PROYECTO FINCA PASA TIEMPO
GABRIEL HUMBERTO VELASQUES ARDILA
LUZ AMPARO JARAMILLO VEREDA EL OCASO SECTOR CARTAGENA
ZIPACON, CUNDINAMARCA.
FACTIBILIDAD DPI-FAGA-526-2016
Miguel Angel Maldonado Vivas
FEBRERO 2017
Contenido
1. RESUMEN DEL PROYECTO: ................................................................................... 3
2. NORMATIVIDAD APLICADA ................................................................................... 3
3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO ............................................................................. 4
4. CALCULOS DE TRANSFORMADORES ................................................................... 5
5. CARACTERÍSTICAS GENERALES ........................................................................... 7
6. CALCULOS DE REGULACION ................................................................................. 9
6. CALCULO ECONOMICO DEL CONDUCTOR ....................................................... 12
7. ANALISIS DE DISTANCIA DE SEGURIDAD ....................................................... 13
8. CARACTERISTICAS DE MEDIDOR ...................................................................... 14
9. CALCULO DE PUESTA A TIERRA ........................................................................ 15
10. ANALISIS DE RIESGOS ..................................................................................... 22
11. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ............................................................ 37
1. RESUMEN DEL PROYECTO:
PROYECTO: FINCA PASA TIEMPO
UBICACIÓN: Vereda El Ocaso, Sector Cartagena
PROPIETARIO: Gabriel Humberto Velasques Ardila
CIRCUITO LONGITUD RED 13.2 kV: 192 m
LONGITUD RED BAJA T. 403 m
TIPO Y CALIBRE DE CONDUCTOR
MEDIA TENSION ACSR # 2 AL
BAJA TENSIÓN Cable Cuadruplex 3x35+50 AL - Cable Cuadruplex 3x70+50 AL
CENTROS DE DISTRIBUCION
INTERVENIDOS EEC 0
NUEVOS 2
CAMBIO 0
NUMERO DE CLIENTES 31
TIPO DE POSTERÍA: (12 m 750 - 1050 kg) – (10 m 750 – 510 – 1050 kg) Concreto
TIPO DE CRUCETERIA: MADERA
Tabla 1. Resumen del proyecto
2. NORMATIVIDAD APLICADA Para el presente diseño de transformadores en poste Serie 5, se tuvieron en cuenta las siguientes normas:
a) REGLAMENTO TÉCNICO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS (RETIE).
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA, RESOLUCIÓN Nº 90708 DE
AGOSTO 30 DEL 2013.
b) CÓDIGO ELÉCTRICO COLOMBIANO, NORMA TÉCNICA COLOMBIANA.
NORMA ICONTEC 2050-1998.
c) NORMAS DE CONSTRUCCION CODENSA, TOMO 3, 5 y 7
d) ESPECIFICACIONES TECNICAS CODENSA
e) NORMA TECNICA COLOMBIA NTC 4552 PROTECCION CONTRA
DESCARGAS ELECTRICAS ATMOSFERICAS (RAYOS) PARTE 2: MANEJO
DEL RIESGO
f) IEEE STD 80-2000 IEEE GUIDE FOR SAFETY IN AC SUBSTATION
GROUNDING
g) NTC 819. ELECTROTECNIA. TRANSFORMADORES TRIFASICOS
AUTOREFRIGERADOS Y SUMERGIDOS EN LÍQUIDO. CORRIENTE SIN
CARGA, PÉRDIDAS Y TENSION DE CORTOCIRCUITO.
h) RESOLUCIÓN 001348 DEL 2009. REGLAMENTACIÓN DE SALUD
OCUPACIONAL EN LOS PROCESOS DE GENERACIÓN, TRANSIMISIÓN Y
DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.
3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
3.1 OBJETO El proyecto consiste en la instalación de dos transformadores de 45 KVA tipo poste para el desarrollo de un loteo que actualmente se construye en La Vereda del Ocaso sector Cartagena, del municipio de Zipacon, donde la totalidad de los usuarios serán monofásicos, la totalidad de usuarios serán 31, donde el propietario es el señor Gabriel Humberto Velasques Ardila junto con Luz Amparo Jaramillo. El voltaje en media tensión será de 13.2 KV y el voltaje secundario será de 208-120 V. Para la alimentación del proyecto se deberá tomar alimentación del nodo FA0263 según condiciones de servicio, donde es necesario extender la red de MT en 152 m hasta el primer transformador, luego de este se alimentara el segundo transformador con una distancia de 39 m, donde el conductor a usar será ACSR #2. Las estructuras que se proyectan serán tipo tangencial tanto para transformadores como para red de MT, debido a que las casas que se construirán estarán en mitad de cada uno de los lotes y quedan alrededor de 10 m, de espacio libre entre la casa y la red de MT proyectada. Las obras se realizaran cumpliendo las normas del sector: Reglamento Técnico de instalaciones eléctricas RETIE, la Norma Técnica Colombiana NTC 2050 y las normas CODENSA
3.2 SUBESTACIÓN Para presentación de este proyecto se muestra el diseño para (2) transformadores tipo poste de 45 KVA 13200/208-120 V según normas: CTU 500 y CTU 501 con códigos por asignar.
3.3 MALLA DE PUESTA A TIERRA La puesta a tierra del transformador se realizará con varilla de Cu de 2.44 m x 5/8” y cable de Cu desnudo Nº 4 AWG y 2/0 AWG, cada uno de los finales de circuito en BT se deberán aterrizar en cable de Cu desnudo Nº 4 AWG. Por disposición RETIE, las mediciones de puesta a tierra para los transformadores deben ser menores a 10 Ohm y se aclara que para las acometidas de cada una de las viviendas el RETIE establece que la resistencia medida de puesta a tierra debe ser menor a 25 Ohm. También se aclara que dichos valores de resistencia de puesta a tierra son de obligatorio cumplimiento.
3.4 ANÁLISIS DE CARGA A continuación se exponen la carga proyectada para cada una de las viviendas que manejará el proyecto: ALUMBRADO Y TOMACORRIENTES
4. CALCULOS DE TRANSFORMADORES El transformador se calcula según el manual de CARGAS MAXIMAS PARA SECTOR RESIDENCIAL de CODENSA, bajo los siguientes parámetros:
TRANSFORMADOR 1
Número de clientes: 16
Estrato: Cuatro (4)
Cargas en servicios comunes (kVAsc): 400 VA (Reflector Led 50 W alumbrado perimetral X 8 unidades)
Descripción Cantidad Carga Unit (VA) Carga Instalada (VA)
Factor de
Demanda
(%)
Carga
Diversific
ada (VA)
Lámparas 20 70 1400
Tomas Dobles Uso General 17 180 3060
Lavadora y Plancha 1 500 500
Tomas Utensilios Cocina 1 250 250
Nevera 1 750 750
5960
3000 100% 3000
2960 35% 1036
4036
Calentador 1 1100 1100 80% 880
Estufa 1 1200 1200 80% 960
2300 1840
8260 5876
Calefacción y Fuerza
Subtotal Calefacción y Fuerza
Total Alumbrado + Calefacción y Fuerza
CARGA POR VIVIENDA TIPO I
CUENTAS MONOFASICAS
Subtotal Alumbrado Instalada
Los Primeros
Los Restantes
Subtotal Alumbrado Diversificado
EL TRANSFORMADOR SELECCIONADO ES DE: 45 KVA, 13200/208 V, conexión interna Dy5, 60 Hz, aislamiento en ACEITE.
