CÓDIGO OBRA P75412018030024 DISEÑO DEL PROYECTO INSTITUCIÓN EDUCATIVA LEÑA LEÑA - ATLÁNTICO PROYECTISTA CONSORCIO FUTURO FECHA: JUNIO de 2018 Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] MODIFICACIONES RESPECTO A LA EDICIÓN ANTERIOR Edición Modificación Fecha V0.0 Proyecto Especifico 16/05/2018 V1.0 Proyecto Especifico 12/06/2018 Edición Objeto e Ed. Elaborado por: Fecha Elb. V0.0 Proy. Específico Ing. Víctor Díaz Martínez 16/05/2018 V1.0 Proy. Específico Ing. Víctor Díaz Martínez 12/06/2018 Elaborado Por: Revisó: Fecha Rev. Revisado Por: Ing. Víctor Díaz Martínez M.P.: AT 205-67576 M.P.: Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] ÍNDICE 1. MEMORIA 1.1. Memoria Descriptiva 1.1.1. Preámbulo 1.1.2. Peticionario y Objeto 1.1.2.1. Propietario del Proyecto 1.1.2.2. Proyectista 1.1.3. Emplazamiento 1.1.4. Descripción de la instalación 1.1.4.1. Circuito(s) Origen de MT 1.1.4.2. Instalación de MT 1.1.4.3. Instalación de BT 1.1.4.4. Instalación CT 1.1.4.5. Equipos de medida 1.1.4.6. Protección General de B.T. 1.1.4.7. Barrajes del Tablero General de B.T. 1.2. Cálculos Justificativos 1.2.1. Cálculos Eléctricos: Regulación y Capacidad 1.2.1.1. Análisis y cuadros de cargas iniciales y futuras, incluyendo análisis de factor de potencia y armónicos. 1.2.1.2. Análisis del nivel tensión requerido. 1.2.1.3. Cálculos de regulación MT y BT. 1.2.1.4. Cálculo de transformadores incluyendo los efectos de los armónicos y factor de potencia en la carga 1.2.1.5. Cálculo económico de conductores, teniendo en cuenta todos los factores de pérdidas, las cargas resultantes y los costos de la energía. 1.2.1.6. Cálculos de canalizaciones (tubo, ductos, canaletas y electroductos) y volumen de encerramientos (cajas, tableros, conduletas, etc.). 1.2.1.7. Cálculos de pérdidas de energía, teniendo en cuenta los efectos de armónicos y factor de potencia. 1.2.2. Cálculos Eléctricos: Cortocircuito, Protecciones y PT 1.2.2.1. Análisis de cortocircuito y falla a tierra. 1.2.2.2. Cálculo y coordinación de protecciones contra sobrecorrientes. En baja tensión se permite la coordinación con las características de limitación de corriente de los dispositivos según IEC 609472 Anexo A. 1.2.2.3. Verificación de los conductores, teniendo en cuenta el tiempo de disparo de los interruptores, la corriente de cortocircuito de la red y la capacidad de corriente del conductor de acuerdo con la norma IEC 60909, IEEE 242, capítulo 9 o equivalente 1.2.2.4. Calculo de puesta a tierra y estudio de resistividad. 1.2.3. Cálculos Eléctricos: Aislamiento, y protección contra Rayos, Riesgo eléctrico. 1.2.3.1. Análisis de coordinación de aislamiento eléctrico. 1.2.3.2. Análisis de nivel de riesgo por rayos y medidas de protección contra rayos. 1.2.3.3. Análisis de riesgos de origen eléctrico y medidas para mitigarlos. 1.2.3.4. Cálculo de campos electromagnéticos para asegurar que en espacios destinados a actividades rutinarias de las personas, no se superen los límites de exposición definidos en la Tabla 14.1 del RETIE. 1.2.3.5. Clasificación de áreas. 1.2.4. Cálculos mecánicos 1.2.4.1. Datos de la Red 1.2.4.2. Cálculos mecánicos de Conductores 1.2.4.3. Cálculos mecánicos de Postes Autosoportados. 1.2.4.4. Cálculos mecánicos de Postes Con Retenida. 1.2.4.5. Calculo mecánico de cimentaciones y estudio de suelos 1.3. Documentación para Ejecución (Para redes Aéreas) 1.3.1. Red MT 1.3.1.1. Vanos ideales de regulación 1.3.1.2. Tablas de regulación MT 1.3.1.3. Tablas de cimentaciones postes MT 1.3.1.4. Tabla de PAT 1.3.1.5. Tabla de fusibles 1.3.2. Red BT 1.3.2.1. Tablas de cimentaciones postes BT 1.3.3. Centros de Transformación 1.3.3.1. Tabla de fusibles 1.3.3.2. Tabla de PAT x CT 1.4. Tramitaciones Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 1.4.1. Relación de bienes y derechos afectados 1.4.2. Tabla de cruzamientos, paralelismos y paso por zonas 2. PLANOS 2.1. 2.2. 2.3. Plano planta, de situación y emplazamiento. Planos de Detalle para validar distancias de seguridad. Diagramas Unifilares. 3. ANEXOS 3.1. Copia de Cédula de Ciudadanía. 3.2. Copia de Tarjeta Profesional. 3.3. Especificaciones de construcción complementarias a los planos, incluyendo las de tipo técnico de equipos y materiales y sus condiciones particulares. 3.4. Estudios adicionales que el tipo de instalación requiere para su correcta y segura operación, tales como condiciones sísmicas, acústicas, mecánicas o térmicas. Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 1. MEMORIA 1.1. Memoria Descriptiva 1.1.1. Preámbulo Centros de Transformación Panel solar 1.1.2. Peticionario y Objeto 1.1.2.1. Propietario del Proyecto Nombre: NIT: Dirección: Teléfono: 1.1.2.1. Propietario del Proyecto Nombre de la Firma: NIT: Dirección: Correo Electrónico: Teléfono: 1.1.2.2. Diseñador Ingeniero Proyectista: FABIAN VILLA SANTIAGO Cédula: Matricula Profesional: Registro Electricaribe: Correo Electrónico: Teléfono: 1.1.3. Emplazamiento En la siguiente tabla se incluye la localización geográfica del proyecto y su categorización según Proyecto Tipo. Departamento: ATLÁNTICO Municipio: Localidad: LEÑA Dirección: CLL 5 No. 5 - 66 Zona: A Área: RURAL Contaminación: NORMAL Las coordenadas geográficas del punto de conexión son 513415,776 Este y 1162181,190 Norte, tal como se indica en el plano de situación. Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 1.1.4. Descripción De La Instalación 1.1.4.1. Instalación BT DESCRIPCIÓN CARACTERÍSTICA Tensión nominal de diseño (V): Conductor: No. de Circuitos: Configuración de la línea de B.T. Número de clientes/Tipo: Longitud Red Subterránea (km): 1.1.4.4. 208 3 X (2x250) MCM AL THHW 1 Subterránea 1 / Comercial 0,055 Instalación CT DESCRIPCIÓN Potencia Aislante UNIDADES kVA Aceite Vp Vs Tensiones Tipo de transformador Grupo de conexión Temperatura de aceite Temperatura de devanados BIL 1.1.4.5. VALOR 75 13200 240/120 Tipo Poste DYn5 °C °C kV 60 65 95 UNIDADES VALOR Equipos de medida DESCRIPCIÓN Medidor Punto de medición Tipo de medida Tipo de servicio Medidor Clase medidor Tc Clase tc 1.1.4.6. kV A Protección General de B.T. Potencia (KVA) Tensión Secundaria (KV) Corriente Nominal de fase (A): Corriente de diseño (A): Impedancia de Corto Circuito a 85 °C "Uz" (%) Potencia de Cortocorcuito (KVA) Corriente eficaz de corto circuito B.T. (KA) Corriente de Corto Circuito Simétrica B.T. (A) Corriente de Corto Circuito Simétrica B.T. (A) 4 Semidirecta Monofásico trifilar Electrónico monofásico trifilar 1 2x300/5 A 0,5 75 0,24 312,5 390,63 3,5 2142,85 8,93 13020,83 16276,04 Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] La Corriente de prrotección debe ser mayor a la Corriente Nominal, pero inferior a la Corriente de Diseño, por lo cual se escoge un breaker bipolar de 400 A y Corriente de corto circuito de 6 KA o superior 1.1.4.7. Barrajes del Tablero General de B.T Corriente de diseño (A): 390,63 Se escoge una barra por fase de 12mm x 2mm Pintada Tipo I Intensidad Máxima de Corriente (A) de la Barra 390,63 1.2. Esta barra se escoge de la tabla de la Norma NTC 3444. Se utilizará el siguiente código de colores: Fase A - amarillo, Fase B - azul, Fase C - rojo y Neutro blanco o gris natural. Las barras de ancho mayor de 120 mm, se pueden reemplazar por dos de medio ancho. Temperatura ambiente 35°C Cálculos Justificativos 1.2.1. Cálculos Eléctricos: Regulación y Capacidad 1.2.1.1. Análisis y cuadros de cargas iniciales y futuras, incluyendo análisis de factor de potencia y armónicos. La carga que se presenta a continuación es permanente. 1.2.1.1.1. Factor de Potencia A pesar que en las últimas décadas se han incorporado en grandes cantidades las cargas no lineales. Este fenómeno se manifiesta especialmente en los equipos provistos de fuente de alimentación de entrada con condensadores y diodos, entre ellas los focos ahorradores, ordenadores personales, impresoras material electromédico y equipos eléctrónicos de uso masivo por usuarios residenciales y comerciales. Estas cargas no lineales en el sector residencial y comercial no son suficientemente significativas para tomarlas en cuenta en los cálculos del proyecto. Sin embargo, a continuación presentamos unos factores de potencia típicos para las cargas de este proyecto. Lámparas de Alumbrado Público 0,9 Lámparas Fluorescentes 0,9 Tomas Normales 0,9 Aires Acondicionados 0,9 Si tomamos un promedio podemos asumir un Factor de Potencia de 0,90 el cual se encuentra referido para cálculos en el Proyecto Tipo de Electricaribe. Sin embargo, cuando la carga nueva esté en funcionamiento, se deberá medir este factor de potencia a plena carga para, de ser necesario, tomar los respectivos correctivos instalando un Banco de Condensadores que debera ser cálculado para cada carga especifica. 1.2.1.1.2. Armónicos Los armónicos son creados por las mismas cargas no lineales antes descritas, ya que absorben corrientes en impulsos bruscos en vez de hacerlo suavemente en forma sinusoidal. Al igual que el caso del factor de potencia para el sector residencial y comercial estos efectos no se toman en cuenta por no ser de gran magnitud, ya que no se tienen variadores de velocidad, máquinas rotativas, convertidores estáticos o equipos de arco. Sin embargo, cuando la carga nueva esté en funcionamiento, se deberán medir estos armónicos, con un analizador de redes, para de ser necesarios, tomar los respectivos correctivos instalando Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] los filtros de armónicos respectivos. 1.2.1.2. Análisis del nivel tensión requerido. De acuerdo con las normas podemos establecer los niveles de tensión requeridos en: Tensión Primaria Fase-Fase: Tensión Secundaria Fase-Fase: Tensión Secundaria Fase-Neutro: Relación de Transformación: 1.2.1.3. 13.200 V 240 V 139 V 55 Cálculos de regulación MT y BT. 1.2.1.3.1. Elección del conductor de B.T. Potencia transformador : Tensión de línea fase-fase : Corriente Nominal de fase : Corriente de diseño : Se escoge el conductor 2 x 250 AL MCM THHW (F) + 1 250 AL MCM THHW (N) Corriente Permisible a 30° Factor de corrección a 35° Corriente con factor de corrección Cantidad de conductores por fase 75 240 312,5 390,63 KVA V A A 205 A 0,94 192,7 A 1 Und En la tabla 310-16 de la norma NTC 2050 se establece la corriente de este concuctor, no más de tres conductores portadores de corriente en el ducto. 1.2.1.3.2. Elección de la canalización En la tabla C9 de la norma NTC 2050 se establece la canalización. Bajante en tubería IMC Tubería IMC escogida Cantidad máxima de 250 MCM Número de tubos necesarios 3" Pulg 7 Und 2 Und Canalización subterránea en tubería PVC Al ser seis conductores portadores de corriente se utilizan dos tubos para no tener que incluir el factor de corrección por agrupamiento de conductores. Tubería IMC escogida Cantidad máxima de 250 MCM Número de tubos necesarios 1.2.1.3.3. 