Vilcapoma_hl

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Universidad Nacional Mayor de San Marcos 
Universidad del Perú. Decana de América 
Facultad de Ingeniería Electrónica y Eléctrica 
Escuela Profesional de Ingeniería Eléctrica 
 
Diseño del sistema eléctrico del proyecto de 
optimización de material carbonoso de la unidad 
minera lagunas norte desarrollado en el 2022 
 
TRABAJO DE SUFICIENCIA PROFESIONAL 
 
Para optar el Título Profesional de Ingeniero Electricista 
 
 
AUTOR 
Lisandro VILCAPOMA HUAMÁN 
 
ASESOR 
Mg. Edy Alberto ROMAN CCORAHUA 
 
 
Lima, Perú 
2024 
Reconocimiento - No Comercial - Compartir Igual - Sin restricciones adicionales
https://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/4.0/
Usted puede distribuir, remezclar, retocar, y crear a partir del documento original de modo no
comercial, siempre y cuando se dé crédito al autor del documento y se licencien las nuevas
creaciones bajo las mismas condiciones. No se permite aplicar términos legales o medidas
tecnológicas que restrinjan legalmente a otros a hacer cualquier cosa que permita esta licencia.
https://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/4.0/
Referencia bibliográfica 
 
 
Vilcapoma, L. (2024). Diseño del sistema eléctrico del proyecto de optimización de 
material carbonoso de la unidad minera lagunas norte desarrollado en el 2022. 
[Trabajo de Suficiencia Profesional de pregrado, Universidad Nacional Mayor de 
San Marcos, Facultad de Ingeniería Electrónica y Eléctrica, Escuela Profesional de 
Ingeniería Eléctrica]. Repositorio institucional Cybertesis UNMSM. 
 
 
 
Metadatos complementarios 
Datos de autor 
Nombres y apellidos Lisandro Vilcapoma Huamán 
Tipo de documento de identidad DNI 
 Número de documento de identidad 74024177 
URL de ORCID No aplica 
Datos de asesor 
Nombres y apellidos Edy Alberto Roman Ccorahua 
Tipo de documento de identidad DNI 
 Número de documento de identidad 06767696 
URL de ORCID https://orcid.org/0000-0002-0632-1134 
Datos del jurado 
Presidente del jurado 
Nombres y apellidos Walter Alejandro Guzman Estremadoyro 
Tipo de documento DNI 
Número de documento de identidad 21143307 
Miembro del jurado 1 
Nombres y apellidos Hipolito Martin Rodriguez Casavilca 
Tipo de documento DNI 
Número de documento de identidad 21461869 
Miembro del jurado 2 
Nombres y apellidos Alfredo Rocha Jara 
Tipo de documento DNI 
Número de documento de identidad 08645523 
Datos de investigación 
Línea de investigación No aplica 
Grupo de investigación No Aplica 
Agencia de financiamiento No Aplica 
 
Ubicación geográfica de la 
investigación 
País: Perú 
Departamento: La Libertad 
Provincia: Santiago de Chuco 
Distrito: Quiruvilca 
Latitud: -7.96105 
Longitud: -78.24911 
 
Año o rango de años en que se 
realizó la investigación 
2022-2023 
URL de disciplinas OCDE 
Ingeniería eléctrica, Ingeniería electrónica 
https://purl.org/pe-repo/ocde/ford#2.02.01 
 
CERTIFICADO DE SIMILITUD
Yo Edy Alberto Roman Ccorahua en mi condición de asesor acreditado con el Acta de
Sustentación de trabajo de Suficiencia Profesional N°009/FIEE-CTGT/2024 del Trabajo
de Suficiencia Profesional cuyo título es: DISEÑO DEL SISTEMA ELÉCTRICO DEL
PROYECTO DE OPTIMIZACIÓN DE MATERIAL CARBONOSO DE LA UNIDAD MINERA
LAGUNAS NORTE DESARROLLADO EN EL 2022, presentado por el bachiller Lisandro
Vilcapoma Huaman, para optar al título profesional de Ingeniero Electricista.
CERTIFICO que se ha cumplido con lo establecido en la Directiva de Originalidad y de
Similitud de Trabajos Académicos, de Investigación y Producción Intelectual. Según la
revisión, análisis y evaluación mediante el software de similitud textual, el documento
evaluado cuenta con el porcentaje de 13% de similitud, nivel PERMITIDO para
continuar con los trámites correspondientes y para su publicación en el repositorio
institucional. Se emite el presente certificado en cumplimiento de lo establecido en las
normas vigentes, como uno de los requisitos para la obtención del grado
correspondiente.
Firma del Asesor
DNI: 06767696
Nombres y apellidos del asesor:
Mg. Edy Alberto Roman Ccorahua
ii 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
DEDICATORIA 
Este trabajo está dedicado a mis padres por 
su apoyo incondicional. 
 
iii 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMIENTOS 
A Dios, a mis padres, a mis hermanos y a mi 
novia. 
 
iv 
 
 
 
 
 
 
RESUMEN 
 
 
 
El presente trabajo es acerca del diseño del sistema eléctrico del proyecto 
Optimización de material carbonoso, en adelante proyecto Boroo, 
desarrollado para para la una unidad minera Lagunas Norte desarrollado en 
el año 2022. 
El proyecto permitirá procesar acopios existentes, material con alto contenido 
de carbono, para recuperar oro y plata. La planta de proceso se subdivide en 
tres áreas principales: 
• Área 1: Los circuitos de lavado y cribado (CCS), y molienda. 
• Área 2: El circuito de lixiviación de carbono (CIL) 
• Área 3: Filtración y espesamiento de residuos de CIL. 
El objetivo de este trabajo es diseñar el sistema eléctrico del proyecto Boroo 
cumpliendo las normas técnicas nacionales e internacionales. 
Este trabajo es del tipo cuantitativa, no experimental y proyectiva. 
Los resultados que se muestran en la sección 3.6 de los cálculos realizados 
para el diseño del sistema eléctrico cumplen con el criterio de diseño basado 
en las normas técnicas nacionales e internacionales. 
En conclusión, el diseño del sistema eléctrico del proyecto Boroo es viable 
técnicamente y cumple con los requerimientos técnicos de las normas 
nacionales e internacionales. 
 
 
 
 
 
Palabras clave: Sistema eléctrico, molienda, lixiviación, espesamiento, 
filtrado. 
v 
 
 
 
 
 
 
ABSTRACT 
 
 
 
This work is about the design of the electrical system of the Carbonaceous 
Material Optimization project, hereinafter Boroo project, developed for the 
Lagunas Norte mining unit developed in 2022. 
The project will allow the processing of existing stockpiles, with high 
carbonaceous material, to recover gold and silver. The process plant is 
subdivided into three main areas: 
• Area 1: The washing, screening (CCS), and grinding circuits 
• Area 2: The carbon in leach (CIL) circuit 
• Area 3: The CIL residue thickening, and filtration. 
The objective of this work is to design the electrical system of the Boroo project 
in compliance with national and international technical standards. 
This work is quantitative, non-experimental and projective type. 
The results shown in section 3.6 of the calculations carried out for the design 
of the electrical system comply with the design criteria based on national and 
international technical standards. 
In conclusion, the design of the electrical system of the Boroo project is 
technically feasible and complies the technical requirements of national and 
international standards. 
 
 
 
 
 
Keywords: Electrical system, grinding, leaching, thickening, filtering. 
 
vi 
 
 
 
 
 
 
TABLA DE CONTENIDO 
 
 
 
DEDICATORIA ......................................................................................................... ii 
AGRADECIMIENTOS ............................................................................................. iii 
RESUMEN ............................................................................................................... iv 
ABSTRACT .............................................................................................................. v 
TABLA DE CONTENIDO ........................................................................................ vi 
LISTA DE FIGURAS ............................................................................................. viii 
LISTA DE TABLAS ................................................................................................. ix 
CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN ................................................................................1 
CAPÍTULO II: INFORMACIÓN DEL LUGAR DONDE SE DESARROLLÓ LA 
ACTIVIDAD .............................................................................................................. 2 
 Institución – actividad que desarrolla ........................................................ 2 
 Periodo de duración de la actividad. ......................................................... 2 
 Finalidad y objetivos de la entidad ............................................................ 2 
 Razón social ................................................................................................ 3 
 Dirección postal .......................................................................................... 3 
 Correo electrónico del profesional a cargo ............................................... 3 
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD ................................................. 4 
 Organización de la actividad ...................................................................... 4 
 Finalidad y objetivos de la actividad .......................................................... 5 
3.2.1. Finalidad ............................................................................................... 5 
3.2.2. Objetivos .............................................................................................. 5 
3.3. Problemática ................................................................................................ 6 
3.3.1. Problema general ................................................................................. 6 
3.3.2. Problemas específicos ........................................................................ 6 
3.3.3. Justificación e importancia de la investigación ................................ 7 
 Metodología ................................................................................................. 7 
3.4.1. Bases teóricas ..................................................................................... 7 
vii 
 
3.4.2. Marco conceptual ................................................................................ 8 
 Procedimiento ........................................................................................... 12 
3.5.1. Cálculo de máxima demanda de cargas normales y críticas.......... 12 
3.5.2. Cálculo de conductores .................................................................... 16 
3.5.3. Diseño del sistema de puesta a tierra .............................................. 23 
3.5.4. Diseño del sistema de protección contra descargas atmosféricas
 ...................................................................................................................... 25 
3.5.5. Diseño del sistema de iluminación ................................................... 33 
 Resultado de la actividad ......................................................................... 33 
3.6.1. Resultados del cálculo de máxima demanda de cargas normales y 
cargas críticas ............................................................................................. 33 
3.6.2. Resultados del cálculo de conductores ........................................... 34 
3.6.3. Resultados del cálculo de puesta a tierra ........................................ 42 
3.6.4. Resultados del cálculo de protección contra descargas 
atmosféricas ................................................................................................ 43 
3.6.5. Resultados del cálculo de iluminación ............................................ 46 
CAPÍTULO IV: CONCLUSIONES .......................................................................... 50 
 Justificación .............................................................................................. 50 
 Metodología aplicada ................................................................................ 50 
4.2.1. Evaluación técnica ............................................................................. 50 
 Descripción de la implementación ........................................................... 51 
 Conclusiones ............................................................................................. 52 
CAPÍTULO V: RECOMENDACIONES ................................................................... 53 
CAPÍTULO VI: BIBLIOGRAFÍA ............................................................................. 54 
CAPÍTULO VII: ANEXOS ....................................................................................... 56 
 
 
 
viii 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
 
 
Figura 1: Diagrama de flujo del procedimiento de diseño. ........................... 26 
Figura 2: Área colectiva equivalente de estructura rectangular. .................. 27 
Figura 3: Área colectiva equivalente con parte prominente. ........................ 28 
Figura 4: Área de protección del pararrayos – vista de elevación................ 32 
Figura 5: Área de protección del pararrayos . .............................................. 32 
Figura 6: Mapa de niveles isoceráunicos del Perú. ...................................... 65 
 
ix 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE TABLAS 
 
 
 