TRANSFORMADOR 2
Número de clientes: 15
Estrato: Cuatro (4)
Cargas en servicios comunes (kVAsc): 400 VA (Reflector Led 50 W alumbrado perimetral X 8 unidades)
EL TRANSFORMADOR SELECCIONADO ES DE: 45 KVA, 13200/208 V, conexión interna Dy5, 60 Hz, aislamiento en ACEITE.
5. CARACTERÍSTICAS GENERALES
Las características del proyecto se resumen en la siguiente tabla:
Tabla 2. Característica general del proyecto
5.1 CORRIENTES NOMINALES DEL TRANSFORMADOR
5.1.1 Corriente en el primario
S = √ 3 V*I I = S / (√ 3 Vprim) S = 45 kVA Vprim = 13.2 kV I = 45 kVA / (√ 3 * 13.2 kV) I = 1.96 Amp.
5.1.2 Corriente en el secundario
I = S / (√ 3 * Vsec) S = 45 kVA Vsec = 0,208 kV I = 45 kVA (√ 3 * 0,208 kV) I = 124.9 Amp.
5.2 CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO
De los datos obtenidos de la NTC 819 se encuentra que la impedancia de cortocircuito Zcc del equipo es de 3%.
GENERALES
Tipo de proyecto Rural
Barrios incluidos 0
Clientes incluidos 31
RED Media Tensión
Nivel de Tensión 13.2 kV
Calibre del conductor Circuito 13.2 kV.
ACSR # 2
Tipo de conductor ACSR ALUMINIO
Longitud 192 m
Centros de Distribución
Intervenidos No aplica
Capacidad proyectada 90 KVA
RED Baja Tensión
Nivel de Tensión 208 – 120 V
Longitud 422 m
Zcc= 3% Se obtiene el valor de corriente de cortocircuito Icc tanto en el lado de baja como en el lado de alta del transformador, con las corrientes nominales de cada devanado.
5.3 SELECCION DE PROTECCIONES DEL TRANSFORMADOR
5.3.1 SELECCIÓN DE PROTECCIONES DEL PRIMARIO
De acuerdo a la norma CODENSA CTU 515 para un transformador trifásico de 45 KVA y una tensión de servicio de 13.2 KV, corresponde un fusible tipo dual de 0.7 A.
5.3.2 SELECCIÓN DE PROTECCIONES DEL SECUNDARIO De acuerdo a la norma CODENSA CTU 514, debido a que cada transformador protegerá dos ramales de usuarios es necesario seleccionar el fusible de acuerdo a la carga que cada uno de los ramales manejara, a continuación se expone el ramal y capacidad que tendrá cada uno de los fusibles NH TRAFO TRAMO USUARIOS FUSIBLE NH CALIBRE BAJANTE I(A) CONDUCTOR
1 1 8 NH00-160 A 2/0 AWG AL 150 A
2 8 NH00-160 A 2/0 AWG AL 150 A
2 1 9 NH00-160 A 2/0 AWG AL 150 A
2 6 NH00-160 A 2/0 AWG AL 150 A
5.3.3 CALCULO DE BAJANTE DE LOS TRANSFORMADORES
Los conductores de las bajantes se seleccionaron con la capacidad nominal de la carga y sin sobrepasar la capacidad nominal del conductor. La tensión secundaria es 208 voltios y los conductores especificados serán los mínimos que deberán utilizarse.
TRAFO TRAMO USUARIOS FUSIBLE NH CALIBRE BAJANTE I(A) CONDUCTOR
1 1 8 NH00-160 A 2/0 AWG AL 150 A
2 8 NH00-160 A 2/0 AWG AL 150 A
2 1 9 NH00-160 A 2/0 AWG AL 150 A
2 6 NH00-160 A 2/0 AWG AL 150 A
Los conductores de las bajantes se determinan de acuerdo a la carga que tendrá cada uno de los tramos proyectados para el transformador. A continuación, se presente el cálculo para la máxima corriente que tendrá el ramal con mayor número de usuarios.
Calibre
AWG/kcmil
Corriente máxima THHN (A)
T. Ambiente 30ºC I conductor al
80% NTC 2050 I conductor seleccionado I conductor Tabla
310-17
2/0 144 210 168
6. CALCULOS DE REGULACION
6.1 RED DE MEDIA TENSION:
La red de MT será en forma aérea desde nodo de conexión emitido en la factibilidad de servicio, la red de MT se extenderá en 152 m, hasta el primero transformador y 39 m hasta el segundo transformador. La constante de regulación usada fue:
CARGA (Sp) LONGITUD (L) Constante Regulación (K)
%regulación (R)
90kVA 192m 8.345x10-7 (%/kVA-m)
0,0144
Regulación= 0.0144% Los conductores se seleccionaron con la capacidad nominal de la carga y sin sobrepasar la capacidad nominal del conductor. La tensión primaria es 11400 voltios y los conductores especificados serán los mínimos que deberán utilizarse.
El conductor seleccionado deberá transportar la siguiente corriente:
El conductor seleccionado es adecuado ya que desde el punto de vista de ampacidad y regulación cumple con los requerimientos técnicos necesarios.
6.2 RED DE BAJA TENSION:
Para la regulación de la red de BT se realizará por cada uno de los transformadores como se expone a continuación:
6.2.1 TRANSFORMADOR 1 (45 KVA)
El conductor proyectado para la red aérea del transformador 1 es conductor cuádruplex trenzado en calibres 3x70+1x50 AL, donde cada uno de los usuarios proyectados para el proyecto tomara alimentación desde caja tipo lonchera para acometidas.
