Producto 6. Memorias de cálculo MME Sede Archivo...Por otro lado, el arreglo fotovoltaico es...

Contrato No. 80905-015-2018

CONTRATO No. 80905-015-2018

ESTUDIO PARA DETERMINAR LA VIABILIDAD TÉCNICA, FINANCIERA, LEGAL, REGULATORIA Y

AMBIENTAL PARA IMPLEMENTAR UN SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO EN LAS SEDES DEL

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

Producto 6. Memorias de cálculo MME Sede Archivo

Bogotá, D.C., 22 de marzo de 2019

Contrato No. 80905-015-2018

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AUTOGENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA

Proyecto: Ministerio de Minas y Energía,

Sede Archivo

Memorias de cálculo

Smart Energy Solutions SAS [email protected]

Contrato No. 80905-015-2018

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TABLA DE CONTENIDO

1. Presentación del proyecto .......................................................................................................... 4

2. Análisis de cargas iniciales y futuras ........................................................................................... 5

3. Análisis de coordinación de aislamiento eléctrico ...................................................................... 6

3.1. Coordinación de aislamiento eléctrico en DC ..................................................................... 6

3.2. Coordinación de aislamiento eléctrico en AC ..................................................................... 8

3.3. Protecciones contra sobretensiones ................................................................................... 8

4. Análisis de nivel de riesgo por rayos ......................................................................................... 10

4.1 Conclusiones.......................................................................................................................... 13

5. Análisis de riesgos de origen eléctrico y medidas para mitigarlos ............................................ 14

5.1. Resultado del análisis de riesgos de origen eléctrico ........................................................ 20

5.2. Conclusiones...................................................................................................................... 21

6. Análisis del nivel de tensión requerido ..................................................................................... 22

6.1. Nivel de tensión requerido en DC ..................................................................................... 22

6.2. Nivel de tensión requerido en AC ..................................................................................... 22

7. Dimensionamiento de conductores a utilizar por corriente Y regulación de tensión .............. 23

7.1. Circuitos Fotovoltaicos en DC hasta los Inversores ........................................................... 23

7.2. Salida en AC desde el inversor hasta el tablero principal. ................................................ 23

8. Cálculo de canalizaciones .......................................................................................................... 24

8.1. Tramo desde paneles fotovoltaicos hasta inversor .......................................................... 24

8.2. Tramos de tubería en AC ................................................................................................... 25

9. Análisis de corto circuito y falla a tierra .................................................................................... 25

9.1. Falla a tierra ....................................................................................................................... 26

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10. Selección de protecciones ..................................................................................................... 26

10.1. Requisitos de protecciones según tamaño del sistema ................................................ 26

10.2. Protección circuitos fotovoltaicos en DC ...................................................................... 27

10.3. Protección del Inversor en AC ....................................................................................... 27

11. Cálculo y especificaciones técnicas de los equipos de medida ............................................. 28

12. Sistema de puesta a tierra..................................................................................................... 28

13. Cálculo de campos electromagnéticos .................................................................................. 29

14. Clasificación de áreas ............................................................................................................ 29

15. elaboracion de planos y diagramas unifilares ....................................................................... 29

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1. PRESENTACIÓN DEL PROYECTO

Figura 1. Ubicación geográfica del proyecto.

Coordenadas geográficas 4°38'24.6"N 74°05'33.7"O

Dirección Carrera 50 # 26 -20, CAN

Localidad Teusaquillo

Ciudad Bogotá D.C.

País Colombia

El arreglo fotovoltaico estará compuesto por 44 paneles de silicio monocristalinos PERC de 380Wp cada uno, mientras que se hará uso de un inversores trifásico de 12kW, compatible para conexión a red bajo estándar UL1701/IEEE1547. A su vez, el estado del sistema y su producción de energía es supervisada en tiempo real y almacenada durante años a través de una plataforma de monitoreo en la nube. Por otro lado, el arreglo fotovoltaico es instalado sobre el tejado del edificio para el archivo del Ministerio de Minas y Energía, lo que hace necesaria la utilización de una estructura metálica que fije y soporte los paneles durante su vida útil. El cableado, la puesta a tierra, las protecciones y demás componentes eléctricos han sido diseñados de acuerdo con la NTC2050 Capítulo 690. Se espera que el sistema produzca anualmente 22.1 kWh, los cuales cubrirían el 30% del uso de energía eléctrica total de las instalaciones que en promedio llega a ser 73.2kWh anuales. Teniendo en cuenta el factor de emisiones del SIN emitido por la UPME en su Resolución 857 de diciembre de 2015, el sistema puede evitar la emisión de 8.11 t CO2 eq al año.

