dieléctrico que se emplea para impedir el
paso de cargas eléctricas. Aislante térmico, material que impide el paso de
calor).
• Método electrogeométrico: Procedimiento que permite establecer cuál es el
volumen de cubrimiento de protección contra rayos de una estructura para una
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corriente dada, según la posición y la altura de la estructura considerada como
pararrayos.
• Nivel de riesgo: Equivale a grado de riesgo. Es el resultado de la valoración
conjunta de la probabilidad de ocurrencia de los accidentes, de la gravedad de
sus efectos y de la vulnerabilidad del medio.
• Norma Técnica Colombiana (NTC): Norma técnica aprobada o adoptada
como tal por el organismo nacional de normalización.
• Pararrayos: Elemento metálico resistente a la corrosión, cuya función es
interceptar los rayos que podrían impactar directamente sobre la instalación a
proteger. Más técnicamente se denomina terminal de captación.
• Puesta a tierra: Grupo de elementos conductores equipotenciales, en contacto
eléctrico con el suelo o una masa metálica de referencia común, que distribuye
las corrientes eléctricas de falla en el suelo o en la masa. Comprende electrodos,
conexiones y cables enterrados.
• Rayo: La descarga eléctrica atmosférica o más comúnmente conocida como
rayo, es un fenómeno físico que se caracteriza por una transferencia de carga
eléctrica de una nube hacia la tierra, de la tierra hacia la nube, entre dos nubes,
al interior de una nube o de la nube hacia la ionosfera.
• Red interna o de uso final: Es el conjunto de conductores, canalizaciones y
equipos (accesorios, dispositivos y artefactos) que llevan la energía eléctrica
desde la frontera del Operador de Red hasta los puntos de uso final.
• Resistencia de puesta a tierra: Es la relación entre el potencial del sistema de
puesta a tierra a medir, respecto a una tierra remota y la corriente que fluye entre
estos puntos.
• RETIE: Acrónimo del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas
adoptado por Colombia.
• Riesgo: Probabilidad que en una actividad, se produzca una pérdida
determinada, en un tiempo dado.
• Sistema de Puesta A Tierra (SPT): Conjunto de elementos conductores
continuos de un sistema eléctrico específico, sin interrupciones, que conectan
los equipos eléctricos con el terreno o una masa metálica. Comprende la puesta
a tierra y la red equipotencial de cables que normalmente no conducen corriente.
• Sistema ininterrumpido de potencia (UPS): Sistema diseñado para
suministrar electricidad en forma automática, cuando la fuente de potencia
normal no provea la electricidad.
• Tablero: Encerramiento metálico o no metálico donde se alojan elementos tales
como aparatos de corte, control, medición, dispositivos de protección, barrajes,
para efectos de este reglamento es equivalente a panel, armario o cuadro.
• Tierra (ground o earth): Para sistemas eléctricos, es una expresión que
generaliza todo lo referente a conexiones con tierra. En temas eléctricos se
asocia a suelo, terreno, tierra, masa, chasis, carcasa, armazón, estructura o
tubería de agua. El término “masa” sólo debe utilizarse para aquellos casos en
que no es el suelo, como en los aviones, los barcos y los carros.
14
• Usuario: Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un
servicio público, bien como propietario del inmueble en donde este se presta, o
como receptor directo del servicio. A este último usuario se denomina también
consumidor // Toda persona natural o jurídica que, como destinatario final,
adquiera, disfrute o utilice un determinado producto, cualquiera que sea su
naturaleza para la satisfacción de una necesidad propia, privada, familiar o
doméstica y empresarial cuando no esté ligada intrínsecamente a su actividad
económica.
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INTRODUCCIÓN
Las instalaciones eléctricas deben ser diseñadas de forma tal que cumplan con los
requisitos establecidos en el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas - RETIE
(Ministerio de Minas y Energía, 2013), sin dejar de lado las necesidades de los usuarios
y al mismo tiempo “(…) garantizar que no representen alto riesgo para la salud o la
vida de las personas y animales, o atenten contra el medio ambiente” (Ministerio de
Minas y Energía, 2013, pág. 9).
Para que los equipos eléctricos pertenecientes a una instalación funcionen de forma
óptima y con el mejor rendimiento, deben ser ubicados de manera adecuada y ser
alimentados desde una red que proporcione la potencia necesaria para su
funcionamiento, con parámetros de calidad como nivel de tensión, corriente, forma de
onda y frecuencia.
Teniendo en cuenta lo anterior, se realizó el diseño de la instalación eléctrica de uso
final perteneciente a la Bodega 40 del Parque Industrial Gran Sabana, para la empresa
BioEmpak. Dentro del diseño se contemplan los requerimientos generales de las
instalaciones eléctricas (los que apliquen a la instalación) planteados en el artículo
10.1.1 del RETIE.
Este proyecto de pasantía fue desarrollado en la empresa EEHG S.A.S.; allí se llevan a
cabo trabajos de diseño y ejecución de proyectos relacionados con instalaciones
eléctricas de uso final industriales, residenciales y comerciales.
16
La Ley 1715 de 2014 (Congreso de la República de Colombia, 2014) tiene por
objeto promover el desarrollo y la utilización de las Fuentes No Convencionales de
Energía - FNCE, principalmente aquellas de carácter renovable, en el sistema
energético nacional, mediante su integración al mercado eléctrico, su participación
en las Zonas No Interconectadas – ZNI y en otros usos energéticos como medio
necesario para el desarrollo económico sostenible, la reducción de emisiones de
gases de efecto invernadero y la seguridad del abastecimiento energético.
La citada Ley también permite hacer reconocimientos o incentivos tributarios a quienes
propongan programas de Eficiencia Energética – EE, que hagan uso racional de la
energía.
Con el propósito de optimizar el manejo de los recursos energéticos disponibles, se ha
desarrollado un mecanismo de EE que garantiza asegurar el suministro de la energía,
elevando la productividad y la competencia nacional, además de ser una de las
principales tácticas para contrarrestar el impacto del consumo de energía sobre el
entorno ambiental (Ministerio de Minas y Energía, 2016).
En el año 2015 la proporción de energía útil y pérdidas en la matriz energética nacional
fue de 48% y 52% respectivamente (Ministerio de Minas y Energía, 2016, pág. 14), lo
cual quiere decir que el potencial que presenta Colombia para mejorar en lo que se
refiere a EE es bastante significativo.
En cuanto a energía eléctrica, se espera que la demanda crezca de forma sostenida
según la UPME. Se podría esperar un aumento cercano al 52% entre 2016 y 2030
17
(Ministerio de Minas y Energía, 2016, pág. 15). Por lo tanto, se debe considerar la
profundización de la EE para mejorar la seguridad del suministro energético.
De esta forma se tiene previsto realizar un proyecto que incorpore principios de EE,
mediante la utilización de dispositivos y elementos de última tecnología que se
enmarquen en los lineamientos que propone la Ley 1715 de 2014 con el fin de presentar
el proyecto a la Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME para acceder a los
incentivos tributarios que ofrece la Ley.
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JUSTIFICACIÓN
En Colombia, el Ministerio de Minas y Energía a través del RETIE establece las
medidas pertinentes para el desarrollo de las instalaciones eléctricas con base en su
buen funcionamiento; confiabilidad, calidad y adecuada utilización de los productos y
equipos.
Como la energía eléctrica representa un riesgo para la vida, es preciso desarrollar
instalaciones que cumplan con los criterios de calidad y seguridad a fin de proteger la
integridad de las personas y los bienes que estén en contacto directo o indirecto con la
instalación. Así, la Bodega 40, en proceso de construcción, necesita de una instalación
eléctrica que cumpla con los parámetros señalados anteriormente.
Por otra parte, las empresas EEHG S.A.S y BioEmpak buscan que la instalación
eléctrica de la Bodega 40 incorpore elementos de última tecnología, para lo cual se ha
pensado la posibilidad de aprovechar el desarrollo de la pasantía para formular un
proyecto que esté acorde con los cambios tecnológicos y aplicarlos de manera
oportuna. De esta manera aprovechar la energía eléctrica de manera eficiente y segura,
garantizando al usuario flexibilidad, comodidad y economía de la instalación.
Además, por medio de esta pasantía, se busca tener un acercamiento con el ámbito
laboral, que permita aplicar y afianzar los conocimientos adquiridos en la Universidad
Distrital Francisco José de Caldas durante la formación como ingeniero eléctrico, por
esto se escoge una empresa que promueva el desarrollo de aptitudes que conlleven a
forjar una exitosa vida personal y profesional, siempre teniendo en cuenta el
compromiso que todo ingeniero tiene con la sociedad.
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RESUMEN EJECUTIVO
Este proyecto se realiza para la empresa BioEmpak, ubicado en la bodega 40 en el
Parque Industrial Gran Sabana, en el municipio de Tocancipá, Cundinamarca. La nueva
edificación requiere de una instalación eléctrica moderna que sea capaz de suministrar
la potencia necesaria a los equipos y maquinarías para la producción.
EEHG S.A.S. fue contratada para realizar el diseño y construcción de la instalación
eléctrica con el objetivo de certificarla ante un organismo de acreditación RETIE y así
poder solicitar a la empresa Codensa el suministro de la energía eléctrica. Se aprovecha
el trabajo de pasantía para realizar el diseño de la instalación eléctrica de la bodega 40
de acuerdo con los lineamientos estipulados en el RETIE, artículo 10.1.1. “diseño
detallado de instalaciones eléctricas” y con criterios de eficiencia energética con el fin
de reducir costos de consumo de energía eléctrica.
Así, se aplican todos los conocimientos adquiridos en la creación de proyectos de
ingeniería eléctrica para dar como producto final un proyecto práctico que incluye: el
diseño, montaje, pruebas y validación de resultados para verificar el cumplimiento de
la reglamentación y normatividad que le aplica.
La empresa BioEmpak se beneficia al contar con una instalación eléctrica confiable y
de calidad, cuya certificación fue otorgada por el organismo de acreditación
Certicapital ya que cumple con el RETIE.
Por parte de la empresa EEHG S.A.S. busca contribuir con la parte académica al abrir
sus puertas a los estudiantes de ingeniería eléctrica.
20
1. OBJETIVOS
1.1. OBJETIVO GENERAL
Realizar el diseño detallado de la instalación eléctrica de la Bodega 40 del Parque
Industrial Gran Sabana, con criterios de eficiencia energética, que permita aplicar a los
incentivos que ofrece la Ley 1715 de 2014.
1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Realizar el diseño de la instalación eléctrica incluyendo memorias del cálculo,
planos eléctricos, diagramas unifilares y demás requerimientos establecidos en
el artículo 10.1.1 del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas.
• Certificar la instalación eléctrica ante RETIE mediante un organismo de
acreditación.
• Realizar una revisión de la normatividad para acceder a los incentivos que ofrece
la Ley 1715 de 2014 y las especificaciones técnicas para implementar proyectos
de eficiencia energética.
• Analizar los resultados de la operación de la instalación eléctrica, validar los
resultados para el cumplimiento de la norma y documentar el proceso realizado
con el fin que pueda ser replicado por diferentes empresas para desarrollar
proyectos que puedan acceder a los incentivos.
21
2. MARCO TEÓRICO
Ahora se presenta de forma breve una contextualización teórica de acuerdo con el
estudio que se pretende realizar, se exhiben algunos de los conceptos necesarios para
el correcto entendimiento del trabajo realizado durante la pasantía.
En Colombia los diseños de las instalaciones eléctricas se rigen por el Reglamento
Técnico de Instalaciones Eléctricas - RETIE, el Reglamento Técnico de Iluminación y
Alumbrado Público - RETILAP, el Código Eléctrico Colombiano - NTC 2050
(ICONTEC, Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, 1998) y de
igual manera toda la normatividad a las que se refieran las anteriores.