Tabla 1: Voltaje de distribución y utilización. ............................................... 10 
Tabla 2: Niveles de cortocircuito .................................................................. 11 
Tabla 3: Niveles de aislamiento. .................................................................. 11 
Tabla 4: Determinación del factor de ubicación CD ..................................... 28 
Tabla 5: Coeficiente estructural C2 .............................................................. 29 
Tabla 6: Coeficiente de contenido estructural C3 ........................................ 30 
Tabla 7: Coeficiente de ocupación C4 ......................................................... 30 
Tabla 8: Coeficiente de consecuencia C5 .................................................... 31 
Tabla 9: Resultados del cálculo de máxima demanda de cargas normales 34 
Tabla 10: Resultados del cálculo de máxima demanda de cargas críticas .. 34 
Tabla 11: Resultados del cálculo de máxima demanda de cargas críticas y 
normales ...................................................................................................... 34 
Tabla 12: Resultados del cálculo de conductores del área 1 ....................... 34 
Tabla 13: Resultados del cálculo de conductores del área 2 ....................... 37 
Tabla 14: Resultados del cálculo de conductores del área 3 ....................... 39 
Tabla 15: Resultados del cálculo de tensión de toque y paso para t=0.05s 42 
Tabla 16: Resultados del cálculo de tensión de toque y paso para t=0.3s .. 43 
Tabla 17: Resultados del cálculo de tensión de toque y paso para t=0.5s .. 43 
Tabla 18: Resultados del cálculo de protección contra descargas atmosféricas 
del área 1 ..................................................................................................... 43 
Tabla 19: Resultados del cálculo de protección contra descargas atmosféricas 
del área 2 ..................................................................................................... 45 
Tabla 20: Resultados del cálculo de protección contra descargas atmosféricas 
del área 3 ..................................................................................................... 45 
Tabla 21: Resultados del cálculo de iluminación del área 1 ........................ 46 
Tabla 22: Resultados del cálculo de iluminación del área 2 - Compressors area 
indoor ........................................................................................................... 47 
x 
 
Tabla 23: Resultados del cálculo de iluminación del área 2 - Compressors area 
outdoor ......................................................................................................... 47 
Tabla 24: Resultados del cálculo de iluminación del área 2 - CIL Plant 1st level 
/ Seal water and access ...............................................................................47 
Tabla 25: Resultados del cálculo de iluminación del área 2 - CIL Plant 2nd 
level ............................................................................................................. 48 
Tabla 26: Resultados del cálculo de iluminación del área 2 - Substation and 
electrical room .............................................................................................. 48 
Tabla 27: Resultados del cálculo de iluminación del área 3 - Thickening and 
filtering area ................................................................................................. 48 
Tabla 28: Resultados del cálculo de iluminación del área 3 - Discharge belt 
area .............................................................................................................. 49 
 
1 
 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN 
 
 
1. 
Este trabajo de suficiencia profesional, es acerca del proyecto Boroo 
desarrollado para la unidad minera Lagunas Norte. 
Este trabajo consiste en el diseño del sistema eléctrico para el suministro de 
energía de las nuevas plantas de proceso: molienda, lixiviación, espesamiento 
y filtrado en la unidad minera Lagunas Norte. 
En el capítulo I se describe la estructura del trabajo de suficiencia profesional. 
En el capítulo II se presenta la información referente al lugar donde se 
desarrolló la actividad: actividad que desarrolla la institución, período de 
duración de la actividad, finalidad y objetivos de la entidad, razón social, 
dirección postal y correo electrónico del profesional a cargo. 
En el capítulo III se describe la actividad, organización de la actividad, finalidad 
y objetivos de la actividad, problemática, metodología, procedimiento y 
resultado de la actividad. 
En el capítulo IV se presentan la justificación, la metodología aplicada, la 
descripción de la implementación y las conclusiones. 
En el capítulo V se presentan las recomendaciones. 
En el capítulo VI se presenta la bibliografía. 
En el capítulo VII se presentan los anexos. 
 
2 
 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO II: INFORMACIÓN DEL LUGAR DONDE SE 
DESARROLLÓ LA ACTIVIDAD 
 
 
2. 
 Institución – actividad que desarrolla 
 
 
 
WSP ofrece servicios integrales en todas las disciplinas y fases de desarrollo 
de la Ingeniería, en la administración de proyectos y supervisión y control de 
obras, además de consultoría en temas ambientales, de gestión y legales. 
 
 
 
 Periodo de duración de la actividad. 
 
 
 
Tiempo de duración del proyecto: Diciembre del 2021 hasta diciembre del 
2022. 
 
 
 
 Finalidad y objetivos de la entidad 
 
 
 
WSP tiene como finalidad convertirse en el líder indiscutible de su industria a 
través de la innovación y tecnología. Tiene como objetivo lograr una sociedad 
sostenible, próspera y resiliente. 
3 
 
 
 
 
 Razón social 
 
 
 
WSP PERÚ S.A. 
 
 
 
 Dirección postal 
 
 
 
Av. La Paz 1049 - Piso 7, Miraflores, Lima, Perú 
 
 
 
 Correo electrónico del profesional a cargo 
 
 
 
Líder electricista: Carlos Velásquez Chavez 
Correo institucional: carlos.velasquezchavez@wsp.com 
 
4 
 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD 
 
 
3. 
 Organización de la actividad 
 
 
 
 
Presidente y director ejecutivo
Director global
Gerente regional América Latina
Gerente regional de minería
Gerente de sector minería
Líder de procesos
Líder BIM
Líder electricista 
BIM
Electricista 
BIM del 
área 1
Electricista 
BIM del 
área 2
Electricista 
BIM del 
área 3
Líder electricista
Lider electricista del proyecto 
Optimización de material carbonoso
Líder electricista 
del área 1 del 
proyecto
Ingeniero 
electricista 
intermedio
Ingeniero 
electricista 
junior
Líder electricista 
del área 2 del 
proyecto
Ingeniero 
electricista 
intermedio
Ingeniero 
electricista 
junior
Líder electricista 
del área 3 del 
proyecto
Ingeniero 
electricista 
intermedio
Ingeniero 
electricista 
junior -
Lisandro 
Vilcapoma
5 
 
 
 
 
 Finalidad y objetivos de la actividad 
 
 
 
3.2.1. Finalidad 
 
 
Este trabajo tiene como finalidad el diseño del sistema eléctrico del proyecto de 
optimización de material carbonoso de la unidad minera Lagunas Norte. 
 
 
3.2.2. Objetivos 
 
 
3.2.2.1 Objetivo general 
Diseñar el sistema eléctrico del proyecto de optimización de material carbonoso 
de la unidad minera Lagunas Norte. 
3.2.2.2 Objetivos específicos 
1. Cumplir con las normas técnicas nacionales e internacionales para el 
diseño del sistema eléctrico. 
2. Realizar el cálculo de máxima demanda. 
3. Realizar el cálculo de máxima demanda de cargas críticas. 
4. Diseñar el sistema de canalización. 
5. Diseñar el sistema de puesta a tierra. 
6. Diseñar el sistema de protección contra descargas atmosféricas. 
7. Diseñar el sistema de iluminación. 
 
 
 
 
 
 
 
6 
 
 
 
 
3.3. Problemática 
 
 
 
En la unidad minera Lagunas Norte se construirán plantas para procesar 
material con alto contenido de carbono, que incluye un circuito de molienda, 
un circuito de carbono en lixiviación (CIL) y un circuito de espesamiento y 
filtrado de residuos CIL, extendiendo así la vida útil de la mina de las 
operaciones existentes. 
Debido a esto se tiene la necesidad de diseñar un sistema eléctrico que sea 
viable técnicamente y que cumpla con las normas nacionales e 
internacionales. 
 
 
3.3.1. Problema general 
 
 
¿Cómo diseñar el sistema eléctrico del proyecto de optimización de material 
carbonoso? 
 
 
3.3.2. Problemas específicos 
 
 
1. ¿Cómo hacer el cálculo de máxima demanda? 
2. ¿Cómo hacer el cálculo de máxima demanda de cargas críticas? 
3. ¿Cómo diseñar el sistema de canalización? 
4. ¿Cómo diseñar del sistema de puesta a tierra? 
5. ¿Cómo diseñar del sistema de protección contra descargas atmosféricas? 
6. ¿Cómo diseñar del sistema de iluminación? 
 
 
7 
 
 
 
3.3.3. Justificación e importancia de la investigación 
 
 
El presente trabajo desarrolla una metodología para resolver cada uno de los 
problemas específicos presentados. Se puede ver paso a paso cómo se 
solucionaron los problemas específicos. 
El diseño del proyecto se realizó bajo las normas técnicas nacionales e 
internacionales. 
 
 
 
 Metodología 
 
 
 
La investigación es del tipo cuantitativa, no experimental y proyectiva. 
La propuesta de solución es práctica para el sistema eléctrico de las plantas 
de proceso de material carbonoso. 
 
 
3.4.1. Bases teóricas 
 
 
Yucra (2023) presenta en los objetivos específicos, del diseño del sistema 
eléctrico de los espesadores de la compañía minera Toquepala, definir la 
topología de la red eléctrica, la tensión de utilización, las potencias y el sistema 
de puesta atierra. En las conclusiones se expone que la sala eléctrica tiene que 
ser prefabricada y los variadores de hasta 300 HP tienen que ser en baja tensión 
para que el proyecto sea técnica y económicamente viable y el diseño de puesta 
a tierra cumple con la norma IEEE Std 80-2000. 
 
 
 
 
8 
 
 
3.4.2. Marco conceptual 
 
 
3.4.2.1. Definiciones técnicas 
Los siguientes conceptos se definen en el anexo 1 del presente documento: 
Potencia activa, potencia reactiva, potencia aparente, eficiencia de operación, 
factor de potencia, eficiencia a plena carga, factor de potencia a plena carga, 
factor de demanda, máxima demanda (P ), potencia instalada (Pn), potencia 
instalada total, potencia nominal, potencia a plena carga, régimen de carga 
continuo, stand-by, ampacidad, conductor eléctrico, caída de tensión, 
corriente de cortocircuito, impedancia, tensión de contacto, tensión de paso 
GPR (ground potential), conductores de malla de tierra, máxima corriente de 
falla a tierra, sistema de puesta a tierra, resistividad del terreno, terminal 
aéreo, sistema de protección contra rayos, zona de protección, alumbrado 
general, depreciación del flujo luminoso de la lámpara, deslumbramiento, 
eficiencia luminosa, factor de conservación o demantenimiento (Fm), factor 
de reflexión, flujo luminoso (F), iluminación (E), iluminación media (Em), índice 
de deslumbramiento unificado (UGR), índice de reproducción cromática (CRI), 
intensidad luminosa, lámpara, luminaria, lux (lx), plano de trabajo, uniformidad 
(um). 
3.4.2.2. Normas nacionales e internacionales 
Se utilizaron las siguientes normas técnicas nacionales e internacionales: 
• ANSI American National Standard Institute. 
• ICEA Insulated Cable Engineers Association. 
• IEEE Standard No. 141 - Recommended Practice for Electrical Power 
Distribution for Industrial Plants. 
• IEEE Standard No. 979 – IEEE Guide for Substation Fire Protection. 
• IEEE Standard No. 142 – Grounding of Industrial and Commercial Power 
Systems. 
• IEEE Standard No. 242 – Protection and coordination of Industrial and 
Commercial Power systems. 
9 
 