Momento Calibre
P1 kVA-m P T Conductor
TR 16 45,00 180 0,379 0,379 2 AL
4 8 23,22 1137,78 1,136 1,515 3X70+1X50 AL
6 6 18,91 397,11 0,396 1,911 3X70+1X50 AL
7 2 7,61 266,35 0,266 2,177 3X70+1X50 AL
4 7 21,24 658,44 0,657 1,036 3X70+1X50 AL
3 5 16,54 479,66 0,479 1,515 3X70+1X50 AL
2 2 7,61 296,79 0,296 1,811 3X70+1X50 AL1 39 22,6818 784,092
3 31 140,4474 681,737
2 29 79,6732 761,411
7 21 75,4129 520,935
8 35 20,3554 541,290
4 4 180,2055 180,206
6 49 265,3161 445,522
MUNICIPIO: ZIPACON Capacidad TFR (kVA): 45
Tramo Long.No Us.
Tramo
Carga de
Cálculo (KVA)
Regulación (%) Perdidas (W)
P2 (m) P T
CALCULO REGULACION RED SECUNDARIA (RED BT PROYECTADA) No del TFR: Trafo 1
PROYECTO: FINCA PASATIEMPO No Us. Del tramo intervenido:
16
Longitud (m):
209 m
Tensión (V):
208/120
TRAFO 45 KVA PROYECTADO
8
6
3
21 m
49 m
35 m2 usuarios
4
4 usuarios
2 usuarios
3 usuarios
7
31 m
29 m
39 m
2 usuarios
2
1
1 usuarios
2 usuarios
6.2.2 TRANSFORMADOR 2 (45 KVA)
El conductor proyectado para la red aérea del transformador 2 es conductor cuádruplex trenzado en calibres 3x70+1x50 AL y 3x35+1x50 AL, donde cada uno de los usuarios proyectados para el proyecto tomara alimentación desde caja tipo lonchera para acometidas.
PERDIDAS TÉCNICAS.
La potencia eléctrica que se pierde en una línea, debido al paso de corriente eléctrica por el conductor de la misma, solo se hace referencia a la potencia activa consumida por el conductor de la línea (la que no llega al receptor), por lo que para el cálculo de la misma se deberá tener en cuenta tanto la resistencia del conductor de la línea, como la corriente que circula por el mismo.
En la línea trifásica, al existir tres conductores de línea, la potencia activa total perdida en la línea, se calcula por medio de la siguiente expresión:
Dónde:
: Perdida de potencia [W]
R: Resistencia del conductor de línea [Ω]
Momento Calibre
P1 kVA-m P T Conductor
TR 15 45.00 180 0.379 0.379 2 AL
8 2 7.61 220.69 0.421 0.800 3X35+1X50 AL
8 6 18.91 869.86 1.659 2.038 3X35+1X50 AL
10 2 7.61 159.81 0.305 2.343 3X35+1X50 AL
8 6 18.91 832.04 0.830 1.209 3X70+1X50 AL
12 6 18.91 775.31 0.774 1.983 3X70+1X50 AL
13 2 7.61 213.08 0.213 2.196 3X70+1X50 AL14 28 16.2844 891.228
12 44 158.0079 727.709
13 41 147.2347 874.944
10 46 331.1938 545.214
11 21 24.4867 569.701
8 4 180.2055 180.206
9 29 33.8149 214.020
MUNICIPIO: ZIPACON Capacidad TFR (kVA): 45
Tramo Long.No Us.
Tramo
Carga de
Cálculo (KVA)
Regulación (%) Perdidas (W)
P2 (m) P T
CALCULO REGULACION RED SECUNDARIA (RED BT PROYECTADA) No del TFR: Trafo 2
PROYECTO: FINCA PASATIEMPO No Us. Del tramo intervenido:
15
14 Longitud (m):
213 m
Tensión (V):
208/120
TRAFO 45 KVA PROYECTADO
10
8
21 m 11
4 usuarios
2 usuarios
29 m
44 m
41 m
4 usuarios
12
13
2 usuarios
1 usuarios
2 usuarios
46 m
28 m
9
: Intensidad de línea máxima prevista [A]
La resistencia del conductor de línea es:
RED DE MT Longitud del conductor = 0.192[km] R = 0.874 (Ω/km) x 0.192 R = 0.1678 Ω Pérdida de potencia en el circuito
(Pérdida de potencia de red de MT)
NOTA: El cálculo de pérdidas de energía en cada uno de los transformadores se expone en cuadro anterior donde se expone pérdidas parciales y totales, donde el método de cálculo es como se expone en este numeral. 6. CALCULO ECONOMICO DEL CONDUCTOR
A continuación se expone el cálculo económico de conductor de acuerdo a las pérdidas técnicas, mostradas anteriormente:
6.2. Red MT
Pérdidas totales W (0.00781) kw
Cantidad cable ACSR # 2 = 192 m
Valor del cable ACSR # 2 = $2600/metro x 192 m= $ 499.200
Valor del Kwh (aproximado) $329
Valor de las pérdidas totales en 15 años: 0.00781 x24x365x15x$329 = $
337.630
El valor total del cable para el ramal construyendo en cable ACSR # 2 AL sería de $499.200, para cuyo valor las pérdidas a 15 años sería de $337.630, aunque se construyera en este calibre las pérdidas serían con un valor más bajo y se darían en un largo periodo de tiempo como lo son 15 años.
6.3. Red BT en AL Transformador 1
Pérdidas totales 774.88 W (0.77488) kw
Cantidad cable Cuadruplex 3x70+50 AL = 205 m
Valor del cable Cuadruplex 3x70+50 AL=$11500/metrox205m=$
2.357.500
Valor del Kwh (aproximado) $329
Valor de las pérdidas totales en 15 años: 0.77488x24x365x15x$329 = $
33.498.527
6.4. Red BT en AL Transformador 2
Pérdidas totales 891.28 W (0.89129) kw
Cantidad cable Cuadruplex 3x70+50 AL = 113 m
Cantidad cable Cuadruplex 3x35+50 AL = 96 m
Valor del cable Cuadruplex 3x70+50 AL=$11500/metrox113m=$
1.299.500
Valor del cable Cuadruplex 3x35+50 AL=$9500/metrox96m=$ 912.000
Valor del Kwh (aproximado) $329
Valor de las pérdidas totales en 15 años: 0.89129x24x365x15x$329 = $
38.531.001
7. ANALISIS DE DISTANCIA DE SEGURIDAD
Para este ítem se debe tener en cuenta los requerimientos del Capítulo 13 del RETIE, donde para el caso específico de este diseño la construcción o edificación más cercana a la ubicación del transformador (proyectado) y a la red de MT (proyectada) está a más de 10 metros, ya que en cada uno de los predios las viviendas que se construirán quedaran en mitad del lote, lo cual genera que las redes proyectadas no queden cerca de las construcciones.