2.1. RETIE
El Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas fue creado en el año 2004 por el
Ministerio de Minas y Energía con el propósito de instaurar las medidas necesarias que
garanticen la seguridad de las personas, la vida animal y vegetal y al mismo tiempo
preservar el medio ambiente, de forma que se pueda reducir al máximo los riesgos
presentes al momento de hacer uso de la energía eléctrica. Estas disposiciones surgen
del cumplimiento de los requisitos civiles, mecánicos y de fabricación de los equipos
y productos que se utilizan en la construcción de las instalaciones eléctricas.
El RETIE debe ser aplicado a toda instalación nueva o ampliación en los procesos de
la cadena energética; generación, trasmisión, transformación, distribución y utilización
de la energía eléctrica. Así como a productos utilizados en ellas y personas que las
intervienen.
22
Una instalación industrial que tenga una capacidad instalable igual o mayor a 20kVA
debe contar con una certificación plena, la cual consta de la declaración de una persona
calificada como responsable de la construcción, bien sea ingeniero, tecnólogo o
técnico, además del dictamen de inspección RETIE expedido por un organismo de
acreditación.
Para lograr la certificación plena se debe llevar un proceso en el cual se cumplan los
requisitos establecidos en el RETIE resolución 9 0708 de agosto 30 de 2013. Dentro
de esta evaluación se tienen en cuenta los ítems presentados en la sección 10.1.1.
2.2. RETILAP
De igual manera, con el fin de establecer los requisitos y medidas que deben cumplir
los sistemas de iluminación interior y exterior, se deben garantizar el nivel y calidad de
la energía lumínica requerida en la actividad visual, la seguridad en el abastecimiento
energético, la protección del consumidor y medio ambiente. Por esto, a través del
Reglamento Técnico de Iluminación y Alumbrado Público – RETILAP se busca
prevenir, minimizar o eliminar los riesgos originados por la instalación y uso de
sistemas de iluminación, además de inculcar en las personas el uso racional y eficiente
de la energía – URE en iluminación.
Cuando se hace un diseño de iluminación es necesario fijar condiciones que eviten
accidentes por deficiencia en los niveles de iluminación, luminancia y uniformidad en
los sitios de trabajo, además de evitar lesiones en la salud visual. De igual forma todos
los productos utilizados en la instalación eléctrica deben demostrar la conformidad
23
mediante un certificado de producto expedido por un organismo de acreditación
(Ministerio de Minas y Energía, 2016, pág. 14).
2.3. CÓDIGO ELÉCTRICO COLOMBIANO - NTC 2050
Los primeros siete capítulos del Código Eléctrico Colombiano según el RETIE son de
obligatorio cumplimiento, esto mediante el artículo 27.1 “Aplicación de normas”.
Debido a que el contenido de la NTC 2050 primera actualización, del 25 de
noviembre de 1998, basada en la norma técnica NFPA 70 versión 1996, encaja
dentro del enfoque que debe tener un reglamento técnico y considerando que tiene
plena aplicación en las instalaciones para la utilización de la energía eléctrica,
incluyendo las de edificaciones utilizadas por empresas prestadoras del servicio de
electricidad, se declaran de obligatorio cumplimiento los primeros siete capítulos
con las tablas relacionadas (publicados en el Diario Oficial No 45.592 del 27 de
junio de 2004) incluidas las tablas del capítulo 9 de la NTC 2050 y la introducción
en los aspectos que no contradigan el presente reglamento. En consecuencia, estos
apartes de la citada norma hacen parte integral del RETIE.
2.4. EFICIENCIA ENERGÉTICA
La eficiencia energética, es considerada un mecanismo para asegurar el abastecimiento
energético, puesto que se sustenta en la adopción de nuevas tecnologías y buenos
hábitos de consumo, con el fin de optimizar el manejo y uso de los recursos energéticos
disponibles.
24
El sector industrial consume aproximadamente el 30% del total de la energía producida
en el país, de los cuales el 17% del consumo industrial es de origen eléctrico (Ministerio
de Minas y Energía, 2016, pág. 26), como se puede apreciar en la figura 1.
Considerando que la fuerza motriz es la principal fuente de consumo de energía
eléctrica en el sector industrial, aproximadamente el 76% de participación (ver figura
2), se debe tener especial atención al momento de implementar un estudio de EE, sin
dejar de lado otros factores como la iluminación y el aire acondicionado entre otros.
A continuación, se presenta un resumen con las principales medidas de eficiencia
energética que pueden ser abordadas en las instalaciones eléctricas y su potencial de
EE para el sector industrial (ver figura 3).
Figura 1. Participación de consumo de energía en sector industrial por energético –
2014 (Ministerio de Minas y Energía, 2016, pág. 27).
25
Figura 2. Participación de los usos de la energía eléctrica en la industria (Ministerio
de Minas y Energía, 2016, pág. 28).
Según las características del sector industrial, el 5.3% de la energía eléctrica consumida
es utilizada por los sistemas de iluminación como lo muestra la figura 2. Por esto, los
sistemas deben combinar la luz natural con la iluminación artificial para lograr un uso
racional y eficiente de la energía como lo plantea el RETILAP. En la figura 3 se
especifican varias medidas que se pueden tener en cuenta al momento de ejecutar un
análisis de EE en aquellas instalaciones eléctricas industriales.
Figura 3. Principales medidas y potenciales de EE en instalaciones eléctricas de la
industria (Ministerio de Minas y Energía, 2016, pág. 63).
26
Un sistema de iluminación eficiente además de satisfacer necesidades visuales y
crear ambientes saludables, seguros y confortables, empleando los recursos
tecnológicos más apropiados y evaluando todos los costos que se incurren en la
instalación, operación y mantenimiento del proyecto de iluminación, buscando
alcanzar el menor costo (Ministerio de Minas y Energía, 2016, pág. 68).
Figura 4. Principales medidas y potenciales de EE en iluminación en industria
(Ministerio de Minas y Energía, 2016, pág. 67).
Las principales medidas de eficiencia energética en iluminación se muestran en la
figura 4.
Además, se deben tener en cuenta factores como el uso o la actividad a realizar, al igual
que los niveles de iluminación requeridos para dicha actividad. Esto dependerá un poco
de las condiciones visuales de quien desarrolle la tarea, el tiempo de permanencia y la
fuente de iluminación que se tenga para tal fin (Moreno, 2014, pág. 20).
27
3. PLAN DE TRABAJO
Para la realización del presente trabajo, se realizaron los siguientes pasos teniendo en
cuenta que se debe coordinar la construcción de la parte civil con la construcción de la
parte eléctrica:
• Recolección de información en planos arquitectónicos, normatividad
vigente.
• Diseño de la malla de puesta a tierra.
• Diseño del SIPRA.
• Diseño de la instalación interna de la bodega
• Diseño de la instalación de oficinas
• Memorias de cálculos
• Criterios de eficiencia energética
A continuación, se describirá en detalle la metodología a seguir para desarrollar
apropiadamente cada uno de los pasos planteados para la realización del presente
trabajo.
3.1. RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN.
Como primera instancia se busca contextualizar el proyecto mediante los planos
arquitectónicos suministrados por la empresa BioEmpak y las características eléctricas
de los equipos y máquinas que allí se utilizarán. Los planos arquitectónicos presentan
la distribución de dichos artefactos de acuerdo a la distribución del área de la bodega,
de forma que la instalación eléctrica se ajuste a estos espacios.
28
3.2. DISEÑO DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA
Como el proyecto cuenta con una subestación de tipo pedestal de 150 kVA, lo primero
que se construye es la malla de puesta a tierra, por lo cual se debe fijar las dimensiones
y características de ésta antes de su construcción. La metodología utilizada es la del
estándar Std. IEEE80 del 2000 y se debe justificar dicho diseño con un software que
sea permitido por Codensa. El programa que se utilizó para los cálculos del diseño de
la malla de puesta a tierra es ETAP 12.6.0.
3.3. DISEÑO DEL SIPRA
Otra parte fundamental en el diseño de una instalación eléctrica es la determinación del
Sistema Integral de Protección contra el Rayo. Para esto se necesita realizar un análisis
de nivel de riesgo de la edificación y determinar si es necesario la implementación del
SIPRA con la ayuda de la Norma Técnica Colombiana NTC 4552 (ICONTEC, Instituto
Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, 2008).
3.4. DISEÑO DE LA INSTALACIÓN INTERNA DE LA BODEGA
Una vez construida la parte externa de la instalación, se debe hacer un análisis de carga
de los equipos constitutivos de la instalación para justificar los 150 kVA que serán
suministrados por Codensa. Igualmente, se deben generar planos eléctricos para iniciar
con la construcción de la parte interna de la bodega y diagramas unifilares para solicitar
los tableros eléctricos con sus respectivas protecciones, cálculo de alimentadores y
canalizaciones. Una parte fundamental es el diseño de la iluminación que debe hacerse
lo más pronto posible para aumentar la seguridad en la construcción de las demás partes
29
de la instalación. Se deberá hacer modificaciones a estos diseños de acuerdo con los
problemas que vayan surgiendo y peticiones del cliente.
3.5. DISEÑO DE LA INSTALACIÓN DE OFICINAS
El área de oficinas deberá contar con su respectivo estudio fotométrico para la
instalación de luminarias de acuerdo a los espacios de trabajo. Posteriormente se busca
realizar una distribución de tomacorrientes de uso general, tomacorrientes reguladas y
tomacorrientes especiales en acuerdo con el cliente. De esta forma se generan planos
eléctricos en el área de oficinas para su respectiva construcción.
3.6. MEMORIAS DE CÁLCULO
Se generan las memorias de cálculos para ser presentados junto con los planos
eléctricos y diagramas unifilares definitivos, certificados de producto de los materiales
utilizados en la construcción de la instalación con el fin de certificar la instalación ante
un organismo de acreditación RETIE y solicitar la energía eléctrica a Codensa.
3.7. CRITERIOS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA
Se realiza un análisis en cuanto al ahorro energético y costos al construir la instalación
con artefactos que permiten aprovechar de manera más eficiente la energía eléctrica,
realizando una comparación de consumos de energía con EE y sin ella.
30
4. DISEÑO DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA
En esta sección se describe el procedimiento que se realizó en el proyecto; dividido en
principio por los ítems del artículo 10.1.1 del RETIE aplicados a la instalación eléctrica.
Posteriormente, en la sección siguiente se habla sobre las medidas de EE
implementadas a la instalación, detallando un poco acerca de los elementos y/o
dispositivos que permiten aprovechar la energía eléctrica de forma eficiente.
4.1. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Proyecto de instalación eléctrica industrial de uso final para la empresa BioEmpak, el
cuál será desarrollado en la bodega 40 del Parque Industrial Gran Sabana, Tocancipá.
Alimentada desde redes de baja tensión de 440V, desde un transformador tipo pedestal
de 150kVA. En la figura 5 se muestra la fachada de la edificación objeto de estudio.
Figura 5. Edificación Bodega 40.
31
Se desea obtener la capacidad en kVA a suministrar en las oficinas y maquinarias
pertenecientes a la Bodega 40, teniendo en cuenta las disposiciones y requerimientos
especificados en el RETIE, la NTC 2050 y otras disposiciones legales vigentes sobre
la materia que aplican en el presente proyecto.
4.2. ANÁLISIS Y CUADROS DE CARGA INICIALES Y FUTURAS
Para la elaboración de los cuadros de carga es necesario contar con los planos eléctricos
(anexos), así como las especificaciones técnicas de los equipos y maquinaria utilizada
en el proceso de producción.
4.2.1. Carga instalada.
En la tabla 1 se muestra de manera general las cargas pertenecientes al proyecto.