• IEEE Standard No. 551 – Calculating Short-circuit currents in Industrial and 
Commercial Power Systems. 
• IEEE Standard No. 1015 – Applying Low Voltage Circuit Breakers Used in 
Industrial and Commercial Power systems. 
• IEEE Standard No. 841 – Standard for Petroleum and Chemical Industry - 
Premium Efficiency, Severe-Duty, Totally Enclosed Fan-Cooled (TEFC) 
Squirrel Cage Induction Motors – Up to and Including 370kW (500hp). 
• IEEE Standard No. 519 – Recommended Practice and Requirements for 
Harmonic Control in Electric Power Systems. 
• IEEE 80 – Guide for Safety in AC Substation Grounding. 
• ISA International Society of Automation. 
• IESNA Illuminating Engineering Society of North America. 
• NEC National Electrical Code. 
• NEMA National Electrical Manufacturer’s Association NEMA MG-1. 
• NFPA National Fire Protection Association NFPA 780 – Standard for the 
Installations of Lightning Protection Systems. 
• CNE-U Código Nacional de Electricidad – Utilización – Perú. 
• CNE-S Código Nacional de Electricidad – Suministro – Perú. 
• D.S. No. 023-2017-EM Reglamento de seguridad y salud ocupacional en 
minería. 
3.4.2.3. Criterio de diseño 
El criterio de diseño junto a las hojas de datos técnicos, especificaciones 
técnicas, requisiciones de materiales, etc. definen los requisitos mínimos y las 
principales reglas a seguir durante el diseño del sistema eléctrico en las 
instalaciones de la unidad minera Lagunas Norte. 
Condiciones de sitio 
Los equipos y materiales deben ser apropiados para operar bajo las siguientes 
condiciones de sitio: 
• Temperatura (mínimo / máximo): -1.3 to 21.2 °C 
• Presión atmosférica: 62 kPa 
• Humedad (mínimo / promedio / máximo): 2.7 / 72.4 / 100% 
• Tipo de ambiente: húmedo / polvoriento 
10 
 
• Zona sísmica: zona 3 
• Nivel de polución: alta 
• Elevación: 
▪ Área 1: Grinding CCS: 4 080 – 4 093 m s. n. m. 
▪ Área 2: CIL: 4 091 – 4 096 m s. n. m. 
▪ Área 3: CIL Residue Filtrate: 4 086 – 4 088 m s. n. m. 
Suministro eléctrico 
El proyecto será alimentado desde la subestación existente de 138 kV, se 
instalará un nuevo transformador de 138/22.9 kV. 
Una subestación por cada área utilizará transformadores de 22,9/4,16 kV o 
22,9/0,48 kV según se requiera. 
Niveles de tensión 
Los voltajes de distribución y utilización se muestran en la siguiente tabla: 
 
 
 
Tabla 1: Voltaje de distribución y utilización. 
Fuente: IEEE 141 
Sistema 
Voltaje de 
distribución (V) 
Voltaje de 
utilización (V) 
Fases 
Sistema primario 23 000 22 900 3 
Motores y cargas 4160 4000 3 
Motores y receptáculos 480 460 3 
Tomacorrientes y luminarias 400/230 380/220 3 
Control e instrumentación 120 120 1 
Control para el switchgear 125 VDC 120 VDC - 
 
 
 
Niveles de cortocircuito 
Los niveles de cortocircuito se muestran en la siguiente tabla: 
 
 
 
 
 
 
11 
 
Tabla 2: Niveles de cortocircuito 
Fuente: Estudio de cortocircuito. 
Voltaje de 
distribución (V) 
Puesta a tierra 
Nivel de falla 
simétrica trifásica 
138 000 Sólido 31 kA 
23 000 25 A, resistencia alta 40 kA 
4 160 25 A, resistencia alta 65 kA 
480 5 A, resistencia alta 65kA 
400/230 Sólido 10 kA 
120 Sólido 10 kA 
125 Vdc No aterrado 10 kA 
 
 
 
Niveles de aislamiento 
Los niveles de aislamiento se muestran en la siguiente tabla: 
 
 
 
Tabla 3: Niveles de aislamiento. 
Fuente: ANSI C37.06.1 
Voltaje (kV) 
Grado Umax 
Voltaje frecuencia 
industrial (kV rms) 
Voltaje descarga 
atmosférica BIL (kVp) 
4.76 19 60 
8.25 36 95 
15 36 95 
27 60 125 
38 80 170 
 
 
 
Regulación de tensión 
Durante la operación de estado estable del sistema eléctrico, las caídas de 
voltaje deben mantenerse por debajo del 3 % del voltaje nominal para los 
cables alimentadores de distribución (22,9 kV, 4,16 kV, 0,48 kV), 
alimentadores de transformadores de iluminación, circuitos derivados de 
iluminación entre tableros de paneles y la mayoría de los accesorios remotos. 
o toma de corriente y circuito derivado del motor. 
12 
 
Durante el arranque del motor, las caídas de tensión no deben exceder los 
siguientes valores: 
• En distribución primaria: 5% 
• En distribución secundaria: 15% 
• En el centro de control de motores de MT y BT: 15% 
• En terminales del motor: 20%. 
Regulación de frecuencia 
El sistema de corriente alterna deberá tener una frecuencia nominal de 60Hz, 
las tolerancias admitidas para variaciones sobre la frecuencia nominal en todo 
nivel de tensión son los siguientes: 
• Variaciones sostenidas : ±0.6% 
• Variaciones súbitas: ±1.0% 
Sistema de protección 
La protección diferencial es aplicable a transformadores de potencia mayores 
de 5 MVA. 
La protección de sobrecarga es aplicable a transformadores de 
potencia/subestaciones unitarias, motores y switchgears de 22,9 kV y 4,16 kV. 
La protección instantánea (cortocircuito) es aplicable a tableros de 
distribución, tableros de alumbrado y motores. 
 
 
 
 Procedimiento 
 
 
 
3.5.1. Cálculo de máxima demanda de cargas normales y críticas 
 
 
Metodología de cálculo 
Para el cálculo de la máxima demanda, se requieren los siguientes datos de 
entrada generales: 
• Topología de la red eléctrica. 
• Lista de equipos mecánicos con indicación de potencia eléctrica. 
13 
 
• Potencia absorbida del proceso. 
• Régimen de operación de los equipos. 
Se debe determinar la cantidad de equipos y/o cargas eléctricas que se 
agrupan de acuerdo con la topología y los niveles de tensión requeridos. 
Los datos de entrada específicos para motores son los siguientes: 
• Tensión (V) 
• Potencia absorbida. 
• Potencia instalada. 
• Factores de potencia (cosɸ) 
• Eficiencia 
Los datos de entrada específicos para alimentadores y cargas son los 
siguientes: 
• Potencia de la carga (kW) 
• Factor de potencia (cosɸ) 
• Potencia instalada (kW) 
La potencia activa de operación por equipo (kW): 
= ∗
 
Donde: : Potencia activa de operación (kW) : Potencia instalada o nominal a plena carga (kW) : Factor de demanda : Eficiencia de operación 
– Para motores se toma del catálogo Baldor al 75% de plena carga. 
– Para equipos de iluminación y otras cargas se asume un valor de 1. 
La potencia reactiva de operación por equipo (kVAR): = ∗ tan acos ∅ 
Donde: : Potencia reactiva de operación por equipo (kVAR) : Potencia activa de operación por equipo (kW) ∅ : Factor de potencia de operación. 
– Para motores se toma del catálogo Baldor al 75% de plena carga. 
– Para motores al 75% de plena carga con arranque tipo VFD, 0.97. 
14 
 
– Para equipos de iluminación y otras cargas se asume un valor de 0.85. 
Potencia aparente de operación (kVA): 
� = ∗∗ cos ∅ 
Donde: � : Potencia aparente de operación (kVA) : Potencia instalada o nominal a plena carga (kW) : Factor de demanda. : Eficiencia de operación. 
– Para motores se toma del catálogo Baldor al 75% de plena carga. 
– Para equipos de iluminación y otras cargas se asume un valor de 1. ∅ : Factor de potencia de operación. 
– Para motores se toma del catálogo Baldor al 75% de plena carga. 
– Para equipos de iluminación y otras cargasse asume un valor de 0.85. 
La potencia activa instalada por equipo (kW): 
� = � 
Donde: � : Potencia activa instalada (kW) : Potencia instalada o nominal a plena carga (kW) � : Eficiencia del equipo a plena carga 
– Para motores se toma del catálogo Baldor al 100% de plena carga. 
– Para equipos de iluminación y otras cargas se asume un valor de 1. 
Potencia reactiva instalada por equipo (kVAr): � = � ∗ tan acos ∅ 
Donde: � : Potencia reactiva instalada por equipo (kVAr) � : Potencia activa instalada por equipo (kW) ∅ : Factor de potencia de operación. 
– Para motores se toma del catálogo Baldor al 100% de plena carga. 
– Para motores al 100% de plena carga con arranque tipo VFD, FP: 0.97. 
– Para equipos de iluminación y otras cargas se asume un valor de 0.85. 
 
 
15 
 
Potencia aparente instalada (kVA): 
�� = � ∗ cos ∅ 
Donde: �� : Potencia aparente instalada (kVA) : Potencia instalada o nominal a plena carga (kW) � : Eficiencia a plena carga 
– Para motores se toma del catálogo Baldor al 100% de plena carga. 
– Para equipos de iluminación y otras cargas se asume un valor de 1. ∅ : Factor de potencia a plena carga. 
– Para motores se toma del catálogo Baldor al 100% de plena carga. 
– Para equipos de iluminación y otras cargas se asume un valor de 0.85. 
La potencia activa de operación total por grupo es obtenida con la siguiente 
fórmula: 
, �� = ∑ 
La potencia reactiva de operación total por grupo es obtenida con la siguiente 
fórmula: 
, �� = ∑ 
La potencia aparente parcial de operación es obtenida de la siguiente fórmula: = √ , �� + , �� 
Donde: , �� : Potencia activa de operación total por grupo (kW) 
, �� : Potencia reactiva de operación total por grupo (kVAr) 
La potencia activa instalada total por grupo es obtenida con la siguiente 
fórmula: 
�, �� = ∑ � 
La potencia reactiva instalada total por grupo es obtenida con la siguiente 
fórmula: 
�, �� = ∑ � 
 
 
16 
 
La potencia aparente parcial instalada es obtenida de la siguiente fórmula: 
� = √ �, �� + �, �� 
Donde: �, �� : Potencia activa instalada total por grupo (kW) 
�, �� : Potencia reactiva instalada total por grupo (kVAr) 
La máxima demanda con reserva es obtenida de la siguiente fórmula: = √ , �� + % , �� + , �� + % , �� 
Donde: : Máxima demanda con reserva (kVA) , �� : Potencia activa de operación total por grupo (kW) 
, �� : Potencia reactiva de operación total por grupo (kVAr) 
El cálculo de máxima demanda de cargas críticas tiene la misma metodología 
del cálculo que el cálculo de máxima demanda de cargas normales 
 
 
3.5.2. Cálculo de conductores 
 
 
3.5.2.1 Cálculo de conductores de media tensión 
Metodología de cálculo. 
El cálculo de secciones de conductores de media tensión se realiza cumpliendo 
tres criterios: ampacidad, caída de tensión y corriente de cortocircuito. 
Para determinar la sección de los conductores se requieren los siguientes datos 
de entrada: 
• Determinar el tipo de carga a instalarse. 
• Calcular la corriente a plena carga que portará el conductor. 
• Determinar la canalización en la cual serán alojados los conductores. 
• Determinar la longitud del conductor. 
• Determinar los factores de corrección. 
• Determinar la corriente de cortocircuito. 
• Conocer el tiempo de duración de falla de cortocircuito. 
17 
 