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2. ANÁLISIS DE CARGAS INICIALES Y FUTURAS

Para el análisis de cargas iniciales se solicitó al Ministerio de Minas y Energía el suministro de la

información existente de planos eléctricos, diagramas unifilares y cuadro de cargas, posteriormente

se realizó el respectivo levantamiento en las instalaciones eléctricas del tablero de distribución

ubicado en el edificio del Archivo central MINMINAS. Con la información recolectada se construye

el diagrama unifilar actualizado del tablero de distribución del archivo ubicado en la entrada

vehicular del edificio del edificio del Archivo del Ministerio de minas y energía, el diagrama obtenido

se muestra en los planos anexos a este documento.

La carga final tiene una diversificación por factor de uso y actualmente no sobrepasa la carga

conectada al tablero de distribución de 50 KVA aproximadamente. No se realizarán ampliaciones de

cargas ni modificaciones a las instalaciones actuales salvo la conexión del sistema fotovoltaico al

sistema existente el cual produce 12 KVA, que entrarán a apoyar al sistema de distribucion para

cubrir la carga actual.

Notas: El diseño de la subestación y las instalaciones eléctricas no hacen parte de este proyecto,

solo el sistema fotovoltaico, esta información solo es para precisar que el sistema fotovoltaico si

está acorde a la carga existente y bajo este análisis la respuesta es que es acorde. Además, se realiza

el nuevo diagrama unifilar mostrando la conexión del sistema fotovoltaico a la subestación

existente, dicho plano se puede observar en los planos SERIE G adjuntos a este documento.

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3. ANÁLISIS DE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ELÉCTRICO

3.1. Coordinación de aislamiento eléctrico en DC

Tabla 1. Resumen técnico del panel fotovoltaico recomendado.

Characteristics of the solar panel Monocrystalline PERC 380 Wp

Number of the solar panels 44

Cell orientation: 72 (6x12)

Junction Box: IP67, three diodes

Out Put Cable: 4 mm^2, 1200 mm in length

Glass: 3.2 mm coated tempered glass

Weight: 22.5 kg

Dimension: 1956x991x40 mm

Operation Temperature: -40°~+85° C

Power Output Tolerance: 0~+5 W

Maximum System Voltage: DC1000V (IEC&UL)

Maximum Series Fuse rating: 20 A

Nominal Operating Cell Temperature: 45±2° C

Application Class Class A

Fire Rating UL type 4

Testing Condition STC NOCT

Maximum Power (Pmax/W) 380 281.5

Open Circuit Voltage (Voc/V) 49 45.7

Short Circuit Current (Isc/A) 10 8.06

Voltage at maximum power (Vmp/V) 40.4 37.3

Current at Maximum Power (Imp/A) 9.40 7.54

Module Efficiency (%) 19.6

Temperature Coefficient of Voc +0.286%/°C

La conexión en DC del sistema está conformada por 4 strings de 11 paneles solares con las

características enmarcadas en la tabla 7. Debido a que el voltaje que pueden alcanzar los paneles

varía dependiendo de la temperatura y según su condición de conexión (circuito abierto o bajo

carga), se debe calcular el rango de variación de voltaje para definir el aislamiento requerido según

las ecuaciones mostradas a continuación.

𝑉𝑜𝑐 (max) = 𝑁𝑠 ∗ 𝑉𝑜𝑐 ∗ (1 + (𝑇𝑚𝑖𝑛º − 25º) ∗ 𝐾𝑉𝑜𝑐)

𝑉𝑜𝑐 (max) = 11 ∗ 49 ∗ (1 + (2 − 25º) ∗ 0.286%) = 504 𝑉

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𝑉𝑚𝑝 (min ) = 𝑁𝑠 ∗ 𝑉𝑚𝑝 ∗ (1 + (𝑇𝑚𝑎𝑥º − 25º) ∗ 𝐾𝑉𝑚𝑝)

𝑉𝑚𝑝 (min ) = 11 ∗ 37.3 ∗ (1 + (25.1 − 20º) ∗ 0.286%) = 404 𝑉

𝑉𝑚𝑝 (𝑠𝑡𝑐) = 11 ∗ 40.4 = 444 𝑉

𝐷𝑜𝑛𝑑𝑒:

𝑁𝑠: 𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒

𝑉𝑜𝑐: 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑑𝑒 𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜 𝑎𝑏𝑖𝑒𝑟𝑡𝑜 𝑒𝑛 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑆𝑇𝐶

𝑇𝑚𝑖𝑛: 𝑇𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑚í𝑛𝑖𝑚𝑎 𝑎𝑚𝑏𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑝𝑜𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒

𝐾𝑉𝑜𝑐: 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑉𝑜𝑐

𝑉𝑚𝑝: 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑎 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎

𝑇𝑚𝑎𝑥: 𝑇𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑎𝑚𝑏𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑝𝑜𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒

𝐾𝑉𝑚𝑝: 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑉𝑚𝑝

Como se puede ver el voltaje en DC del sistema variará entre 404 V y 504 V, por lo que todos los

componentes de este lado del sistema deberán tener por lo menos un aislamiento para 1000V. En

la tabla 8 se muestra el nivel de aislamiento para cada componente.