4.2.2. Carga demandada
El factor de demanda se calcula con el fin de determinar la “relación entre la demanda
máxima de una instalación o parte de una instalación y la carga total o parte de la
instalación considerada” (ICONTEC, Instituto Colombiano de Normas Técnicas y
Certificación, 1998, pág. 33). Todas las cargas no operan necesariamente de manera
simultánea y a su potencia nominal, entonces, para determinar la potencia máxima y la
potencia realmente necesaria se utilizan los factores Ku y Ks (Schneider Electric,
2010).
Factor de utilización máxima Ku: El consumo de potencia de un artefacto eléctrico
es a veces inferior a la especificada por el fabricante. Este factor es aplicable a cada
carga individual, principalmente a motores eléctricos. Para el caso particular de una
32
instalación industrial, se puede hacer el estimativo de un 0.75 para motores. En
tomacorrientes, este factor depende del uso que se le vaya a dar.
Tabla 1. Cuadro de cargas.
Equipo Potencia (kVA)
Motor extracción P5 9.1
Prensa P5 6.2
Secado UV 45.0
Chiller P5 8.7
Máquina de vasos 18.0
Inspeccionadora 5.8
Chiller P7 10.3
Prensa P7 6.2
Secado Led 26.6
Nordson encartonadora 5.3
Troqueladora CMR 12.5
Troqueladora 2 4.0
Troqueladora 3 2.6
Mark Andy 2200 11.1
Sistema de secado lámparas 5.6
Compresor 18.6
Refiladora China 17.4
Rebobinadora Jaguar 7.2
Encartonadora 18.9
TAT-01 30.8
TAT-03 7.8
TAT-04 15.8
TAT-05 13
TI-01 3.6
Total de Carga Instalada 311
Nota. La información de la maquinaria fue proporcionada por la empresa BioEmpak.
Factor de simultaneidad Ks: Es común que todas las cargas no operen al mismo
tiempo y este hecho se tiene en cuenta con este factor. Se debe aplicar a grupos de
cargas.
33
La potencia instalada es 311 kVA, correspondiente a un valor máximo real en los
bornes de baja tensión del transformador de 150 kVA, ésta no es la potencia real
consumida en cualquier instante, por lo cual se aplican los factores Ku y Ks como se
evidencia en la figura 5.
Se concluye entonces que la potencia demandada en los bornes del transformador es
de 138.6 kVA por lo cual el transformador seleccionado cumple con la capacidad
requerida por la instalación.
4.2.3. Circuitos de tomas normales
La distribución de los tomacorrientes en el proyecto se realizó de acuerdo con el sector
y la necesidad del recinto. Según las áreas y las aplicaciones del proyecto se manejan
diferentes tipos de tomacorrientes; en áreas de oficinas y pasillos se utilizan
tomacorrientes de especificaciones normales y cumpliendo con las características
mínimas descritas en las normas que nos rigen.
De esta manera se calculó el número de tomacorrientes necesarias para el proyecto,
además de tener en cuenta la cantidad de puestos de trabajo para la disposición de las
tomacorrientes reguladas en las oficinas, la cantidad de equipos especiales para la
ubicación de tomacorrientes trifásicas, monofásica trefilar y monofásicas que superan
los 180 VA de potencia, que en algunos casos requieren de circuitos ramales
independientes, para su correcto funcionamiento. Por último, tomacorrientes normales
para servicios de mantenimiento y aseo de las instalaciones, cumpliendo así con los
requerimientos exigidos en las normas aplicadas al proyecto y cubriendo todas las
necesidades eléctricas del mismo.
35
4.2.4. Cálculo de alimentador equipos principales
En esta sección se desarrolla el cálculo de los alimentadores para los equipos
principales como lo son tableros generales, tableros de distribución y equipos de gran
potencia. A manera de ejemplo se realiza el cálculo del alimentador del tablero de
distribución interna TAT-01, los demás cálculos se hacen de igual forma y se resumen
en la tabla 2.
Según el cuadro de carga y los sectores del proyecto seleccionados se tiene que la
potencia total para este equipo es 30.8 kVA. Tablero instalado de 42 circuitos con
espacio para totalizador.
El alimentador será en cable Cu HFFR-LS AWG (Halogen Free, Fire Retardant – Low
Smoke), trifásica de 4 hilos a 208/120V, derivada desde el tablero TGD 220V a tablero
TAT-01, entonces:
𝐼𝐿 =30.8
0.208√3= 85.5𝐴
Se aplica un factor de seguridad del 125% de la corriente total calculada.
1.25𝐼𝐿 = 106.9𝐴
Según la tabla 310-16 de la NTC 2050, un conductor calibre 2 Cu AWG soporta una
corriente de 130A, además de la tabla 250-95, para una protección de 100A se tiene un
conductor calibre 8 Cu AWG de tierra.
Para lo cual se tiene un alimentador en 3x2+1x2N+1x8T Cu HFFR-LS AWG. La
protección seleccionada es un interruptor de caja moldeada de 3x100A.
36
Teniendo en cuenta el cuadro de regulación mostrado a continuación, se escogen los
conductores establecidos para el TAT-01, ya que cumple con el porcentaje mínimo de
regulación establecido (RETIE y NTC 2050). En este caso es de 0.8%<3%.
Tabla 2. Alimentadores para equipos pertenecientes al proyecto.
Equipo S
(kVA)
V
(V)
I
(A)
Alimentador
(AWG)
Protec.
(A)
TAT-02 4.7 208 16.3 3x8+1x8N+1x10T 3x40
TAT-03 7.8 208 27.1 3x6+1x6N+1x10T 3x63
TAT-04 15.8 208 54.8 3x2+1x2N+1x8T 3x100
TAT-05 13 208 45.1 3x8+1x8N+1x10T 3x40
TM-04 16.6 208 57.6 3x6+1x6N+1x10T 3x63
TM-03 24.4 208 84.7 3x4+1x4N+1x8T 3x80
TI-01 3.6 208 12.5 3x6+1x6N+1x10T 3x32
UPS 10 208 34.7 3x8+1x8N+1x10T 3x40
TGD-220 100 220 328 (2)3x2/0+(2)1x2/0N+1x4T 3x350
Trafo 440/220 100 440 150 3x2/0+1x2/0N+1x4T 3x160
P5 60.3 440 98.3 3x2+1x2N+1x8T 3x100
TM-02 24.4 440 38.4 3x8+1x8N+1x10T 3x40
P7 43.1 440 70.6 3x2+1x2N+1x8T 3x75
TGD-440 150 440 246 3x4/0+1x4/0N+1x6T 3x250
Según la tabla 310-16 de la NTC 2050, un conductor eléctrico calibre 2/0 soporta una
corriente de 195A. Se selecciona un conductor 2/0 (2 por cada fase) para el tablero
general de distribución TGD-220 cumpliendo las seis condiciones para colocar un
conductor doble, que son:
• Igual longitud.
• Igual diámetro.
• Calibre mayor a 1/0 AWG.
• Igual ponchado
• De igual material.
37
• Igual aislamiento.
Por lo cual se tiene un alimentador en (2)3x2/0+(2)1x2/0N+1x4T Cu HFFR-LS
AWG. A continuación, se muestran algunos de los tableros que componen la
instalación eléctrica de la bodega 40, como lo son el TGD 440, filtro de armónicos,
TGD 220, Tablero de iluminación, TAT-01 y uno de los tableros de máquinas como el
TM-02.
Figura 7. Tablero de máquinas TM-02.
Figura 8. Tableros TGD 440 y TGD 220 respectivamente.
38
Figura 9. Tablero de iluminación de bodega TI-01.
Figura 10. Filtro pasivo de armónicos y tablero de alumbrado y tomas TAT-01.
39
4.2.5. Análisis de armónicos
Según lo especificado en el estándar STD. IEEE 519 de 1992, se tiene que las fuentes
de armónicos más importantes para una instalación eléctrica son las mostradas a
continuación (IEEE Industry Aplication Society, 1992):
• Convertidores
• Cicloconvertidores
• Hornos de arco
• Compensador de reactivos estático
• Inversores monofásicos
• Inversores trifásicos
• Variadores de modulación por ancho de pulso
• Controles de fase electrónicos
Por lo cual no es necesario realizar un estudio de análisis de armónicos en la instalación
de la bodega 40, ya que los equipos mencionados anteriormente no harán parte de ésta.
4.3. ANÁLISIS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ELÉCTRICO
Analizando en este proyecto para redes de baja tensión < 600V. Los requerimientos
contenidos en el artículo 110 de la NTC 2050 son generales y deben ser acatados en
todas las instalaciones eléctricas a las que estas disposiciones aplican. Por ejemplo,
además de los factores que impactan la temperatura del conductor a lo largo de todo su
recorrido dentro del ducto, bandeja, aislamiento externo u otro método de cableado
permitido en el código eléctrico capítulo 3, hay un importante requerimiento de
40
temperatura según la sección 110.14 (c) que influye en la temperatura y la corriente del
conductor.
Hay que asegurar que la temperatura de un conductor no supere la nominal del
aislamiento es un requisito fundamental que figura en el artículo 310.10. La selección
de la corriente nominal del conductor se hace de la tabla 310.16 (capacidad de corriente
aplicable a la mayoría de las instalaciones de menos de 600V) y aplicar el ajuste por
corrección de capacidad de corriente son factores importantes que deben tenerse en
cuenta desde el origen hasta la terminación del circuito. El calentamiento mutuo entre
conductores, la temperatura ambiente y el método de alambrado son factores que
influyen en la temperatura del conductor, esos factores pueden cambiar a lo largo del
circuito dependiendo de cómo se instalen los conductores. Ahora, los usuarios del
código pueden referirse al artículo 110.14 (c) para la información sobre los requisitos
de temperatura terminal, el artículo 110.14 dice:
“La temperatura nominal asociada a la capacidad de corriente de un conductor, se
debe elegir y coordinar de modo que no supere la temperatura nominal mínima de
cualquier terminación, conductor o dispositivo conectado. Los conductores con
temperatura nominal superior a la especificada para las terminaciones, se pueden
usar mediante ajuste o corrección de su capacidad de corriente, o ambas cosas.”
(ICONTEC, Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, 1998, pág.
40)
Es decir, es la temperatura de la terminación la que nos da la temperatura de operación
del conductor a lo largo de todo su recorrido de principio a fin.
41
Las capacidades de corriente nominal de los conductores de la tabla 310.16 para 60°C,
75°C y 90°C son permitidos bajo ciertas condiciones de uso especificadas por dicha
tabla:
• No más de tres conductores activos en un ducto, cable o directamente enterrado.
• La temperatura ambiente no mayor a 30°C.
Si se cambia alguna de estas condiciones de uso, la capacidad de corrientes debe ser
corregida por temperatura y/o corriente. Por ejemplo, un conductor N° 8 Cu THHN
AWG instalado en un lugar seco tiene la capacidad de corriente de 55 amperios
(columna 90°C, tabla 310.16) la corriente de este conductor no va a superar la
temperatura nominal del aislamiento (90°C), pero si se conecta a una terminal dentro
de una caja, cofre o armario, la capacidad de disipación de temperatura del conductor
disminuye, por lo cual la integridad del aislamiento se pone en peligro. Esta es la razón
del artículo 110.14 (c) de la NTC 2050.
4.3.1. Conclusiones
• Como regla general podemos decir que para circuitos que terminan en
dispositivos o equipos con corriente nominal de 100 amperios o menos y
conductores desde el 14 hasta el 1 AWG, la temperatura nominal de aislamiento
del conductor será de 60°C. Y para corrientes de más de 100 amperios
nominales y conductores desde el 1 AWG en adelante la temperatura de diseño
será 75°C.