3" Pulg 7 Und 2 Und Cálculo de la regulación de Tensión 1.2.1.3.3.1. Media Tensión El cálculo de la regulación de M.T. desde el Pto. de conexión de M.T. hasta los bornes Regulación Màxima M.T. (%) 1.2.1.3.3.2. 0,003629475% Baja Tensión El cálculo de la regulación de B.T. del transformador, desde los bornes de BT del trafo, hasta cada uno de los tableros del edificio, está dada en la tabla 1.2.1.3.2.2. No deberá superar el 3%. Regulación Màxima B.T. (%) 1,794638% Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 1.2.1.4. Cálculo de transformadores incluyendo los efectos de los armónicos y factor de potencia en la carga el efecto de los armónicos para este proyecto serán medidos después de instalada la c cual solo se tiene en cuenta el Factor de potencia. DIVERSIFICACIÓN DE LA CARGA El efecto de armónicos para este proyecto serán medidos después de instalada la cual solo se tiene en cuenta el Factor de potencia CÁLCULO DE TRANSFORMADOR Nota: Según artículo 220-13 de la NTC 2050 en edificaciones que no sean residenciales se permite añadir a las cargas de alumbrado, cargas para tomacorrientes de no más de 180VA, sujetas a los siguientes factores de demandas: los primeros 10 000VA al 100% y a partir de 10.000VA al 50% TIPOS DE CARGAS P (W) S (VA) FP Iluminación TDN-N1 2.730 3.033 1 Iluminación TDN-N2 2.630 2.922 1 Iluminación TDN-N3 1.760 1.956 1 Subtotal Cargas Iluminación(100%) 7.120 7.912 Tomacorrientes TDN-N1 7.600 8.444 1 8.445 Tomacorrientes TDN-N2 8.000 8.889 1 8.889 Tomacorrientes TDN-N3 4.800 5.333 1 5.334 Subtotal Carga Tomacorrientes (10000 al 100%, a partir de 10000 al 50%) 20.400 22.667 AA TDN-N1 (Al 100%) 2.240 2.489 1 2.489 TD-AA2 (Al 100%) 8.960 9.956 1 9.956 TD-AA2 (Al 100%) 4.480 4.978 1 4.978 VA Total Instalados 48.001 VA Total Diversificados 38.476 Reserva 36.524 VA DIV 4.719 16.334 TRANSFORMADOR A INSTALAR (KVA) 75 Nota: Teniendo en cuenta que el cálculo anterior arrojó una carga demand ada de 38.476 VA y la posible incorporación de aires acondicionado en un futuro próximo para las aulas de clase, se escoge un transformador de 75 KVA, Monofásico, 13200/220/ 110V. Cargabilidad del transformador 100,00 % Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 1.2.1.4.1. Cuadro de carga PROYECTO: I.E.D. LEÑA BARRAJE: 2X400 A DISEÑADOR: VICTOR DIAZ LOCALIZACIÒN: CUARTO ELECTRICO TABLERO GENERAL CONSTRUIDO TIPO DE MONTAJE: SOBREPUESTO VOLTAJE DE SUMINISTRO: 220 VOLTIOS REGULACIÒN: Alambrado Cond #12 #12 #12 #12 #12 Ø 1 1/2" 1 1/2" 1 1/2" DESCRIPCION CANT SAL 1 TD-1 W A 1 1 TD-3 5490 2640 1 1 TD-AA2 B 6440 2 80 2 80 2 80 3920 2240 1 2240 0,00% INTERRU INTERRU CTO PTOR PTOR CTO Polos A No A B C No Polos A RESERVA 1 3 • 5 • 9 • 11 15 11320 11650 SUBTOTAL 2 12560 12630 SUBTOTAL 3 23880 24280 -2% 4 6 • 7 13 SUBTOTAL 1 2 • • 8 2 70 2 80 10 1 12 1 80 W A B 5280 1 5350 4480 • 1 1 4480 2800 1 1 2800 14 • CANT SAL DESCRIPCION 1 TD-2 TD-AA1 TD-AA3 Alambrado Cond #12 #12 #12 #12 #12 1 1/2" 1 1/2" 1 1/2" RESERVA 16 SUBTOTAL 2 12560 12630 CARGA TOTAL EN W: 48.160 Watt INTERRUPTOR PRINCIPAL: 2X400 A POTENCIA TOTAL EN VA: 53.511 VA CONDUCTOR ACOMETIDA: 2#250(F)+1#250(N)+1#2(T) CORRIENTE TOTAL: 243,2 Amp. CORRIENTE SEGURIDAD x 1,25: 304,04 Amp. 1.2.1.5. Ø DUCTO ACOMETIDA: FUENTE DE SUMINISTRO: 2X3" PVC TRANSFORMADOR Cálculo económico de conductores, teniendo en cuenta todos los factores de pérdidas, las cargas resultantes y los costos de la energía. La función de un cable de potencia es conducir la energía eléctrica de forma energéticamente más eficiente y ambientalmente lo más amigablemente posible desde la fuente hasta el punto de utilización. Sin embargo, debido a su resistencia eléctrica, el cable disipa, en forma de calor (pérdida joule), una parte de la energía transportada, de modo que una eficiencia del 100% no es obtenida en este proceso. En consecuencia, esa pérdida va a requerir la generación de una energía adicional que contribuirá al aumento de emisión de gases con efecto invernadero en la atmósfera. La energía disipada por estos cables necesita ser pagada por alguien, transformándose así en un aumento en los costos operativos del equipo que está siendo alimentado y de la instalación eléctrica como un todo. Este aumento financiero se extiende por toda la vida útil del proceso involucrado. El costo de la energía tiene un peso cada vez más importante en los costos operativos de las edificaciones comerciales e industriales. En este sentido, se deben hacer todos los esfuerzos posibles para no tener gastos innecesarios. Los aspectos ambientales y conservacionistas relacionados con la energía desperdiciada también son importantes factores, cada vez más relevantes. Estudios revelan que, a lo largo del ciclo de vida de los alambres y cables eléctricos, las más significativas emisiones de CO2 (gas de efecto invernadero) son producidas cuando los conductores están siendo utilizados en el transporte de energía eléctrica, siendo relativamente pequeñas en la fase de fabricación y desecho de esos productos. Esas emisiones de CO2 son resultado de la generación extra de energía que es necesaria para compensar las pérdidas joule en la conducción de la corriente eléctrica por el circuito. De esta manera, mantenidas todas las demás características de la instalación, la forma más adecuada de disminuir las pérdidas joule en los alambres y cables, y por consecuencia las emisiones de CO2 sería aumentando la sección nominal de los conductores eléctricos. Sin embargo, como esto significa aumentar el costo inicial del cable, sus accesorios, líneas eléctricas y mano de obra de instalación, se tiende a anular la economía conseguida por el avance de la eficiencia en la distribución, donde es necesario encontrar entonces un compromiso entre estas dos variables (reducción en las pérdidas x aumento del costo inicial de la instalación). Los criterios para el dimensionamiento económico y ambiental que se presentan a continuación son aplicables a todos los tipos de instalaciones eléctricas de baja y media tensión, tanto en instalaciones industriales y comerciales como en redes públicas de distribución de energía eléctrica. Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 1.2.1.5.1. Dimensionamiento Técnico del Conductor de B.T. Llamamos dimensionamiento técnico de un conductor eléctrico aquel que aplica los requisitos de la norma NCh Elec.4/2003 – Instalaciones de consumo en baja tensión. Los requisitos de la norma consideran la: Sección nominal mínima del conductor. Capacidad de transporte de conducción de corriente del conductor en régimen permanente. Caída de tensión en el conductor. Protección del conductor contra sobrecarga. Protección del conductor contra cortocircuito. 1.2.1.5.2. Costo de las pérdidas en el conductor elegido ACOMETIDA PRINCIPAL RESISITENCIA COND 0,000221047 Ω/m COSTO XHR TOTAL $ DISTANCIA PPERD COSTO DE ENERGIA COSTO PRED X HR 55 m 0,719265991 Kw 420,84 $/Kwh 302,6958998 $/h COSTO X DIA COSTO AÑO $ $ RESISITENCIA COND 0,000813623 Ω/m ACOMETIDA TDAA1 RESISITENCIA COND DISTANCIA PPERD COSTO DE ENERGIA COSTO PRED X HR 15 0,044306274 420,84 18,64585239 DISTANCIA PPERD COSTO DE ENERGIA COSTO PRED X HR ACOMETIDA TD1 m Kw $/Kwh $/h 449 10.767 3.876.151 $/h $/DIA $/AÑO 0,001294206 Ω/m 15 0,039753957 420,84 16,73005527 m Kw $/Kwh $/h RESISITENCIA COND 0,000813623 Ω/m DISTANCIA PPERD COSTO DE ENERGIA COSTO PRED X HR 51 m 0,119599617 Kw 420,84 $/Kwh 50,33230278 $/h ACOMETIDA TDAA2 RESISITENCIA COND DISTANCIA PPERD COSTO DE ENERGIA COSTO PRED X HR RESISITENCIS COND 0,000813623 Ω/m COMETIDA TDAA3 RESISITENCIA COND 0,001294206 Ω/m DISTANCIA PPERD COSTO DE ENERGIA 55 m 0,049120576 Kw 420,84 $/Kwh DISTANCIA PPERD COSTO DE ENERGIA 45 m 0,046586668 Kw 420,84 $/Kwh COSTO PRED X HR 20,67190324 $/h COSTO PRED X HR 19,60553352 $/h ACOMETIDA TD2 ACOMETIDA TD3 0,002057416 Ω/m 45 m 0,047398034 Kw 420,84 $/Kwh 19,94698875 $/h Este costo es asumido por el dueño del proyecto, ya que el medidor de energía se instalará en el poste del CT 1.2.1.6. Cálculos de canalizaciones (tubo, ductos, canaletas y electroductos) y volumen de encerramientos (cajas, tableros, conduletas, etc.). Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 1.2.1.6.1. Elección de la Canalización de BT Calibre conductor de fases y neutro Diámetro conductor Tipo de Aislamiento Espesor del aislamiento Diámetro conductor con aislamiento Radio conductor con aislamiento Sección conductor con aislamiento Número de conductores fases y neutro Calibre conductor de tierra Diámetro conductor Tipo de Aislamiento Espesor del aislamiento Diámetro conductor con aislamiento Radio conductor con aislamiento Sección conductor con aislamiento Número de conductores de tierrra Sección ocupada por todos los conductores Tubería a evaluar Sección Interna de la tubería Número de tubos para la canalización Sección total Interna de la tubería Sección total que queda libre de la tubería Porcentaje de ocupación interna de la tubería 250 14,18 THHW 3,68 17,86 2,842507284 250,525992 6 2 AWG 7,2 THHW 1,52 10,37 5,19 84,46 1 620,3 PVC 3" 4.560,37 1 4.560,37 2.972,75 35% MCM mm mm mm mm mm2 mm mm mm mm mm2 mm2 mm2 mm2 mm2 Se escogen un tubo de 3" PVC TDP Conduit para la canalización subterránea 1.2.1.6.2. Volumen de encerramientos Se calcula el volumen del registro de alumbrado público de 0,6 x 0,6 m. Largo Ancho Profundidad 60 60 88 cm cm cm Volumen total del registro 316.800 cm3 Se calcula ahora el volumen ocupado por los conductores. Calibre conductor Volumen del cable en la caja Volumen libre en el registro Porcentaje de ocupación 1.2.1.7. Cálculos de pérdidas de energía, teniendo en cuenta los efectos de armónicos y factor de potencia. Pérdida de Potencia Màxima B.T. (%) 1.2.2. 