Tabla 2. Nivel de aislamiento de componentes en DC.

Componente Nivel de aislamiento

Paneles Solares 1000V

Cable Fotovoltaico 2000V

Conectores MC4 1000V

Inversor 1000V

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3.2. Coordinación de aislamiento eléctrico en AC

El sistema en AC contará con un voltaje de 208/120V, por lo que todos los componentes de este

lado del sistema deberán tener por lo menos un aislamiento para 600V. En la tabla 9 se muestra el

nivel de aislamiento para cada componente.

Tabla 3. Nivel de aislamiento de componentes en AC.

Componente Nivel de aislamiento

Cable de salida del inversor 600V

Interruptor totalizador del inversor 600V

3.3. Protecciones contra sobretensiones

Para dar coordinación de aislamiento eléctrico al proyecto en cuestión, se deben seguir los

lineamientos de las normas técnicas IEC especificadas en el RETIE articulo 20.14 además de la

normatividad CODENSA, las cuales indican los requisitos y parámetros para la selección de las

protecciones contra sobretensiones.

El predio actualmente cuenta con un tablero de distribución existente el cual alimenta las cargar de

los bloques del Archivo de MINMINAS, considerando lo anterior, el esquema de aislamiento

eléctrico del presente proyecto tomado desde este punto de conexión es el siguiente:

1. La instalación existente cuenta con DPS tipo 1 según la norma IEC 61643-1 en el tablero de

distribución general y DPS tipo 2 en tableros internos de la edificación.

2. El inversor instalado debe contar con un DPS en sistema DC tipo 2 de 1000 V según norma

IEC61643-1 los requerimientos técnicos del DPS en el sistema DC se muestran en la imagen

8 a continuación:

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9

Figura 2. Requerimientos técnicos del dispositivo de protección contra sobretensiones DPS.

3. El Tablero de inversores instalado debe contar con un DPS en sistema AC, según la

normatividad RETIE se establece que el dispositivo debe soportar un voltaje continuo mayor

o igual al 110% del voltaje nominal del sistema, por lo cual el DPS seleccionado debe ser en

sistema AC tipo 2 según norma IEC61643-1 una tensión máxima permanente igual o mayor

a 528/305 V y con una corriente de descarga máxima de 40KA.

4. Respecto a los conductores usados en baja tensión, éstos deben tener aislamiento de

1000V.

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4. ANÁLISIS DE NIVEL DE RIESGO POR RAYOS

El estudio se efectúa teniendo en cuenta un sistema de protección con NPR de grado III el cual tiene una eficiencia de 90%, este grado se protección se determina después de hacer el análisis al apantallamiento existente en el edificio donde se instalarán los paneles del del Archivo central MINMINAS, los resultados se observan a continuación:

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Contrato No. 80905-015-2018

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Contrato No. 80905-015-2018

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4.1 CONCLUSIONES

• Con el apantallamiento existente de protección contra rayos NPR de grado III, se obtiene como resultado que el riesgo está controlado, por lo cual la única acción recomendada verificar el buen estado de las instalaciones.

• Aunque para el proyecto exista actualmente un sistema de protección contra rayos, se recomienda que las personas que puedan encontrarse en exteriores o en la azotea cuando se presente este fenómeno natural busquen refugio dentro de las edificaciones.

• La conexiones de DPS y de puestas a tierra deben hacerse según la normatividad que aplique para materiales y procedimientos que le apliquen, de tal manera que se consiga una equipotencialización y despeje de descargas efectiva.

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5. ANÁLISIS DE RIESGOS DE ORIGEN ELÉCTRICO Y MEDIDAS PARA MITIGARLOS

De acuerdo con la sección 9.2.1 del RETIE (Matriz de análisis de riesgos), la metodología a seguir

para evaluar el riesgo de este proyecto es la siguiente:

a. Definir el factor de riesgo que se requiere evaluar o categorizar. b. Definir si el riesgo es potencial o real. c. Determinar las consecuencias para las personas, económicas, ambientales y de imagen de la empresa. Estimar dependiendo del caso particular que analiza. d. Buscar el punto de cruce dentro de la matriz correspondiente a la consecuencia (1, 2, 3, 4, 5) y a la frecuencia determinada (a, b, c, d, e): esa será la valoración del riesgo para cada clase. e. Repetir el proceso para la siguiente clase hasta que cubra todas las posibles pérdidas. f. Tomar el caso más crítico de los cuatro puntos de cruce, el cual será la categoría o nivel del riesgo. g. Tomar las decisiones o acciones, según lo indicado en la Tabla 9.4 del RETIE.

