3. CALCULOS JUSTIFICATIVOS - Electro Sur Este

3. CALCULOS JUSTIFICATIVOS

201

3.1 CALCULO JUSTIFICATIVO RED

PRIMARIA

202

CAPÍTULO II: CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS

SECCIÓN II: REDES PRIMARIAS Y SUBESTACIONES DE DISTRIBUCION

1.0. ASPECTOS GENERALES. 1.1. OBJETIVO

Estas bases definen las condiciones técnicas mínimas para el diseño de redes primarias en 10.5 kV Y 22.9 kV , de tal manera que garanticen los niveles mínimos de seguridad para las personas y las propiedades, y el cumplimiento de los requisitos exigidos para un sistema económicamente adaptado.

1.2. ALCANCES El diseño de las redes primarias comprende también etapas previas al diseño propiamente dicho, el cual consiste la determinación de la demanda eléctrica, configuración topológica de la red, selección de materiales y equipos. El diseño propiamente se efectúa cuando se ha definido la topología de la red. Este capítulo comprende: Cálculos Eléctricos

Análisis del sistema eléctrico. Estudio del nivel de aislamiento. Selección de aisladores. Selección del pararrayos. Selección de equipos de protección. Selección y configuración del sistema de puesta a tierra. Coordinación de aislamiento. Coordinación de protección. Flujo de potencia y Caídas de tensión.

Cálculos Mecánicos

Cálculo mecánico de conductores Cálculo mecánico de estructuras Cálculo de cimentaciones y Cálculo de retenidas

1.3. BASES DE CALCULO

Los cálculos de las redes primarias deberán cumplir con las siguientes normas y disposiciones legales: Código Nacional de Electricidad Suministro 2011 Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844 Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844 Normas DGE/MEM vigentes: RD 018-2003-EM/DGE: Bases para el diseño de redes primarias.

En forma complementaria, se han tomado en cuenta las siguientes normas internacionales: NESC (NATIONAL ELECTRICAL SAFETY CODE) REA (RURAL ELECTRIFICATION ASSOCIATION) U.S. BUREAU OF RECLAMATION – STANDARD DESIGN VDE 210 (VERBAND DEUTSCHER ELECTROTECHNIKER) IEEE (INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS) CIGRE (CONFERENCE INTERNATIONAL DESGRANDS RESSEAUX ELECTRIQUES) NORMA BRASILEÑA DE LINEAS DE TRANSMISION ANSI (AMERICAN NATIONAL STANDARD INSTITUTE) IEC (INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION)

203

1.4. DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD Sobre la base de las Normas indicadas anteriormente, se consideró como distancias mínimas de seguridad, tomando en cuenta las condiciones meteorológicas de la zona del Proyecto, lo siguiente: a) Separación mínima horizontal o vertical entre conductores de un mismo circuito en los

apoyos Horizontal = 0,70 m Vertical = 1,00 m

Estas distancias son válidas tanto para la separación entre 2 conductores de fase como entre un conductor de fase y el neutro. b) Distancia mínima entre los conductores y sus accesorios bajo tensión y elementos puestos

a tierra D = 0,25 m

Esta distancia no es aplicable a conductor neutro c) Distancia horizontal mínima entre conductores de un mismo circuito a mitad de vano

fFUD c 65.00076.0 Dónde: U = Tensión nominal entre fases, kV FC = Factor de corrección por altitud f = Flecha del conductor a la temperatura máxima prevista, m Cuando se trate de conductores de flechas diferentes, sea por tener distintas secciones o

haberse partido de esfuerzos EDS diferentes, se tomará la mayor de las flechas para la determinación de la distancia horizontal mínima.

Además de las distancias en estado de reposo, se deberá verificar, también, que bajo una diferencia del 40% entre las presiones dinámicas de viento sobre los conductores más cercanos, la distancia D no sea menor que 0,20 m.