250 MCM 164.436 cm3 152.364 cm3 52% 1,42% Cálculos Eléctricos: Cortocircuito, Protecciones y PT 1.2.2.1. Análisis de cortocircuito y falla a tierra. Potencia (KVA) Tensión Secundaria (KV) Corriente Nominal de fase (A): Corriente de diseño (A): 75 0,24 312,5 390,63 Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] Impedancia de Corto Circuito a 85 °C "Uz" (%) Potencia de Cortocorcuito (KVA) Corriente eficaz de corto circuito B.T. (KA) Corriente de Corto Circuito Simétrica B.T. (A) Corriente de Corto Circuito Simétrica B.T. (A) Corriente Corto Circuito Asimétrtica M.T. (A) (Dato Electricaribe) Corriente Corto Circuito Simétrtica M.T. (A) (Dato Electricaribe) 3,5 2142,85 8,93 13020,83 16276,04 455 343 1.2.2.2. Cálculo y coordinación de protecciones contra sobrecorrientes. En baja tensión se permite la coordinación con las características de limitación de corriente de los dispositivos según IEC 60947-2 Anexo A. 1.2.2.3. Verificación de los conductores, teniendo en cuenta el tiempo de disparo de los interruptores, la corriente de cortocircuito de la red y la capacidad de corriente del conductor de acuerdo con la norma IEC 60909, IEEE 242, capítulo 9 o equivalente 1.2.2.3.1. Capacidad de corriente La sección mínima de los conductores de B.T. está definida por la corriente de Corto Circuito en B.T Icc 3f 13,951 KA Corriente de Corto Circuito Secundaria t K S 0,15 s 75 Tiempo de despeje de falla Constante del CU con aislamiento PVC/AL S= 1000 x Icc x √ t / K 72,04 mm2 Sección transversal mínima del conductor de ALUMINIO Ahora se verifica si la sección del conductor cumple con la mínima requerida: Sección transversal mínima del conductor de Cobre calculada 72,04 mm2 Sección transversal total del conductor elegido 126,67 mm2 Por lo anterior podemos concluir que el conductor es técnicamente viable para su instalación. 1.2.2.3.2. Capacidad de corriente Se verifica la intensidad de corriente soportada por el conductor 255MCM AL THHW Intensidad Máxima de Corriente a 30 ºC Corrección de Intensidad Máxima de Corriente a 35 ºC 150,00 192,70 A A Para cumplir con la corriente de diseño es necesario tener por fase la cantidad de conductores señala a continuación: Número de conductores por fase Intensidad Total de Corriente 2 385 A Por lo anterior podemos concluir que el conductor es técnicamente viable para su instalación. 1.2.2.4. Calculo de puesta a tierra y estudio de resistividad. Se conectarán a tierra las instalaciones de MT donde existan transformadores de distribución y equipos de seccionamiento, maniobra y/o protección, con objeto de limitar las tensiones de defecto a tierra que se pueden originar en la propia instalación. Se colocará a tierra el conductor neutro de la red de baja tensión en los postes que soporten el transformador, fines de línea de la red trenzada y todas las crucetas metálicas en configuración especial. Se garantizará un mínimo de una puesta a tierra del conductor neutro cada 200 metros de longitud de la línea, de modo tal que la resistencia total del sistema con todas las puestas a tierra conectadas sea menor o igual a 10 Ohmios. En cada dispersor la resistencia será menor o igual a 25 Ohmios. 1.2.2.4.1. Estudio Geoeléctrico del Terreno Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] Para realizar la medición de la resistividad del terreno se utilizo el método de Wenner, el cual esta referenciado por el RETIE. En la figura 1, se expone la disposición del montaje utilizado para su medición. Figura 1. Esquema de medición de resistividad Aparente Para determinar el cambio de la resistividad del suelo con la profundidad, el espaciamiento entre electrodos es variado desde unos pocos metros hasta un espaciamiento más grande que o igual a la máxima dimensión esperada del sistema de puesta a tierra (por ejemplo, la longitud de los conductores enterrados o la profundidad de las varillas). El espaciamiento “a” del electrodo es interpretado como la profundidad a la cual se lee la resistividad del suelo. Para caracterizar la variación de la resistividad del suelo dentro de un área especificada, se deben realizar varios grupos de medidas en diferentes direcciones. Diferentes lecturas tomadas con varios espaciamientos da un grupo de resistividades, las cuales, cuando son graficadas contra el espaciamiento, indica si hay capas de diferente suelo o rocas y da una idea de su respectiva profundidad y resistividad. CARACTERISTICAS DEL TERRENO: La zona donde se instalara la subestación tiene una temperatura promedio de 37º C SDSA Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 1.2.2.4.2. Medida de Resistividad del Terreno Se realizaron las mediciones de resistividad del suelo y/o la resistencia de puesta a tierra, las cuales son fundamentales para el diseño del sistema de puesta a tierra FORM ATO DE M EDICION DE RESISTIVIDAD Fecha de Medición: del sitio: terreno: Método de Medición: 11:30 a. m. LEÑA CANDEARIA ARENA N/S 25/04/2018 Hora: Nombre IE LEÑA Dirección: Estado del SECO Tipo de Terreno: Wenner Ultimo día de lluvía: CARACTERISTICAS DEL TELUROMETRO Marca: CIRCUTOR T-4V Fre cue ncia: Rango de M e dición: Pre cis ión: 178 1mΩ - 20KΩ 99,80% Profundidad de Separación de exploración Electrodos (m) 0,75 1,0 1,5 2,0 2,25 3,0 3,0 4,0 NORTE / SUR 3,75 5,0 4,5 6,0 5,25 7,0 6,0 8,0 0,75 1,0 1,5 2,0 2,25 3,0 3,0 4,0 ESTE / OESTE 3,75 5,0 4,5 6,0 5,25 7,0 6,0 8,0 0,75 1,0 1,5 2,0 2,25 3,0 3,0 4,0 VALORES PROMEDIO 3,75 5,0 4,5 6,0 5,25 7,0 6,0 8,0 Sentido de Medición Lectura del Medidor en Ohms 4,34 2,74 2,13 1,62 1,25 0,96 0,8 0,63 4,34 2,74 2,13 1,62 1,25 0,96 0,8 0,63 4,34 2,74 2,13 1,62 1,25 0,96 0,8 0,63 Resistividad (Ohm - m) 27,269088 34,431936 40,149648 40,715136 39,27 36,191232 35,18592 31,667328 27,269088 34,431936 40,1491368 40,715136 39,27 36,191232 35,18592 31,667328 27,269088 34,431936 40,4321364 39,27 39,27 36,191232 35,18592 31,667328 ESTUDIO DE RESISTIVIDAD 50 40 30 Series2 20 10 0 0,75 1,5 2,25 3,0 3,75 4,5 5,25 6,0 OBSERVACIONES NOMBRE EMPRESA M.P. VICTOR DIAZ IDCC AT205 67576 (Responsable de la medicion) Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] Para determinar la resistividad del terreno se realizó la medida en la parte del frente donde se colocara la subestación, teniendo en cuenta que ya está definida el área donde se va ubicar. En la medición se tomaron dos medidas por distancias y las pruebas se realizaron a 0,75, 1,5, 2,25, 3,0, 3,75, 4,5, 5,25, 6,0 metros. • La capa superficial que se encuentra entre 0 y 6 metro del terreno tiene una resistividad promedio de 35,46470505 Ω-m, y se caracteriza por ser tierra fina. R(Ω ) a(m) 4,5 1.2.2.4.3. 1,80875 Promedio ρ(Ω -m) Observaciones 35,46470505 Selección del Conductor de Puesta a Tierra para bajantes de apoyo La selección del conductor a tierra depende del valor de la corriente de cortocircuito de régimen transitorio a 150 ms, en el punto de instalación de la puesta a tierra. Este valor es suministrado por ELECTRICARIBE S.A. E.S.P. Icc 3f 0,455 KA Corriente de Corto Circuito Trifásica M.T. (Dato ECA) Se selecciona entonces como conductor de puesta a tierra el Copper-clad Steel de 3/8". Icc Cond 1.2.2.4.4. 14,70 KA Corriente de Corto Circuito del conductor seleccionado Cálculo Teórico de la Resistencia de Puesta a Tierra en un apoyo de B.T. El cálculo de la resistencia de puesta a tierra para un electrodo tipo varilla según la ecuación de las recomendaciones de la norma IEEE Std 142, está dado a continuación. ρ = Resistividad del Terreno (Ω-m) RPAT = Resistencia de puesta a Tierra (Ω) 35,46 14,24 Si después de medir la resistencia de puesta a tierra esta no es inferior o igual a 10 Ω se deberán instalar más varillas de acuerdo con lo expuesto en el siguiente numeral. 1.2.2.4.5. Cálculo Teórico de la Resistencia PAT para un anillo en un apoyo de M.T. Todos los postes de M.T. contarán con este sistema de Puesta a Tierra en anillo. Para un anillo cerrado en cable, la resistencia de puesta a tierra, está dada por: ρ = Resistividad del Terreno (Ω-m) D = Radio del anillo (m) r = Radio del cable (m) RPAT = Resistencia de puesta a Tierra (Ω) 35,46 0,5 0,07957747 7,03716746 Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 1.2.2.4.6. Cálculo de las Tensiones de Paso y Contacto Datos de entrada para ANILLO Tiempo de duracion de la falla 0,15 s Corriente Icc 1f (operador de red) 343 A 35,46 Ω-m Resistividad del suelo 2.000,00 Ω-m Resistividad Superficial Espesor Capa Superficial h s 0,2 Coeficiente del terreno: 0,7 m ANILLO Resistencia Puesta a Tierra Rg (OHM) Tensión de Toque (V) 142,83 v Tensión de Paso (V) 485,29 v Tensión de Toque CUMPLE Tensión de Paso CUMPLE Potencial Máximo de la Malla GPR 1.2.2.4.7. 7,01 Ω 845,89 v Tensión de Toque Tolerable Etouch 1035,93 v Tensión de Paso Tolerable Estep 3245,20 v Mejoramiento del sistema de puesta a tierra Se recomienda colocar más varillas, distanciadas por lo menos 4 m entre sí, en línea o formado un cuadrado. El valor de la resistencia de puesta a tierra del conjunto en función del número de varillas estará dado por: F= Factor de corrección de la resistencia de puesta a tierra n= Número de varillas de puesta a tierra R'PAT =Resistencia de puesta a Tierra con n varillas (Ω) 1.2.2.4.8. n F 2 1,16 3 1,29 4 1,36 1,36 4,00 2,39 Diseño de la Malla de Puesta a Tierra para la instalación. La instalación estará provista de una instalación de puesta a tierra, con objeto de limitar las tensiones de defecto que se pueden originar en la propia instalación. Esta instalación deberá asegurar la descarga a tierra de la intensidad de defecto, contribuyendo a la eliminación del riesgo eléctrico debido a la aparición de tensiones peligrosas de paso y contacto, con las masas eventualmente puestas en tensión. Como metodología de cálculo de la malla se utilizó la propuesta por la IEEE Std-80 2000, donde se manejan las siguientes constantes: Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] Constantes ρ Resistividad aparente del terreno tomado como un suelo uniforme (Ω-m) ρfg Resistividad aparente con tratamiento químico Favigel (Ω-m) I Corriente de falla monofásica a tierra en el secundario (kA) I0 Corriente de falla monofásica a tierra en el primario (A) τC Tiempo de despeje de la falla (s) Kf Constante para diferentes materiales a diferentes temperaturas de fusión Tm y una temperatura ambiente de 40 ºC CS ρS hS h Coeficiente del terreno: Resistividad capa superficial: Espesor capa superficial: Profundidad conductores Variables: hS Espesor de la capa superficial entre 0,1 y 0,15 m ρS Resistividad aparente de la capa superficial (grava u otro material) L1 Largo de la malla (m) L2 Ancho de la malla (m) h Profundidad de enterramiento de los conductores entre 0,3 y 0,5 m LC Longitud de conductor horizontal (m) LV Longitud de un electrodo tipo varilla (m) D Lado de la cuadricula o espaciamiento entre conductores (entre 2,5 y 7 m) N Número de electrodos tipo varilla VPT Tensión de paso tolerable (V) VCT Tensión de contacto tolerable (V) Vmalla Tensión de malla en caso de falla (V) Vpaso Tensión de paso entre un punto sobre la esquina exterior de la malla y un punto diagonalmente a 1 mettro fuera de la malla (V) A Sección transversal del conductor a utilizar en mm2 (mínimo 64,44 mm2 = 2/0 AWG) d Díametro del conductor seleccionado (m) CS Coeficiente en función del terreno y de la capa superficial LT Longitud total del conductor (m) Area Área disponible para construír la puesta a tierra (Básicamente el área a ser ocupada por la S/E) Rg Resistencia de puesta a tierra calculada Km Factor de espaciamiento para tensión de malla Kh Factor de corrección por la profundidad de enterramiento de la malla g Factor de