Con el fin de evaluar el nivel o grado de riesgo de tipo eléctrico, se aplica la siguiente matriz para la

toma de decisiones (Tabla 9.3) obtenida del RETIE.

Conforme al procedimiento establecido en la sección 9.2.1 de RETIE, se aplica la matriz para evaluar el riesgo eléctrico de cada uno de los Factores de Riesgo más comunes en las redes de baja tensión, tableros de distribución y Gabinetes de Contadores con una frecuencia tipo D.

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x

E D C B A

Una o mas muertes

E5

Contaminación

i rreparable.Internacional MEDIO ALTO ALTO ALTO MUY ALTO

Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación

loca l izadaRegional BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO

MP: FECHA:

REAL

por (al) o (en)EVENTO O EFECTO FACTOR DE RIESGO FUENTE

Electrocución o quemadura

William Javier LemusEvaluador: CN205-133463 mar-19

Incapacidad parcia l

permanente

Contaminación

mayor

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

Nacional

Daños importantes

Interrupción breve Efecto menor Local

En personas Económicas AmbientalesEn la imagen

de la empresa

POTENCIAL

RIESGO A EVALUAR:

No ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la EmpresaC

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S

BAJO

Les ión menor (s in

incapacidad)

Daños severos .

Interrupción

Temporal

BAJO

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5

4

MEDIO

MEDIOMEDIO MEDIO MEDIO ALTO

2

Arcos Eléctricos RED DE BAJA TENSIÓN

3

MEDIO

FRECUENCIA

MEDIOMolestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No

Interrupción Sin efecto Interna 1 MUY BAJO

MEDIOBAJO

BAJO BAJO

x

E D C B A

Una o mas muertes

E5

Contaminación


Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:

RIESGO A EVALUAR:Electrocución o quemadura

porContacto Directo

(al) o (en)RED DE BAJA TENSIÓN

EVENTO O EFECTO FACTOR DE RIESGO FUENTE

C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S


de la empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

BAJO BAJO BAJO MEDIO

Evaluador: William Javier Lemus CN205-133463 mar-19

Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No

Interrupción

BAJO MEDIO MEDIO MEDIO

Sin efecto Interna 1 MUY BAJO


incapacidad)

Daños importantes

Interrupción breve Efecto menor Local 2 BAJO

MEDIO MEDIO MEDIO ALTO

Daños severos .

Interrupción

Temporal3

Contaminación

mayorNacional 4 MEDIO

No ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

POTENCIAL REAL FRECUENCIA

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x

E D C B A

Una o mas muertes Contaminación


Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:

RIESGO A EVALUAR:Tetanización y/o quemadura

porContacto Indirecto




C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S


de la empresa No ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

Contaminación

mayorNacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO

Daños severos .

Interrupción

Temporal3


incapacidad)

Daños importantes

Interrupción breve Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO

Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No

Interrupción Sin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO


x

E D C B A



Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:

RIESGO A EVALUAR:Quemadura

porCortocircuito

EVENTO O EFECTO FACTOR DE RIESGO(al) o (en)

RED DE BAJA TENSIÓN

FUENTE

CN205-133463


C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S


de la empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

No ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Contaminación


Daños severos .

Interrupción

Temporal3


incapacidad)

Daños importantes


Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No


Evaluador: William Javier Lemus mar-19

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x

E D C B A



Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:

RIESGO A EVALUAR: por (al) o (en)RED DE BAJA TENSIÓN


Electrocución o Quemadura Rayos


C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S



en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

Contaminación

mayorNacional 4


MEDIO MEDIO MEDIO

BAJO MEDIO

BAJO

MEDIO ALTO

Daños severos .

Interrupción

Temporal3


incapacidad)

Daños importantes

Interrupción breve Efecto menor Local 2 BAJO MEDIO MEDIO

Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No

Interrupción Sin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO MEDIO

x

E D C B A



Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:

RIESGO A EVALUAR: por (al) o (en)EVENTO O EFECTO FACTOR DE RIESGO FUENTE


C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S



en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

Contaminación

mayorNacional 4


Daño de equipos Sobrecarga RED DE BAJA TENSIÓN

MEDIO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO

Daños severos .

Interrupción

Temporal3


incapacidad)

Daños importantes


Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No


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x

E D C B A



Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:

RIESGO A EVALUAR:Electrocución

porTensión de Contacto




C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S


de la empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

No ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Contaminación


Daños severos .