Capacidad de corriente. 
El cálculo por capacidad de corriente se determinará de acuerdo a lo siguiente: = . ∙ � 
Donde: 
 : corriente de diseño (A) 
Corriente a plena carga 
• Cargas estáticas 
� = √ ∙ ∙ ∅ 
• Motores 
� = √ ∙ ∙ ∙ ∅ 
Donde: � : corriente a plena carga (A). 
 : potencia eléctrica requerida por la carga (kW). 
 : potencia mecánica en el eje del motor (kW). 
 : tensión nominal de utilización (kV). ∅ : ángulo de desfase entre voltaje y corriente en la carga (º) 
 : eficiencia mecánica del motor (%). 
Ampacidad de conductores 
La ampacidad del cable seleccionado será derrateada, aplicando los factores 
de corrección, de acuerdo a las condiciones de instalación: 
• Factor de corrección para cables instalados al aire. � = � ∙ � ∙ �� 
Donde: � : ampacidad del conductor corregida (A) � : ampacidad del conductor (A). � : factor de corrección por temperatura. �� : factor de corrección por agrupamiento. 
• Factor de corrección para cables instalados en el suelo. � = � ∙ � ∙ � ∙ � 
Donde: � : ampacidad del conductor corregida (A) 
18 
 
� : ampacidad del conductor (A). � : factor de corrección por temperatura. � : factor de corrección por profundidad. � : factor de corrección por separación. 
La ampacidad de conductor corregida debe ser superior a la corriente de 
diseño: � > 
Caída de tensión 
Debido a la caída de tensión, en el extremo final de un circuito eléctrico la 
tensión es menor que la tensión nominal del sistema. 
Para que el equipo eléctrico opere con eficiencia, se le debe aplicar una 
tensión nominal permitiéndose una tolerancia cercana a su valor nominal. 
La caída de tensión será calculada en porcentaje. % � = � 
Los límites para caída de tensión en estado estable y estado transitorio se 
indican a continuación: 
Caída de tensión en estado estable 
Los conductores alimentadores y los circuitos de derivación deben ser 
dimensionados para que la caída de tensión no supere el 2.5%. 
• Cargas trifásicas 
� = ∙ ∙ ∙ ∅ + ∙ ∅∙ ∙ ∅ 
Donde: � : caída de tensión (V). 
 : potencia de la carga (kW). 
 : tensión nominal de utilización (kV). 
 : longitud total del cable alimentador de la carga (m). 
 : resistencia por unidad de longitud del cable (ohm/km). 
 : reactancia por unidad de longitud del cable (ohm/km). ∅ : ángulo de desfase entre voltaje y corriente en la carga (º). 
 : número de ternas. 
 
19 
 
Caída de tensión en estado transitorio 
En general, la caída de tensión admisible en terminales del motor durante el 
arranque del motor no podrá superar el 15%. 
La caída de tensión se calcula con la corriente de rotor bloqueado, de acuerdo 
con la letra código del motor. 
• Cargas trifásicas 
� = √ ∙ � ∙ ∙ ∙ ∅ + ∙ ∅
 
Donde: � : caída de tensión (V). � : corriente de rotor bloqueado (A). 
 : longitud total del cable alimentador de la carga (m). 
 : resistencia por unidad de longitud del cable (Ohm/km). 
 : reactancia por unidad de longitud del cable (Ohm/km). ∅ : ángulo de desfase entre voltaje y corriente en la carga (º). 
 : número de ternas. 
Corriente de cortocircuito admisible 
Una vez determinada la sección del conductor, la capacidad de cortocircuito 
admisible por el conductor será calculada de la siguiente manera: 
� = � √ 
Donde: � : capacidad de cortocircuito admisible del cable (kA). 
 : constante de aislamiento del conductor (IEC 60949) conductor del cobre 
 aislamiento XLPE: K=143. 
 : sección del conductor (mm2). 
 : tiempo de duración (seg). 
3.5.2.2 Cálculo de conductores de baja tensión 
Metodología de cálculo 
El cálculo de secciones de conductores de baja tensión se realiza cumpliendo 
dos criterios: ampacidad y caída de tensión. 
Para determinar la sección de los conductores se requiere los siguientes datos 
de entrada: 
20 
 
• Calcular la corriente a plena carga que portara el conductor. 
• Determinar la canalización en la cual serán alojados los conductores. 
• Determinar la longitud del conductor. 
• Conocer la temperatura máxima donde se instalará la canalización que 
alojará a los conductores eléctricos. 
Capacidad de corriente 
El cálculo por capacidad de corriente se determinará de acuerdo a lo siguiente: = . ∙ � 
Donde: 
 : corriente de diseño (A) 
Corriente a plena carga 
• Cargas trifásicas 
� = √ ∙ ∙ ∅ 
• Cargas monofásicas 
� = ∙ ∅ 
• Motores trifásicos 
� = ∙√ ∙ ∙ ∙ ∅ 
• Motores monofásicos 
� = ∙∙ ∙ ∅ 
Donde: � : corriente a plena carga (A). 
 : potencia eléctrica requerida por la carga (kW). 
 : potencia mecánica en el eje del motor (HP). 
 : tensión nominal de utilización (V). ∅ : ángulo de desfase entre voltajey corriente en la carga (º) 
 : eficiencia mecánica del motor (%). 
Los valores de factor de potencia para motores son considerados al 75% de 
operación, basados en catálogo de fabricante. Para otros equipos, se asumirá 
0.85. 
21 
 
Los valores de eficiencia para motores son basados en catálogo de fabricante 
para otros equipos se asumirá 1. 
La corriente a plena carga para motores monofásicos y trifásicos será 
obtenida del catálogo del fabricante. 
Ampacidad de conductores 
La ampacidad del cable seleccionado será derrateada, aplicando los factores 
de corrección de acuerdo a las condiciones de instalación. � = � ∙ � ∙ � 
Donde: � : ampacidad de conductor corregida (A) � : ampacidad del conductor (A). � : factor de corrección por temperatura. � : factor de corrección por agrupamiento. 
La ampacidad de conductor corregida debe ser superior a la corriente de 
diseño. � > 
Cuando se tenga conductores adyacentes con diferente ampacidad se 
aplicará la siguiente regla: 
Si la longitud del tramo con menor ampacidad es menor a 3m o 10% del tramo 
de mayor ampacidad, se permitirá utilizar la capacidad de corriente más alta. 
Caída de tensión 
Debido a la caída de tensión, en el extremo final de un circuito eléctrico la 
tensión es menor que la tensión nominal del sistema. 
Para que el equipo eléctrico opere con eficiencia, se le debe aplicar una 
tensión nominal permitiéndose una tolerancia cercana a su valor nominal. 
La caída de tensión será calculada en porcentaje. % � = � 
Los límites para caída de tensión en estado estable y estado transitorio se 
indican a continuación: 
Caída de tensión en estado estable 
Los conductores de los circuitos derivados deben ser dimensionados para que 
la caída de tensión no supere el 2.5%. 
 
22 
 
• Cargas trifásicas 
� = ∙ ∙ ∙ ∅ + ∙ ∅∙ ∙ ∅ 
• Cargas monofásicas 
� = ∙ ∙ ∙ ∙ ∅ + ∙ ∅∙ ∙ ∅ 
Donde: � : caída de tensión (V). 
 : potencia de la carga (kW). 
 : tensión nominal de utilización (V). 
 : longitud total del cable alimentador de la carga (m). 
 : resistencia por unidad de longitud del cable (Ohm/km). 
 : reactancia por unidad de longitud del cable (Ohm/km). ∅ : ángulo de desfase entre voltaje y corriente en la carga (º). 
 : número de ternas. 
Caída de tensión en estado transitorio 
En todos los casos de arranque de motores, la tensión en los terminales del 
motor deberá ser suficiente para garantizar el adecuado arranque y la 
aceleración del motor. En general, la caída de tensión admisible en terminales 
del motor durante el arranque del motor, no podrá superar el 15%. 
La caída de tensión se calcula con la corriente de rotor bloqueado, de acuerdo 
con la letra código del motor. 
• Cargas trifásicas 
� = � ∙ ∙ ∙ ∙ ∅ + ∙ ∅∙ ∙ ∅ 
• Cargas monofásicas 
� = ∙ � ∙ ∙ ∙ ∙ ∅ + ∙ ∅∙ ∙ ∅ 
Donde: �: Factor de letra de código del motor 
Conductor Neutro 
El conductor neutro deberá será dimensionado de acuerdo a lo indicado en el 
artículo 060-814 del CNE - Utilización. 
23 
 
En el caso de redes con alto contenido de armónicos el conductor de neutro 
tendrá el 200% la sección del conductor de fase. 
Conductor de protección 
La sección mínima del conductor de enlace equipotencial será dimensionada 
según lo indicado en el artículo 060-814 indicados en CNE- Utilización. 
 
 
3.5.3. Diseño del sistema de puesta a tierra 
 
 
Metodología de cálculo 
La metodología de cálculo del sistema de puesta a tierra será la indicada en 
el estándar de la IEEE 80-2013 Guide for Safety in Substation Grounding. 
Se tendrá en cuenta las siguientes consideraciones: 
• Tiempo de operación de las protecciones de 0.5 s. (véase la nota 2 en 
tabla N° 52 del CNE – Utilización 2006). 
• Para determinar las tensiones de contacto y de paso, se considera una 
persona con 50 kg de peso. Esta es la condición más desfavorable del 
estándar IEEE Std. 80-2013. 
• La profundidad de enterramiento de la malla de puesta a tierra será de 
600mm. 
• El conductor de cobre desnudo a emplear será de sección 120 mm2. Esto 
supera lo requerido por los artículos 034.B.2.a, del CNE Suministro 2011, 
y 190-302 (1)(a), del CNE Utilización 2006. 
• La conexión de los conductores de tierra se realizará mediante “soldadura 
exotérmica”. 
• La longitud de la varilla de puesta a tierra es de 2.4 m x Ø3/4” y enterrada 
a una profundidad mínima de 150 mm del nivel de suelo terminado. Esto 
supera lo requerido por los artículos 034.B.2.a, del CNE Suministro 2011, 
y 190-302 (1)(a), del CNE Utilización 2006. 
• La corriente de falla a tierra estará limitada, se considera una corriente de 
falla a tierra en el nivel de 10 kV de 0.1 kA, de acuerdo a lo indicado en el 
estudio de cortocircuito. 
• El valor de resistividad se indica en el informe técnico de geología. 
24 
 
Resistividad equivalente 
Se debe de determinar una resistividad equivalente, la cual se utilizará con la 
fórmula de HUMEL. = + + + ⋯ ++ + + ⋯ + = ∑ ��=∑ ���= 
Donde: 
 : Resistividad equivalente (Ω-m) 
 : Resistividad de la primera subcapa (Ω-m) 
 : Resistividad de la segunda subcapa (Ω-m) 
d1 : Profundidad de la primera subcapa (m) 
d2 : Profundidad de la segunda subcapa (m) 
Corriente de falla a tierra 
La máxima corriente que fluye por la malla está definida por la siguiente 
fórmula: = ∙ ∙ 
Donde: 
 : máxima corriente de malla (A). 
 : factor de disminución para toda la duración de la falla (s). 
 : corriente simétrica rms de la malla (A). 
 : factor de crecimiento. 
La parte de la corriente de falla a tierra simétrica de los flujos entre la red de 
puesta a tierra y la tierra circundante, está definido por la siguiente fórmula: = ∙ 
Donde: 
 : corriente simétrica rms de la malla (A). 
 : corriente simétrica rms de la falla a tierra (A). 
 : factor de división de la corriente de falla a tierra. 
De (2) en (1) se tiene = ∙ ∙ ∙ 
El factor de disminución se obtiene de la tabla 10 del IEEE Std 80, 
considerando una falla de 0.5 segundos y la relación X/R de 10, se obtiene un 
factor de disminución de 1.026. 
25 
 
El factor se calculará, según IEEE Std 80, mediante la fórmula: | | = | �+ � | 
Donde: 
 : factor de división de la corriente de falla a tierra. 
 : resistencia de puesta a tierra de la malla. � : impedancia equivalente de cables de guarda y neutros de distribución. 
El valor de � se obtiene de la tabla C.1, anexo C del IEEE Std. 80-2013. 
Considerando las características del sistema eléctrico (1 línea de media 
tensión y 1 de distribución), la resistencia será 5 Ohm. 
El factor de crecimiento se considera 100%, dado que el sistema eléctrico 
operara al 100% de su capacidad. 
Tensión de paso y toque tolerable 
Las tensiones de toque y paso tolerables se calcularán en base a la indicado 
al artículo 8.4. del IEEE Std. 80-2013, considerando una persona de 50kg. 
Asimismo, se tendrá en cuenta la Tabla 52 del Código Nacional de Electricidad 
Utilización. 
Elevación de potencial de tierra (GPR) 
La elevación de potencial de tierra no debe sobrepasar los 5000V, de acuerdo 
a lo indicado en la sección 190-304 CNE Utilización 2006. 
 