Dado que la distancia b debe ser mayor a 2,3 m, en el proyecto no hay inconveniente con este requisito dado la ubicación de la vivienda, además de esto no va a pasar ningún tipo de red por encima de estas. A continuación se expone registro fotográfico de punto de conexión de la red proyectada, donde se evidencia que no hay riesgo de distancias de seguridad en dicho nodo:
8. CARACTERISTICAS DE MEDIDOR
A continuación se exponen las características del medidor a utilizar, según generalidades 7.4.3
9. CALCULO DE PUESTA A TIERRA
Para el cálculo de la malla de puesta a tierra se tiene solo en cuenta la corriente monofásica dada factibilidad DPT-FAGA-526-2016, que equivale a 549 Amperios. El registro fotográfico de las medidas de tierra se adjunta a continuación:
NOTA: Medidas tomadas en Noviembre de 2016.
Para efectos del presente proyecto se aplicará el método tetraelectródico de Wenner, mediante la utilización de un TELUROMETRO marca NEW STANDART, modelo 4234 ER serie 9949899 (se anexa fotocopia de certificado y protocolo de pruebas)
La Ecuación para el cálculo de la resistividad aparente del suelo está definida como:
Donde:
a:Distancia entre electrodos adyacentes (m). b: Profundidad de enterramiento de los electrodos (m).
R: Resistencia eléctrica, calculada como V/l (O).
Cuando el valor de “b” es muy pequeño se desprecia y la ecuación equivalente será:
Para nuestro presente proyecto y con el objeto de establecer una adecuada toma de mediciones, se realizaron seis mediciones lineales con el mismo centro
y direcciones de 90” y 180” respectivamente para precisar una excelente cobertura en el terreno en donde se implementará la malla de Puesta a Tierra, finalmente se promediaran los resultados finales de cada medición y se evaluará el resultado para diseñar la Malla de puesta a Tierra del presente proyecto de acuerdo a la normatividad mencionada.
Resultados mediciones.
Separación entre electrodos [m]
RESISTENCIA APARENTE [Ohm-m]
Sentido 1 Sentido 2
1 0 0
2 50 50
3 0 0
Resultado medición de resistividad del terreno.
DISTANCIA [m]
PROMEDIO
1 0
2 50
3 0
TOTAL 16.6
Las corrientes de malla a tierra se realizaron con las corrientes dadas por OR
PROYECTO: FACTIBILIDAD:DPI-FAGA-526-2016
METODOLOGIA IEEE80 - 2000
Se utilizan para los cálculos las ecuaciones de la estándar IEEE80-2000, enunciadas en la parte derecha
de la hoja.
PARAMETROS
16.00 Resistividad aparente del terreno Ohm/m.
3000 Resistividad superficial del terreno Ohm/m
hs 0.25 Espesor de capa superficial (m)
Io 329 Corriente de falla monofasica a tierra en el primario (A) al 60% dada por CODENSA
ts 0.15 Tiempo de despeje de la falla (s) dado por OR
SELECCIÓN DEL CONDUCTOR
De acuerdo al RETIE y la tabla 250-94 de la norma NTC-2050
Kf=11,78 A= 0.76 mm2
Se escoge cable cobre Nº 2/0 AWG
Ac= 70 mm2 Seccion transversal del conductor
d= 0.02 m Diámetro conductor
TENSIONES DE PASO Y CONTACTO MAXIMAS TOLERABLES
( 27 )
Cs= 0.848 Factor de Relación (adimensional)
Peso de la persona Kg 50 0.116
Tensión de paso
( 30 )
CÁLCULO DE MALLA DE PUESTA A TIERRA - IEEE 80
FINCA PASATIEMPO
09.0*2
1*09.0
1s
s
Sh
C
S
Tensión de contacto
( 33 )
Cs = 1 Para terrenos sin grava
Vpaso = 4872.70 V Tolerables
Vcontacto = 1442.81 V Tolerables
DETERMINACION CONFIGURACION INICIAL
1
1
varilla 5/8"x2.44m
D= 1 Lado de la cuadricula o espaciamiento entre conductores(m)
L1= 1 Largo de la malla (m)
L2= 1 Ancho de la malla (m)
h= 0.6 profundidad de enterramiento de los conductores (m)
N= 1 Numero de electrodos tipo varilla
Lv= 2.44 Longitud del electrodo tipo varilla (m)
Longitud total del conductor
para mallas cuadradas o rectangulares
Lc= 4 m
LT= 6.44 m
Área= 1 M2
CALCULO DE LA RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA
( 52 )
Rg= 7.71 Ohm
mLNLLVCT
*
mLD
LL
D
LL
C 1
2
2
1 *)1(*1
Ah
ALRg
T20
*1
11*
*20
11*
CALCULO MAXIMO POTENCIAL DE TIERRA (GPR)
IG = 1.9 * I 0 (A)
IG = 625.86 A
GPR= IG*RG (V)
GPR= 4824.16 V
Vcontacto= 1442.81 V Tolerable
Vcontacto < GPR
CALCULO DE TENSIÓN DE MALLA EN CASO DE FALLA
h= 0.6 Profundidad de enterramiento de los conductores (m)
D= 1 lado de la cuadricula o espaciamiento entre conductores(m)
L1= 1 Largo de la malla (m)
L2= 1 Ancho de la malla (m)
Conductor calibre 2/0 AWG
Ac= 70 mm2 Sección transversal del conductor
d= 0.02 m Diámetro conductor
Kii = 1 Para mallas con electrodos de varilla a lo largo del perímetro,
en las esquinas o dentro de la malla
Lp = (L1+L2)*2 (m) Para mallas cuadradas o rectangulares
Lp = 4 m
n Factor de geometría
n= na*nb*nc*nd ( 84 )
na= 2.000 ( 85 )
nb= 1.000 ( 86 )
nc= 1.0 ( 87 )
nc = nd = 1 Para mallas rectangular o cuadrada; entonces:
n = 2.000
P
C
aL
Ln
*2
A
Ln P
b*4
21 *
*7.0
21* LL
A
cA
LLn
Ki = 0.644+0.148 * n Factor de corrección ( 89 )
Ki = 0.940
( 83 )
Kh = 1.265
( 81 )
Km = 0.5095 Factor Geométrico
Vmalla = 371.24 V
Vcontacto tolerable= 1442.81 V Tolerable
Vmalla < VcontactoTolerable CUMPLE
CALCULO DE LA TENSION DE PASO EN FALLA
KS= 0.464
VPASO= 861.16 V
Vpaso tolerable= 4872.70 V
Vpaso < Vpasotolerable CUMPLE
Vemos que una vez efectuados los cálculos para la configuración de la malla de puesta a tierra propuesta
ésta CUMPLE, teniendo en cuenta los siguientes parámetros:
L1= 1 Largo de la malla (m)
L2= 1 Ancho de la malla (m)
h= 0.6 profundidad de enterramiento de los conductores(m)
N= 1 Numero de electrodos tipo varilla
Lv= 2.44 Longitud del electrodo tipo varilla (m)
LvNLL
LvLc
KKIV iMG
malla
***22.155.1
***
2
2
2
1
)1*2(*
8ln*
*4**8
*2
**16ln*
2
122
nK
K
d
h
dD
hD
dh
DK
h
ii
m
hKh
1
LvNLc
KKIV iSG
paso**85.0*75.0
***
)2(5.01*11
*2
11 n
SDhDh
K
___________________________ Ing. Miguel Maldonado Vivas CN 205-102358
CALCULO DE LA TENSIÒN DE CONTACTO APLICADA A UN SER HUMANO EN CASO DE FALLA
V1= Máxima tensión de contacto resultante
R1= Resistencia del suelo en el punto de apoyo 1
R2= Resistencia del suelo en el punto de apoyo 2
Ra= Resistencia del cuerpo de el individuo ,=1000 Ohm
Rb= Resistencia superficial de el piso debajo de el individuo
Vmalla= Voltaje de la malla
3000
Rb= 4500 Ohm Vmalla = 371.24 V
V1= 67 V
Según RETIE tabla 22 máxima tensión de contacto para un ser humano es:
Para Ts= 0.15
= 299.51 V
Entonces V1 < Máxima tensión de contacto permisible
0.15
Para este cálculo se toma como punto de contacto del ser humano cualquier parte del SPT o malla, la
cual tendrá un voltaje de malla en el momento de una falla, en cualquier punto; teniendo en cuenta que la
persona estará fuera de la malla y sobre una superficie con una resistividad superficial específica, y
tomando el caso mas crítico que sería con las piernas separadas.