• Hoy en día el conductor más usado en nuestro medio es cobre con aislamiento
del tipo THHN o THWN cuya temperatura máxima de trabajo es de 90°C, sin
42
embargo, es recomendable utilizar el conductor de cobre con aislamiento
HFFR-LS 75°C debido a su bajo contenido de halógenos, permitiendo mayor
seguridad a las personas en contacto con la instalación al momento de presentar
una falla de aislamiento. Al diseñar debemos usar este conductor como si fuera
TW 60°C para circuitos de hasta 100 amperios y THW 75°C para circuitos de
más de 100 amperios, basados en la capacidad de corriente correspondientes a
la tabla 310.16 de la NTC 2050.
Como el presente proyecto es sólo para baja tensión, la coordinación de protecciones
se realiza teniendo en cuenta la corriente nominal al 1.25% para la escogencia de las
protecciones y conductores a utilizar en cada una de las áreas del proyecto; y se basa
en la capacidad de corriente de los dispositivos recomendados.
4.4. ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO Y FALLA A TIERRA
En las figuras 11 y 12 mostradas a continuación se presentan los diagramas unifilares
de manera general con las corrientes de cortocircuito correspondientes en cada uno de
los puntos más importantes del circuito.
El reporte de cortocircuito generado por el software Melshort2 se muestra a
continuación (ver figura 13).
43
Figura 11. Diagrama unifilar general del proyecto, simulador Melshort2.
Figura 12. Cálculo de corrientes de cortocircuito en cada uno de los puntos más
importantes del sistema.
44
Figura 13. Reporte del cálculo de cortocircuito.
4.5. ANÁLISIS DEL NIVEL DE RIESGO POR RAYOS Y MEDIDAS DE
PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
Se realiza el análisis de nivel de riesgo por rayo del proyecto Bodega 40 para
determinar si se requiere un Sistema Integral de Protección Contra Rayos - SIPRA y
demás acciones que permitan reducir el riesgo a un nivel tolerable según los
lineamientos de la NTC 4552.
45
4.5.1. Evaluación del factor de riego para protección contra rayos
Nivel Ceráunico (NC): 150 días tormentosos al año; número de días en los que es oído
al menos un trueno.
Densidad de Descargas a Tierra (DDT): La densidad de rayos a tierra se obtiene de una
red de localización de descargas o en su defecto mediante la estimación de la siguiente
ecuación.
𝐷𝐷𝑇 = 0.0017 × 𝑁𝐶1.56
Para este caso NC=150, entonces:
𝐷𝐷𝑇 = 4.2
Corriente absoluta promedio (Iab): Valor máximo de la corriente del rayo con una
probabilidad de ocurrencia de 0.5, para Colombia (ver figura 14):
𝐼𝑎𝑏 = 40 𝑘𝐴
4.5.2. Evaluación del nivel de riesgo
El riesgo que una estructura se vea afectada por una descarga atmosférica se calcula
mediante la siguiente ecuación:
𝑅𝑖𝑒𝑠𝑔𝑜 = 0.7 × 𝑅𝐷𝐷𝑇 + 0.3 × 𝑅𝐼𝑎𝑏
Donde 𝑅𝐷𝐷𝑇 es el aporte al riesgo debido a la densidad de descargas a tierra y 𝑅𝐼𝑎𝑏
es el aporte al riesgo debido a la magnitud de la corriente pico. Recordando que 𝐷𝐷𝑇 =
4.2 e 𝐼𝑎𝑏 = 40 𝑘𝐴 se determina el nivel de riesgo con la ayuda de la tabla 3, siendo
𝑅𝐷𝐷𝑇 = 0.25 y 𝑅𝐼𝑎𝑏 = 1. De manera que el riesgo será:
46
Figura 14. Probabilidad de descargas atmosféricas según la corriente del rayo
(ICONTEC, Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, 2008).
𝑅𝑖𝑒𝑠𝑔𝑜 = 0.475
Según lo mostrado en la tabla 4, el color gris muestra un índice de riesgo por rayo
MEDIO. Sin embargo, se debe calcular el índice de gravedad de acuerdo con la
edificación.
4.5.3. Indicador de gravedad
Dado el uso, tipo y geometría de la estructura, se determina el indicador de gravedad.
La tabla 4 muestra el indicador relacionado con el uso que se le va a dar a la estructura.
Como la edificación se va a utilizar para la operación de una industria se le adjudica un
indicador de uso de estructura igual a 30.
Ahora se determina el valor del indicador de acuerdo con el tipo de estructura según lo
presentado en la tabla 5.
47
Para el proyecto se considera que el tipo de estructura es mixta, por lo tanto, el índice
correspondiente es 20.
Tabla 3. Indicador de parámetros del rayo (ICONTEC, Instituto Colombiano de
Normas Técnicas y Certificación, 2008).
Tabla 4. Indicador de uso de la estructura (ICONTEC, Instituto Colombiano de
Normas Técnicas y Certificación, 2008).
Clasificación de
la estructura Ejemplos de estructura
Valor del
índice
A
Teatros, centros educativos, iglesias, centros
comerciales, áreas deportivas al aire libre,
parques de diversión, aeropuertos,
hospitales, prisiones.
40
B
Edificios de oficinas, hoteles, viviendas,
grandes industrias, áreas deportivas
cubiertas.
30
C
Pequeñas y medianas industrias, museos,
bibliotecas, sitios históricos y
arqueológicos.
20
D Estructuras no habitadas 0
48
Tabla 5. Indicador tipo de estructura (ICONTEC, Instituto Colombiano de Normas
Técnicas y Certificación, 2008).
Tipo Valor del índice
No metálica 40
Mixta 20
Metálica 0
Por último, el valor del índice relacionado a la geometría de la estructura se haya según
lo presentado en la tabla 6. Las dimensiones de la estructura son: longitud= 61 m,
altura=11.4 m y ancho=21 m. De modo que el índice de altura y área tendrá un valor
de 10. La suma de los indicadores de uso (30), tipo (20) y geometría (10) es igual a 60,
entonces el proyecto Bodega 40 tiene indicador de gravedad MEDIA según la tabla 7.
Con la información obtenida de los parámetros de la zona y la gravedad se plantea la
matriz de riesgo correspondiente.
Tabla 6. Indicador de geometría de estructura (ICONTEC, Instituto Colombiano de
Normas Técnicas y Certificación, 2008).
Altura y área de la estructura Valor del índice
Á𝑟𝑒𝑎 < 900 𝑚2 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 < 25 𝑚 5
𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 ≥ 25 𝑚 20
Á𝑟𝑒𝑎 < 900 𝑚2 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 < 25 𝑚 10
𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 ≥ 25 𝑚 20
Tabla 7. Indicador de gravedad.
Suma de índices de
gravedad Gravedad
0-35 Leve
36-50 Baja
51-65 Media
66-80 Alta
81-100 Severa
49
4.5.4. Indicador de gravedad
La tabla 8 permite determinar el factor de riesgo para la estructura según el parámetro
(medio) y la gravedad (media). Como resultado de la evaluación se tiene que el factor
de riesgo para la bodega 40 es MEDIO, por lo tanto, es necesario implementar en ésta
un sistema de protección externo (apantallamiento).
El SIPRA debe estar conformado por los componentes establecidos en la tabla 9 de
acuerdo con su nivel de riesgo.
Tabla 8. Factor de riesgo (ICONTEC, Instituto Colombiano de Normas Técnicas y
Certificación, 2008).
Tabla 9. Acciones recomendadas según el nivel de riesgo.
Nivel de riesgo Acciones recomendadas
Nivel bajo SPI para acometidas aéreas, cableados y PT
según NTC 2050-IEEE1100.
Nivel medio SPI, cableados y PT según NTC 2050-IEEE
1100, y SPE.
Nivel alto
SPI, cableados y PT según NTC 2050-IEEE
1100, SPE y plan de prevención y
contingencia.
50
4.5.5. Sistema de protección externa
El sistema de protección externa está conformado por 3 elementos principales que son:
el sistema de captación, el sistema de conductores bajantes y el sistema de puesta a
tierra.
4.5.6. Sistema de captación
Para el diseño del sistema de captación se hace uso del “método de la esfera rodante”,
descrito en la NTC. Según los parámetros del rayo, el Nivel de Protección contra el
Rayo (NPR) es el nivel III, con lo que el radio de la esfera rodante es para dicho nivel
de protección es 50m (NTC 4552-3, Tabla 2).
A continuación, se presentan las vistas frontal y lateral de la estructura a proteger (ver
figura 10). Los elementos captadores tienen una longitud de 1.5 m en aluminio.
En primera instancia, se sitúan las puntas captadoras sobre la superficie a proteger y
posteriormente se hace rodar la esfera verificando que ésta nunca toque el área a
proteger. La figura 16 muestran las vistas de la edificación con las respectivas puntas
de captación y la simulación de la esfera rodante.
En la figura 16- c) se observa que la protección mínima sea de tres metros fuera de la
edificación. Debido a que la bodega se encuentra situada en medio de dos estructuras
de iguales características, no se realiza la protección en los costados de ésta. Por ende,
se minimiza la probabilidad de impacto de rayo por lo menos a tres metros de la
edificación como lo indica la NTC 4552-2.
51
a) b)
Figura 15. Vistas de la estructura a proteger, a) Vista frontal, b) Vista lateral.
Como resultado de la simulación se tienen 18 puntas captadoras de 1.5 metros de
longitud, de aluminio, situadas en la superficie del techo de la edificación como se
aprecia en la figura 11, así se da fin al diseño de protección contra descargas
atmosféricas.
Nota. Las estructuras contiguas a la bodega 40 no se consideraron en este estudio
por lo cual son responsabilidad de los propietarios.
a)
52
b)
c)
Figura 16. Aplicación del método de la esfera rodante, a) Vista frontal, b) Vista
lateral, c) Vista lateral.
4.5.7. Sistema de conductores bajantes
El sistema de conductores bajantes debe cumplir con los requisitos fundamentales
como lo son: varios caminos paralelos para que fluya a través de éstos la corriente de
rayo, además de acortar en lo posible la distancia que recorre dicha corriente. Todo esto
con el fin de reducir la probabilidad de daño. Se recomienda que la distancia de
53
separación entre bajantes sea como mínima la mostrada en la tabla 10 para cada nivel
de protección. También es necesario que por lo menos existan dos bajantes y tienen
que estar situadas en esquinas opuestas de la construcción.
Las 4 bajantes que se utilizarán en la construcción del SPE deben instalarse en la parte
exterior de la edificación de una forma simétrica (en las esquinas de la construcción)
por lo que deben contar con su respectiva señalización de peligro para las personas que
transiten cerca de estas. Las partes conductoras de la edificación que no hacen parte del
sistema eléctrico, pero se equipotencializaron según la normatividad vigente.
Tabla 10. Distancia de separación entre bajantes (ICONTEC, Instituto Colombiano de
Normas Técnicas y Certificación, 2008).
Nivel de protección Distancia entre
bajantes
I 10
II 10
III 15
IV 20
Figura 17. Instalación de las puntas captadoras en la bodega.
54
4.5.8. Sistema de puesta a tierra
Con el fin de evitar que las personas queden sometidas a tensiones de paso y de contacto
dentro o fuera de la instalación, es necesario contar con un sistema de puesta a tierra.
Cada conductor bajante se conecta debidamente a su respectiva varilla de tierra y estas
varillas se conectan a su vez entre ellas y a la malla de puesta a tierra de la subestación
de 150 kVA quedando así a conexión eléctrica en todas las tierras (Art. 15 – RETIE).
El diseño de la malla de puesta a tierra de la subestación se encuentra más adelante en
este documento.