geometría Kg Factor de corrección por la geometría de la malla Ke Factor de espaciamiento para tensión de paso 1.2.2.4.8.1. Cálculo del Conductor para la malla P.A.T. El conductor se seleccionó con la siguiente ecuación adoptada por la norma ANSI 1.2.2.4.8.2. Tensiones de paso y contacto máximas tolerables Se presenta el análisis de acuerdo con las características presentadas en el sitio de acuerdo a los parámetros obtenidos por las mediciones Resistividad equivalente del terreno m 35,46470505 Resistividad Capa Superficial s m 2000 Espesor Capa Superficial hs m 0,2 Lado Mayor de la Malla m m 4 Lado Menor de la Malla m m 4 N° de Conductores Paralelos al Lado Mayor 3 Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] N° de Conductores Paralelos al Lado Menor Profundidad de la Malla h 3 0,6 m Número de Varillas nR Tiempo de Despeje de la Falla tf Temperastura ambiente 4 0,15 seg 35 o C Calibre Mínimo del Conductor: 1/0 Análisis con una varilla Resistencia Puesta a Tierra Rg (OHM) 6,39 Ω Tensión de Toque (V) 1505,74 V Tensión de Paso (V) 7,59 V NO CUMPLE NO CUMPLE Tensión de Toque Tensión de Paso Potencial Máximo de la Malla GPR 1598,78 V Tensión de Toque Tolerable Etouch 50kg 1402,08 V Tensión de Paso Tolerable Estep 50kg 4392,21 V Factor de Reducción del Terreno Cs 0,82 Tensión de Toque Tolerable Etouch 70kg 1402,08 V Tensión de Paso Tolerable Estep 70kg 4392,21 V Análisis con una anillo Resistencia Puesta a Tierra Rg (OHM) 7,01 Ω Tensión de Toque (V) 142,83 V Tensión de Paso (V) 485,29 V Tensión de Toque CUMPLE Tensión de Paso CUMPLE Potencial Máximo de la Malla GPR 1737,60 V Tensión de Toque Tolerable Etouch 50kg 1402,08 V Tensión de Paso Tolerable Estep 50kg 4392,21 V Factor de Reducción del Terreno Cs 0,82 Tensión de Toque Tolerable Etouch 70kg 1402,08 V Tensión de Paso Tolerable Estep 70kg 4392,21 V Análisis con una malla Resistencia Puesta a Tierra Rg (OHM) 3,41 Ω Tensión de Toque (V) 156,90 V Tensión de Paso (V) 180,74 V Tensión de Toque Cumple Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] Tensión de Paso Cumple Potencial Máximo de la Malla GPR 895,05 V Tensión de Toque Tolerable Etouch 50kg 1402,08 V Tensión de Paso Tolerable Estep 50kg 4392,21 V Factor de Reducción del Terreno Cs Tensión de Toque Tolerable Etouch 70kg 1402,08 V Tensión de Paso Tolerable Estep 70kg 4392,21 V Si el la capa superficial no se coloca concreto la ρ= 1.2.2.4.8.3. 0,82 ρs ; Cs=1 Determinación de la configuración inicial Lado Mayor de la Malla Lado Menor de la Malla N° de Conductores Paralelos al Lado Mayor N° de Conductores Paralelos al Lado Menor Número de Varillas nR Diámetro de las Varillas 2.b Longitud de las Varillas Lr Espacio Entre Conductores Paralelos D Longitud Total del Conductor de la Malla Lc 1.2.2.4.8.4. m 4 m 4 3 3 4 pulg 0,625 m 2,4 m 2,0 m 24,0 Cálculo de la resistencia de puesta a tierra Resistencia Puesta a Tierra Rg (OHM) 1.2.2.4.8.5. 1.2.2.4.8.6. Cálculo del máximo potencial de tierra (GPR) Máxima Corriente de la Malla IG 262,24 A Potencial Máximo de la Malla GPR 895,05 V Cálculo de tensión de malla en caso de falla: Tensión de Toque (V) 1.2.2.4.8.7. 3,41 Ω 156,90 V Cálculo de tensión de paso en caso de falla: Tensión de Paso (V) 180,74 V Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 1.2.3. Cálculos Eléctricos: Aislamiento, y protección contra Rayos, Riesgo eléctrico 1.2.3.1. Análisis de coordinación de aislamiento eléctrico Este análisis está establecido para las líneas de transmisión y las subestaciones exteriores o de patio de alta y extra alta tensión en los cuales se deben cumplir las distancias de seguridad y lineamientos expresados en las Figuras 23.1, 23.2 y 23.3 y las Tablas 23.1 y 23.2 del RETIE y el Comité 23 del CIGRE y la norma IEC6000712. Para la selección y determinación de la distancia mínima en el aire, del valor básico de aislamiento las alturas, las separaciones de los equipos y barras, se utilizó el procedimiento definido en la norma IEC-60071-2. 1.2.3.1.1. Paso 1. Determinación de las Tensiones Representativas Urp 1.2.3.1.1.1. Tensión a la frecuencia industrial De acuerdo a la IEC 60071-2 Tabla 2 se tiene: Um (kV) 13.2 1.2.3.1.1.2. Us (kV) 17.5 Us (kVpico) 14.3 Sobretensiones temporales Fase-Tierra (debidas a fallas fase-tierra) 1,5��� √3 Fase-Fase (debidas a rechazo de carga) ����� = ����� = 1,4 ��� Um (kV) 13.2 1.2.3.1.1.3. U rp Fase- U rp FaseTierra (kV) Fase (kV) 15.2 14,3 Sobretensiones de frente lento Fase-Tierra U et 1.25 U e 2 0.25( p.u) Fase-Fase - U pt 1.25 U p 2 0.43( p.u) Equipos de entrada de línea Según lo sugerido en la norma IEC 60071-2 Ue2 = 3.0 p.u. y Up2 = 4.5 p.u. Entonces Uet = 3.5 p.u. y Upt = 5.2 p.u. - Todos los equipos Según lo sugerido en la norma IEC 60071-2 Ue2 = 1.9 p.u. y Up2 = 2.9 p.u. Entonces Uet =.13 p.u. y Upt = 3.2 p.u. U Entrada de línea m Todos los equipos (kV) U e2 (kVpico) U p2 (kVpico) U et (kVpico) U pt (kVpico) U e2 (kVpico) U p2 (kVpico) U et (kVpico) U pt (kVpico) 13.2 42.9 64.3 50.0 74.2 27.1 41.4 30.4 45.7 Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] - Pararrayos a la entrada (energización desde el extremo remoto) Se utilizan los valores de protección de los pararrayos a instalar en la subestación. Se tiene el nivel de protección al impulso de maniobra Ups y el de protección al impulso de atmosférico Upl U ps (kVpico) 23.3 U m (kV) 13.2 U pl (kVpico) 31.0 De acuerdo el numeral 2.3.3.7 de la IEC 60071-2, con el uso de pararrayos de frente lento las sobretensiones representativas de frente lento son: Fase-Tierra (para todo equipo) Urp Ups Fase-Fase (para todo equipo excepto a entrada de línea) Urp Ups Excepto entrada línea Todos los equipos U m (kV) 13.2 U rp Fase-Tierra (kVpico) U rp Fase-Fase (kVpico) 23.3 Entrada de línea U 45.7 rp Fase-Fase (kVpico) 46.6 1.2.3.1.2. Paso 2. Determinación de las Tensiones de Coordinación UCW 1.2.3.1.2.1. Sobretensiones temporales Ucw kc Urp De acuerdo el numeral 3.3.1 de la IEC 60071-2 para esta clase de Sobretensiones Kc = Um (kV) 13.2 1.2.3.1.2.2. U cw Fase- U cw FaseTierra (kV) Fase (kV) 15.2 24.5 Sobretensiones de frente lento De acuerdo a la IEC 60071-2 el modelo deterministico será el usado Ucw kcd Urp Um = 13.2 kV Relación Kcd U cw (IEC 60071-2 Fig 6) (kV) Fase-Tierra Fase-Fase equipo a entrada de linea U ps /U e2 0.54 1.10 2U ps /U p2 0.72 1.03 25.6 48.0 Fase-Tierra Fase-Fase Para todo equipo U ps /U e2 0.86 2U ps /U p2 1.12 24.9 46.6 1.07 1.02 Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 1.2.3.1.2.3. Sobretensiones de frente rápido L: Distancia de pararrayos a último equipo. Lsp: Vano típico de línea. A: Factor tomado de la IEC 60071-2 Tabla F2 La: Longitud equivalente de línea que produce un numero de salidas igual a la tasa aceptable. N: Numero de líneas conectadas a la subestación U m = 13,2 kV Aislamiento Interno Aislamiento Externo 1.2.3.1.3. A (kV) 900 900 L (m) 3.8 3.8 n 2 2 L sp (m) 50 50 L a (m) 250 250 U pl (KV) 31.0 31.0 U cw (kV) 36.7 36.7 Paso 3. Determinación de las Tensiones de Soportabilidad Requeridas UrW Se aplican los factores de corrección por altitud (Ka ) y de seguridad (Ks ). Ucw Ka * Ks *Ucw - Factor de seguridad De acuerdo a la recomendación de la IEC 60071-2 numeral 4.3.4 Ks =1.15 para aislamiento interno y 1.05 para aislamiento externo - Factor de corrección por altura (solo para aislamiento externo) H: Altura sobre el nivel del mar. m: parámetro para la corrección por altura U m = 13.2 kV - Entrada de línea - Otros equipos Aislamiento Externo Aislamiento Interno U rw Fase- U rw Fase- U rw Fase- U rw FaseTierra Fase Tierra Fase kV kV kV KV Tensiones temporales 16.0 25.8 17.4 28.2 Tensiones de frente lento 27.1 50.7 26.3 49.2 28.7 53.6 Tensiones de frente rápido 38.8 38.8 42.2 42.2 Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 1.2.3.1.4. Paso 4. Conversión a las Tensiones de Soportabilidad Normalizadas Para RANGO I De acuerdo a la norma IEC 60071-2 para equipos pertenecientes al rango I de tensiones, el nivel de aislamiento es normalmente especificado por los valores de soportabilidad de corta duración a la frecuencia industrial (SDW) y de soportabilidad al impulso atmosférico (LIW). Según la IEC 60071-2 tabla 2 los factores de conversión de las tensiones de soportabilidad requeridas a las normalizadas son: Aislamiento - - SDW Aislamiento Externo Distancias en aire y aisladores limpios, seco Fase-Tierra 0.6+Urw/8500 Fase-Fase 0.6+Urw/12700 Aisladores limpios, húmedo 0.6 Aislamiento Interno GIS 0.7 Aislamiento inmerso en liquido 0.5 Aislamiento sólido 0.5 Tensión al impulso de maniobra Tensión al Impulso atmosférico 1.2.3.1.5. 1.2.3.2. 1.05+Urw/6000 1.05+Urw/9000 1.3 1.25 1.10 1.00 Aislamiento Externo Entrada de línea Otros equipos U rw(s) U rw(c) U rw(s) U rw(c) kV/kVpico kV/kVpico kV/kVpico kV/kVpico U m = 13.2 kV Tensión de corta duración a la frecuencia industrial LIW Aislamiento Interno U rw(s) kV/kVpico U rw(c) kV/kVpico Fase-Tierra 16.0 16.3 16.0 15.9 17.4 14.3 Fase-Fase 25.8 30.6 25.8 29.7 28.2 26.8 Fase-Tierra 27.1 - 26.3 - 28.7 - Fase-Fase 50.7 - 49.2 - 53.6 - Fase-Tierra 38.8 35.2 38.8 34.2 42.2 31.5 Fase-Fase 38.8 53.5 38.8 51.9 42.2 58.9 Paso 5. Selección de las Tensiones de Soportabilidad Normalizadas SDW Y LIW Nivel de tensión (KV) SDW 13.2 38 LIW 75 Análisis de nivel de riesgo por rayos y medidas de protección contra rayos. La evaluación del nivel de riezgo se realiza para determinar si se requiere implementar un sistema de El nivel de riesgo se obtiene de la ponderación de los indicadores de exposición al rayo y de la Para el presente análisis se utiliza la metodología de la Norma Técnica Colombiana NTC 4552. ABREVIATURAS Iabs IG IUSO IT IAA 1.2.3.2.1. Corriente pico absoluta promedio del rayo Indicador de Gravedad Subindicador relacionado con el uso de la estructura Subindicador relacionado con el tipo de estructura Subindicador relacionado con la altura y el área de la estructura Indicador de Gravedad IUSO = 40 IT = 20 IAA = 10 Tabla 3 de la Norma NTC 4552 Clasificación A Tabla 4 de la Norma NTC 4552 Mixta Tabla 5 de la Norma NTC 4552 Altura 6 m; Area 2000 m2 Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 1.2.3.2.2. IG = 70 Indicador Alto de acuerdo con la Tabla 2 de la Norma NTC 4552 Indicador de Parámetros del Rayo Para establecer la corriente pico absoluta promedio del rayo se utiliza la Figura E4 de la Norma NTC De aquí se establece para Colombia de la probabilidad entre 50 y 90% lo siguiente: 20 KA > Iabs > 40 KA DDT = 2 Candelaria en el Anexo A de la Norma NTC 4552 DDT < 5 ConestosdosdatosestablecemoselIndicadordepárametrosdelrayoen"Medios"deacuerdoconla Tabla 1 de la Norma NTC 4552. 