La tensión de contacto CUMPLE para Ts=
10. ANALISIS DE RIESGOS1
1 Software tomado de: https://groups.google.com/forum/#!topic/listaelectricasm/gMul3baA3K0
Todos los derechos son propiedad de Seguridad Eléctrica Ltda.
RESULTADO ANALISIS DE RIESGOS
CONCLUSION: De acuerdo a análisis de riesgos contra descargas atmosféricas se determina que por la ubicación del proyecto, que no cuenta con servicios esenciales y además el proyecto no cuenta con situaciones especiales de peligro, se concluye que no es necesario realizar sistema de apantallamiento ni SPE, como también se observa en los resultados anteriores. Debido a que las instalaciones eléctricas internas no cuentan con equipos sensible se determinar que no es necesario hacer uso de SPI en ningunas de las casas. ANALISIS DE RIESGOS CONFORME AL RETIE Para este análisis se utiliza la matriz de evaluación de riesgos especificada en el RETIE, la cual tiene como propósito determinar la existencia y frecuencia del mayor riesgo eléctrico en cada situación, dando como resultado los siguientes resultados. Trabajos en áreas energizadas con media y baja tensión, a continuación se exponen los riesgos que se pueden presentar en la obra:
10.1. Quemaduras por contacto indirecto redes de MT
Este tipo de riesgo puede generar incapacidad temporal y según indagación casos de este tipo de riesgos no han ocurrido en el sector.
Teniendo en cuenta los resultados obtenidos a continuación se concluyen las siguientes acciones a tomar.
COLOR NIVEL
DE RIESGO
DECISIONES A TOMAR Y CONTROL PARA EJECUTAR LOS
TRABAJOS
BAJO
Señalización de zonas donde se ubique
transformador en poste.
Revisión y arreglo de daños a personal
calificado y con experiencia.
Garantizar distancias de seguridad.
Garantizar conexiones a tierra de
transformador.
Realizar las respectivas
conexiones a tierra.
Señalización de aéreas de alto
riesgo y distancia de
seguridad.
Cumplir las cinco reglas de oro.
EVENTO O EFECTO
REAL
E D C B A
No ha
ocurrido en
el sector
Ha ocurrido
en el sector
Ha ocurrido
en la
empresa
Sucede
varias veces
al año en la
empresa
Sucede
varias veces
al mes en la
empresa
Una o mas
muertes
Daño grave en
infraestructura.
Interrupcion
regional
Contaminacion
irreparableinternacional 5 MEDIO ALTO ALTO ALTO MUY ALTO
Incapacidad
parcial
permanente
Daños mayores.
Salida de
subestacion
Contaminacion
mayorNacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO
Incapacidad
temporal (<1)
Daños severos.
Interrupcion
temporal
Contaminacion
localizadaRegional 3 X MEDIO MEDIO MEDIO ALTO
Lesion menor
(sin
incapacidad)
Daños importantes.
Interrupcion breveEfecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO
Molestia
funcional
(afecta
rendimiento
laboral)
Daños leves. No
interrupcionSin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO
POTENCIAL X FRECUENCIA
C
O
N
S
E
C
U
E
N
C
I
A
S
En personas Economicas AmbientalesEn la imagen
de la empresa
REDES 11400 V
FACTOR DE RIESGO FUENTE
RIESGO A
EVALUAR:
QUEMADURASPOR
CONTACTO INDIRECTO(al) o (en)
10.2. Quemaduras por contacto indirecto redes de BT
Teniendo en cuenta los resultados obtenidos a continuación se concluyen las siguientes acciones a tomar.
COLOR NIVEL
DE RIESGO
DECISIONES A TOMAR Y CONTROL
PARA EJECUTAR LOS TRABAJOS
BAJO
Señalización de zonas donde
se ubique transformador en
poste.
Revisión y arreglo de daños a
personal calificado y con
experiencia.
Garantizar distancias de
seguridad.
Garantizar conexiones a
tierra de transformador.
Realizar las respectivas conexiones a
tierra.
Señalización de aéreas de alto riesgo
y distancia de seguridad.
Cumplir las cinco reglas de oro.
EVENTO O EFECTO
REAL
E D C B A
No ha
ocurrido en
el sector
Ha ocurrido
en el sector
Ha ocurrido
en la
empresa
Sucede
varias veces
al año en la
empresa
Sucede
varias veces
al mes en la
empresa
Una o mas
muertes
Daño grave en
infraestructura.
Interrupcion
regional
Contaminacion
irreparableinternacional 5 MEDIO ALTO ALTO ALTO MUY ALTO
Incapacidad
parcial
permanente
Daños mayores.
Salida de
subestacion
Contaminacion
mayorNacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO
Incapacidad
temporal (<1)
Daños severos.
Interrupcion
temporal
Contaminacion
localizadaRegional 3 X MEDIO MEDIO MEDIO ALTO
Lesion menor
(sin
incapacidad)
Daños importantes.