4.5.9. Sistema de protección interna
Las corrientes de rayo pueden ocasionar sobre tensiones peligrosas tanto para las
personas como para los equipos eléctricos instalados en el interior de la bodega. Por
esto es necesario hacer uso de los dispositivos de protección contra sobretensión
(DPS´s) que limitan las sobretensiones transitorias y dispersan las corrientes
transitorias. Las características de los DPS´s se describen a continuación:
• Tensión nominal: 208/120V y 440/254V, trifásicos, tetrafilar más tierra.
• Modo de protección: fase a neutro y neutro a tierra.
• Tensión de corte: mayor a 208V y menor o igual a 25kV.
• Normas que deben cumplir: ANSI C62.41, IEC 1643-1, NTC 2878.
• Temperatura de operación: 20°C a 50°C.
Se debe instalar DPS´s 10/350 de tipo 1 para baja tensión en la subestación tipo
pedestal, la ubicación del dispositivo será en el lado de baja tensión del transformador
y antes de la protección del tablero general de distribución. Ver figura 18.
55
Figura 18. Descargador de sobretensiones ubicado en TGD 440.
4.6. ANÁLISIS DE RIESGOS DE ORIGEN ELÉCTRICO Y MEDIDAS PARA
MITIGARLO
Como resultado de evaluar la probabilidad de ocurrencia de accidentes, la severidad de
sus consecuencias y la vulnerabilidad del medio de una manera conjunta se obtiene el
nivel de riesgo equivalente al grado de riesgo.
Cuando una instalación eléctrica carece de las debidas medidas de protección frente a
situaciones en donde se vea comprometida la vida o la salud de las personas (en
contacto con la instalación tanto directa como indirectamente, se entiende que ésta es
de PELIGRO INMINENTE o de ALTO RIESGO. Tales situaciones pueden ser:
“ausencia de la electricidad, arco eléctrico, contacto directo e indirecto con partes
energizadas, rayos, sobretensiones, sobrecargas, cortocircuitos, tensiones de paso,
contacto y transferidas que excedan límites permitidos” (Ministerio de Minas y
Energía, 2013, pág. 46).
56
4.6.1. Factores de riesgo más comunes
A continuación, se enlistan los factores de riesgo más comunes, sus posibles causas y
las respectivas medidas para una correcta mitigación.
• Arcos eléctricos: los arcos eléctricos pueden ser originados por malos contactos,
aperturas de interruptores bajo carga, apertura o cierre de seccionadores bajo carga,
manipulación indebida de equipos de medida, materiales o herramientas olvidadas en
gabinetes, acumulación de óxido o partículas conductoras, descuidos en los trabajos de
mantenimiento.
Una forma de evitarlos es utilizar materiales envolventes que resistan el arco eléctrico,
guardar las distancias mínimas de seguridad y usar las prendas de acuerdo al riesgo, así
como gafas contra rayos ultravioleta.
• Ausencia de electricidad: en algunos casos es de vital importancia que se
mantenga el continuo suministro de energía como en hospitales, por citar un ejemplo.
Al momento de un corte de servicio o apagón se puede presentar esta situación.
Las formas de evitarlo serían disponer de sistemas ininterrumpidos de potencia – UPS,
plantas de emergencia con transferencia instantánea.
• Contacto directo: el contacto con partes energizadas de la instalación puede ser
causado por negligencia de los técnicos, impericia de los usuarios o violación de las
distancias mínimas de seguridad.
Las medidas de protección pueden ser trazar distancias de seguridad, señalización y
obstáculos, recubrimiento aislante a las partes energizadas, utilización de interruptores
57
diferenciales, utilizar elementos de protección personal, disponer del sistema de puesta
a tierra, verificar ausencia de tensión.
• Contacto indirecto: la falla del aislamiento, la falta de un conductor a tierra y el
mal mantenimiento de equipos puede causar un contacto indirecto. De modo que, para
evitarlo se precisa hacer separación de circuitos, usar muy baja tensión, delimitar
distancias de seguridad, realizar conexiones equipotenciales, así como disponer de
sistema de puesta a tierra, utilizar interruptores diferenciales y hacer mantenimiento
preventivo y correctivo.
• Cortocircuito: esta falla puede ser originada por negligencia de los técnicos,
deterioro del aislamiento de los equipos, equipos defectuosos, vientos fuertes,
humedades y accidentes externos.
Colocar interruptores automáticos con dispositivo de disparo de máxima corriente, así
como fusibles cortacircuitos es una manera eficiente de prevenir los cortocircuitos.
• Electricidad estática: se puede originar por la constante unión y separación de
materiales como conductores, aislantes, sólidos y gases. Sistemas de puesta a tierra,
conexiones equipotenciales, aumento de la humedad relativa, ionización del ambiente,
eliminadores eléctricos y radiactivos, pisos conductivos son medidas de protección ante
la electricidad estática
• Equipos defectuosos: al momento de utilizar artefactos que sean defectuosos
debido a la mala instalación, mala utilización, mal mantenimiento, tiempo de uso o mal
transporte se puede originar un riesgo. Para evitar esto se puede hacer mantenimiento
58
predictivo y preventivo, construir instalaciones siguiendo las normas técnicas,
caracterizar del entorno electromagnético.
• Rayos: el uso de pararrayos, bajantes, puestas a tierra, equipotencialización,
apantallamientos, topología de cableados. Además, suspender actividades de alto
riesgo, cuando se tenga personal al aire libre pueden prevenir el riesgo originado por
rayos a causa de fallas en el diseño, construcción y operación y el mal mantenimiento
del sistema de protección.
• Sobrecarga: Un sistema se sobrecarga cuando se superan los límites nominales
de los equipos o de los conductores, instalaciones que no cumplen las normas técnicas,
conexiones flojas, armónicos, no controlar el factor de potencia.
Las medidas de protección son el uso de Interruptores automáticos con relés de
sobrecarga, interruptores automáticos asociados con cortacircuitos, cortacircuitos,
fusibles bien dimensionados, dimensionamiento técnico de conductores y equipos,
compensación de energía reactiva con banco de condensadores.
• Tensión de paso: Durante una falla, se presenta entre dos puntos de la superficie
del terreno a una distancia de un paso cierta diferencia de potencial conocida como
tensión de paso, ésta es causada por rayos, fallas a tierra, fallas de aislamiento,
violación de áreas restringidas, retardo en el despeje de la falla.
Puestas a tierra de baja resistencia, restricción de accesos, alta resistividad del piso,
equipotencializar pueden mitigar el efecto de la falla.
59
• Tensión de Contacto: la diferencia de potencial presente entre una estructura
metálica puesta a tierra y un punto de la superficie del terreno a una distancia de un
metro durante una falla se conoce como tensión de contacto. Las fallas que pueden
causar una tensión de contacto son rayos, fallas a tierra, fallas de aislamiento, violación
de distancias de seguridad.
Como medidas de protección se utilizan puestas a tierra de baja resistencia, restricción
de accesos, alta resistividad del piso, equipotencializar.
4.6.2. Medidas a tomar en caso de alto riesgo o peligro inminente
Al momento de evidenciar una situación de alto riesgo o peligro inminente que
comprometa la seguridad de las personas, se deberá hacer la interrupción del
funcionamiento de la instalación eléctrica a excepción de lugares en donde sea de vital
importancia el suministro continuo de energía como áreas críticas de hospitales,
aeropuertos, o cuando el corte del suministro conlleve a un peligro aún mayor; en este
caso, se deben tomar otras medidas de seguridad que reduzcan el riesgo.
En este caso, la persona calificada que tenga conocimiento del evento tendrá que dar
aviso y solicitar a la autoridad competente que adopten las medidas provisionales que
permitan mitigar el riesgo, dando el apoyo técnico que esté a su alcance.
La autoridad que tenga el conocimiento del hecho deberá dar reporte lo antes posible
al responsable de la operación de la instalación eléctrica, para que ejecute los ajustes
requeridos. Y si no lo hace, se informará al correspondiente organismo de control y
vigilancia, que definirá los términos para restablecer las condiciones reglamentarias.
60
4.6.3. Notificación de accidentes
La persona que tenga conocimiento de la ocurrencia de algún accidente de origen
eléctrico, que tenga como consecuencia la muerte, lesiones graves a personas o a la
estructura por incendio o explosión deberá comunicarlo en el menor tiempo posible a
las autoridades competentes y a la empresa prestadora del servicio.
Una vez se haya reportado a la empresa portadora del servicio público un accidente de
origen eléctrico que conlleve a la muerte o graves consecuencias fisiológicas y que
haya ocurrido bajo su cobertura, ésta deberá dar reporte del suceso. Esta información
será de uso exclusivo de las entidades de regulación, así como del Ministerio de Minas
y Energía dándose reporte trimestral al Sistema Único de Información de acuerdo con
las condiciones establecidas por la Superintendencia de Servicios Públicos.
Como mínimo el reporte debe contener el nombre del accidentado y el tipo de lesión,
causa del accidente, fecha y lugar del accidente y las medidas que se adoptaron durante
el evento. Adicionalmente las empresas solicitarán a Medicina Legal o la autoridad que
haga sus veces la información recopilada sobre estos tipos de accidentes.
4.7. ANÁLISIS DEL NIVEL DE TENSIÓN REQUERIDO
Para el presente proyecto el operador de red asignó la factibilidad por baja tensión con
los niveles de tensión requeridos para la instalación:
Nivel de tensión II. A 440 voltios suministrados mediante acometida subterránea
desde el transformador de 150 kVA de tipo pedestal hasta el armario de medidor,
seguido del tablero de distribución general TDG 440V. Varios de los equipos que
61
forman parte del proyecto como lo son impresoras, troqueladoras y otros se alimentan
directamente de este nivel de tensión.
Nivel de tensión I. A 208/120 voltios desde transformador de 100 kVA para la
alimentación de un tablero de distribución TGD 220V. Las cargas como tomacorrientes
e iluminación de oficinas y bodega se alimentarán a este nivel de tensión, así como
algunas máquinas de producción.
4.8. CÁLCULO DE CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS
Dado que los efectos nocivos de dichos campos se evidencian debido al tiempo de
exposición mencionado en la tabla 14.1 del RETIE (Ministerio de Minas y Energía,
2013, pág. 64), no aplica para el presente proyecto, ya que con una subestación en poste
y sin la existencia cercana de redes de alta tensión (V>57.5kV), podemos decir que en
ningún punto del espacio del presente proyecto tenemos presencia de campos
electromagnéticos que puedan afectar a las personas que laboran o circulan cerca de la
presente instalación.
Por parte de baja tensión no se tienen altas corrientes que puedan afectar a algún usuario
por tiempo prolongado de exposición a dichos campos.
4.9. CÁLCULO DE TRANSFORMADORES
En esta sección de las memorias de cálculos eléctricos se especifican las características
técnicas de los transformadores que harán parte de las redes eléctricas internas. En las
figuras 19 y 21 se muestran los transformadores que hacen parte de la instalación. El
transformador 440/220V ya estaba en uso en las instalaciones antiguas de la empresa
62
BioEmpak. En la figura 20 están las especificaciones del transformador tipo pedestal
150 kVA.
Los datos del transformador son:
• Potencia: S = 100kVA
• Tensión primaria: 𝑉𝑝 = 0.440kV
• Tensión secundaria: 𝑉𝑠 = 0.440kV
• Impedancia:𝑈𝑧 = 4%
• Tipo de refrigeración: Tipo seco
• Frecuencia: 𝑓 = 60𝐻𝑧
• Cálculo de la corriente en media tensión.
Corriente nominal: 𝐼𝑝 = 100/(0.440√3) = 131.3 A
Corriente de cortocircuito: 𝐼𝑠𝑐−𝑝 = 131.3/0.04 = 3.28 kA
• Cálculo de la corriente en baja tensión.