Además, la distancia de separación a mitad de vano será verificada a fin de mantener el espaciamiento eléctrico a mitad de vano. Esta distancia de separación será uno de factores que limite la longitud del vano lateral, especialmente donde existe cambio de configuración de armados.

d) Distancia vertical mínima entre conductores de un mismo circuito a mitad de vano Para vanos hasta 100 m : 0,70 m Para vanos entre 101 y 300 m : 1,00 m Para vanos entre 301 y 600 m : 1,20 m Para vanos mayores a 600 m : 2,00 m

En estructuras con disposición triangular de conductores, donde dos de éstos estén ubicados en un plano horizontal, sólo se tomará en cuenta la separación horizontal de conductores si es que el conductor superior central se encuentra a una distancia vertical de 1,00 m o 1,20 m (Según la longitud de los vanos) respecto a los otros 2 conductores: En líneas con conductor neutro, deberá verificarse, adicionalmente, la distancia vertical entre el conductor de fase y el neutro para la condición sin viento y máxima temperatura en el conductor de fase, y temperatura EDS en el conductor neutro. En esta situación la distancia vertical entre estos dos conductores no deberá ser inferior a 0,50 m. Esta verificación deberá efectuarse, también, cuando exista una transición de disposición horizontal a disposición vertical de conductores con presencia de conductor neutro.

204

e) Distancia horizontal mínima entre conductores de diferentes circuitos Para la verificación de la distancia de seguridad entre dos conductores de distinto circuito debido a una diferencia de 40% de las presiones dinámicas de viento, deberá aplicarse las siguientes fórmulas:

cFUD 00746.0 , pero no menor que 0,20 m Dónde: U = Tensión nominal entre fases del circuito de mayor tensión, en kV FC = Factor de corrección por altitud f) Distancia vertical mínima entre conductores de diferentes circuitos Esta distancia se determinará mediante la siguiente fórmula:

)50(0102.020.1 21 kVkVFD c Dónde: kV1= Máxima tensión entre fases del circuito de mayor tensión, en kV kV2= Máxima tensión entre fases del circuito de menor tensión, en kV Para líneas de 10 - 22,9 kV y 10 - 22,9/13,2 kV, esta tensión será 25 kV FC = Factor de corrección por altitud La distancia vertical mínima entre líneas de 10kV y líneas de menor tensión será de 1,00m. g) Distancia mínimas del conductor a la superficie del terreno En lugares accesibles sólo a peatones : 5,0 m En laderas no accesibles a vehículos o personas : 3,0 m En lugares con circulación de maquinaria agrícola : 6,0 m A lo largo de calles y caminos en zonas urbanas : 6,0 m En cruce de calles, avenidas y vías férreas : 7,0 m

Las distancias mínimas son verticales y determinadas a la temperatura máxima prevista, con excepción de la distancia a laderas no accesibles, que será radial y determinada a la temperatura en la condición EDS final y declinación con carga máxima de viento. Las distancias sólo son válidas para líneas de 10, 22,9 y 22,9/13,2 kV. Para propósitos de las distancias de seguridad sobre la superficie del terreno, el conductor neutro se considera igual en un conductor de fase. En áreas que no sean urbanas, las redes primarias recorrerán fuera de la franja de servidumbre de las carreteras. Las distancias mínimas del eje de la carretera al eje de las redes primarias serán las siguientes: En carreteras importantes : 25 m En carreteras no importantes : 15 m

Estas distancias deberán ser verificadas, en cada caso, en coordinación con la autoridad competente. h) Distancias mínimas a terrenos rocosos o árboles aislados Distancia vertical entre el conductor inferior y los árboles : 2,50 m Distancia radial entre el conductor y los árboles laterales : 0,50 m

Las distancias verticales se determinarán a la máxima temperatura prevista. Las distancias radiales se determinarán a la temperatura en la condición EDS final y declinación con carga máxima de viento. Las distancias radiales podrán incrementarse cuando haya peligro que los árboles caigan sobre los conductores. i) Distancias mínimas a edificaciones y otras construcciones No se permitirá el paso de líneas de media tensión sobre construcciones para viviendas o que alberguen temporalmente a personas, tales como campos deportivos, piscinas, campos feriales, etc. Distancia radial entre el conductor y paredes y otras estructuras no accesibles: 2,5 m

205

Distancia horizontal entre el conductor y parte de una edificación normalmente accesible a personas incluyendo abertura de ventanas, balcones y lugares similares: 2,5 m

Distancia radial entre el conductor y antenas o distintos tipos de pararrayos: 3,0 m Las distancias radiales se determinarán a la temperatura en la condición EDS final y declinación con carga máxima de viento. Lo indicado es complementado o superado por las reglas del Código Nacional de Electricidad Suministro vigente.