Interrupcion breveEfecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO
Molestia
funcional
(afecta
rendimiento
laboral)
Daños leves. No
interrupcionSin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO
EVALUADOR: ING MIGUEL MALDONADO MP: CN 205-102358 FECHA: 05/11/15
REDES 208 V
FACTOR DE RIESGO FUENTE
RIESGO A
EVALUAR:
QUEMADURASPOR
CONTACTO INDIRECTO(al) o (en)
POTENCIAL X FRECUENCIA
C
O
N
S
E
C
U
E
N
C
I
A
S
En personas Economicas AmbientalesEn la imagen
de la empresa
10.3. Quemaduras por contacto directo redes de BT
Teniendo en cuenta los resultados obtenidos a continuación se concluyen las siguientes acciones a tomar.
COLOR NIVEL
DE RIESGO
DECISIONES A TOMAR Y CONTROL
PARA EJECUTAR LOS TRABAJOS
Alto
Asegurar que estén todas las
conexiones a tierra.
Verificar los adecuados
aislamientos de la línea de
alimentación.
Colocar demarcación a
tubería eléctrica con franje de
color naranja, como especifica
el RETIE.
Realizar conexiones a tierra a
equipos que están expuestos a
personas.
Realizar pruebas de conexión
a los equipos involucrados en
la instalación.
Uso de guantes con el
aislamiento necesario por el
personal que realiza el
mantenimiento eléctrico.
EVENTO O EFECTO
X REAL
E D C B A
No ha
ocurrido en
el sector
Ha ocurrido
en el sector
Ha ocurrido
en la
empresa
Sucede
varias veces
al año en la
empresa
Sucede
varias veces
al mes en la
empresa
Una o mas
muertes
Daño grave en
infraestructura.
Interrupcion
regional
Contaminacion
irreparableinternacional 5 MEDIO ALTO ALTO ALTO MUY ALTO
Incapacidad
parcial
permanente
Daños mayores.
Salida de
subestacion
Contaminacion
mayorNacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO
Incapacidad
temporal (<1)
Daños severos.
Interrupcion
temporal
Contaminacion
localizadaRegional 3 BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO
Lesion menor
(sin
incapacidad)
Daños
importantes.
Interrupcion
breve
Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO
Molestia
funcional
(afecta
rendimiento
laboral)
Daños leves. No
interrupcionSin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO
ELECTROCUCIONPOR
C
O
N
S
E
C
U
E
N
C
I
A
S
FACTOR DE RIESGO
CONTACTO DIRECTO
FRECUENCIA
(al) o (en)
FUENTE
En la imagen
de la empresaAmbientalesEconomicasEn personas
LINEAS 208 V
POTENCIAL
RIESGO A
EVALUAR:
10.4. Quemaduras por arco electrico redes de BT
Teniendo en cuenta los resultados obtenidos a continuación se concluyen las siguientes acciones a tomar.
EVENTO O EFECTO
X REAL
E D C B A
No ha
ocurrido en
el sector
Ha ocurrido
en el sector
Ha ocurrido
en la
empresa
Sucede
varias veces
al año en la
empresa
Sucede
varias veces
al mes en la
empresa
Una o mas
muertes
Daño grave en
infraestructura.
Interrupcion
regional
Contaminacion
irreparableinternacional 5 MEDIO ALTO ALTO ALTO MUY ALTO
Incapacidad
parcial
permanente
Daños mayores.
Salida de
subestacion
Contaminacion
mayorNacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO
Incapacidad
temporal (<1)
Daños severos.
Interrupcion
temporal
Contaminacion
localizadaRegional 3 BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO
Lesion menor
(sin
incapacidad)
Daños
importantes.
Interrupcion
breve
Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO
Molestia
funcional
(afecta
rendimiento
laboral)
Daños leves. No
interrupcionSin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO
QUEMADURASPOR
C
O
N
S
E
C
U
E
N
C
I
A
S
FACTOR DE RIESGO
ARCO Eléctrico
FRECUENCIA
(al) o (en)
FUENTE
En la imagen
de la empresaAmbientalesEconomicasEn personas
LINEAS 208 V
POTENCIAL
RIESGO A
EVALUAR:
COLORNIVEL DE
RIESGODECISIONES A TOMAR Y CONTROL PARA EJECUTAR LOS TRABAJOS
Asegurar que estén todas las
conexiones a tierra.
Realizar conexiones a tierra a
equipos que están expuestos a
personas. Verificar los adecuados
aislamientos de la línea de
alimentación y circuitos internos.
Utilizar todos los EPP
Verificar ausencia de tensión.
Medio
10.5. Apagones por ausencia de electricidad en redes de MT
Teniendo en cuenta los resultados obtenidos a continuación se concluyen las siguientes acciones a tomar.
COLOR NIVEL
DE RIESGO
DECISIONES A TOMAR Y CONTROL
PARA EJECUTAR LOS TRABAJOS
BAJO
Contar con las protecciones
adecuadas en las
instalaciones.
Verificar maniobras con OR.
Verificar que personas capacitadas
sean las encargadas de operar las
redes.
Cumplir las cinco reglas de oro.
EVENTO O EFECTO
X REAL
E D C B A
No ha
ocurrido en
el sector
Ha ocurrido
en el sector
Ha ocurrido
en la
empresa
Sucede
varias veces
al año en la
empresa
Sucede
varias veces
al mes en la
empresa
Una o mas
muertes
Daño grave en
infraestructura.
Interrupcion
regional
Contaminacion
irreparableinternacional 5 MEDIO ALTO ALTO ALTO MUY ALTO
Incapacidad
parcial
permanente
Daños mayores.
Salida de
subestacion
Contaminacion
mayorNacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO
Incapacidad
temporal (<1)
Daños severos.
Interrupcion
temporal
Contaminacion
localizadaRegional 3 BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO
Lesion menor
(sin
incapacidad)
Daños
importantes.
Interrupcion breve
Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO
Molestia
funcional
(afecta
rendimiento
laboral)
Daños leves. No
interrupcionSin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO
APAGONESPOR
C
O
N
S
E
C
U
E
N
C
I
A
S
FACTOR DE RIESGO
AUSENCIA DE ELECTRICIDAD
FRECUENCIA
(al) o (en)
FUENTE
En la imagen
de la empresaAmbientalesEconomicasEn personas
LINEAS 11400 V
POTENCIAL
RIESGO A
EVALUAR:
10.6. Fallas externas por cortocircuito en redes de MT
Teniendo en cuenta los resultados obtenidos a continuación se concluyen las siguientes acciones a tomar.
COLOR NIVEL
DE RIESGO
DECISIONES A TOMAR Y CONTROL
PARA EJECUTAR LOS TRABAJOS
BAJO
Contar con las protecciones
adecuadas en las
instalaciones.
Revisión y arreglo de daños a
personal calificado y con
experiencia.