Corriente nominal: 𝐼𝑝 = 100/(0.220√3) = 262.6 A
Corriente de cortocircuito: 𝐼𝑠𝑐−𝑝 = 262.6/0.04 = 6.5 kA
Figura 19. Transformador tipo pedestal 150 kVA, 11.4/0.440 kV.
63
Figura 20. Especificaciones de placa del transformador de 150 kVA.
Figura 21. Instalación del transformador de 100 kVA, 440/220V.
4.10. CÁLCULO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Con la intención de “(…) evitar que personas en contacto con la misma, tanto en el
interior como en el exterior, queden sometidas a tensiones de paso, de contacto o
transferidas, que superen los umbrales de soportabilidad del ser humano cuando se
presente una falla” (Ministerio de Minas y Energía, 2013) se debe realizar el diseño del
sistema de puesta a tierra - SPT.
64
4.10.1. Resistividad del terreno
Para la medición de la resistividad aparente (ρ) del terreno se hace utilización del
método tetraelectródico de Wenner. El esquema de conexión se muestra en la figura
22. Los electrodos deberán estar a una misma profundidad.
Figura 22. Esquema de medición de resistividad aparente del suelo (De Berrios,
2017).
Con la ayuda de la siguiente ecuación se podrá obtener la resistividad correspondiente.
𝜌 =4𝜋𝑎𝑅
1 +2𝑎
√𝑎2 + 4𝑏2−
𝑎
√𝑎2 + 𝑏2
Donde: 𝜌 será la resistividad en Ω-m, 𝑅 es la resistencia medida en Ω dada por 𝑉/𝐼, 𝑎
es la distancia entre electrodos adyacentes dada en metros y 𝑏 es la profundidad de
enterramiento de los electrodos en metros.
Cuando se cumple que 𝑎 ≫ 𝑏 (mayoría de los casos), la ecuación anterior se puede
simplificar como sigue.
𝜌 = 2𝜋𝑎𝑅
El equipo utilizado para tomar las medidas de resistividad es el telurómetro METRIEL
MI3123.
65
Para obtener el perfil de resistividad se utiliza el método de Wenner descrito
anteriormente realizando varias mediciones con distancia entre electrodos adyacentes
cada vez mayores. Por lo general, por cada distancia de separación entre electrodos se
toman dos medidas en direcciones perpendiculares entre sí. En la figura 13 se
evidencian las múltiples mediciones de resistividad aparente del suelo para cada valor
de 𝑎 (las figuras a-d se realizaron en dirección norte-sur, mientras las mediciones de
las figuras e-h fueron hechas en dirección oriente-occidente).
a) b)
c)
d)
66
e)
f)
g) h)
Figura 23. Mediciones de resistividad aparente con telurómetro METRIEL MI 3123.
a) Medición a=1m, b) Medición a=2m, c) Medición a=3m, d) Medición a=4m, e)
Medición a=1, f) Medición a=2, g) Medición a=3, h) Medición a=4.
Los datos obtenidos de la medición de resistividad se pueden ver en la tabla 11.
Tabla 11. Mediciones de resistividad para diferentes valores de 𝑎.
𝒂 [m] 1 2 3 4
𝝆[Ω-m] 36.6,
38.1
57.5,
53.3
68.4,
67.3
80.3,
64.7
Calculando un promedio aritmético de las 𝑛 diferentes medidas de resistividad se puede
obtener una buena aproximación, así
𝜌𝑝𝑟𝑜𝑚 =𝜌1 + 𝜌2 + ⋯ + 𝜌𝑛
𝑛
67
𝜌𝑝𝑟𝑜𝑚 = 58.3 [Ω − 𝑚]
Como resultado de graficar los valores presentados en la tabla 10 se obtiene el perfil
de resistividad aparente del terreno (ver figura 14).
Figura 24. Perfil de resistividad del terreno.
4.10.2. Cálculo de la malla de puesta a tierra
A continuación, se presenta el cálculo de la malla de puesta a tierra para la Bodega 40
basado en la norma IEEE Std 8-2000, Guide for Safety in AC Substation Grounding
(IEEE Power Engineering Society, 2000).
Para el cálculo de la malla de puesta a tierra para la subestación tipo pedestal se tienen
los siguientes datos iniciales:
• Duración de la falla: 𝑡𝑓 = 0.5 𝑠, 𝑡𝑐 = 0.5 𝑠.
• Resistividad de la superficie: 𝜌𝑠 = 3500 Ω − 𝑚.
• Espesor: ℎ𝑠 = 0.25 𝑚.
• Área dispuesta para la malla: 𝐴 = 6 𝑚 ∗ 5 𝑚 = 30 𝑚2.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
1 2 3 4
Resis
tivid
ad d
el te
rreno [Ω
-m
]
Distancia entre electrodos [m]
PERFIL DE RESISTIVIDAD
68
• Conductor utilizado: CU comercial 97% de conductividad.
• Temperatura ambiente: 𝑡𝑎 = 30°𝐶.
• Resistividad del terreno: 𝜌 = 58.3 Ω − 𝑚.
• Corriente de falla asimétrica (dada por el operador de red): 𝐼𝑓 = 1.394 𝑘𝐴.
Para determinar el tamaño del conductor se utiliza la siguiente ecuación.
𝐴𝐶𝑀 = 𝐼𝑓
197.4
√(𝑇𝐶𝐴𝑃
𝑡𝑐 ∗ 𝛼𝑟 ∗ 𝜌𝑟) 𝑙𝑛 (
𝑘0 + 𝑇𝑚
𝑘0 + 𝑇𝑎)
𝐴𝐶𝑀 = 1.934197.4
√(3.42
0.5 ∗ 0.00381 ∗ 1.78) 𝑙𝑛 (
242 + 1084242 + 30 )
𝐴𝐶𝑀 = 6.88 𝐶𝑀
Como el calibre mínimo permitido por norma es 2/0 AWG, entonces se escoge éste
para la construcción de la malla de puesta a tierra.
Calibre conductor de malla: 2/0 AWG.
Diámetro del conductor: 𝑑𝑐 = 0.01 𝑚, sección del conductor: 𝐴𝐶𝑀 = 131.1 𝐶𝑀.
Las dimensiones de la malla se muestran en la figura 25. La configuración cuenta con
4 varillas de cobre de 2.4 m de longitud situadas en las esquinas de la malla.
Los resultados del cálculo de la malla de puesta a tierra realizados con el software
ETAP 12.6.0 se muestran en la figura 26.
69
Figura 25. Dimensiones de la malla de puesta a tierra.
Como los valores de tensión de paso y de contacto calculados son menores a los valores
tolerables, la malla de puesta a tierra cumple con las especificaciones mencionadas en
la norma IEEE 80.
71
Figura 26. Resultados del cálculo de la malla con el software ETAP.
4.11. CÁLCULO ECONÓMICO DE CONDUCTORES
Se determina en términos de dinero las pérdidas de energía que se presentan en los
conductores a causa de la resistencia propia del mismo (Salamanca Gaviria, 2016, pág.
62). Para dicho cálculo se hace uso de las siguientes ecuaciones:
𝐸 = 𝜌 ×𝑙
𝑠× 𝐼𝑚á𝑥
2 × ∆𝑡
En donde 𝐸 es la energía disipada por el conductor en un intervalo de tiempo ∆𝑡,
asumido como una hora por lo general. 𝜌𝑙/𝑠 es la resistencia del conductor, para este
caso 𝜌 = 18.35 × 10−9Ω𝑚 para el cobre a 20°C según la normatividad (Salamanca
Gaviria, 2016).
72
La pérdida será entonces:
𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑒𝑛 $ 𝑝𝑜𝑟 𝑑í𝑎 = 24 × 𝐸 × $𝑊
Siendo $𝑊 es el valor en pesos de cada Wh. Para el presente caso 0.411$/Wh.
Tabla 12. Cálculo económico de conductores.
Tramo Longitud
(m)
Conduct.
(AWG)
s
(𝒎𝒎𝟐)
𝑰𝒎á𝒙𝟐
(𝒌𝑨)
Pérdida $
día
Trafo-TGD440 25 4/0 107.22 38.7 1.633,3
TGD440-P5 32.5 2 33.62 6.2 1.084,8
Se toma la acometida principal y el alimentador de la prensa P5 únicamente ya que son
los puntos más críticos en cuanto a regulación de tensión.
4.12. CÁLCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS Y ELEMENTOS DE
SUJECIÓN DE EQUIPOS
No aplica el presente ítem.
4.13. CÁLCULO Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CONTRA
SOBRECORRIENTES
La coordinación de protecciones se realizó de acuerdo con los resultados del estudio
de cortocircuito realizado anteriormente. En el tablero general se proyectó un
interruptor de caja moldeada de 3x250A y se coordinan los interruptores principales de
cada tablero con éste para verificar que se haya seleccionado correctamente las
protecciones de baja tensión.
La figura 32 muestra los resultados arrojados por el software.
73
Figura 27. Coordinación entre protecciones TGD y filtro de compensación de
armónicos.
Figura 28. Coordinación de protecciones TGD y P5.
74
Figura 29. Coordinación de protecciones TGD y TM-02.
Figura 30. Coordinación de protecciones TGD y P7.
75
Figura 31. Coordinación de protecciones TGD 440 y TGD 220.
A continuación, se muestra el reporte de la simulación.
76
Figura 32. Reporte de la simulación de coordinación de protecciones en Melshort2.
4.14. CÁLCULO DE CANALIZACIONES
En esta sección se especifican los diámetros de las tuberías a utilizar en el proyecto. La
tabla C9 de la NTC 2050 muestra los diámetros de las tuberías a utilizar de acuerdo
con el calibre del conductor y la cantidad de conductores por ducto. El tipo de
conductor utilizado en el proyecto es HFFR-LS a 75°C, por lo cual nos referiremos al
conjunto THHN/THWN como me muestra en la siguiente figura.
4.15. REGULACIÓN DE TENSIÓN
Los cálculos de regulación de los alimentadores se presentan en una tabla resumen (ver
tabla 14), se tienen en cuenta únicamente los equipos con mayor potencia ya que
presentan una mayor caída de tensión.
77
Figura 33. Tabla C9, NTC 2050. Diámetro de tubería según calibre y cantidad de
conductores.
Tabla 13. Resumen de la selección de las canalizaciones para cada tramo del
proyecto.
Tramo Calibre
AWG
Diám. ducto
(pulgadas)
Cantidad por
ducto
Num.
Máximo
permitido
Med-TGD440 4/0 2 ½” 4 5
TGD440-P7 2 1 ½” 4 6
TGD440-TM02 8 1” 4 7
TGD440-P5 2 1 ½” 4 6
TGD440-
TRAFO 2/0 2” 4 5
TRAFO-
TGD220 (2)2/0 3” 8 11
78
Tabla 14. Resumen de los cálculos de regulación.
Tramo Long.
(m) kVA
Cond.
(AWG) k E%
MED-TGD440 25 150 4/0 4.81759E-04 1.80
TGD440-P7 35 43.1 2 1.307601E-03 1.97
TGD440-TM02 7 23.4 8 4.92117E-03 0.81
TGD440-P5 32.5 60 2 1.307601E-03 2.55
TGD440-TRAFO 7 100 2/0 7.09272E-04 0.35
TRAFO-TGD220 7 50 2/0 7.09272E-04 0.88
4.16. CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
El tipo de instalación y la ocupación de esta no exige algún tipo de consideración en el
tema de áreas clasificadas.
4.17. ESPECIFICACIONES COMPLEMENTARIAS A LOS PLANOS
No se tienen consideraciones de este tipo dentro del proyecto.