 
3.5.4. Diseño del sistema de protección contra descargas atmosféricas 
 
 
Metodología de cálculo 
El análisis se realizó de acuerdo al procedimiento y recomendaciones de la 
NFPA 780-2020. 
Según anexo L de la norma NFPA 780-2020, para hacer el cálculo y concluir 
si el área de estudio requiere de un sistema de protección contra descargas 
atmosféricas, se contará con las dimensiones de las estructuras, la densidad 
de descargas atmosféricas de la zona, la clase de estructura y otros. Para 
mayor referencia se muestra un diagrama de flujo en la Figura 1: 
26 
 
 
 
Figura 1: Diagrama de flujo del procedimiento de diseño. Fuente: NFPA 
780-2020 
 
 
 
Niveles isoceráunicos 
El mapa de niveles isoceráunicos (aproximados) del país, utilizado para el 
cálculo de descarga anual promedio, se muestra en el anexo 2, Figura 6. 
Evaluación de riesgoal impacto del rayo 
Implica la realización de un análisis de riesgo y el desarrollo del sistema de 
protección atmosférica de manera gráfica de las estructuras. Esto está basado 
en la metodología indicada en la norma NFPA 780-2020, que considera el 
daño causado por impactos de rayo directos a estructuras o instalaciones que 
deben ser protegidas 
Frecuencia anual de caída de rayo (ND) 
Es la medida de la frecuencia de impacto de rayos hacia la tierra en promedio 
por año. Se da según la siguiente ecuación: = ∙ � ∙ ∙ − = . ∙ . 
Inicio 
Datos de Entrada: 
- Dimensiones y posición de la estructura. 
- Densidad promedio de rayos. 
- Tipo de estructura. 
Evaluar un área equivalente (AD) y calcular la frecuencia de rayos hacia la estructura (ND). 
Establecer, a partir del anexo L de la norma NFPA 780-2020, el número de eventos críticos 
de descarga atmosférica, de acuerdo con el tipo de estructura (NC). 
ND>NC 
No requiere protección 
contra descargas 
atmosféricas 
- Si requiere protección contra 
descargas atmosféricas 
- Establecer las dimensiones del 
SPCDA. 
- Diseñar medidas adicionales de 
protección. 
NO SÍ 
27 
 
Donde: 
 : frecuencia anual de caída de rayos sobre la estructura (rayos/año). � : el área colectiva equivalente de la estructura. 
 : coeficiente de ubicación relativa de las estructuras. 
 : densidad de descarga anual promedio en la región donde se 
 encuentra la estructura (Impactos/km²-año). 
 : nivel isoceráunico. 
Área colectiva equivalente (AD) 
Para una estructura de forma rectangular, el cálculo del área equivalente es: � = ∙ + ∙ ∙ + + ∙ 9 ∙ 
Donde: 
L : longitud del edificio 
W : ancho del edificio 
H : altura del edificio 
 
 
 
 
Figura 2: Área colectiva equivalente de estructura rectangular. Fuente: 
NFPA 780-2020 
 
 
 
Para una estructura en la que una parte prominente abarca todas las 
porciones de la parte inferior, el cálculo de área equivalente es: � = 9 ∙ ∙ 
Donde: 
H: altura del edificio prominente 
28 
 
 
 
 
 
Figura 3: Área colectiva equivalente con parte prominente. Fuente: NFPA 
780-2020 
 
 
 
Factor de ubicación CD 
El factor de ubicación representa la topografía del sitio de la estructura y todos 
los objetos ubicados dentro de la distancia 3H desde la estructura que puedan 
afectar el área de impacto. Los factores de ubicación se especifican en la 
siguiente tabla. 
 
 
 
Tabla 4: Determinación del factor de ubicación CD 
Ubicación relativa de la estructura CD 
Estructura rodeada por estructuras más altas o árboles, dentro de 
una distancia de 3H 
0.25 
Estructura rodeada por estructuras de una altura igual o menor, 
dentro de una distancia de 3H 
0.5 
Estructura aislada, sin otras estructuras ubicadas dentro de una 
distancia de 3H 
1 
Estructura aislada sobre la cima de una colina 2 
Tomado del Estándar para la instalación de sistemas de protección contra 
rayos, NFPA 780, 2020. 
 
 
 
29 
 
Frecuencia tolerable de descargas (NC) 
Es la medida de los daños causados a la estructura, al contenido de la 
estructura y a las personas: = . ∙ −
 
Además, = ∙ ∙ ∙ 
Donde: 
 : Coeficiente para representar la frecuencia aceptable de pérdidas 
 de bienes. 
 : Coeficiente de determinación estructural. 
 : Coeficiente de objetos contenidos en la estructura. 
 : Coeficiente de ocupación de personas en la estructura. 
 : Coeficiente de consecuencia ante la caída de un rayo. 
El coeficiente estructural C2, según NFPA 780-2020, se muestra en la 
siguiente tabla: 
 
 
 
Tabla 5: Coeficiente estructural C2 
Coeficiente estructural (C2) 
Estructura Techo metálico Techo no metálico 
Techo 
inflamable 
Metálica 0.5 1.0 2.0 
No metálica 1.0 1.0 2.5 
Inflamable 2.0 2.5 3.0 
Tomado del Estándar para la instalación de sistemas de protección contra 
rayos, NFPA 780, 2020. 
 
 
 
El coeficiente de contenido estructural C3, según NFPA 780-2020, se muestra 
en la Tabla 6. 
 
 
 
 
30 
 
Tabla 6: Coeficiente de contenido estructural C3 
Tomado del Estándar para la instalación de sistemas de protección contra 
rayos, NFPA 780, 2020. 
 
 
 
El coeficiente de ocupación C4, según NFPA 780-2020, se muestra en la 
siguiente tabla: 
 
 
 
Tabla 7: Coeficiente de ocupación C4 
Ocupación estructural C4 
Desocupado 0.5 
Normalmente ocupado 1.0 
Difícil de evacuar o riesgo de pánico 3.0 
Tomado del Estándar para la instalación de sistemas de protección contra 
rayos, NFPA 780, 2020. 
 
 
 
El coeficiente de consecuencia C5, según NFPA 780-2020, se muestra en la 
siguiente tabla: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Contenido estructural C3 
De poco valor y no inflamable 0.5 
De valor estándar y no inflamable 1.0 
De alto valor, moderada inflamabilidad 2.0 
Valor excepcional, inflamable, equipos de cómputo o electrónicos 3.0 
Valor excepcional, bienes culturales insustituibles 4.0 
31 
 
Tabla 8: Coeficiente de consecuencia C5 
Consecuencia de un rayo C5 
Continuidad o facilidad de servicio no requerida, no hay impacto 
ambiental 
1.0 
Continuidad o facilidad de servicio requerida no hay impacto 
ambiental 
5.0 
Consecuencias para el medio ambiente 10.0 
Tomado del Estándar para la instalación de sistemas de protección contra 
rayos, NFPA 780, 2020. 
 
 
 
Condición necesidad de protección por riesgo 
Se define de acuerdo a la NFPA 780-2020, donde se indica que la frecuencia 
de rayo tolerable (NC) es comparada con la frecuencia de rayo esperada (ND). 
Si ≤ , el sistema de protección contra descargas atmosféricas es 
opcional. 
Si > , el sistema de protección contra descargas atmosféricas es 
obligatorio. 
Radio de protección y distancia horizontal protegida 
Para el cálculo de radio de protección, se utiliza el modelo electrogeométrico. 
Según NFPA 780-2020, inciso 4.20.3.1.2, del capítulo de capacidades 
nominales de los dispositivos de protección atmosférica, los descargadores 
de tensión o pararrayos deben tener al menos una capacidad nominal de 
descarga, en 8/20 us, de 20 kA, para sistemas eléctricos. 
Según NFPA 780-2020, el radio de la esfera rodante del método 
electrogeométrico no debe exceder los 45 m, basado en la probabilidad de 
descarga de un rayo de 10kA. 
Se considera una corriente de descarga de rayo de 10 kA, la cual representa 
una probabilidad del 91% de la totalidad de las descargas de rayos. Por lo 
tanto, el cálculo del radio de la esfera rodante se desarrolla de la siguiente 
manera: = ∙ � . = ∙ � . = ∙ . = . = 
32 
 
Donde: 
d : distancia de captación (radio de la esfera rodante) 
IR : corriente de descarga de rayo. 
De acuerdo a la norma NFPA 780-2020, inciso 4.7.3.4, la distancia horizontal 
de las áreas de protección bajo la esfera rodante se determina con la siguiente 
ecuación: = √ℎ ∙ ∙ − ℎ − √ℎ ∙ ∙ − ℎ 
Donde: 
d : distancia horizontal total protegida. 
h1 : altura del dispositivo de interceptación de descargas. 
r : radio de la esfera rodante. 
h2 : altura del objeto a ser protegido. 
 
 
 
 
Figura 4: Área de protección del pararrayos – vista de elevación. Fuente: 
NFPA 80-2020 
 
 
 
 
Figura 5: Área de protección del pararrayos . Fuente: NFPA 80-2020 
33 
 
 
 
3.5.5. Diseño del sistema de iluminación 
 
 
Metodología de cálculo 
El cálculo de iluminación se realiza en el software Dialux evo el cuál utiliza el 
método de punto por punto. En cualquier punto seleccionado del área de 
cálculo, se tiene dos tipos de componentes: directo e interreflejado. 
El componente directo se percibe cuando la luz incide directamente en el 
punto seleccionado, sin reflejarse en alguna superficie sólida; mientras que, 
el componente interreflejado se percibe cuando la luz alcanza el punto 
después de haberse reflejado en una superficie sólida. Ambos componentes 
son utilizados para calcular los valores de iluminación, en el espacio interior. 
Sin embargo, el componente directo sólo se utiliza para cálculos de 
iluminación exterior 
Los requisitos de iluminación están determinados por la satisfacciónde las 
necesidades humanas básicas: 
• Confort visual, donde los trabajadores tienen una sensación de bienestar; 
de un modo indirecto también contribuye a un elevado nivel de 
productividad. 
• Prestaciones visuales, en el que los trabajadores son capaces de realizar 
sus tareas visuales, incluso en circunstancias difíciles y durante períodos 
más largos; seguridad. 
 