Interrupción

Temporal3


incapacidad)

Daños importantes


Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No



x

E D C B A



Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:


porTensión de Paso




C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S



en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

Contaminación


Daños severos .

Interrupción

Temporal3


incapacidad)

Daños importantes


Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No



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19

x

E D C B A



Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:

MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO


BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO

Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No

Interrupción Sin efecto Interna 1

Daños severos .

Interrupción

Temporal3


incapacidad)

Daños importantes

Interrupción breve Efecto menor Local 2

4 MEDIO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO

No ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5

C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S


de la empresa


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

Contaminación

mayorNacional

FACTOR DE RIESGO FUENTE



porElectricidad Estática


EVENTO O EFECTO

x

E D C B A



Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:

RIESGO A EVALUAR:Mala Instalación

porEquipo Defectuoso




C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S


de la empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

No ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Contaminación


Daños severos .

Interrupción

Temporal3


incapacidad)

Daños importantes


Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No



Contrato No. 80905-015-2018

20

5.1. Resultado del análisis de riesgos de origen eléctrico

De acuerdo con los niveles de riesgo obtenidos en la evaluación antes de realizar los trabajos se

deben se seguir las recomendación presentadas en la tabla 9.4 Decisiones y acciones para controlar

el riesgo del RETIE.

x

E D C B A



Incapacidad

temporal (> 1 día)

Contaminación


MP: FECHA:

RIESGO A EVALUAR:Penumbra

porAusencia de Electricidad




C

O

N

S

E

C

U

E

N

C

I

A

S


de la empresa

Daño grave en

infraestructura

Interrupción

regional .

5


permanente

Daños mayores ,

sa l ida de

subestación

No ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido

en el sector

Ha ocurrido en

la Empresa

Sucede varias

veces a l año en

la Empresa

Sucede varias

veces a l mes en

la Empresa

Contaminación


Daños severos .

Interrupción

Temporal3


incapacidad)

Daños importantes


Molestia funcional

(afecta rendimiento

labora l )

Daños leves , No



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21

5.2. Conclusiones

• Se determina que existe un riesgo potencial, aunque este es medio bajo, no obstante, para

las instalaciones eléctricas de este proyecto deben seguirse todas las medidas de protección

recomendadas en la Tabla 9.5 del RETIE para cada uno de los factores de riesgo evaluados.

Otras acciones para mitigar los riesgos de este proyecto son:

1. Solo permitir el acceso a los tableros y equipos a personal capacitado.

2. Usar señales de peligro y riesgo eléctrico en tableros eléctricos y accesos.

3. Los cables deben estar siempre protegidos para evitar que sufran daño físico.

4. Se debe verificar el buen estado de los equipos y herramientas antes de conectarlos o

usarlos en las redes eléctricas.

5. Tener en cuentas las 5 reglas de oro: corte efectivo de todas las fuentes de energía, bloqueo

y enclavamiento de los aparatos de corte, verificación de ausencia de tensión, puesta a

tierra y en corto circuito y señalización de la zona de trabajo.

6. Seguir las recomendaciones de seguridad descritas en el manual de operación y

mantenimiento del sistema solar fotovoltaico de este proyecto.

• Las personas no calificadas, no deben sobrepasar el límite de aproximación seguro. Los OR atenderán las solicitudes de cubrimiento o aislamiento temporal para redes de media tensión y baja tensión que haga el usuario cuando requiera intervenir sus fachadas, el costo estará a cargo del usuario.

• El límite de aproximación restringida debe ser señalizado ya sea con una franja visible hecha con pintura reflectiva u otra señal que brinde un cerramiento temporal y facilite al personal no autorizado identificar el máximo acercamiento permitido.

• Cumplir las distancias mínimas de aproximación a equipos energizados de la Figura 13.7 según corresponda, las cuales son adaptadas de la NFPA 70 e IEEE 1584. Estas distancias son barreras que buscan prevenir lesiones al trabajador y son básicas para la seguridad eléctrica.

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6. ANÁLISIS DEL NIVEL DE TENSIÓN REQUERIDO

6.1. Nivel de tensión requerido en DC

De acuerdo con la configuración del sistema el nivel de tensión requerido se definió de acuerdo con

la limitación de 1000V en DC del inversor, por lo tanto, todos los elementos que conforman el

sistema en DC deben contar con un rango de operación de voltajes en DC de máximo 1000Vdc.

6.2. Nivel de tensión requerido en AC

Para la carga contratada que tiene el predio, se suministrará el servicio desde una subestación en

conexión trifásico tetrafilar a 208/120 V, acometida de cuatro conductores conectadas a las tres

fases y el neutro. El nivel de tensión de corriente alterna de la instalación eléctrica del proyecto,

según la norma NTC 1340 se asocia al nivel I (Baja tensión).