5. CRITERIOS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA
La eficiencia energética presenta grandes beneficios en la cadena energética,
principalmente en el uso final de la energía eléctrica debido a que es posible utilizar
equipos con menor grado de consumo y que representen los mismos beneficios para
las instalaciones (Pinzón Casallas, 2013, pág. 10).
Se definen las estrategias que permitirán alcanzar las metas en materia de eficiencia
energética, estas iniciativas deberán traer consigo un ahorro en el costo de la energía
para el usuario final por equipo de uso final. Estas medidas tendrán impacto tanto para
la energía eléctrica del sector industrial como en el medio ambiente (gases de efecto
invernadero) y en la economía de la industria que aplica estos criterios.
79
5.1. FUERZA MOTRIZ
Las máquinas eléctricas rotatorias son uno de los principales artefactos utilizados en la
industria, lo cual representa un gran consumo de energía eléctrica. Por esto, una buena
práctica es la compra e instalación de motores de alta eficiencia ya que tienen un
potencial de aplicación bastante alto, cerca del 85% (Ministerio de Minas y Energía,
2016). Es decir, en la mayoría de los casos es posible reemplazar los motores de
eficiencia estándar por motores de alta eficiencia. El potencial de eficiencia de esta
práctica puede estar alrededor del 15%.
Estudios técnicos y económicos muestran que, si se analizan a 10 años los costos
totales de un motor, el costo de compra es de 1%, el costo de la energía es de 95%,
el costo de mantenimiento de 3% y el costo de ingeniería y logística del 1%
(Ministerio de Minas y Energía, 2016, pág. 66).
De manera que el costo del equipo es insignificante con respecto al consumo de energía
durante la vida útil del equipo.
5.2. ILUMINACIÓN
De acuerdo con las características de la empresa y según los planos arquitectónicos se
desarrolló el estudio fotométrico para determinar que la distribución de las luminarias
y la potencia empleada en éstas sea la correcta, para brindar a las personas ambientes
de trabajo adecuados. El tiempo estimado de consumo por iluminación es de alrededor
unas 12 horas diarias, y se estima que la gran mayoría del área disponible requiere
iluminación constante durante el día laboral, a excepción de sitios como baños y
vestidores que cuentan con sensores de proximidad a cambio de interruptores.
80
La iluminación para la bodega 40 es del tipo LED, de la marca MDV Lights. Se
utilizaron tanto para el área de oficinas como para el área de bodega. Los diferentes
tipos de luminarias son presentados en el anexo B.
la iluminación puede ser proporcionada mediante luz natural y luz artificial; en lo
posible se debe buscar una combinación de ellas que conlleven el uso racional y
eficiente de la energía como se muestra en la figura 34.
Figura 34. Combinación entre iluminación diurna y la iluminación artificial con
panel led 40W en piso 3 de oficinas.
Un buen diseño, adecuada instalación, control y mantenimiento del sistema de
iluminación es de gran importancia para que el consumo de energía (alrededor del 5.3%
del total del consumo) se reduzca en comparación con la iluminación convencional.
En total se tienen 6 tipos de lámparas que fueron instaladas en oficinas y bodega.
81
Tabla 15. Tipos de luminaria.
Luminaria Potencia
(W) Flujo luminoso
Vida útil
horas
Lámpara industrial 100 9300 40000
Tubo industrial 18 1800 40000
Panel cuadrado 40 3600 40000
Panel rectangular 40 3600 40000
Bala GU10 8 650 40000
Panel circular 18 1180 40000
La iluminación eficiente se logra mediante la utilización de tecnología led, ya que ésta
aumenta la vida útil de los módulos, además de reducir los costos de su mantenimiento.
El uso de sensores en espacios en los que no se ejecuta un trabajo como tal, permite un
uso racional de la energía junto con el aprovechamiento de la luz natural en oficinas
abiertas.
Ahora se hace la comparación de las luminarias instaladas con de otras características
similares, pero de diferente tecnología que pudieron haber sido instaladas, con el fin de
verificar cuánto es el ahorro generado por la utilización de éstas. Un edificio típico
(aproximdamente 2.000 m2), iluminado con tecnología obsoleta de baja eficiencia se
podrían ahorrar alrededor de 3.000 euros en costes de operación por año utilizando
iluminación led (Pinzón Casallas, 2013, pág. 60).
5.2.1. Panel led 40W
En el mercado se comercializan paneles led de 40W que son utilizados ampliamente
para iluminación de oficinas como reemplazo de los tubos fluorescentes
convencionales de 60 cm. Una luminaria típica de 4 tubos fluorescentes consume
82
aproximadamente 18W por tubo, es decir, 72W por pantalla, lo que significa un
consumo casi del doble en contra del panel led.
Tabla 16. Cálculo ahorro energético y económico para panel led 40W.
Unida-
des
Horas
de uso
al año
Energía
(kWh/año)
C
Energía
(kWh/año)
Led
Ahorro
energético
(kWh/año)
Ahorro
energéti
co (%)
Vida
útil
C
Vida
útil
Led
121 3.756 32.722,27 18.179,04 14.543,23 44.44 3,99 10,64
Aumento
vida útil
(años)
Ahorro
económico
(COP/año)
Inversión
(COP/año)
Periodo
de
retorno
(años)
6.65 5’977.267,53 20’570.000 3.44
5.2.2. Panel circular led 18W
De igual manera haremos la comparación entre el panel circular led de 18W utilizado
en el proyecto como sustituto de las lámparas fluorescentes compactas - LFC de 20W
que se asemejan bastante en cuanto a sus características. Se debe tener en cuenta
además la vida útil de ambos artefactos.
Tabla 17. Cálculo ahorro energético y económico para panel led 18W.
Unidad
es
Horas
de uso
al año
Energía
(kWh/año)
C
Energía
(kWh/año)
Led
Ahorro
energético
(kWh/año)
Ahorro
energéti
co (%)
Vida
útil
C
Vida
útil
Led
55 3.756 4.131,60 3.718,44 413,16 10 2,66 10,64
Aument
o vida
útil
(años)
Ahorro
económico
(COP/año)
Inversión
(COP/año)
Periodo
de
retorno
(años)
7.98 169.808,76 3’300.000 19.43
83
En este caso el periodo de retorno de la inversión es el doble de la vida útil de las
luminarias, sin embargo, existe un ahorro anual de 169.808,76 COP. Cabe mencionar
que la vida útil del panel led es 4 veces la vida útil de la LFC.
5.2.3. Lámpara industrial 100W
La iluminación más conocida y utilizada en la industria es la realizada con luminarias
fluorescentes, debido a que en su momento tenía una mayor eficiencia respecto a las
bombillas incandescentes de acuerdo con su mecanismo de acción. Sin embargo, con
la aparición de la tecnología led se han venido reemplazando las luminarias
fluorescentes por múltiples ventajas como menor consumo de energía, gran durabilidad
y menores pérdidas por calor.
Una lámpara fluorescente compacta 8U de la marca Argos tiene una potencia de 150W,
vida útil de 6500 horas y un flujo luminoso de 8475 lm. Ahora se hace la comparación
con la luminaria industrial Led de 100W de la marca MDV Lights (ver figura 35) y se
detalla en ahorro en consumo al utilizar tecnología led.
Tabla 18. Cálculo ahorro energético y económico para lámpara industrial 100W.
Unidad
es
Horas
de uso
al año
Energía
(kWh/año)
C
Energía
(kWh/año)
Led
Ahorro
energético
(kWh/año)
Ahorro
energéti
co (%)
Vida
útil C
Vida
útil
Led
34 3.756 19.155,60 12.770,40 6.385,20 33,3 1.73 10,64
Aumento
vida útil
(años)
Ahorro
económico
(COP/año)
Inversión
(COP/año)
Periodo
de
retorno
(años)
8.91 2’624.317 25’500.000 9.7
84
Como se puede ver en la tabla anterior existe un ahorro de 2’624.317 COP por año,
pero más relevante es el aumento en la vida útil que existe frente a la luminaria
fluorescente la cual es de casi 9 años más, es allí donde se presenta el mayor potencial
de ahorro.
Figura 35. Iluminación bodega con lámpara industrial Led 100W.
6. EVALUACIÓN DE RESULTADOS
Al finalizar con el diseño de la instalación de uso final de la bodega 40 y con el
respectivo seguimiento en la construcción de ésta se realizan los siguientes análisis y
evaluación de resultados encontrados al finalizar la pasantía.
6.1. ANALISIS DE RESULTADOS
6.1.1. Sistema de puesta a tierra
Al finalizar la construcción de la malla de puesta a tierra de la subestación de 150 kVA,
se debe verificar que la resistencia de la malla de puesta a tierra esté dentro de los
85
límites permitidos en el RETIE. El valor de dicha resistencia para subestaciones de
media tensión es de 10Ω según la tabla 15.4 (Ministerio de Minas y Energía, 2013).
A continuación, se presenta una tabla con varias medidas de la resistencia de puesta a
tierra realizadas en el sitio de enterramiento de la malla de puesta a tierra con el equipo
METRIEL MI 3123.
Tabla 19. Medidas de la resistencia de puesta a tierra.
Medida Resistencia (Ω)
1 6.3
2 5.8
3 6.0
4 6.4
Realizando un promedio entre las medidas realizadas tenemos que la resistencia de
puesta a tierra es de 6.125Ω. Según los resultados mostrados en la figura 26, la
resistencia de puesta a tierra calculada en el software ETAP fue de 5.377Ω. Por lo tanto,
la diferencia entre el valor calculado y la medida es de 0.748Ω.
Tabla 20. Diferencia de resistencia de puesta a tierra teórico y real.
Resistencia
medida (Ω)
Resistencia
Calculada (Ω)
Diferencia
(Ω)
6.125 5.377 0.748
6.1.2. Sistema integral de protección contra descargas atmosféricas
Como resultado de la evaluación del nivel de riesgo contra descargas atmosféricas se
concluyó que la edificación requería de un SIPRA, por lo cual se realizó el diseño del
sistema de protección externa con sus respectivos conductores bajantes y el sistema de
86
protección interna. En la figura 36 se muestran las puntas captadoras localizadas en el
techo de la bodega tal y como se presenta en el diseño. En la figura 37 se muestran los
conductores bajantes que conectan el sistema de captación con el sistema de puesta a
tierra de la instalación.
Figura 36. Puntas captadoras tipo Franklin situadas en el techo de la edificación.
Los conductores bajantes terminan en una varilla de cobre enterrada y debidamente
conectada al sistema de puesta a tierra con soldadura exotérmica.
La protección interna se realiza mediante un descargador de sobre tensiones (ver figura
18) con el fin de evitar daños a personas y equipos sensibles cuando se presente una
sobretensión por una descarga atmosférica o una falla en el sistema.
87
Figura 37. Sistema de conductores bajantes.
6.1.3. Iluminación
Los niveles de iluminación en las diferentes áreas de la instalación dependen del trabajo
que allí se realice. En el área de oficinas se logran los niveles adecuados de iluminación
mediante el aprovechamiento de la luz natural combinada con la iluminación artificial
(ver figura 38).
Figura 38. Combinación de luz natural y artificial en el área de oficinas.
88
En el área de producción en donde se necesita una buena iluminación para que los
operarios trabajen en un ambiente confortable y seguro, se instalaron luminarias led de
mayor potencia para lograr los niveles de iluminación mínimos requeridos.
Figura 39. Iluminación en el área de producción.
Como se muestra en la figura 39, la iluminación del área de producción se construyó
de acuerdo al diseño fotométrico realizado y con el tipo de luminarias propuestas desde
un inicio.
6.1.4. Alimentadores
Los cálculos de regulación en los alimentadores de los principales equipos se comparan
datos obtenidos mediante la medición de tensión el terminal de los equipos.
Tabla 21. Medida de regulación de tensión en equipos principales.
Equipo Tensión (V) Tensión med.