 
 
 Resultado de la actividad 
 
 
 
3.6.1. Resultados del cálculo de máxima demanda de cargas normales y 
cargas críticas 
 
 
34 
 
Tabla 9: Resultados del cálculo de máxima demanda de cargas normales 
Ítem Área Máxima demanda Máxima demanda con 
30% de reserva Potencia instalada 
 kW kVAr kVA kW kVAr kVA kW kVAr kVA 
1 Área 1 8636 5316 10140 11226 6911 13182 11176 6264 12810 
2 Área 2 852 543 1010 1108 705 1314 1457 851 1688 
3 Área 3 2757 1249 3026 3583 1623 3934 4190 1783 4554 
 Total 12244 7108 14158 15918 9240 18405 16823 8898 19032 
 
 
 
Tabla 10: Resultados del cálculo de máxima demanda de cargas críticas 
Ítem Área Máxima demanda Máxima demanda con 
30% de reserva Potencia instalada 
 kW kVAr kVA kW kVAr kVA kW kVAr kVA 
1 Área 1 303 211 369 394 275 480 276 188 334 
2 Área 2 691 437 818 899 568 1063 721 430 839 
3 Área 3 437 285 521 568 370 678 451 284 533 
 Total 1431 933 1709 1861 1213 2221 1448 901 1705 
 
 
 
Tabla 11: Resultados del cálculo de máxima demanda de cargas críticas y 
normales 
Ítem Área Máxima demanda Máxima demanda con 
30% de reserva Potencia instalada 
 kW kVAr kVA kW kVAr kVA kW kVAr kVA 
1 Área 1 8939 5528 10510 11620 7186 13663 11452 6452 13144 
2 Área 2 1544 980 1828 2007 1274 2377 2178 1281 2527 
3 Área 3 3193 1533 3542 4152 1993 4605 4641 2067 5081 
 Total 13676 8041 15864 17779 10453 20624 18271 9799 20733 
 
 
 
3.6.2. Resultados del cálculo de conductores 
 
 
Tabla 12: Resultados del cálculo de conductores del área 1 
N.° Desde 
equipo 
Hasta 
equipo 
Voltaje 
(kV) 
N.° 
fases 
Cable 
/ fase 
Long 
(m) 
Código 
del cable 
Configuración del cable 
1 4110-
SGH101 
4110-
XTR101 22.9 3 1 50 4110XTR1
01-H 
3-1/C 500 MCM + SHD, MV-
105, Shielded cable, TC, 25 
kV,133 %, EPR, UL 
35 
 
N.° Desde 
equipo 
Hasta 
equipo 
Voltaje 
(kV) 
N.° 
fases 
Cable 
/ fase 
Long 
(m) 
Código 
del cable Configuración del cable 
2 
4110-
SGH101 
4110-
XTR102 22.9 3 1 50 
4110XTR1
02-H 
3-1/C 500 MCM + SHD, MV-
105, Shielded cable, TC, 25 
kV,133 %, EPR, UL 
3 
4110-
SGM101 
4110-
VFD100A 4.16 3 1 20 
4110BDM1
01-M 
2-(3-1/C 750 MCM) + SHD, 
MV-105, Shielded cable, TC, 5 
kV,133 %, EPR, UL 
4 4110-
SGM101 
4110-
VFD130A 4.16 3 1 50 4110VFD1
30A-M 
3-1/C 2/0 AWG + SHD, MV-
105, Shielded cable, TC, 5 
kV,133 %, EPR, UL 
5 4110-
SGM101 
4110-
VFD130B 4.16 3 1 50 4110VFD1
30B-M 
3-1/C 2/0 AWG + SHD, MV-
105, Shielded cable, TC, 5 
kV,133 %, EPR, UL 
6 4110-
VFD100A 
4110-
VFD100 
4.16 3 2 20 4110VFD1
00-M 
2-(3-1/C 750 MCM) + SHD, 
MV-105, Shielded cable, TC, 5 
kV,133 %, EPR, UL 
7 4110-
VFD100 
4110-
VFD100A 
4.16 3 2 20 4110VFD1
00A-M 
2-(3-1/C 750 MCM) + SHD, 
MV-105, Shielded cable, TC, 5 
kV,133 %, EPR, UL 
8 
4110-
VFD100A 3145-MIL120 4.16 3 2 130 
3145MIL12
0-M 
2-(3-1/C 750 MCM) + SHD, 
MV-105, Shielded cable, TC, 5 
kV,133 %, EPR, UL 
9 
4110-
VFD100A 4110-MIL125 4.16 3 2 140 
4110-
MIL125-M 
2-(3-1/C 750 MCM) + SHD, 
MV-105, Shielded cable, TC, 5 
kV,133 %, EPR, UL 
10 
4110-
VFD130A 
4110-
PPP130A-M 4.16 3 1 170 
4110PPP1
30AM-M 
3-1/C 2/0 AWG + SHD, MV-
105, Shielded cable, TC, 5 
kV,133 %, EPR, UL 
11 4110-
VFD130B 
4110-
PPP130B-M 4.16 3 1 170 4110PPP1
30BM-M 
3-1/C 2/0 AWG + SHD, MV-
105, Shielded cable, TC, 5 
kV,133 %, EPR, UL 
12 4110-
SGL101 
3145-
MCL101 0.48 3 4 60 3145MCL1
01-P 
4-(3-1/C 750 MCM) + 1/C 1/0 
AWG (G), XHHW-2, TC, XLPE, 
UL, 600 V 
13 4110-
SGL101 
4110-
MCL101 
0.48 3 5 60 4110MCL1
01-P 
5-(3-1/C 750 MCM) + 1/C 1/0 
AWG (G), XHHW-2, TC, XLPE, 
UL, 600 V 
14 4110-
SGL101 
4125-
MCL101 
0.48 3 2 60 4125MCL1
01-P 
2-(3-1/C 750 MCM) + 1/C 1/0 
AWG (G), XHHW-2, TC, XLPE, 
UL, 600 V 
15 3145-
MCL101 
3140-
FEE105-M 
0.48 3 1 150 3140FEE10
5M-P 
3/C 4 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
16 
3145-
MCL101 
3140-
CVB110-M 0.48 3 1 150 
3140CVB1
10M-P 
3/C 10 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
17 3145-
MCL101 
3140-
CVB115-M 
0.48 3 1 100 3140CVB1
15M-P 
3-1/C 400 MCM + (G), XHHW-
2, TC, XLPE, UL, 600 V 
18 
3145-
MCL101 
3140-
MTR105A 0.48 3 1 150 
3140MTR1
05A-P 
3/C 4 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
19 3145-
MCL101 
3140-
MTR105B 
0.48 3 1 150 3140MTR1
05B-P 
3/C 8 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
20 
3145-
MCL101 
3145-
LUB120A-M 0.48 3 1 130 
3145LUB12
0AM-P 
3/C 1 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
21 3145-
MCL101 
3145-
LUB120B-M 0.48 3 1 130 3145LUB12
0BM-P 
3/C 1 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
22 
3145-
MCL101 
3145-
LUB120C-M 0.48 3 1 130 
3145LUB12
0CM-P 
3/C 6 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
23 3145-
MCL101 
3145-
LUB120D-M 0.48 3 1 130 3145LUB12
0DM-P 
3/C 6 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
24 
3145-
MCL101 
3145-
EBM120-M 0.48 3 1 130 
3145EBM1
20M-P 
3/C 10 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
25 3145-
MCL101 
3145-
INC120-M 0.48 3 1 130 3145INC12
0M-P 
3/C 2 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
26 
3145-
MCL101 
3145-
RED120A-M 0.48 3 1 130 
3145RED1
20AM-P 
3/C 8 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
27 3145-
MCL101 
3145-
RED120B-M 0.48 3 1 130 3145RED1
20BM-P 
3/C 12 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
28 
3145-
MCL101 
3145-
SCR120-M 0.48 3 1 150 
3145SCR1
20M-P 
3-1/C 4/0 AWG + (G), XHHW-
2, TC, XLPE, UL, 600 V 
29 3145-
MCL101 
3145-
CVB120-M 0.48 3 1 100 3145CVB1
20M-P 
3-1/C 400 MCM + (G), XHHW-
2, TC, XLPE, UL, 600 V 
30 
3145-
MCL101 
3145-
CVB125-M 0.48 3 1 140 
3145CVB1
25M-P 
3-1/C 4/0 AWG + (G), XHHW-
2, TC, XLPE, UL, 600 V 
36 
 
N.° Desde 
equipo 
Hasta 
equipo 
Voltaje 
(kV) 
N.° 
fases 
Cable 
/ fase 
Long 
(m) 
Código 
del cable Configuración del cable 
31 3145-
MCL101 
3145-
CVB130-M 
0.48 3 1 140 3145CVB1
30M-P 
3/C 4 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
32 
3145-
MCL101 
3145-
PPS050-M 0.48 3 1 120 
3145PPS0
50M-P 
3/C 2 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
33 3145-
MCL101 
3145-
WRE101 
0.48 3 1 150 3145WRE1
01-P 
3/C 1/0 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
34 
3145-
MCL101 
3145-
WRE102 0.48 3 1 100 
3145WRE1
02-P 
3/C 2 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
35 3145-
MCL101 
4125-
VFD160A 
0.48 3 1 20 4125VFD1
60A-P 
3-1/C 4/0 AWG + (G), XHHW-
2, TC, XLPE, UL, 600 V 
36 
3145-
MCL101 
4125-
VFD160B 0.48 3 1 20 
4125VFD1
60B-P 
3-1/C 4/0 AWG + (G), XHHW-
2, TC, XLPE, UL, 600 V 
37 4125-
VFD160A 
4125-
PPP160A-M 
0.48 3 1 190 4125PPP1
60AM-P 
3-1/C 4/0 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
38 
4125-
VFD160B 
4125-
PPP160B-M 0.48 3 1 190 
4125PPP1
60BM-P 
3-1/C 4/0 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
39 4110-
MCL101 
4110-
LUB125A-M 
0.48 3 1 140 4110LUB12
5AM-P 
3/C 1/0 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
40 
4110-
MCL101 
4110-
LUB125B-M 0.48 3 1 140 
4110LUB12
5BM-P 
3/C 1/0 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
41 4110-
MCL101 
4110-
LUB125C-M 
0.48 3 1 140 4110LUB12
5CM-P 
3/C 6 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
42 
4110-
MCL101 
4110-
LUB125D-M 0.48 3 1 140 
4110LUB12
5DM-P 
3/C 6 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
43 4110-
MCL101 
4110-
EBM125-M 0.48 3 1 140 4110EBM1
25M-P 
3/C 8 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
44 
4110-
MCL101 
4110-
INC125-M 0.48 3 1 140 
4110INC12
5M-P 
3/C 2 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
45 4110-
MCL101 
4110-
RED125A-M 0.48 3 1 140 4110RED1
25AM-P 
3/C 8 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
46 
4110-
MCL101 
4110-
RED125B-M 0.48 3 1 140 
4110RED1
25BM-P 
3/C 12 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
47 4110-
MCL101 
4110-
SCR135A-M 0.48 3 1 1504110SCR1
35AM-P 
3/C 4 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
48 
4110-
MCL101 
4110-
SCR135B-M 0.48 3 1 150 
4110SCR1
35BM-P 
3/C 4 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
49 4110-
MCL101 
4110-
BRC055 0.48 3 1 130 4110BRC0
55-P 
3-1/C 4/0 AWG + (G), XHHW-
2, TC, XLPE, UL, 600 V 
50 
4110-
MCL101 
4125-
CNH140A 0.48 3 1 190 
4125CNH1
40A-P 
3/C 12 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
51 4110-
MCL101 
4125-
CNH140B 0.48 3 1 190 4125CNH1
40B-P 
3/C 12 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
52 
4110-
MCL101 
4125-
CNH145A 0.48 3 1 190 
4125CNH1
45A-P 
3/C 2 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
53 4110-
MCL101 
4125-
PPS076-M 0.48 3 1 190 4125PPS0
76M-P 
3/C 2 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
54 
4110-
MCL101 
4125-
PPS080-M 0.48 3 1 220 
4125PPS0
80M-P 
3/C 1 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
55 4110-
MCL101 
4125-
PPP020A-M 0.48 3 1 190 4125PPP0
20AM-P 
3/C 2 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
56 4110-
MCL101 
4125-
PPP020B-M 
0.48 3 1 190 4125PPP0
20BM-P 
3/C 2 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
57 4110-
MCL101 
4125-
PPP025A-M 0.48 3 1 200 4125PPP0
25AM-P 
3/C 10 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
58 4110-
MCL101 
4125-
PPP025B-M 
0.48 3 1 200 4125PPP0
25BM-P 
3/C 10 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
59 4110-
MCL101 
4125-
PPP030A-M 0.48 3 1 180 4125PPP0
30AM-P 
3-1/C 4/0 AWG + (G), XHHW-
2, TC, XLPE, UL, 600 V 
60 4110-
MCL101 
4125-
PPP030B-M 
0.48 3 1 180 4125PPP0
30BM-P 
3-1/C 4/0 AWG + (G), XHHW-
2, TC, XLPE, UL, 600 V 
61 4110-
MCL101 
4125-
PPP170A-M 0.48 3 1 220 4125PPP1
70AM-P 
3/C 1/0 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
62 4110-
MCL101 
4125-
PPP170B-M 
0.48 3 1 220 4125PPP1
70BM-P 
3/C 1/0 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
63 4110-
MCL101 
4125-
PPP031A-M 0.48 3 1 190 4125PPP0
31AM-P 
3/C 2 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
64 4110-
MCL101 
4125-
PPP031B-M 
0.48 3 1 190 4125PPP0
31BM-P 
3/C 2 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
65 4110-
MCL101 
4125-
PPP032A-M 0.48 3 1 170 4125PPP0
32AM-P 
3/C 1/0 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
37 
 