Garantizar distancias de
seguridad
Verificar maniobras con OR.
Verificar que personas capacitadas
sean las encargadas de operar las
redes.
Cumplir las cinco reglas de oro.
EVENTO O EFECTO
X REAL
E D C B A
No ha
ocurrido en
el sector
Ha ocurrido
en el sector
Ha ocurrido
en la
empresa
Sucede
varias veces
al año en la
empresa
Sucede
varias veces
al mes en la
empresa
Una o mas
muertes
Daño grave en
infraestructura.
Interrupcion
regional
Contaminacion
irreparableinternacional 5 MEDIO ALTO ALTO ALTO MUY ALTO
Incapacidad
parcial
permanente
Daños mayores.
Salida de
subestacion
Contaminacion
mayorNacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO
Incapacidad
temporal (<1)
Daños severos.
Interrupcion
temporal
Contaminacion
localizadaRegional 3 BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO
Lesion menor
(sin
incapacidad)
Daños
importantes.
Interrupcion breve
Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO
Molestia
funcional
(afecta
rendimiento
laboral)
Daños leves. No
interrupcionSin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO
FALLAS EXTERNASPOR
C
O
N
S
E
C
U
E
N
C
I
A
S
FACTOR DE RIESGO
CORTOCIRCUITO
FRECUENCIA
(al) o (en)
FUENTE
En la imagen
de la empresaAmbientalesEconomicasEn personas
LINEAS 11400 V
POTENCIAL
RIESGO A
EVALUAR:
10.7. Descargas atmosféricas por rayos en redes de MT
Teniendo en cuenta los resultados obtenidos a continuación se concluyen las siguientes acciones a tomar.
EVENTO O EFECTO
X REAL
E D C B A
No ha
ocurrido en
el sector
Ha ocurrido
en el sector
Ha ocurrido
en la
empresa
Sucede
varias veces
al año en la
empresa
Sucede
varias veces
al mes en la
empresa
Una o mas
muertes
Daño grave en
infraestructura.
Interrupcion
regional
Contaminacion
irreparableinternacional 5 MEDIO ALTO ALTO ALTO MUY ALTO
Incapacidad
parcial
permanente
Daños mayores.
Salida de
subestacion
Contaminacion
mayorNacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO
Incapacidad
temporal (<1)
Daños severos.
Interrupcion
temporal
Contaminacion
localizadaRegional 3 BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO
Lesion menor
(sin
incapacidad)
Daños
importantes.
Interrupcion breve
Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO
Molestia
funcional
(afecta
rendimiento
laboral)
Daños leves. No
interrupcionSin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO
DESCARGAS
ATMOSFERICAS POR
C
O
N
S
E
C
U
E
N
C
I
A
S
FACTOR DE RIESGO
RAYOS
FRECUENCIA
(al) o (en)
FUENTE
En la imagen
de la empresaAmbientalesEconomicasEn personas
LINEAS 11400 V
POTENCIAL
RIESGO A
EVALUAR:
COLORNIVEL DE
RIESGODECISIONES A TOMAR Y CONTROL PARA EJECUTAR LOS TRABAJOS
Asegurar que estén todas las
conexiones a tierra.
Realizar conexiones a tierra a
equipos que están expuestos a
personas. Verificar los adecuados
aislamientos de la línea de
alimentación y circuitos internos.
Utilizar todos los EPP
Medio
10.8. Armónicos por sobrecargas en redes de MT
Teniendo en cuenta los resultados obtenidos a continuación se concluyen las siguientes acciones a tomar.
COLOR NIVEL
DE RIESGO
DECISIONES A TOMAR Y CONTROL
PARA EJECUTAR LOS TRABAJOS
BAJO
Contar con las protecciones
adecuadas en las
instalaciones.
Garantizar el uso de DPS
tanto en MT como en BT
Verificar que personas capacitadas
sean las encargadas de operar las
redes.
Cumplir las cinco reglas de oro.
10.9. Quemaduras por electricidad estática
EVENTO O EFECTO
X REAL
E D C B A
No ha
ocurrido en
el sector
Ha ocurrido
en el sector
Ha ocurrido
en la
empresa
Sucede
varias veces
al año en la
empresa
Sucede
varias veces
al mes en la
empresa
Una o mas
muertes
Daño grave en
infraestructura.
Interrupcion
regional
Contaminacion
irreparableinternacional 5 MEDIO ALTO ALTO ALTO MUY ALTO
Incapacidad
parcial
permanente
Daños mayores.
Salida de
subestacion
Contaminacion
mayorNacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO
Incapacidad
temporal (<1)
Daños severos.
Interrupcion
temporal
Contaminacion
localizadaRegional 3 BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO
Lesion menor
(sin
incapacidad)
Daños
importantes.
Interrupcion breve
Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO
Molestia
funcional
(afecta
rendimiento
laboral)
Daños leves. No
interrupcionSin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO
ARMONICOSPOR
C
O
N
S
E
C
U
E
N
C
I
A
S
FACTOR DE RIESGO
SOBRECARGA
FRECUENCIA
(al) o (en)
FUENTE
En la imagen
de la empresaAmbientalesEconomicasEn personas
LINEAS 11400 V
POTENCIAL
RIESGO A
EVALUAR:
Teniendo en cuenta los resultados obtenidos a continuación se concluyen las siguientes acciones a tomar.
COLOR NIVEL
DE
RIESGO
DECISIONES A TOMAR Y CONTROL
PARA EJECUTAR LOS TRABAJOS
MUY BAJO
Hacer uso de pisos conductivos.
Verificar conexiones
equipotenciales.
Usar guantes en todos los procedimientos
que se realicen a instalaciones.
Verificar el sistema de puesta a tierra.
10.10. Ausencia de electricidad por equipo defectuoso.
EVENTO O EFECTO
X REAL
E D C B A
No ha
ocurrido en
el sector
Ha ocurrido
en el sector
Ha ocurrido
en la
empresa
Sucede
varias veces
al año en la
empresa
Sucede
varias veces
al mes en la
empresa
Una o mas
muertes
Daño grave en
infraestructura.
Interrupcion
regional
Contaminacion
irreparableinternacional 5 MEDIO ALTO ALTO ALTO MUY ALTO
Incapacidad
parcial
permanente
Daños mayores.
Salida de
subestacion
Contaminacion
mayorNacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO
Incapacidad
temporal (<1)
Daños severos.
Interrupcion
temporal
Contaminacion
localizadaRegional 3 BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO
Lesion menor
(sin
incapacidad)
Daños
importantes.