1.2.3.2.3. Nivel de riesgo de la estructura ConlosindicadoresdegravedadydeparámetrosderayosevaalaTabla6delaNormaNTC4552"Matriz de niveles de riesgo", donde se establece el nivel de riesgo de la estructura. Nivel de Riesgo de la Estructura MEDIO 1.2.3.2.4. Acciones Recomendadas según el nivel de riesgo DeacuerdoconelnivelderiesgoelSIPRAdebeestarconformadoporlossiguientescomponentes, según lo establece la Tabla 7 de la Norma NTC 4552. NIVEL DE RIESGO MEDIO 1. SPI: Sistema de Protección Interna para acometidas aéreas 2. Cableados y Puesta a Tierra según la Norma NTC 2050 - IEEE 1100. 3. 1.2.3.3. SPE: Sistema de Protección Externa requiere Apantallamiento Análisis de riesgos de origen eléctrico y medidas para mitigarlos. 1.2.3.3.1. Evaluación del nivel de riesgo Para la elaboración del presente análisis se tuvieron en cuenta los elevados gastos en que frecuentemente incurren el Estado y las personas o entidades afectadas cuando se presenta un accidente de origen eléctrico, los cuales superan significativamente las inversiones que se hubieren requerido para minimizar o eliminar el riesgo. Para los efectos del presente análisis se entenderá que una instalación eléctrica es de PELIGRO INMINENTE o de ALTO RIESGO, cuando carezca de las medidas de protección frente a condiciones donde se comprometa la salud o la vida de personas, tales como: ausencia de la electricidad, arco eléctrico, contacto directo e indirecto con partes energizadas, rayos, sobretensiones, sobrecargas, cortocircuitos, tensiones de paso, contacto y transferidas que excedan límites permitidos. Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 1.2.3.3.1.1. Criterios para determinar alto riesgo Para determinar la existencia de alto riesgo se tienen en cuenta los siguientes criterios: a. Que existan condiciones peligrosas, plenamente identificables, especialmente carencia de medidas preventivas específicas contra los factores de riesgo eléctrico; equipos, productos o conexiones defectuosas; insuficiente capacidad para la carga de la instalación eléctrica; violación de distancias de seguridad; materiales combustibles o explosivos en lugares donde se pueda presentar arco eléctrico; presencia de lluvia, tormentas eléctricas y contaminación. b. Que el peligro tenga un carácter inminente, es decir, que existan indicios racionales de que la exposición al factor de riesgo conlleve a que se produzca el accidente. Esto significa que la muerte o una lesión física grave, un incendio o una explosión, puede ocurrir antes de que se haga un estudio a fondo del problema, para tomar las medidas preventivas. c. Que la gravedad sea máxima, es decir, que haya gran probabilidad de muerte, lesión física grave, incendio o explosión, que conlleve a que una parte del cuerpo o todo, pueda ser lesionada de tal manera que se inutilice o quede limitado su uso en forma permanente o que se destruyan bienes importantes de la instalación o de su entorno. d. Que existan antecedentes comparables, el evaluador del riesgo debe referenciar al menos un antecedente ocurrido con condiciones similares. 1.2.3.3.1.2. Factores de Riesgo Eléctrico Todas las instalaciones eléctricas tienen implícito un riesgo y ante la imposibilidad de controlarlos todos en forma permanente, se seleccionaron algunos factores, que al no tenerlos presentes ocasionan la mayor cantidad de accidentes. El tratamiento preventivo de la problemática del riesgo de origen eléctrico, obliga a saber identificar y valorar las situaciones irregulares, antes de que suceda algún accidente. Por ello, es necesario conocer claramente el concepto de riesgo; a partir de ese conocimiento, del análisis de los factores que intervienen y de las circunstancias particulares, se tendrán criterios objetivos que permitan detectar la situación de riesgo y valorar su grado de peligrosidad. Identificado el riesgo, se han de seleccionar las medidas preventivas aplicables. 1. CONTACTO DIRECTO POSIBLES CAUSAS: Negligencia de técnicos o impericia de no técnicos, violación de las distancias mínimas de seguridad. MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Establecer distancias de seguridad, interposición de obstáculos, aislamiento o recubrimiento de partes activas, utilización de interruptores diferenciales, elementos de protección personal, puesta a tierra, probar ausencia de tensión, doble aislamiento. 2. CONTACTO INDIRECTO POSIBLES CAUSAS: Fallas de aislamiento, mal mantenimiento, falta de conductor de puesta a tierra. MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Separación de circuitos, uso de muy baja tensión, distancias de seguridad, conexiones equipotenciales, sistemas de puesta a tierra, interruptores diferenciales, mantenimiento preventivo y correctivo. 3. CORTOCIRCUITO POSIBLES CAUSAS: Fallas de aislamiento, impericia de los técnicos, accidentes externos, vientos fuertes, humedades, equipos defectuosos. MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Interruptores automáticos con dispositivos de disparo de máxima corriente o cortacircuitos fusibles. Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 4. ELECTRICIDAD ESTÁTICA POSIBLES CAUSAS: Unión y separación constante de materiales como aislantes, conductores, sólidos o gases con la presencia de un aislante. MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Sistemas de puesta a tierra, conexiones equipotenciales, aumento de la humedad relativa, ionización del ambiente, eliminadores eléctricos y radiactivos, pisos conductivos. 5. RAYOS POSIBLES CAUSAS: Fallas en: el diseño, construcción, operación, mantenimiento del sistema de protección. MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Pararrayos, bajantes, puestas a tierra, equipotencialización, apantallamientos, topología de cableados. Además suspender actividades de alto riesgo, cuando se tenga personal al aire libre. 6. SOBRECARGA POSIBLES CAUSAS: Superar los límites nominales de los equipos o de los conductores, instalaciones que no cumplen las normas técnicas, conexiones flojas, armónicos, no controlar el factor de potencia. MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Uso de Interruptores automáticos con relés de sobrecarga, interruptores automáticos asociados con cortacircuitos, cortacircuitos, fusibles bien dimensionados, dimensionamiento técnico de conductores y equipos, compensación de energía reactiva con banco de condensadores. 7. TENSIÓN DE CONTACTO POSIBLES CAUSAS: Rayos, fallas a tierra, fallas de aislamiento, violación de distancias de seguridad. MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Puestas a tierra de baja resistencia, restricción de accesos, alta resistividad del piso, equipotencializar. 8. TENSIÓN DE PASO POSIBLES CAUSAS: Rayos, fallas a tierra, fallas de aislamiento, violación de áreas restringidas, retardo en el despeje de la falla, MEDIDAS DE PROTECCIÓN: Puestas a tierra de baja resistencia, restricción de accesos, alta resistividad del piso, equipotencializar. 1.2.3.3.1.3. Método para análisis de riesgos a. Definir el factor de riesgo que se requiere evaluar o categorizar. b. Definir si el riesgo es potencial o real. c. Determinar las consecuencias para las personas, económicas, ambientales y de imagen de la empresa. Estimar dependiendo del caso particular que analiza. d. Buscar el punto de cruce dentro de la matriz correspondiente a la consecuencia (1, 2, 3, 4, 5) y a la frecuencia determinada (a, b, c, d, e): esa será la valoración del riesgo para cada clase. e. Repetir el proceso para la siguiente clase hasta que cubra todas las posibles pérdidas. f. Tomar el caso más crítico de los cuatro puntos de cruce, el cual será la categoría o nivel del riesgo. g. Tomar las decisiones o acciones, según lo indicado en el siguiente ítem. Con el fin de evaluar el nivel o grado de riesgo de tipo eléctrico, se aplica la matriz de la Tabla 1.2.3.3.3. para la toma de decisiones Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] Tabla 1.2.3.3.3. Matriz para análisis de riesgos Item 1 Riesgo a evaluar Electrocución En Contacto Directo Red MT y BT por Evento o efecto Factor de riesgo (CAUSA) Fuente Potencial Real X En personas Económicas Ambientales CONSECUENCIAS Una o más muertes En la imagen de la empresa D C ALTO B Sucede varias veces al año en la empresa ALTO A Sucede varias veces al mes en la empresa MUY ALTO No ha ocurrido en el sector Ha ocurrido en el sector Ha ocurrido en la empresa MEDIO ALTO Daño grave en infraestructur a. Interrupción regional Daños mayores salida de subestación Contaminación irreparable Internacional Contaminación mayor Nacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO Incapacidad temporal (>1 día) Daños severos. Interrupción tempora Contaminación localizada Regional 3 BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO Lesión menor (sin incapacidad) Daños importantes. Interrupción breve Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO Molestia funcional (afecta rendimiento laboral) Daños leves, no interrupción Sin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO Incapacidad parcial permanente EVALUADOR: 5 E X Ing. V_íctor D_íaz Martínez MP AT 205 _-_67576 FECHA: 18/05/2018_ Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] Tabla 1.2.3.3.3. Matriz para análisis de riesgos Item 2 Riesgo a evaluar Electrocución En Contacto Indirecto Equipos Eléctricos por Evento o efecto Factor de riesgo (CAUSA) Fuente Potencial X Real E En personas Económicas Ambientales CONSECUENCIAS Una o más muertes En la imagen de la empresa C B A Sucede varias veces al mes en la empresa MUY ALTO No ha ocurrido en el sector Ha ocurrido en el sector Ha ocurrido en la empresa MEDIO ALTO ALTO Sucede varias veces al año en la empresa ALTO Daño grave en infraestructur a. Interrupción regional Daños mayores salida de subestación Contaminación irreparable Internacional Contaminación mayor Nacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO Incapacidad temporal (>1 día) Daños severos. Interrupción tempora Contaminación localizada Regional 3 BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO Lesión menor (sin incapacidad) Daños importantes. Interrupción breve Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO Molestia funcional (afecta rendimiento laboral) Daños leves, no interrupción Sin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO Incapacidad parcial permanente EVALUADOR: 5 D X Ing. V_íctor D_íaz Martínez MP A_T_205_-_67576 FECHA: 18/05/2018_ Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] Tabla 1.2.3.3.3. Matriz para análisis de riesgos Item 3 Riesgo a evaluar Quemaduras Cortocircuito Conductores, Protecciones por Evento o efecto Factor de riesgo (CAUSA) Fuente Potencial Real X E C B A Sucede varias veces al mes en la empresa MUY ALTO Daño grave en infraestructur a. Interrupción regional Daños mayores salida de subestación