N.° Desde 
equipo 
Hasta 
equipo 
Voltaje 
(kV) 
N.° 
fases 
Cable 
/ fase 
Long 
(m) 
Código 
del cable Configuración del cable 
66 4110-
MCL101 
4125-
PPP032B-M 
0.48 3 1 170 4125PPP0
32BM-P 
3/C 1/0 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
67 
4110-
MCL101 
4110-
COM020A 0.48 3 1 160 
4110COM0
20A-P 
3-1/C 350 MCM + (G), XHHW-
2, TC, XLPE, UL, 600 V 
68 4110-
MCL101 
4110-
COM020B 
0.48 3 1 160 4110COM0
20B-P 
3-1/C 350 MCM + (G), XHHW-
2, TC, XLPE, UL, 600 V 
69 
4110-
MCL101 
4125-
PPM012A-M 0.48 3 1 220 
4125PPM0
12AM-P 
3/C 8 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
70 4110-
MCL101 
4125-
PPM012B-M 
0.48 3 1 220 4125PPM0
12BM-P 
3/C 8 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
71 
4110-
MCL101 
4110-
WRE101 0.48 3 1 150 
4110WRE1
01-P 
3/C 1 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
72 4110-
MCL101 
4110-
WRE102 
0.48 3 1 180 4110WRE1
02-P 
3/C 1/0 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
73 
4125-
MCL101 
4110-
PPS050-M 0.48 3 1 130 
4110PPS0
50M-P 
3/C 1 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
74 4125-
MCL101 
4125-
THK160 
0.48 3 1 190 4125THK1
60-P 
3/C 6 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
75 
4125-
MCL101 
4125-
THK160A 0.48 3 1 190 
4125THK1
60A-P 
3/C 4 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
76 4125-
MCL101 
4125-
PPS075-M 
0.48 3 1 200 4125PPS0
75M-P 
3/C 1/0 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
77 
4125-
MCL101 4125-ZZZ010 0.48 3 1 210 
4125ZZZ01
0-P 
3/C 6 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
78 4125-
MCL101 4110-XFI101 0.48 3 1 25 4125XFI10
1-P 
3/C 8 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
79 
4125-
MCL101 4110-XFI102 0.48 3 1 25 
4125XFI10
2-P 
3/C 12 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
80 4125-
MCL101 4110-XFL101 0.48 3 1 25 4110XFL10
1-P 
3/C 6 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
81 
4125-
MCL101 4110-XFL102 0.48 3 1 25 
4110XFL10
2-P 
3/C 6 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
82 4125-
MCL101 
4110-
BCH101 0.48 3 1 100 4110BCH1
01-P 
3/C 10 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
83 
4125-
MCL101 
4110-
PRS001 0.48 3 1 30 
4110PRS0
01-P 
3/C 8 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
84 4125-
MCL101 
4110-
HVC001 0.48 3 1 20 4110HVC0
01-P 
3/C 2 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
 
 
 
Tabla 13: Resultados del cálculo de conductores del área 2 
N.° Desde 
equipo 
Hasta 
equipo 
Voltaje 
(kV) 
N.° 
fases 
Cable 
/ fase 
Long 
(m) 
Código 
del cable 
Configuración del cable 
1 
Pole 22.9 
kV 
4131-
SGH101 22.9 3 3 34.5 
4131-
SGH101-H 
3-1/C 250 kCMIL + SHD, EPR 
25 kV, 133 %, UL 
2 4131-
SGL101 
4131-
MCL101 
0.48 3 - 15 4131-
BSL101 
Bus Duct 2500 A, 65 kA, 60 Hz 
3 
4131-
SGL101 
4131-
ATL101 0.48 3 4 34.5 
4131ATL10
1-P 
4-(3-1/C 600 kCMIL + 1/C 2/0 
AWG (G)), XHHW-2, 600 V, UL 
4 4131-
ATL101 
4131-
MCL102 0.48 3 4 25 4131MCL1
02-P 
4-(3-1/C 600 kCMIL + 1/C 2/0 
AWG (G)), XHHW-2, 600 V, UL 
5 
4131-
MCL101 
4131-
PPP120 0.48 3 1 179.3 
4131PPP1
20M-P 
 1-(3/C 4 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
6 4131-
MCL101 
4131-
PPP125 0.48 3 1 177.1 4131PPP1
25M-P 
 1-(3/C 4 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
7 
4131-
MCL101 
4131-
PPP130 0.48 3 1 165 
4131PPP1
30M-P 
 1-(3/C 4 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
8 4131-
MCL101 
4131-
PPP135 0.48 3 1 162.8 4131PPP1
35M-P 
 1-(3/C 4 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
9 
4131-
MCL101 
4131-
PPP140 0.48 3 1 152.9 
4131PPP1
40M-P 
 1-(3/C 4 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
10 4131-
MCL101 
4131-
PPP145 0.48 3 1 150.7 4131PPP1
45M-P 
 1-(3/C 4 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
11 
4131-
MCL101 
4131-
SCR120 0.48 3 1 169.4 
4131SCR1
20M-P 
 1-(3/C 4 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
12 4131-
MCL101 
4131-
SCR125 0.48 3 1 167.2 4131SCR1
25M-P 
 1-(3/C 4 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
38 
 
N.° Desde 
equipo 
Hasta 
equipo 
Voltaje 
(kV) 
N.° 
fases 
Cable 
/ fase 
Long 
(m) 
Código 
del cable Configuración del cable 
13 4131-
MCL101 
4131-
SCR130 
0.48 3 1 155.1 4131SCR1
30M-P 
 1-(3/C 4 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
14 4131-
MCL101 
4131-
SCR135 0.48 3 1 152.9 4131SCR1
35M-P 
 1-(3/C 4 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
15 4131-
MCL101 
4131-
SCR140 
0.48 3 1 143 4131SCR1
40M-P 
 1-(3/C 4 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
16 4131-
MCL101 
4131-
SCR145 0.48 3 1 140.8 4131SCR1
45M-P 
 1-(3/C 4 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
17 4131-
MCL101 
4131-
SCR165 
0.48 3 1 182.6 4131SCR1
65M-P 
 1-(3/C 6 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
18 4131-
MCL101 
4131-
PPP165 0.48 3 1 233.2 4131PPP1
65M-P 
3/C 4 AWG + (3G) + SHD, 2.4 
kV, UL 
19 4131-
MCL101 
4131-
SCR160 
0.48 3 1 159.5 4131SCR1
60M-P 
1- (3/C 6 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
20 4131-
MCL101 
4131-
SCR150 0.48 3 1 135.3 4131SCR1
50M-P 
1- (3/C 6 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
21 4131-
MCL101 
4131-
PPP155A 
0.48 3 2 137.5 4131PPP1
55AM-P 
2-(3/C 300 kCMIL + (3G) + 
SHD), 2.4 kV, UL 
22 4131-
MCL101 
4131-
PPP155B 0.48 3 2 139.7 4131PPP1
55BM-P 
2-(3/C 300 kCMIL + (3G) + 
SHD), 2.4 kV, UL 
23 4131-
MCL101 
4131-
PPP150 
0.48 3 1 173 4131PPP1
50M-P 
3/C 10 AWG + (3G) + SHD, 2.4 
kV, UL 
24 4131-
MCL101 
4131-
PPP170 0.48 3 1 207 4131PPP1
70M-P 
1-(3/C 2 AWG + (G)), XHHW-2, 
600 V, UL 
25 4131-
MCL101 
4131-
PPP175A 
0.48 3 1 140.8 4131PPP1
75AM-P 
3/C 12 AWG + (3G) + SHD, 2.4 
kV, UL 
26 
4131-
MCL101 
4131-
PPP175B 0.48 3 1 141.9 
4131PPP1
75BM-P 
3/C 12 AWG + (3G) + SHD, 2.4 
kV, UL 
27 4131-
MCL101 
4131-
PPP180A 
0.48 3 1 170.5 4131PPP1
80AM-P 
3/C 2 AWG + (3G) + SHD, 2.4 
kV, UL 
28 
4131-
MCL101 
4131-
PPP180A 0.48 3 1 170.5 
4131PPP1
80BM-P 
3/C 2 AWG + (3G) + SHD, 2.4 
kV, UL 
29 4131-
MCL101 
4131-
COM120A 
0.48 3 2 185.9 4131COM1
20AM-P 
3-1/C 500 kCMIL + 1/C 1/0 
AWG (G), XHHW-2, 600 V, UL 
30 
4131-
MCL101 
4131-
COM120B 0.48 3 2 189.2 
4131COM1
20BM-P 
3-1/C 500 kCMIL + 1/C 1/0AWG (G), XHHW-2, 600 V, UL 
31 4131-
MCL101 
4131-
COM020A 
0.48 3 1 177.1 4131COM0
20AM-P 
3-1/C 250 kCMIL + 1/C 2 AWG 
(G), XHHW-2, 600 V, UL 
32 
4131-
MCL101 
4131-
COM020B 0.48 3 1 179.3 
4131COM0
20BM-P 
3-1/C 250 kCMIL + 1/C 2 AWG 
(G), XHHW-2, 600 V, UL 
33 4131-
MCL101 
4131-
WRE101 
0.48 3 1 165 4131WRE1
01-P 
1-(3/C 2/0 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
34 
4131-
MCL101 
4131-
WRE102 0.48 3 1 165 
4131WRE1
02-P 
1-(3/C 2/0 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
35 4131-
MCL102 
4131-
AGI120 
0.48 3 1 174.9 4131AGI12
0M-P 
3-1/C 4/0 AWG + 1/C 2 AWG 
(G), XHHW-2, 600 V, UL 
36 
4131-
MCL102 
4131-
AGI125 0.48 3 1 172.7 
4131AGI12
5M-P 
3-1/C 4/0 AWG + 1/C 2 AWG 
(G), XHHW-2, 600 V, UL 
37 4131-
MCL102 
4131-
AGI130 0.48 3 1 160.6 4131AGI13
0M-P 
3-1/C 4/0 AWG + 1/C 2 AWG 
(G), XHHW-2, 600 V, UL 
38 
4131-
MCL102 
4131-
AGI135 0.48 3 1 158.4 
4131AGI13
5M-P 
3-1/C 4/0 AWG + 1/C 2 AWG 
(G), XHHW-2, 600 V, UL 
39 4131-
MCL102 
4131-
AGI140 0.48 3 1 148.5 4131AG14
0M-P 
3-1/C 4/0 AWG + 1/C 2 AWG 
(G), XHHW-2, 600 V, UL 
40 
4131-
MCL102 
4131-
AGI145 0.48 3 1 146.3 
4131AG14
5M-P 
3-1/C 4/0 AWG + 1/C 2 AWG 
(G), XHHW-2, 600 V, UL 
41 4131-
MCL102 
4131-
PPS055 0.48 3 1 192.5 4131PPS0
55M-P 
1-(3/C 1/0 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
42 
4131-
MCL102 
4131-
PPS060 0.48 3 1 228.8 
4131PPS0
60M-P 
1-(3/C 1/0 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
43 4131-
MCL102 
4131-
PPS065 0.48 3 1 146.3 4131PPS0
65M-P 
1-(3/C 1/0 AWG + (G)), XHHW-
2, 600 V, UL 
44 
4131-
MCL102 
4131-
SSW101 0.48 3 1 158.4 
4131SSW1
01M-P 
3-1/C 500 kCMIL+ 1/C 1/0 
AWG (G), XHHW-2, 600 V, UL 
 