Dado que la salida en AC del inversor es a un voltaje de 208/120V trifásico a 60Hz, no se hace

necesario el uso de un transformador Baja – Baja para reducir el nivel de tensión.

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7. DIMENSIONAMIENTO DE CONDUCTORES A UTILIZAR POR CORRIENTE Y

REGULACIÓN DE TENSIÓN

7.1. Circuitos Fotovoltaicos en DC hasta los Inversores

Se instalarán 4 grupos o strings de 11 paneles cada uno de conexión en serie y conectados desde su

ubicación a un inversor de 12 kW, la tensión máxima por string es de 504 V, la mínima de 404V y

una corriente máxima circundante de 10,35A.

Tabla 4. Cálculos de Perdidas de Potencia y Regulación en Alimentadores del Proyecto en corriente continua.

Se selecciona cable PV 6mm2 Cu (FLEX) XLPE SR 2000 V 90°C PVC con una capacidad de corriente

máxima permisible de 40 A a 75°C.

Se observa que para ningún tramo se supera el 3% en la regulación de tensión permitido para este

tipo de conexión, según normativa vigente (RETIE y NTC 2050).

7.2. Salida en AC desde el inversor hasta el tablero principal.

Para la selección de la acometida, se tendrá en cuenta la tabla 310-16 de la NTC 2050 para la

selección del calibre de la fase, la tabla 310-16 y asumiendo el 100% de la corriente para el neutro

y por último la tabla 250-95 de la misma norma para la selección del conductor de tierra. Por ende,

se tiene que, para este proyecto, las diferentes acometidas en AC son:

Tabla 5. Cálculos de Perdidas de Potencia y Regulación en Alimentadores del Proyecto en corriente alterna.

Cumpliendo las recomendaciones en la normatividad RETIE y NTC2050 además de los

requerimientos técnicos de la norma CODENSA, se seleccionan las acometidas para que la

regulación acumulada durante todos los tramos de generación del sistema no supere el 3%

considerando las acometidas del sistema fotovoltaico como un circuito alimentador del proyecto.

DESDE HASTAPARCI

AL ACUM PARCIAL ACUM PARCIAL ACUM

STRING 1 INVERSOR 12kW 55 4,18 229,90 3,3400 1,41 1,41 6 mm SR 58,996 58,996 DC 404 10,347 1,41% 1,41%




REGULACIÓN (%)PERDIDAS (%)

ACOMETIDA

PERDIDAS (W)

CORRIENTE

VOLTAJE

NOMINAL

CORRIENTE

NOMINAL

CÁLCULOS DE PÉRDIDAS DE POTENCIA Y REGULACIÓN EN VOLTAJE DC

TRAMO

LONG

(m)

kWpMomento

kVA*mRESISTENCIA

Ω/km

DESDE HASTAPARCI

AL ACUM PARCIAL ACUM PARCIAL ACUM

INVERSOR 12kW T.INVERSOR 5 12,00 60,00 1,4812 0,205 2,047 3x6F+6N+8T Cu 24,650 245,616 AC 208 33,309 0,21% 2,05%

T.INVERSORES T. DIS GENERAL 5 12,00 60,00 1,4812 0,205 2,252 3x6F+6N+8T Cu 24,650 270,266 AC 208 33,309 0,21% 2,25%

REGULACIÓN (%)PERDIDAS (%)

ACOMETIDA

PERDIDAS (W)

CORRIENTE

VOLTAJE

NOMINAL

CORRIENTE

NOMINAL

CÁLCULOS DE PÉRDIDAS DE POTENCIA Y REGULACIÓN EN VOLTAJE AC

TRAMO

LONG

(m)

kVAMomento

kVA*mRESISTENCIA

Ω/km

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8. CÁLCULO DE CANALIZACIONES

Para verificar el porcentaje de ocupación mencionado en los siguientes capítulos se aplica la siguiente fórmula para determinar el porcentaje de ocupación y verificar que bajo ningún caso pase el valor de 40% establecido por la norma NTC 2050 (Se repetirán los cálculos si hay diferentes tipos de conductor para determinar el porcentaje de ocupación de todas las acometidas):

%𝑂 =𝐴𝑇𝐶

𝐴𝐸𝑇𝐼∗ 100

Donde:

%O= Porcentaje de ocupación del ducto.

ATC= Suma de las áreas trasversales de cada cable más su aislamiento que se va a alojar en el ducto, en mm^2.

AETI= Área efectiva trasversal interna del ducto, en mm^2.