Contaminación irreparable Internacional 5 MEDIO ALTO ALTO Sucede varias veces al año en la empresa ALTO Contaminación mayor Nacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO Incapacidad temporal (>1 día) Daños severos. Interrupción tempora Contaminación localizada Regional 3 BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO Lesión menor (sin incapacidad) Daños importantes. Interrupción breve Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO Molestia funcional (afecta rendimiento laboral) Daños leves, no interrupción Sin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO En personas Económicas Ambientales Una o más muertes CONSECUENCIAS D Incapacidad parcial permanente EVALUADOR: En la imagen de la empresa No ha ocurrido en el sector Ha ocurrido en el sector Ha ocurrido en la empresa X Ing. V_íctor D_íaz Martínez MP AT 205_-_67576 FECHA: 18/05/2018_ Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] Tabla 1.2.3.3.3. Matriz para análisis de riesgos Item 4 Daños a equipos Riesgo a evaluar En Electricidad Estática por Evento o efecto Potencial Fuente Real X E D C B A Sucede varias veces al mes en la empresa MUY ALTO Daño grave en infraestructur a. Interrupción regional Daños mayores salida de subestación Contaminación irreparable Internacional 5 MEDIO ALTO ALTO Sucede varias veces al año en la empresa ALTO Contaminación mayor Nacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO Incapacidad temporal (>1 día) Daños severos. Interrupción tempora Contaminación localizada Regional 3 BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO Lesión menor (sin incapacidad) Daños importantes. Interrupción breve Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO Molestia funcional (afecta rendimiento laboral) Daños leves, no interrupción Sin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO En personas Económicas Ambientales Una o más muertes CONSECUENCIAS Cerraduras Factor de riesgo (CAUSA) Incapacidad parcial permanente EVALUADOR: En la imagen de la empresa No ha ocurrido en el sector Ha ocurrido en el sector Ha ocurrido en la empresa X Ing. V_íctor D_íaz Martínez MP AT 205_ -67576 FECHA: 18/05/2018_ Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] Tabla 1.2.3.3.3. Matriz para análisis de riesgos Item 5 Riesgo a evaluar Electrocución En Rayos Atmosférica por Evento o efecto Factor de riesgo (CAUSA) Fuente Potencial Real X E En personas Económicas Ambientales CONSECUENCIAS Una o más muertes En la imagen de la empresa C B A Sucede varias veces al mes en la empresa MUY ALTO No ha ocurrido en el sector Ha ocurrido en el sector Ha ocurrido en la empresa MEDIO ALTO ALTO Sucede varias veces al año en la empresa ALTO Daño grave en infraestructur a. Interrupción regional Daños mayores salida de subestación Contaminación irreparable Internacional Contaminación mayor Nacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO Incapacidad temporal (>1 día) Daños severos. Interrupción tempora Contaminación localizada Regional 3 BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO Lesión menor (sin incapacidad) Daños importantes. Interrupción breve Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO Molestia funcional (afecta rendimiento laboral) Daños leves, no interrupción Sin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO Incapacidad parcial permanente EVALUADOR: 5 D X Ing. V_íctor D_íaz Martínez MP AT 205_-67576 FECHA: 18/05/2018_ Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] Tabla 1.2.3.3.3. Matriz para análisis de riesgos Item 6 Riesgo a evaluar Incendio En Sobrecarga Tomacorrientes por Evento o efecto Factor de riesgo (CAUSA) Fuente Potencial X Real E En personas Económicas Ambientales CONSECUENCIAS Una o más muertes En la imagen de la empresa C B A Sucede varias veces al mes en la empresa MUY ALTO No ha ocurrido en el sector Ha ocurrido en el sector Ha ocurrido en la empresa MEDIO ALTO ALTO Sucede varias veces al año en la empresa ALTO Daño grave en infraestructur a. Interrupción regional Daños mayores salida de subestación Contaminación irreparable Internacional Contaminación mayor Nacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO Incapacidad temporal (>1 día) Daños severos. Interrupción tempora Contaminación localizada Regional 3 BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO Lesión menor (sin incapacidad) Daños importantes. Interrupción breve Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO Molestia funcional (afecta rendimiento laboral) Daños leves, no interrupción Sin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO Incapacidad parcial permanente EVALUADOR: 5 D X Ing. V_íctor D_íaz Martínez MP A_T 205_-67576 FECHA: 18/05/2018_ Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] Tabla 1.2.3.3.3. Matriz para análisis de riesgos Item 7 Electrocución Riesgo a evaluar A la Tensión de Contacto por Evento o efecto Potencial X En personas Económicas Ambientales CONSECUENCIAS Fuente Real E Una o más muertes Atmosférica Factor de riesgo (CAUSA) En la imagen de la empresa C B A Sucede varias veces al mes en la empresa MUY ALTO No ha ocurrido en el sector Ha ocurrido en el sector Ha ocurrido en la empresa MEDIO ALTO ALTO Sucede varias veces al año en la empresa ALTO Daño grave en infraestructur a. Interrupción regional Daños mayores salida de subestación Contaminación irreparable Internacional Contaminación mayor Nacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO Incapacidad temporal (>1 día) Daños severos. Interrupción tempora Contaminación localizada Regional 3 BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO Lesión menor (sin incapacidad) Daños importantes. Interrupción breve Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO Molestia funcional (afecta rendimiento laboral) Daños leves, no interrupción Sin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO Incapacidad parcial permanente EVALUADOR: 5 D X Ing. V_íctor D_íaz Martínez MP AT 205_-_67576 FECHA: 18/05/2018_ Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] Tabla 1.2.3.3.3. Matriz para análisis de riesgos Item 8 Riesgo a evaluar Quemaduras A La Tensión de Paso Atmosférica por Evento o efecto Factor de riesgo (CAUSA) Fuente Potencial X Real En personas Económicas Ambientales CONSECUENCIAS Una o más muertes En la imagen de la empresa D C ALTO B Sucede varias veces al año en la empresa ALTO A Sucede varias veces al mes en la empresa MUY ALTO No ha ocurrido en el sector Ha ocurrido en el sector Ha ocurrido en la empresa MEDIO ALTO Daño grave en infraestructur a. Interrupción regional Daños mayores salida de subestación Contaminación irreparable Internacional Contaminación mayor Nacional 4 MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO Incapacidad temporal (>1 día) Daños severos. Interrupción tempora Contaminación localizada Regional 3 BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO Lesión menor (sin incapacidad) Daños importantes. Interrupción breve Efecto menor Local 2 BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO Molestia funcional (afecta rendimiento laboral) Daños leves, no interrupción Sin efecto Interna 1 MUY BAJO BAJO BAJO BAJO MEDIO Incapacidad parcial permanente EVALUADOR: 5 E X Ing. V_íctor D_íaz Martínez MP AT 205_-_67576 FECHA: 18/05/2018_ Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 1.2.3.3.2. Decisiones y acciones para controlar el riesgo NIVEL DE RIESGO MUY ALTO PARA EJECUTAR LOS TRABAJOS Buscar procedimientos alternativos si se decide hacer el trabajo. La alta dirección participa y aprueba el análisis de trabajo seguro (ATS) y autoriza su realización mediante un Permiso Especial de Trabajo (PES). Minimizarlo. Buscar alternativas que El jefe o supervisor del área presenten menor riesgo. Demostrar involucrada, aprueba el Análisis de cómo se va a controlar el riesgo, Trabajo Seguro (ATS) y el Permiso de Trabajo (PT) presentados por el aislar con barreras o distancia, usar EPP. líder a cargo del trabajo. Requiere Permiso especial de trabajo ALTO Aceptarlo. Aplicar los sistemas de control (minimizar, aislar, suministrar EPP, procedimientos, protocolos, lista de verificación, usar EPP). Requiere permiso de trabajo. MEDIO El líder del grupo de trabajo diligencia el Análisis de Trabajo Seguro (ATS) y el jefe de área aprueba el Permiso de Trabajo (PT) según procedimiento establecido. Asumirlo. Hacer control El líder del trabajo debe verificar: administrativo rutinario. Seguir los - ¿Qué puede salir mal o fallar? procedimientos establecidos. Utilizar - ¿Qué puede causar que algo salga mal o falle? EPP. - ¿Qué podemos hacer para evitar No requiere permiso especial de que algo salga mal o falle? trabajo. BAJO Vigilar posibles cambios MUY BAJO 1.2.3.3.3. DECISIONES A TOMAR Y Inadmisible para trabajar. Hay que eliminiar fuentes potenciales, hacer reingeniería o minimizarlo y volverlo a valorar en grupo, hasta reducirlo. Requiere permiso especial de trabajo No afecta la actividades secuencia de las Medidas a tomar en situaciones de Alto Riesgo En circunstancias que se evidencie ALTO RIESGO o PELIGRO INMINENTE para las personas, se debe interrumpir el funcionamiento de la instalación eléctrica, excepto en aeropuertos, áreas críticas de centros de atención médica o cuando la interrupción conlleve a un riesgo mayor; caso en el cual se deben tomar otras medidas de seguridad, tendientes a minimizar el riesgo. En estas situaciones, la persona calificada que tenga conocimiento del hecho, debe informar y solicitar a la autoridad competente que se adopten medidas provisionales que mitiguen el riesgo, dándole el apoyo técnico que esté a su alcance; la autoridad que haya recibido el reporte debe comunicarse en el menor tiempo posible con el responsable de la operación de la instalación eléctrica, para que realice los ajustes requeridos y lleve la instalación a las condiciones reglamentarias; de no realizarse dichos ajustes, se debe informar inmediatamente al organismo de control y vigilancia, quien tomará la medidas pertinentes. 