 
 
 
 
39 
 
Tabla 14: Resultados del cálculo de conductores del área 3 
N.° Desde 
equipo 
Hasta 
equipo 
Voltaje 
(kV) 
N.° 
fases 
Cable 
/ fase 
Long 
(m) 
Código 
del cable 
Configuración del cable 
1 4132-
SGH101 
4132-
XTR101 
22.9 3 1 40 4132XTR1
01-H 
1-(3-1/C 4/0 AWG), MV-105, 
Shielded cable, TC, 25 kV,133 
%, EPR, UL 
2 4132-
SGH101 
4132-
XTR102 
22.9 3 1 50 4132XTR1
02-H 
1-(3-1/C 4/0 AWG), MV-105, 
Shielded cable, TC, 25 kV,133 
%, EPR, UL 
3 
4132-
SGH101 
4132-
XTR103 22.9 3 1 30 
4132XTR1
03-H 
1-(3-1/C 4/0 AWG), MV-105, 
Shielded cable, TC, 25 kV,133 
%, EPR, UL 
4 
4132-
XTR103 
4132-
SGM101 4.16 3 1 50 
4132SGM1
01-M 
1-(3-1/C 500 MCM),, MV-105, 
Shielded cable, TC, 5 kV,133 
%, EPR, UL 
5 4132-
SGL101 
4132-
MCL101 0.48 3 6 40 4132MCL1
01-P 
6-(4-1/C 500 MCM) + 1/C 1/0 
AWG (G), XHHW-2, TC, XLPE, 
UL, 600 V 
6 4132-
SGL102 
4132-
MCL102 0.48 3 5 40 4132MCL1
02-P 
5-(4-1/C 500 MCM) + 1/C 1/0 
AWG (G), XHHW-2, TC, XLPE, 
UL, 600 V 
7 4132-
SGL102 
4132-
ATL101 
0.48 3 3 40 4132ATL10
1-P1 
3-(4-1/C 500 MCM) + 1/C 1/0 
AWG (G), XHHW-2, TC, XLPE, 
UL, 600 V 
8 4132-
ATL101 
4132-
MCL103 
0.48 3 3 20 4132MCL1
03-P 
3-(4-1/C 500 MCM) + 1/C 1/0 
AWG (G), XHHW-2, TC, XLPE, 
UL, 600 V 
9 4132-
MCL101 
4132-
VFD105A 0.48 3 1 15 4132VFD1
05A-P 
3/C 4/0 AWG + (G), Power 
cable, TC, 1 kV, UL 
10 
4132-
VFD105A 
4132-
PPP105A-M 0.48 3 1 50 
4132PPP1
05AM-P 
3/C 4/0 AWG + (G), Power 
cable, TC, 1 kV, UL 
11 4132-
MCL101 
4132-
VFD105B 0.48 3 1 15 4132VFD1
05B-P 
3/C 4/0 AWG + (G), Power 
cable, TC, 1 kV, UL 
12 
4132-
VFD105B 
4132-
PPP105B-M 0.48 3 1 50 
4132PPP1
05BM-P 
3/C 4/0 AWG + (G), Power 
cable, TC, 1 kV, UL 
13 4132-
MCL101 
4132-
CNH025 0.48 3 1 100 4132CNH0
25-P 
3/C 6 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
14 
4132-
MCL101 
4132-
CNH035 0.48 3 1 100 
4132CNH0
35-P 
3/C 6 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
15 4132-
MCL101 
4132-
AGI160-M 0.48 3 1 80 4132AGI16
0M-P 
3/C 6 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
16 
4132-
MCL101 
4132-
VFD160A 0.48 3 1 15 
4132VFD1
60A-P 
3/C 4/0 AWG + (G), Power 
cable, TC, 1 kV, UL 
17 4132-
VFD160A 
4132-
PPP160A-M 0.48 3 1 105 4132PPP1
60AM-P 
3/C 4/0 AWG + (G), Power 
cable, TC, 1 kV, UL 
18 
4132-
MCL101 
4132-
VFD160B 0.48 3 1 15 
4132VFD1
60B-P 
3/C 4/0 AWG + (G), Power 
cable, TC, 1 kV, UL 
19 4132-
VFD160B 
4132-
PPP160B-M 0.48 3 1 105 4132PPP1
60BM-P 
3/C 4/0 AWG + (G), Power 
cable, TC, 1 kV, UL 
20 4132-
MCL101 
4132-
CVB125-M 
0.48 3 1 85 4132CVB1
25M-P 
3/C 2/0 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
21 4132-
MCL101 
4132-
CVB130-M 0.48 3 1 90 4132CVB1
30M-P 
3/C 2/0 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
22 4132-
MCL101 
4132-
CVB135-M 
0.48 3 1 95 4132CVB1
35M-P 
3/C 2/0 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
23 4132-
MCL101 
4132-
CVB140-M 0.48 3 1 142 4132CVB1
40M-P 
3/C 2/0 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
24 4132-
MCL101 
4132-
PPS053-M 
0.48 3 1 112 4132PPS0
53M-P 
3/C 10 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
25 4132-
MCL101 
4132-
PPP114A-M 0.48 3 1 120 4132PPP1
14AM-P 
3/C 10 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
26 4132-
MCL101 
4132-
PPP114B-M 
0.48 3 1 120 4132PPP1
14BM-P 
3/C 10 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
27 4132-
MCL101 
4132-
XFI101 0.48 3 1 30 4132XFI10
1-P 
3/C 10 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
28 4132-
XFI101 
4132-
DPJ001 
0.48 3 1 30 4132TD101
-P 
4/C 6 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
29 4132-
MCL101 
4132-
BCH101 0.48 3 1 20 4132BCH1
01-P 
3/C 10 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
30 4132-
MCL101 
4132-
WRE101 
0.48 3 1 125 4132WRE1
01-P 
3/C 2 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
31 4132-
MCL101 
4132-
WRE102 0.48 3 1 125 4132WRE1
02-P 
3/C 2 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
40 
 
N.° Desde 
equipo 
Hasta 
equipo 
Voltaje 
(kV) 
N.° 
fases 
Cable 
/ fase 
Long 
(m) 
Código 
del cable Configuración del cable 
32 4132-
MCL101 
4132-
WRE103 
0.48 3 1 125 4132WRE1
03-P 
3/C 2 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
33 4132-
MCL101 
4132-
PPP116A-M 0.48 3 1 120 4132PPP1
16AM-P 
3/C 2 AWG + (G), Power cable, 
TC, 1 kV, UL 
34 4132-
MCL101 
4132-
PPP116B-M 
0.48 3 1 120 4132PPP1
16BM-P 
3/C 2 AWG + (G), Power cable, 
TC, 1 kV, UL 
35 4132-
MCL101 
4132-
BRC005 0.48 3 1 100 4132BRC0
05-P 
3/C 2 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
36 4132-
MCL101 
4132-
BRC010 
0.48 3 1 100 4132BRC0
10-P 
3/C 2 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
37 4132-
MCL101 
4132-
VFD110A 0.48 3 1 15 4132VFD1
10A-P 
3/C 4/0 AWG + (G), Power 
cable, TC, 1 kV, UL 
38 4132-
VFD110A 
4132-
PPP110A-M 
0.48 3 1 85 4132PPP1
10AM-P 
3/C 4/0 AWG + (G), Power 
cable, TC, 1 kV, UL 
39 4132-
MCL101 
4132-
VFD110B 0.48 3 1 15 4132VFD1
10B-P 
3/C 4/0 AWG + (G), Power 
cable, TC, 1 kV, UL 
40 4132-
VFD110B 
4132-
PPP110B-M 
0.48 3 1 85 4132PPP1
10BM-P 
3/C 4/0 AWG + (G), Power 
cable, TC, 1 kV, UL 
41 4132-
MCL101 
4132-
CNH030 0.48 3 1 125 4132CNH0
30-P 
3/C 4 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
42 4132-
MCL101 
4132-
CNH040 
0.48 3 1 125 4132CNH0
40-P 
3/C 4 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
43 4132-
MCL101 
4132-
CNH015 0.48 3 1 125 4132CNH0
15-P 
3/C 10 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
44 4132-
MCL101 
4132-
CNH020 
0.48 3 1 125 4132CNH0
20-P 
3/C 10 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
45 4132-
MCL101 
4132-
COM020 0.48 3 1 60 4132COM0
20-P 
1-(3-1/C 500 MCM) + 1/C 1/0 
AWG (G), XHHW-2, TC, XLPE, 
UL, 600 V 
46 4132-
MCL101 
4132-
COM025 
0.48 3 1 60 4132COM0
25-P 
1-(3-1/C 500 MCM) + 1/C 1/0 
AWG (G), XHHW-2, TC, XLPE, 
UL, 600 V 
47 4132-
MCL101 
4132-
COM030 
0.48 3 1 65 4132COM0
30-P 
1-(3-1/C 500 MCM) + 1/C 1/0 
AWG (G), XHHW-2, TC, XLPE, 
UL, 600 V 
48 
4132-
MCL101 
4132-
COM040 0.48 3 1 65 
4132COM0
40-P 
1-(3-1/C 500 MCM) + 1/C 1/0 
AWG (G), XHHW-2, TC, XLPE, 
UL, 600 V 
49 
4132-
MCL101 
4132-
CVB165-M 0.48 3 1 210 
4132CVB1
65M-P 
1-(3-1/C 300 MCM) + 1/C 2 
AWG (G), XHHW-2, TC, XLPE, 
UL, 600 V 
50 4132-
MCL101 
4132-
CVB170-M 0.48 3 1 245 4132CVB1
70M-P 
1-(3-1/C 300 MCM) + 1/C 2 
AWG (G), XHHW-2, TC, XLPE, 
UL, 600 V 
51 
4132-
MCL101 
4132-
DPA103 0.48 3 1 90 
4132DPA1
03-P1 
3/C 2 AWG + (G), XHHW-2, 
TC, XLPE, UL, 600 V 
52 4132-
DPA103 
4132-
XFL103 
0.48 3 1 6