Interrupcion breve
Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO
Molestia
funcional
(afecta
rendimiento
laboral)
Daños leves. No
interrupcionSin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO
RIESGO A
EVALUAR:
QUEMADURAPOR
C
O
N
S
E
C
U
E
N
C
I
A
S
FACTOR DE RIESGO
ELECTRICIDAD ESTATICA
FRECUENCIA
(al) o (en)
FUENTE
En la imagen
de la empresaAmbientalesEconomicasEn personas
LINEAS 208V
POTENCIAL
Teniendo en cuenta los resultados obtenidos a continuación se concluyen las siguientes acciones a tomar.
COLOR NIVEL
DE
RIESGO
DECISIONES A TOMAR Y
CONTROL PARA EJECUTAR LOS TRABAJOS
BAJO
Hacer mantenimiento predictivo
y preventivo.
Comprar equipos homologados y
certificados.
Usar EPPs al momento de hacer
mantenimiento de equipos.
10.11. Electrocución por tensión de paso
EVENTO O EFECTO
X REAL
E D C B A
No ha
ocurrido en
el sector
Ha ocurrido
en el sector
Ha ocurrido
en la
empresa
Sucede
varias veces
al año en la
empresa
Sucede
varias veces
al mes en la
empresa
Una o mas
muertes
Daño grave en
infraestructura.
Interrupcion
regional
Contaminacion
irreparableinternacional 5 MEDIO ALTO ALTO ALTO MUY ALTO
Incapacidad
parcial
permanente
Daños mayores.
Salida de
subestacion
Contaminacion
mayorNacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO
Incapacidad
temporal (<1)
Daños severos.
Interrupcion
temporal
Contaminacion
localizadaRegional 3 BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO
Lesion menor
(sin
incapacidad)
Daños
importantes.
Interrupcion breve
Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO
Molestia
funcional
(afecta
rendimiento
laboral)
Daños leves. No
interrupcionSin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO
RIESGO A
EVALUAR:
AUSENCIA DE
ELECTRICIDAD POR
C
O
N
S
E
C
U
E
N
C
I
A
S
FACTOR DE RIESGO
EQUIPO DEFECTUOSO
FRECUENCIA
(al) o (en)
FUENTE
En la imagen
de la empresaAmbientalesEconomicasEn personas
LINEAS 208V
POTENCIAL
Teniendo en cuenta los resultados obtenidos a continuación se concluyen las siguientes acciones a tomar.
COLOR NIVEL
DE
RIESGO
DECISIONES A TOMAR Y
CONTROL PARA EJECUTAR LOS TRABAJOS
MEDIO
Instalar puestas a tierra en BT
No estar en lugares
eléctricamente peligrosos
durante descargas atmosféricas.
Usar EPPs al momento de hacer
mantenimiento de equipos.
Usar tapetes dieléctricos.
Equipotencializar los equipos y lugares de
trabajo.
EVENTO O EFECTO
X REAL
E D C B A
No ha
ocurrido en
el sector
Ha ocurrido
en el sector
Ha ocurrido
en la
empresa
Sucede
varias veces
al año en la
empresa
Sucede
varias veces
al mes en la
empresa
Una o mas
muertes
Daño grave en
infraestructura.
Interrupcion
regional
Contaminacion
irreparableinternacional 5 MEDIO ALTO ALTO ALTO MUY ALTO
Incapacidad
parcial
permanente
Daños mayores.
Salida de
subestacion
Contaminacion
mayorNacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO
Incapacidad
temporal (<1)
Daños severos.
Interrupcion
temporal
Contaminacion
localizadaRegional 3 BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO
Lesion menor
(sin
incapacidad)
Daños
importantes.
Interrupcion breve
Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO
Molestia
funcional
(afecta
rendimiento
laboral)
Daños leves. No
interrupcionSin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO
RIESGO A
EVALUAR:
ELECTROCUCION POR
C
O
N
S
E
C
U
E
N
C
I
A
S
FACTOR DE RIESGO
TENSION DE PASO
FRECUENCIA
(al) o (en)
FUENTE
En la imagen
de la empresaAmbientalesEconomicasEn personas
LINEAS 208V
POTENCIAL
10.12. Electrocución por tensión de contacto
Teniendo en cuenta los resultados obtenidos a continuación se concluyen las siguientes acciones a tomar.
COLOR NIVEL
DE
RIESGO
DECISIONES A TOMAR Y
CONTROL PARA EJECUTAR LOS TRABAJOS
MEDIO
Instalar puestas a tierra en BT
No estar en lugares
eléctricamente peligrosos
durante descargas atmosféricas.
Usar EPPs al momento de hacer
mantenimiento de equipos.
Usar tapetes dieléctricos.
Equipotencializar los equipos y lugares de
trabajo.
___________________________ Ing. Miguel Maldonado Vivas CN 205-102358
EVENTO O EFECTO
X REAL
E D C B A
No ha
ocurrido en
el sector
Ha ocurrido
en el sector
Ha ocurrido
en la
empresa
Sucede
varias veces
al año en la
empresa
Sucede
varias veces
al mes en la
empresa
Una o mas
muertes
Daño grave en
infraestructura.
Interrupcion
regional
Contaminacion
irreparableinternacional 5 MEDIO ALTO ALTO ALTO MUY ALTO
Incapacidad
parcial
permanente
Daños mayores.
Salida de
subestacion
Contaminacion
mayorNacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO
Incapacidad
temporal (<1)
Daños severos.
Interrupcion
temporal
Contaminacion
localizadaRegional 3 BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO
Lesion menor
(sin
incapacidad)
Daños
importantes.
Interrupcion breve
Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO
Molestia
funcional
(afecta
rendimiento
laboral)
Daños leves. No
interrupcionSin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO
RIESGO A
EVALUAR:
ELECTROCUCION POR
C
O
N
S
E
C
U
E
N
C
I
A
S
FACTOR DE RIESGO
TENSION DE CONTACTO
FRECUENCIA
(al) o (en)
FUENTE
En la imagen
de la empresaAmbientalesEconomicasEn personas
LINEAS 208V
POTENCIAL
11. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
DEPART AMENT O DE PROT ECCIONESV5. 28/ 03/ 16
SUBGERENCIA DE ALT A T ENSIÓN
SUBESTACION ANOLAIMA 34,5/11,4
CURVA 601121 CACHIPAY
CARACTERISTICA DE FASE Y TIERRA
0.01
0.1
1
10
100
1000
10000
1 10 100 1000 10000
TIEM
PO
(S)
CORRIENTE (A)
CURVAS DE COORDINACION RECONECTADOR
I FALLA OR I FALLA TRAFO FUSIBLE DUAL 0.7 MIN FUSIBLE DUAL 0.7 MAX FASE NEUTRO
I FALLA OR
I FALLA TRAFO
F. DUAL 0,7A
0,05
0,08
59465.33
FASE
NEUTRO