1.2.3.3.4. Distancias mínimas de seguridad en zonas con construcciones Descripción Distancia vertical “a” sobre techos y proyecciones, aplicable solamente a zonas de muy difícil acceso a personas y siempre que el propietario o tenedor de la instalación eléctrica tenga absoluto control tanto de la instalación como de la edificación Distancia horizontal “b” a muros, balcones, salientes, ventanas y diferentes áreas independientemente de la facilidad de accesibilidad de personas. Distancia vertical “c” sobre o debajo de alcones o techos de fácil acceso a personas, y sobre techos accesibles a vehículos de máximo 2,45 m de altura. Distancia vertical “d” a carreteras, calles, Tensión nominal entre fases (kV) Distancia (m) 13,20 3,80 <1 0,45 13,20 2,30 <1 1,70 13,20 4,10 <1 3,50 13,20 5,60 Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] callejones, zonas peatonales, áreas sujetas a tráfico vehicular. <1 5,00 Nota: En redes públicas o de uso general no se permite la construcción de edificaciones debajo de los conductores; en caso de presentarse tal situación el OR solicitará a las autoridades competentes tomar las medidas pertinentes. Tampoco será permitida la construcción de redes para uso público por encima de las edificaciones 1.2.3.3.5. Distancias verticales mínimas en vanos con líneas Descripción Tensión nominal entre fases (kV) Distancia (m) 13,20 5,60 <1 5,00 <1 5,60 13,20 5,60 <1 5,00 13,20 5,60 <1 5,00 Distancia mínima al suelo “d” en cruces con carreteras, calles, callejones, zonas peatonales, áreas sujetas a tráfico vehicular Cruce de líneas aéreas de baja tensión en grandes avenidas. Distancia mínima al suelo “d1” desde líneas que recorren avenidas, carreteras y calles Distancia mínima al suelo “d” en zonas de bosques de arbustos, áreas cultivadas, pastos, huertos, etc. Siempre que se tenga el control de la altura máxima que pueden alcanzar las copas de los arbustos o huertos, localizados en la zonas de servidumbre 1.2.3.3.6. Distancia de Aproximación Segura Límite de Tensión nominal del sistema fase - fase [KV] 13,20 0,220 Parte móvil expuesta Parte fija expuesta Límite de aproximación restringida [m] Límite de aproximación tecnica [m] 3,00 3,00 1,50 1,00 Evitar contacto 0,70 Evitar contacto 0,20 Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 1.2.3.4. Cálculo de campos electromagnéticos para asegurar que en espacios destinados a actividades rutinarias de las personas, no se superen los límites de exposición definidos en la Tabla 14.1 del RETIE 1.2.3.4.1. Cálculo y Medición de los Campos Electromagnéticos Los diseños de líneas o subestaciones de tensión superior a 57,5 kV, en zonas donde se tengan en las cercanías edificaciones ya construidas, deben incluir un análisis del campo electromagnético en los lugares donde se vaya a tener la presencia de personas. Los diseños de edificaciones aledañas a las zonas de servidumbre, deben incluir memorias de cálculo de campos electromagnéticos que se puedan presentar en cada piso. Para este efecto, el propietario u operador de la línea o subestación debe entregar al diseñador o al propietario del proyecto los máximos valores de tensión y corriente. La medición siempre debe hacerse a un metro de altura del piso donde esté ubicada la persona (lugar de trabajo) o domicilio. En el caso de líneas de transmisión el campo electromagnético se debe medir en la zona de servidumbre en sentido transversal al eje de la misma; el valor de exposición al público en general se tomará como el máximo que se registre en el límite exterior de la zona de servidumbre. Para redes de distribución y uso final, el valor de exposición al público debe medirse a partir de las distancias de seguridad, donde se tenga la posibilidad de permanencia prolongada de personas (hasta 8 horas) o en zonas de amplia circulación del público. Para lugares de trabajo se debe medir en el lugar asignado por la empresa para cumplir el horario habitual del trabajador. 1.2.3.5. Clasificación de áreas En las áreas clasificadas como peligrosas o de alto riesgo se pueden generarse atmósferas potencialmente explosivas debido a las condiciones locales y operacionales, que permiten que continúe un proceso de combustión, después que tuvo lugar la ignición, por lo tanto las instalaciones deben cumplir los requisitos dados en el numeral 28.3.1. del RETIE. Para la clasificación del área se deben considerar al menos los siguientes factores: a) temperatura ambiente, b) presión barométrica, c) humedad, d) ventilación, e) distancia a la fuente del gas o vapor y f) características físico-químicas del producto manejado (densidad, presión, [flash point] temperatura de evaporación, temperatura de ignición, límites de explosividad, etc.) .Se deben considerar las fuentes de ignición o factores de riesgo, tales como: superficies calientes, llamas, gases y partículas calientes, chispas de origen mecánico, chispas y arcos de origen eléctrico, corrientes eléctricas parasitas, electricidad estática, rayos, ondas electromagnéticas, radiaciones ionizantes, ultrasonidos, compresión adiabática y ondas de choque, reacciones exotérmicas. Debe tenerse en cuenta los siguiente niveles de energía: MIE (Minimum Ingnition Energy) Mínima energía de ignición, MEIC (Most Easily Ignited Concentration) Concentración más fácilmente inflamable, LEL (Lower Explosive Limit) Límite inferior de explosividad o inflamabilidad y UEL (Upper Explosive Limit) Límite superior de explosividad o inflamabilidad. Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] Según IEC la clasificación se basa en zonas, así: La Zona 0 abarca áreas, en las cuales exista la presencia de una atmósfera de gas explosivo de manera permanente o por períodos prolongados. La Zona 1 abarca áreas, en las cuales se puede esperar que exista la presencia de una atmósfera de gas explosivo de manera ocasional o poco frecuente. La Zona 2 abarca áreas, en las cuales sólo puede esperarse la presencia de una atmósfera de gas explosivo de manera muy poco frecuente de atmósfera explosiva constituida por una mezcla de aire con sustancias inflamables en forma de gas, vapor o niebla o y si ella se genera, existirá por períodos breves únicamente. Código de temperatura: Tanto en el método de las Clases como el de las Zonas, se requiere que el equipo este marcado para mostrar la temperatura de operación o rango de temperatura. El rango de temperatura está identificado a través del uso de un número de identificación. De lo anterior concluimos que todo el proyecto se encuentra en un área clasificada como "ZONA 2", por lo cual no requiere de medidas especiales para contensión de gases explosivos y NO APLICA lo referente a grupos y códigos de temperatura 1.2.3.6. Justificación técnica de desviación de la NTC 2050 cuando sea permitido, siempre y cuando no comprometa la seguridad de las personas o de la instalación. NO APLICA, en el presente proyecto no hay desviaciones de la NTC 2050 por lo cual no se necesita de justificación técnica. 1.2.4. Cálculos mecánicos 1.2.4.1. Datos de la Red En la tabla dada a continuación se presentan las características de los apoyos y conductores tenidos en cuenta para el presente cálculo. TABLA 7. CARACTERISTICAS DE LOS APOYOS PROYECTO INSTITUCION EDUCATIVA LEÑA 75KVA - 13,2 KV/240V No. Apoyo Tipo de Arm ado Tipo de Apoyo Tipo de Conductor Ángulo Apoyo (º) Cota Apoyo (x,y) e n BDI Vano Vano Ante rior (M ) Pos te rior (M ) Tipo de Te ns e Te ns e M áxim o Conductor (daN) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 EPE004 HORIZONTAL FL RAVEN 0,00 513.481,99 1.162.338,78 10,10 0,0 170,9 NORMAL 563,21 EPP001 HORIZONTAL AL RAVEN 177,03 513.415,78 1.162.181,19 10,10 170,9 137,4 NORMAL 563,21 EPE005 HORIZONTAL FL RAVEN 0,00 513.356,05 1.162.057,40 10,10 137,4 0,0 NORMAL 563,21 0,00 0,0 0,0 - - EPE007 HORIZONTAL - - 0,00 0 Altura Libre (m ) - - - - FL RAVEN 0,00 513.548,87 1.162.091,33 10,10 0,0 88,6 NORMAL 457,39 EPE006 HORIZONTAL AL RAVEN 177,91 513.476,23 1.162.142,12 10,10 88,6 72,0 NORMAL 457,39 EPP001A HORIZONTAL AC RAVEN 178,02 513.415,78 1.162.181,19 8,47 72,0 67,5 NORMAL 432,41 EPE002 HORIZONTAL AC RAVEN 103,93 513.360,39 1.162.219,76 10,10 67,5 48,1 NORMAL 396,26 EPP003 BANDERA FL RAVEN 0,00 513.377,56 1.162.264,65 10,10 48,1 0,0 NORMAL 396,26 Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] TABLA 8. VANOS IDEALES DE REGULACION DEL CONDUCTOR Cantón No. Apoyo Inicial Apoyo Final PROYECTO INSTITUCION EDUCATIVA LEÑA 75KVA - 13,2 KV/240V Te ns e de Te ns e de Vano de Re Longitud Fle cha Fle cha Fle cha gulación Cantón (M ) M áxim a (daN) M ínim a (daN) M áxim a (m ) (M ) 75°C 5°C 0 Fle cha M ínim a (m ) 0 Parám e tro de Parám e tro de Fle cha Fle cha M áxim a (m ) M ínim a (m ) 75°C 5°C 0 0 0 0 0 0 0 1 EPE004 EPE005 308,38 156,89 183,21 352,94 0 EPP001 0 - - - - - - - - 0 - 0 - - - - - - - - 0 - 0 - - - - - - - 2 EPE007 EPP001A 160,62 81,60 115,87 368,84 3,56 1,52 - 0 1,83 0,48 - 0 864,21 546,54 - 1.664,80 1.739,79 0 EPE006 0 - - - - 3 EPP001A EPE002 67,49 67,49 99,55 371,76 1,21 0,32 469,57 1.753,61 - 4 EPE002 EPP003 48,07 48,07 74,79 375,28 0,82 0,17 352,78 1.770,19 TABLA 9. CONDUCTOR - TABLA DE REGULACIÓN PROYECTO INSTITUCION EDUCATIVA LEÑA 75KVA - 13,2 KV/240V CANTON No. 1 APOYO INICIAL No. EPE004 VANO DE REGULACIÓN: 156,89 APOYO FINAL No. EPE005 Longitude s y Fle chas de cada vano de l Cantón Núm e ro de l Vano Vano 1 Vano 2 Vano 3 Vano 4 Longitude s de l Vano (m ) 170,93 137,45 0,00 0,00 Dife re ncia de Nive l (m ) 0,20 -0,20 0,00 0,00 Te m pe ratura Te ns e (daN) (ºC) Fle cha (m ) Fle cha (m ) Fle cha (m ) Fle cha (m ) 10 330,31 2,38 1,51 0,00 0,00 15 310,35 2,51 1,62 0,00 0,00 20 292,50 2,65 1,74 0,00 0,00 25 276,54 2,78 1,86 0,00 0,00 30 262,29 2,92 1,97 0,00 0,00 35 249,53 3,05 2,09 0,00 0,00 40 238,08 3,18 2,21 0,00 0,00 45 227,79 3,31 2,32 0,00 0,00 50 218,50 3,44 2,44 0,00 0,00 TABLA 9. CONDUCTOR - TABLA DE REGULACIÓN PROYECTO INSTITUCION EDUCATIVA LEÑA 75KVA - 13,2 KV/240V CANTON No. VANO DE REGULACIÓN: 2 APOYO INICIAL No. EPE007 APOYO FINAL No. 81,60 EPP001A Longitude s y Fle chas de cada vano de l Cantón Núm e ro de l Vano Vano 1 Vano 2 Vano 3 Vano 4 Longitude s de l Vano (m ) 88,65 71,98 0,00 0,00 Dife re ncia de Nive l (m ) 0,20 -1,82 0,00 0,00 Te m pe ratura Te ns e (daN) (ºC) Fle cha (m ) Fle cha (m ) Fle cha (m ) Fle cha (m ) 10 331,50 0,63 0,41 0,00 0,00 15 297,20 0,70 0,47 0,00 0,00 20 266,37 0,77 0,52 0,00 0,00 25 239,30 0,85 0,59 0,00 0,00 30 216,02 0,94 0,66 0,00 0,00 35 196,27 1,03 0,74 0,00 0,00 40 179,65 1,11 0,81 0,00 0,00 45 165,68 1,20 0,89 0,00 0,00 50 153,90 1,29 0,96 0,00 0,00 Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] TABLA 9. CONDUCTOR - TABLA DE REGULACIÓN PROYECTO INSTITUCION EDUCATIVA LEÑA 75KVA - 13,2 KV/240V CANTON No. VANO DE REGULACIÓN: 3 APOYO INICIAL No. EPP001A APOYO FINAL No. 67,49 EPE002 Longitude s y Fle chas de cada vano de l Cantón Núm e ro de l Vano Vano 1 Vano 2 Vano 3 Vano 4 Longitude s de l Vano (m ) 67,49 0,00 0,00 0,00 Dife re ncia de Nive l (m ) 1,62 0,00 0,00 0,00 Te m pe ratura Te ns e (daN) (ºC) Fle cha (m ) Fle cha (m ) Fle cha (m ) Fle cha (m ) 10 331,50 0,36 0,00 0,00 0,00 15 293,88 0,41 0,00 0,00 0,00 20 259,62 0,46 0,00 0,00 0,00 25 229,33 0,53 0,00 0,00 0,00 30 203,34 0,59 0,00 0,00 0,00 35 181,56 0,66 0,00 0,00 0,00 40 163,59 0,74 0,00 0,00 0,00 45 148,83 0,81 0,00 0,00 0,00 50 136,68 0,88 0,00 0,00 0,00 TABLA 9. CONDUCTOR - TABLA DE REGULACIÓN PROYECTO INSTITUCION EDUCATIVA LEÑA 75KVA - 13,2 KV/240V CANTON No. VANO DE REGULACIÓN: 4 APOYO INICIAL No. EPE002 APOYO FINAL No. 48,07 EPP003 Longitude s y Fle chas de cada vano de l Cantón Núm e ro de l Vano Vano 1 Vano 2 Vano 3 Vano 4 Longitude s de l Vano (m ) 48,07 0,00 0,00 0,00 Dife re ncia de Nive l (m ) 0,00 0,00 0,00 0,00 Te m pe ratura Te ns e (daN) (ºC) Fle cha (m ) Fle cha (m ) Fle cha (m ) Fle cha (m ) 10 331,50 0,18 0,00 0,00 0,00 15 289,40 0,21 0,00 0,00 0,00 20 249,98 0,24 0,00 0,00 0,00 25 214,30 0,29 0,00 0,00 0,00 30 183,40 0,33 0,00 0,00 0,00 35 157,85 0,39 0,00 0,00 0,00 40 137,48 0,45 0,00 0,00 0,00 45 121,54 0,50 0,00 0,00 0,00 50 109,06 0,56 0,00 0,00 0,00 TABLA 10. CÁLCULO DE EOLOVANOS Y GRAVIVANOS PROYECTO INSTITUCION EDU. LEÑA 75KVA - 13,2 KV/240V No. Apoyo Eolovano (m ) Gravivano (m ) Hipóte s is de Fle cha Vie nto (10ºC M ínim a (5ºC) + V) 0 0 0 0 EPE004 85,47 82,30 83,56 EPP001 154,19 161,07 158,55 EPE005 68,72 65,01 66,27 - 0,00 0,00 0,00 EPE007 44,32 39,33 40,41 EPE006 80,31 137,74 128,56 EPP001A 69,73 -31,79 -16,81 EPE002 57,78 106,86 99,97 EPP003 24,03 24,03 24,03 Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] TABLA 11. SOLICITACIONES INDIVIDUALES EN EL APOYO PROYECTO INSTITUCION EDUCATIVA LEÑA 75KVA - 13,2 KV/240V No. Apoyo Hipóte s is de vie nto (daN) Tipo Apoyo Tipo de Conductor No. de Fas e s Agot. C.S. Fl Agot. C.S. Fv Agot. C.S. Fl C.R. C.S. Fv C.R. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 735 0,4 1.377,6 1.663 1,2 585,4 735 1,3 1.377,6 1.663 1,2 146,8 1.788 12,2 140,5 1.029 7,3 146,8 1.788 12,2 1.276,7 1.663 1,3 551,5 735 1,3 1.276,7 1.663 - - - 0 0 0 0 0 EPE004 FL RAVEN 3 124,9 735 5,9 EPP001 AL RAVEN 3 225,3 1.029 4,6 EPE005 FL RAVEN 3 100,4 735 7,3 0 - - - - - - De s e quilibrio de Traccione s (daN) Ft 1.756,3 - 1.029 1.654,5 - 735 0,4 - - - 1.029 EPE007 FL RAVEN 2 43,2 1.029 23,8 956,1 EPE006 AL RAVEN 2 78,2 735 9,4 - EPP001A AC RAVEN 2 57,0 - - EPE002 AC RAVEN 2 56,3 735 13,1 EPP003 FL RAVEN 2 23,4 1.225 52,3 - - - - 0 1,3 - 694,1 5.365 7,7 478,0 1.029 2,2 694,1 5.365 735 - 75,3 554 7,4 76,5 735 9,6 75,3 554 7,4 - - 417,9 #N/A #N/A 375,5 - - 417,9 #N/A #N/A 441,1 735 1,7 744,7 1.663 2,2 441,1 735 1,7 744,7 1.663 2,2 811,6 1.225 1,5 676,1 5.365 7,9 405,8 1.225 3,0 676,1 5.365 7,9 375,5 1,1 - C.S. 7,7 TABLA 12.1. ESFUERZOS COM BINADOS TOTALES EN EL APOYO (FUERZA RESULTANTE M .T. + B.T.) PROYECTO INSTITUCION EDUCATIVA LEÑA 75KVA - 13,2 KV/240V EPE004 FL RAVEN 3,00 EPP001 AL RAVEN 3,00 EPE005 FL - RAVEN - C.R. C.S. Fl 124,9 735 5,9 1.756,3 223,5 1.029 4,6 33,1 - 100,4 735 7,3 1.654,5 - - - - AC 3,00 - Hipóte s is de vie nto (daN) Tipos de Es fue rzos Adicionale s No. Apoyo Tipo Apoyo Tipo de Conductor No. de Fas e s - Ft C.R. Fv C.R. 735 0,4 1.377,6 1.029 31,1 146,8 1.276,7 1.663 - - 735 0,4 - - - 1.029 EPE007 FL RAVEN 2,00 - 43,2 1.029 23,8 956,1 EPE006 AL RAVEN 2,00 - 78,2 735 9,4 - EPP001A AC RAVEN 2,00 - 57,0 - - EPE002 AC RAVEN 2,00 - 56,3 735 13,1 EPP003 FL RAVEN 2,00 - 23,4 1.225 52,3 De s e quilibrio de Traccione s (daN) C.S. Fl C.R. C.S. Fv C.R. 1.663 1,2 1.788 12,2 585,4 735 1,3 1.377,6 1.663 1,2 375,5 1.029 2,7 146,8 1.788 12,2 1,3 551,5 1.276,7 1.663 - - - 735 1,3 - - - C.S. 1,3 - 694,1 5.365 7,7 478,0 1.029 2,2 694,1 5.365 735 - 75,3 554 7,4 76,5 735 9,6 75,3 554 7,4 - - 417,9 #N/A #N/A 375,5 - - 417,9 #N/A #N/A 1.045,1 735 0,7 744,7 1.663 2,2 441,1 735 1,7 744,7 1.663 2,2 811,6 1.225 1,5 676,1 5.365 7,9 405,8 1.225 3,0 676,1 5.365 7,9 33,1 1,1 C.S. 7,7 TABLA 12.2. CÁLCULO DE LAS RETENIDAS PROYECTO INSTITUCION EDUCATIVA LEÑA 75KVA - 13,2 KV/240V No. Apoyo Tipo de Apoyo He rraje para Cue rda de Guitarra Tipo de Re te nida 0 0 0 0 EPE004 FL Direct. Tierra NO EPP001 AL+AC EPE005 FL 0 0 EPE007 FL EPE006 AL EPP001A AC EPE002 EPP003 NO NO - Te ns e Re te nida (daN) Cant. Calibre (") 0 0 0 0 745,79 2 3/8" 1.491,58 - - 10,10 - Direct. Tierra - Conform ación de las Re te nidas Te ns e a Com pe ns ar (daN) 10,10 - Direct. Tierra Altura de Aplicación (m ) 1.387,77 Cable Varilla y Ancla CS Cant. 0 Diám e tro (") 0 0 18,34 1 3/4" - 0 0 - 0 0 693,88 2 3/8" 19,72 1 3/4" - - - 0 0 - 0 0 10,10 555,23 277,62 2 3/8" 49,28 1 3/4" - - 0 0 - 0 0 Direct. Tierra NO 8,47 - 456,52 228,26 1 3/8" 29,97 1 3/4" AC Direct. Tierra NO 10,10 766,06 383,03 1 3/8" 17,86 1 3/4" FL oste-Poste-Tierr NO 10,10 327,90 163,95 2 3/8" 83,44 1 3/4" TABLA 12. RESUMEN DE APOYOS - CARACTERISTICAS MECÁNICAS DE APOYOS - CONDUCTOR PROYECTO INSTITUCION EDUCATIVA LEÑA 75KVA - 13,2 KV/240V ESFUERZO EN APOYO (daN) No. Apoyo Tipo Apoyo Denominación Coef. Des. Ft 0 0 EPE004 FL EPP001 AL EPE005 FL - 0 Un(1) Poste Existente No Normalizado 12 Mts 750 Kg - - Fl Fv 0 0 0 0 0,00 124,9 1.756,3 1.377,6 0,00 223,5 33,1 146,8 0,00 100,4 1.654,5 1.276,7 0,00 Hipótesis de desequilibrio Hipótesis de viento (daN) - EPE007 FL 0,00 43,2 Resultante de Tense de la Fl - Total todas las Retenida Fuerzas CS Fl Fv 0 0 1.491,6 264,7 292,7 2,5 585,4 1.377,6 - 223,5 316,1 3,3 375,5 146,8 1.387,8 266,8 285,0 2,6 551,5 1.276,7 - - - - - 956,1 694,1 555,2 400,8 403,1 2,6 - - 478,0 694,1 EPE006 AL 0,00 78,2 75,3 - 78,2 110,6 6,6 76,5 75,3 EPP001A AC 0,00 57,0 33,1 417,9 456,5 423,4 427,3 - 375,5 417,9 EPE002 AC 0,00 56,3 1.045,1 744,7 766,1 279,0 284,6 2,6 441,1 744,7 EPP003 FL 0,00 23,4 811,6 676,1 327,9 483,7 484,3 2,5 405,8 676,1 Un(1) Poste Nuevo No Normalizado 12 Mts 1250 Kg - Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] TABLA 13. CALCULO DE CIM ENTACIONES PROYECTO INSTITUCION EDUCATIVA LEÑA 75KVA - 13,2 KV/240V No. Apoyo Vol. Horm . (m 3) M e (daN-m ) CS h (m ) Vol. Excav. (m 3) M v (daN-m ) d (m ) CIMENTACIÓN CILÍNDRICA CON HORMIGÓN 0,70 2,00 0,770 0,518 5833,33 13411,32 2,30 CIMENTACIÓN CILÍNDRICA CON HORMIGÓN #N/A #N/A #N/A #N/A #N/A #N/A #N/A 0,70 1,85 0,712 0,479 4129,90 10618,57 2,57 0,70 2,15 0,827 0,557 7005,72 16682,86 2,38 Tipo de Cim e ntacion Cim e ntación EPE004 EPP001 EPE005 EPE007 EPE006 EPP001A EPE002 EPP003 CIMENTACIÓN CILÍNDRICA CON HORMIGÓN CIMENTACIÓN CILÍNDRICA CON HORMIGÓN Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 2. PLANOS 2.1. Plano planta, de situación y emplazamiento 2.2. Este ítem se encuentra plasmado en los planos al final de este Proyecto Específico. 2.3. Planos de Detalle para validar distancias de seguridad. 2.4. Este ítem se encuentra plasmado en los planos al final de este Proyecto Específico. 2.5. Diagramas Unifilares 2.6. Este ítem se encuentra plasmado en los planos al final de este Proyecto Específico. 3. ANEXOS 3.1. Copia de Cédula de Ciudadanía 3.2. Copia de Tarjeta Profesional Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 3.3. Especificaciones de construcción complementarias a los planos, incluyendo las de tipo técnico de equipos y materiales y sus condiciones particulares Al final de este documento, se anexa las normas de Gas Natual Fenosa que tienen relación con el presente proyecto. Allí están estipulados los planos y las especificaciones técnicas de equipos y materiales y sus condiciones particulares. Tambien se presentan los catálogos de los equipos que no aparecen en la norma. A continuación se presenta el listado de las Normas GNF y de los catálogos anexo 3.4. 3.3.1. 3.3.2. 3.3.3. 3.3.4. 3.3.5. 3.3.6. Norma MT 000: Utilizacion de abrazaderas segun tipo de poste. Norma MT 321: Estructura tipo horizontal bifásico fin de línea 13.2 kV. Norma MT 121: Estructura tipo bandera bifásico fin de línea 13.2kV. Norma MT 122: Estructura tipo bandera bifásico alineación 13.2kV. Norma CT 001 : Selección de Fusibles para transformadores tipo poste Norma SPT 002 : Sistema de Puesta a Tierra en Copper Clad Steel 3.3.7. 3.3.8. 3.3.9. Norma CT 121 - S: Centro de transformación conectado a red MT tipo bandera transformador convencional monofásico 13.2 kV - Salida sencilla. Norma SB 210 : Transición Aéreo - Subterránea B.T desde C.T Tipo Poste Norma ICE-18 : Caja de Inspección para Acometidas en B.T. 3.3.10. Norma ICE-19 : Caja de Inspección para Acometidas en B.T. Estudios adicionales que el tipo de instalación requiere para su correcta y segura operación, tales como condiciones sísmicas, acústicas, mecánicas o térmicas En cuanto a las condiciones sísmicas, los postes de concreto deben ser construidos con las técnicas de mezclas y materiales reconocidos por el Código Sismo Resistente o las normas técnicas internacionales para este tipo de requerimientos; no deben presentar partes de su armadura expuestas a la corrosión; la profundidad del hierro no debe ser menor a 25 mm para uso en ambientes salinos y 20 mm para uso en ambientes normales. Para postes armados vibrados destinados a ambientes salinos o corrosivos, la profundidad del hierro se aumentará en 5 mm o el valor determinado en una norma técnica internacional, de reconocimiento internacional o NTC aplicable; no deben presentar fisuras o grietas que comprometan la vida útil y la seguridad mecánica. El productor debe tener en cuenta las condiciones ambientales del lugar donde se vaya a instalar el poste y tomar las medidas constructivas para contrarrestar la corrosión. Para los niveles de ruido acústico en el presente proyecto, no superan los valores establecidos por las autoridades competentes a saber: NIVEL DE PRESION SONORA DE dB(A) Periodo diurno ZONAS RECEPTORAS 7:01 A.M. . 9:00 P.M. Zona I Residencial 65 Zona II Comercial 70 Zona III Industrial 70 Zona IV de tranquilidad 45 Periodo nocturno 9:01 A.M. . 7:00 P.M. 45 60 75 45 LÍMITES MÁXIMOS DE EXPOSICIÓN SEGÚN LA FRECUENCIA DE OPERACIÓN Tipo de exposición Gama de frecuencias Intensidad de Campo Eléctrico, E (V/m) Intensidad de Campo Magnético, H (A/m) Densidad de Potencia de onda plana equivalente, S (W/m2) Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] CONSORCIO FUTURO Nlt• 901.143.818-3 Ocupacional Público en general 9 - 65 KHz 0,065 - 1 KHz 1 - 10 KHz 10 - 400 KHz 400 - 2000 KHz 2 - 300 KHz 9 - 150 KHz 0,15 - 1 KHz 1 - 10 KHz 10 - 400 KHz 400 - 2000 KHz 2 - 300 KHz 610 610 610 / f 61 24,4 1,6 / f 1,6 / f 0,16 3 f1/2 137 87 87 87 / f1/2 28 0,008 f1/2 0,36 5 0,73 / f 0,73 / f 0,073 1,375 f1/2 61 0,0037 f1/2 0,16 10 f / 40 50 2 f / 200 10 Los valores de radiointerferencia en el presente proyecto, no superan los valores establecidos por las autoridades competentes a saber 3.5. Documento de aprobación del diseño del alumbrado público por parte del Municipio y /o Concesión. En caso de ser necesario este documento será presentado al momento de la energización del proyecto ya que se encuentra en trámite. w m Q:: <t (.) ii: b w ....1 UJ z w ::, o ::::; a. <( w ::, o u, j o 1 1 z u, 1w o >- � ¡!l o � u ::, g Direccion: Carrera 52 No. 72 – 131 oficina 510 - Ed. Anglocolombiano Ciudad: Barranquilla - Atlántico Cel: 300 8025530 – 300 5428971 Correo: [email protected] 1t5 15 ¡::: w a:: < u w UJ