8.1. Tramo desde paneles fotovoltaicos hasta inversor

La alimentación de los strings al inversor va con una parte canalizada por bandeja inoxidable galvanizada con tapa de 10x6cm y se acopla a tubería de 1” IMC , se identifica que el ducto más angosto es la tubería de 1” por donde irán 8 cables de 6 mm^2 con aislamiento de 2000 V más una tierra desnuda 8AWG para la puesta a tierra de las partes metálicas de los paneles, se procede a calcular el porcentaje de ocupación en este ducto, esta cumple plenamente con el llenado de conductores y no supera su ocupación a más del 40% según norma (El porcentaje de la sección transversal en tubería con el llenado de conductores no puede pasar de 40% (Tabla 1 capítulo 9, Norma NTC 2050).

𝐴𝑇𝐶 = 13.85 𝑚𝑚2 ∗ 8 + 8.36 𝑚𝑚2 ∗ 1 = 88.36 𝑚𝑚2

𝐴𝐸𝑇𝐼 =𝜋

4(33,4 − 6.76)2 = 557.38 𝑚𝑚2

%𝑂 =119.16 𝑚𝑚2

557.38 𝑚𝑚2∗ 100 = 21.38%

Esta cumple plenamente con el llenado de conductores y no supera su ocupación a más del 40% según norma (El porcentaje de la sección transversal en tubería con el llenado de conductores no puede pasar de 40% (Tabla 1 capítulo 9, Norma NTC 2050).

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8.2. Tramos de tubería en AC

A continuación, se muestra la tabla de cálculo de porcentaje de ocupación de las acometidas dispuestas para el funcionamiento del sistema fotovoltaico en el Ministerio de Minas y Energía.

Tabla 6. Selección de Tubería para acometidas AC.

9. ANÁLISIS DE CORTO CIRCUITO Y FALLA A TIERRA

Para este proyecto se desconoce la impedancia del circuito principal de alimentación a la red del

archivo central MINMINAS (impedancia del transformador, red de distribución y acometida) se

admite que en caso de cortocircuito la tensión en el inicio de las instalaciones de los usuarios se

puede considerar como 0.8 veces la tensión de suministro. Se toma el efecto fase tierra como el más

desfavorable, se toma como una distancia de 100 metros entre el tablero general de distribución y

la subestación, además se supone despreciable la inductancia de los cables. Esta consideración es

válida cuando el Centro de Transformación, origen de la alimentación, está situado fuera del edificio

o lugar del suministro afectado, en cuyo caso habría que considerar todas las impedancias.

El valor de R deberá tener en cuenta la suma de las resistencias de los conductores entre el Tablero

general de Distribución y el Inversor de 12 kW que se considera como los puntos importantes para

calcular los niveles de cortocircuito.

Se calcula la resistencia de fase de la línea general de alimentación (LGA), y de la línea de

alimentación fotovoltaica (LAF), se toma como temperatura de los cables 20°C:

𝑅𝐿𝐺𝐴 = 𝜌 ∗𝑙

𝑠= 0.0172 Ω ∗

𝑚𝑚2

𝑚∗ (

100𝑚

67.44 𝑚𝑚2) = 0.0255 Ω

𝑅𝐿𝐴𝐹 = 𝜌 ∗𝑙

𝑠= 0.0172 Ω ∗

𝑚𝑚2

𝑚∗ (

10𝑚

13.29 𝑚𝑚2) = 0.0129 Ω

DESDE HASTA

INVERSOR 12kW T.INVERSOR 3x6F+6N+8T Cu 1Ø1" 23,87%

T.INVERSORES T. DIS GENERAL 3x6F+6N+8T Cu 1Ø1" 23,87%

TRAMOACOMETIDA

TUBERIA SELECCIONADA

SEGÚN TABLA C11 NTC2050% OCUPACIÓN

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𝑅 = 0.0255 + 0.0129 = 0.0384

𝐼𝑐𝑐 =0.8 ∗ 208

0.0384= 4333𝐴 = 4.3𝑘𝐴

Esta corriente se podrá considerar como la corriente máxima de cortocircuito presente entre los

puntos de estudio en nuestro caso entre el inversor fotovoltaico de 12 kW y el Tablero general de

distribución del Archivo central de MINMINAS, se tomará como referencia esta corriente para los

parámetros de protección del sistema.

9.1. Falla a tierra

La instalación contara con sistema de neutro puesto a tierra, en esta se puede observar que debido

al hecho de que el neutro del Tablero de distribución este puesto a tierra y que su reactancia

homopolar sea mucho menor que la reactancia capacitiva homopolar de los alimentadores, al existir

una falla a tierra, prácticamente toda la corriente homopolar retorna a la barra a través del neutro

del Tablero de distribución, existiendo corriente solo en el alimentador fallado y no en los otros

alimentadores disminuyendo los riesgos por fallas a tierra.