(V) %E med. %E calc.
MED-TGD440 440 432 1.81 1.80
TGD440-P7 440 431 2.04 1.97
TGD440-TM02 440 436 0.91 0.81
TGD440-P5 440 430 2.27 2.55
TRAFO-
TGD220 220 218 0.91 0.88
89
6.1.5. Eficiencia energética
Evaluando la implementación de iluminación de alta eficiencia como la Led en la
aplicación de las nuevas instalaciones, se encuentra que a largo plazo es generado un
beneficio tanto económico como ambiental, debido a la larga vida útil de estos
dispositivos y el bajo consumo que representa utilizarlos. En la tabla 21 se presentan
los ahorros energéticos y económicos cuando se utilizan luminarias de alta eficiencia
en vez de lámparas convencionales
Tabla 22. Ahorro energético y económico en iluminación.
Luminaria A.E. Luminaria Conv.
Ahorro
energético
(kWh/año)
Ahorro
económico
(COP/año)
Panel led 40W Tubo fluorescente
4x18W 14.543,23 5’977.267,53
Panel circ. Led
18W LFC 20W 413,16 169.808,76
Lámp. Indust.
100W LFC 8U 150W 6.385,20 2’624.317
Otro factor a tener en cuenta es el ahorro que se presenta cuando se emplean
dispositivos como sensores de movimiento en lugares donde la permanencia del
personal es baja como vestidor, baños y pasillos.
Tabla 23. Ahorro energético y económico con el uso de sensores de movimiento.
Horas
uso sin
sensor al
año
Horas
uso con
sensor al
año
Energía sin
sensor
(kWh/año)
Energía con
sensor
(kWh/año)
Ahorro
energético
(kWh/año)
Ahorro
económico
(COP/año)
3.756 939 1.690,20 422,55 1.267,65 521.004,15
90
6.1.6. Dictamen de inspección RETIE
El dictamen de inspección RETIE otorgado por el organismo acreditador Certicapital
S.A.S. es mostrado en la figura 36, en la cual se aprecia el cumplimiento de cada uno
de los ítems requeridos para la certificación plena. A excepción de una torre de
transporte de energía eléctrica de la empresa Codensa, la cual no cumplía con las
distancias de seguridad en su zona de servidumbre. Debido a que la torre fue construida
con posterioridad a la edificación es responsabilidad de dicha empresa.
6.2. EVALUACIÓN DE RESULTADOS
Con el fin de verificar si los resultados mostrados anteriormente cumplen con los
objetivos planteados en un principio se realiza la siguiente evaluación.
6.2.1. Sistema de puesta a tierra
De acuerdo con la tabla 15.4 del RETIE en la cual se exponen los niveles máximos de
resistencia de puesta a tierra, para subestaciones de media tensión la resistencia límite
es 10Ω. Como la resistencia de puesta a tierra medida, 6.125Ω, es inferior a este valor
y además es bastante cercano a la resistencia de puesta a tierra calculada, 5.377Ω, se
puede afirmar que el diseño de la malla de puesta a tierra cumple con los requerimientos
planteados en la reglamentación.
6.2.2. Sistema integral de protección contra descargas atmosféricas
El sistema de protección externo de la bodega 40 se construyó de acuerdo con los
requisitos trazados en la normatividad y según los planos de diseño. De igual manera
el sistema de protección interno compuesto por el descargador de sobretensiones fue
instalado en el tablero general de distribución TGD 440.
91
Tabla 24. Cumplimiento de los ítems más importantes en un sistema integral de
protección contra descargas atmosféricas.
Descripción Cumple
Sistemas de captación realizado de acuerdo con el diseño
planteado. Sí
Cantidad de conductores bajantes y localización de acuerdo al
reglamento. Sí
Conexión de conductores bajantes con el sistema de puesta a
tierra según criterios expuestos en la reglamentación. Sí
Sistema de protección interna contra sobretensiones
debidamente seleccionado e instalado en tablero general de
distribución.
Sí
6.2.3. Iluminación
Los niveles de iluminación de diseño fueron confirmados mediante el uso de un
luxómetro en los diferentes espacios de la instalación, presentándose poca variación
entre los datos medidos y los niveles esperados. De igual forma, las personas que
trabajan en la bodega 40 indican que la iluminación de las oficinas y el área de
producción y almacenamiento les permiten realizar sus actividades sin ningún
problema y se sienten en un ambiente confortable.
Tabla 25. Cumplimiento de los ítems más importantes en el sistema de iluminación.
Descripción Cumple
Cumple niveles de iluminación requeridos en espacios de
trabajo. Sí
Los valores de iluminación medidos concuerdan con los
valores simulados en el software Dialux. Sí
Los sistemas de iluminación brindan un espacio de trabajo
confortable para las personas que desempeñan su labor allí. Sí
92
6.2.4. Alimentadores
Según los datos de regulación de tensión medidos se evidencia el cumplimiento de la
norma ya que en ningún caso se supera el 3% en la caída de tensión de los alimentadores
principales. En la tabla 20 se aprecia que tampoco existe una gran diferencia entre el
porcentaje de regulación calculado y el porcentaje de regulación medido.
Tabla 26. Cumplimiento de los ítems más importantes en alimentadores.
Descripción Cumple
Los alimentadores de los equipos instalados cumplen con el
porcentaje mínimos de regulación de tensión, 3%. Sí
6.2.5. Eficiencia energética
El ahorro en términos económicos que se presenta al usar luminarias de alta eficiencia
en comparación con las luminarias convencionales es de aproximadamente
8’771.393,29 $COP, y el ahorro por utilizar dispositivos temporizados en el control de
la iluminación de ciertos espacios es 521.004,15 $COP. De modo que el ahorro total
por eficiencia energética es de 9’292.397,44 $ COP al año. En términos de energía el
ahorro es de 22.609,24 kWh/año. Por lo cual se evidencia que al ejecutar un análisis de
eficiencia energética en una instalación eléctrica se pueden legar a ahorrar apreciables
cantidades de dinero y energía eléctrica a las compañías.
Ahora se realiza una comparación entre el consumo de energía eléctrica con la
implementación de eficiencia energética en la instalación y sin ella.
Tabla 27. Porcentaje de ahorro con implementación de EE.
93
Consumo sin EE
(kWh/año)
Consumo con EE
(kWh/año)
% de ahorro en energía
(%)
56.009,47 34.667,88 38.1
6.2.6. Dictamen de inspección RETIE
El dictamen de inspección RETIE expedido por la empresa de certificación Certicapital
muestra que todas las partes de la instalación eléctrica cumplen con el Reglamento
Técnico de Instalaciones Eléctricas, dando como resultado el soporte que la instalación
de la bodega 40 está construida con los estándares y requisitos necesarios.
97
7. CONCLUSIONES
1. El diseño detallado de la instalación eléctrica se llevó a cabo de acuerdo con los
ítems presentados en la sección 10.1.1. del RETIE y se puede confirmar con el
dictamen de inspección RETIE debido a que cumple con todos los requisitos
para que fuera certificada la instalación.
2. Como resultado de aplicar los criterios de eficiencia energética a la instalación
diseñada, se puede afirmar que los costos de energía para la empresa BioEmpak
en iluminación se reducen en gran medida por la implementación de
iluminación led de alta eficiencia y sensores de proximidad.
3. En el desarrollo de la pasantía se evalúan los conocimientos adquirido durante
el periodo de formación del estudiante por la universidad en áreas de la
ingeniería eléctrica como sistemas de puesta a tierra, instalaciones eléctricas,
protecciones eléctricas y otros cursos que brindan las bases para el desarrollo
de proyectos reales como el de la bodega 40.
4. La práctica fue fundamental durante el proceso de desarrollo del estudiante
como ingeniero eléctrico ya que se evidencia cómo la implementación de
criterios de eficiencia energética en los proyectos logra generar un ahorro
energético, que para el presente caso de estudio fue del 38.1%. Para la empresa
Bioempak el alcance de dicho porcentaje de ahorro energético es una ayuda en
los costos y genera interés para desarrollar cambios en sus instalaciones que
permitan reducir el consumo de energía.
5. EEHG S.A.S. es una empresa totalmente comprometida con las personas que
allí trabajan, así como con las obras eléctricas que son construidas con el fin de
98
que los clientes puedan aprovechar al máximo los beneficios de una instalación
de calidad que brinde la energía durante todo el tiempo que sea necesario para
el proceso de fabricación, por ello se hizo principal énfasis en el diseño
detallado de la instalación eléctrica según el numeral 10.1.1 del RETIE.
6. La pasantía que se realiza con EEHG S.A.S. es muy beneficiosa para el
estudiante que se encuentra en ella, debido a que se realizan actividades en
campo que buscan que el estudiante tenga un contacto más directo con los
equipos y dispositivos eléctricos y las herramientas empleadas en la
construcción de instalaciones eléctricas, permitiendo afianzar conceptos que se
dieron durante la formación académica en la universidad.
7. Debido a que el tiempo requerido para cumplir la pasantía es relativamente
corto, no es posible abordar los temas que las instalaciones eléctricas traen
consigo en profundidad. Sin embargo, se logró que el proyecto cumpliera con
los requerimientos técnicos y aprobó todos los ítems dentro del alcance del
proyecto para su posterior certificación RETIE ante el organismo de
acreditación contratado para dicho fin.
99
8. RECOMENDACIONES
La información que se encuentra en las memorias de cálculos de la instalación
industrial podría ser de gran ayuda para todos los estudiantes que cursen dicha
asignatura en la universidad y aún más a aquellos que hasta ahora se pongan en contacto
con el ámbito laboral en esta rama de la ingeniería eléctrica. Por lo cual la información
aquí presentada debe ser de carácter público y de fácil acceso.
Es aconsejable que la universidad busque un enfoque nuevo hacia los temas de
eficiencia energética en la materia de instalaciones eléctricas para la formación de los
nuevos ingenieros, que busque contrarrestar los efectos que tiene el consumo de energía
en el medio ambiente y en la economía.
Se debe buscar que las instalaciones eléctricas se desarrollen con elementos y
dispositivos que permitan ser monitoreados remotamente con la ayuda de la Internet,
con el fin de obtener mayor control sobre las variables de interés como consumos de
energía eléctrica, calidad de energía, temperatura entre otros y de esta manera integrar
las instalaciones a una red inteligente que logre maximizar la energía aprovechada de
la realmente consumida. De esta forma reducir la emisión de gases de efecto
invernadero, producto de la generación de energía eléctrica en el país.
107
Anexo B. Diagramas unifilares.
Diagrama unifilar general.
Diagrama unifilar Tablero General de Distribución TGD 440.
108
Diagrama unifilar Impresora P5 y Tablero de máquinas TM-02.
Diagrama unifilar Impresora P7 y tablero regulado TR-01.
110
Diagrama unifilar Tablero de Alumbrado y Tomas TAT-02.
Diagrama unifilar Tablero de Alumbrado y Tomas TAT-03.
111
Diagrama unifilar Tablero de Alumbrado y Tomas TAT-04.
Diagrama unifilar Tablero de Alumbrado y Tomas TAT-05 y Tablero de Máquinas
TM-03.
118
Anexo D. Cálculos fotométricos.
Todos los elementos de iluminación instalados en el proyecto tales como paneles led,
balas led, lámparas industriales y demás, fueron comprados a la empresa MDV Lights
125
BIBLIOGRAFÍA
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Eléctrico Colombiano NTC 2050. Bogotá: ICONTEC.
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Protección Contra Descargas Atmosféricas - NTC 4552. Bogotá: Unibiblos.
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Alumbrado Público. Bogotá D.C.
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Pinzón Casallas, J. D. (2013). Caracterización Energética del Edificio Luis Angel
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Barcelona: Schneider Electric España.