10. SELECCIÓN DE PROTECCIONES

10.1. Requisitos de protecciones según tamaño del sistema

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10.2. Protección circuitos fotovoltaicos en DC

De acuerdo con la norma NTC2050-690, los circuitos en DC formados por varios módulos en serie

deberán tener una protección contra sobre corriente calculada a partir de la corriente de corto

circuito (Isc) según se muestra a continuación:

𝐼sc (156%) = 𝐼𝑠𝑐 × 156% = 10.34𝐴 × 156% = 16.13𝐴

Los fusibles deberán tener una corriente de protección de 15A y voltaje de operación máximo de

1000V, estos deberán ser conectados tanto en el negativo como en el positivo de cada serie de

módulos dado que el inversor no requiere aterrizar ni el negativo ni el positivo por ser del tipo

Transformless (TL).

10.3. Protección del Inversor en AC

• Inversor de 12 kW

La corriente nominal se calcula partiendo de la potencia que entregaría el inversor del sistema

fotovoltaico para este caso es de 12 kVA:

𝐼𝑛 =12𝑘𝑉𝐴

208𝑉 ∗ √3= 33.3 𝐴

Aplicando el factor de seguridad especificador en la NTC 2050 para la selección del conductor y la

condición del inversor como una fuente limitada de corriente, se tiene que:

𝑰𝒏𝟏,𝟐𝟓% = 𝟑𝟑. 𝟑𝑨 ∗ 𝟏, 𝟐𝟓 = 𝟒𝟏. 𝟔 𝑨

Por ende, las especificaciones técnicas para la protección seleccionada son:

Capacidad de interrupción > 25 kA

Protección: Interruptor automático termomagnético FIJO de 3 x 40 A, de tipo Caja Moldeada, para

la salida de cada inversor del sistema.

Nota: El conductor a proteger es calibre 6 CU, por tanto, revisando Tabla 310-16 de la NTC 2050 el

conductor se encuentra protegido.

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11. CÁLCULO Y ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA

El Operador de Red deberá determinar si el actual equipo de medida se debe cambiar por uno que debe registrar cada hora del día la energía que consume de manera separada de la energía que se vende de acuerdo con lo establecido en la resoluciones CREG 030 de 2018 y 038 de 2014, las características de los medidores de conexión indirecta que debe tener el proyecto son las siguientes:

Se debe determinar el equipo de medida existente en la subestación que alimenta el

proyecto.

12. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

El sistema eléctrico cuenta con la conexión al electrodo de tierra o malla a tierra existente. El calibre

del conductor usado para la puesta a tierra de los paneles, inversor y tablero de interconexión se

determinará según los calibres de los conductores de acometida de acuerdo con la Norma NTC 2050.

El conductor desnudo o con aislamiento de color verde para la conexión a tierra, el barraje a tierra

y electrodos de puesta a tierra, hacen parte de un sistema de puesta tierra existente en el Archivo

central del Ministerio de Minas y Energía, adicionalmente existe un sistema de apantallamiento de

acuerdo a la norma NTC 4552-2.

• Energía Activa

• Energía Reactiva

• Perfil de carga

• Medición bidireccional

• Medición horaria

• Doble tarifa

• Multirango en tensión hasta 480 V

http://likinormas.micodensa.com/Norma/acometidas_medidores/medidores_energia_electrica/generalidades_7_4_2_formas_medir_energia




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Todos los equipos del sistema fotovoltaico serán puestos a tierra para la protección y la seguridad

de las personas, facilitar la operación de los equipos que limitan las sobretensiones debidas a

descargas atmosféricas en la línea. Además, mantendrán la tensión con respecto a tierra dentro de

un rango normal de funcionamiento.

La corriente máxima admisible en los conductores del SPT, bajo operación normal no debe

sobrepasar los siguientes valores según ANSI/IEEE 80:

- 25 mA si el circuito ramal es derivado o de uso general y no tiene cargas electrónicas.

13. CÁLCULO DE CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS

En la tabla, se muestran los valores máximos permitidos por el RETIE para la exposición de personas

a campos electromagnéticos.

Para redes de distribución y uso final, el valor de exposición al público debe medirse a partir de las

distancias de seguridad, donde se tenga la posibilidad de permanencia prolongada de personas

(hasta 8 horas) o en zonas de amplia circulación del público; para nuestro caso no aplican cálculos

dado a que los equipos e instalación se encuentra fuera de la exposición a personas por tiempo

prolongado en áreas aisladas y de acceso restringido.

14. CLASIFICACIÓN DE ÁREAS

No se cuentan con áreas clasificadas en este proyecto.

15. ELABORACION DE PLANOS Y DIAGRAMAS UNIFILARES

Se presentan anexos a este documento.

Producto 6. Memorias de cálculo MME Sede Archivo...Por otro lado, el arreglo fotovoltaico es...

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