2.0. CÁLCULOS ELÉCTRICOS. 2.1. CONSIDERACIONES DE DISEÑO.

CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA

N° DESCRIPCIÓN CO-02 DO-01, CA-02, OR-03, QU-03 Y QU-04

1.0 Tensión nominal de la red 22.9 kV 10.5 kV 2.0 Tensión máxima de servicio 25 kV 15 kV 3.0 Frecuencia nominal 60 Hz 60 Hz 4.0 Factor de Potencia 0.9 (atraso)

5.0 Conexión del sistema Estrella, neutro efectivamente puesto a tierra

en la S. E.

6.0 Potencia de cortocircuito mínima

250 MVA.

7.0 Tipo de Conductor Conductor AAAC. 8.0 Sección Nominal 35 mm2 9.0 Nivel Isoceráunico 60

10.0 Nivel de Contaminación (IEC 815)

Ligero Nivel I 16 mm/kV

11.0 Altitud Mínima 3300 3150 12.0 Altitud Máxima 3900 3340

2.2. CÁLCULO DE IMPEDANCIAS.

a) Resistencia de los conductores La resistencia de los conductores a la temperatura de operación “RL”, se ha calculado mediante la siguiente fórmula:

CtRR C º201º201 Dónde: R20°C : Resistencia del conductor en c.c. a 20°C en ohm/km : Coeficiente de variación térmica del conductor en °C-1 = 0.00360°C-1, para conductores de aluminio t : Temperatura máxima de operación en °C ( t=40°C ). b) Reactancia inductiva La reactancia inductiva para sistema trifásico equilibrado se ha calculado mediante la siguiente formula:

4106.45.0377

r

DMGLogX L

Dónde: XL : Reactancia inductiva en ohm/km DMG : Distancia media geométrica, para sistema trifásico se tomará en cuenta el cálculo de distancia mínima entre conductores de un mismo circuito. DMG = 1,20 m, para conductores de aluminio. r : Radio del conductor en m.

206

c) Parámetros de secuencia positiva, negativa y cero. Para efectos del cálculo de las corrientes de cortocircuito, se han obtenido las resistencias y reactancias inductivas unitarias de las redes primarias de secuencia positiva, negativa y cero (homopolar). Para el sistema existente los parámetros de secuencia positiva y negativa son los mismos que se han calculado en el acápite anterior. La resistencia homopolar Ro se ha calculado según la siguiente relación:

8

31

o

o RR

Dónde: Ro : Resistencia unitaria de secuencia cero en Ohm/km. R1 : Resistencia unitaria de secuencia positiva del conductor, a la temperatura de operación en Ohm/km.

o : Constante de inducción magnética, o = 4 π x 10 –4 H/km : Frecuencia angular, = 2 π f Seg-1 f : Frecuencia del sistema Para f = 60 Hz se tiene:

17765.01 RRo La reactancia inductiva de secuencia cero Xo, a su vez, ha sido calculada mediante la ecuación siguiente:

n

L

DMGRMGLnX o

o 43

2 3/12

Dónde: X0 : Reactancia inductiva de secuencia cero, en ohm/km : Índice de penetración en m.

2/1

85.1

o

: Resistividad eléctrica del terreno en ohm-m L : Permeabilidad relativa del conductor. Usualmente igual a 1

n : Número de conductores parciales. En este caso n = 1 RMG : Radio medio geométrico del conductor RMG = 0,726 * r, r: Radio del conductor en m. DMG : Distancia media geométrica en m.

2.3. ESTUDIO DEL NIVEL DE AISLAMIENTO. 2.3.1. CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DEL NIVEL DE AISLAMIENTO Para la determinación del nivel de aislamiento se ha considerado una zona con topografía irregular, con ligero grado de contaminación, y tomado en cuenta los siguientes aspectos, según la Norma IEC 71-1: Sobretensiones a frecuencia industrial en seco Sobretensiones atmosféricas Contaminación ambiental Condiciones de Operación del Sistema

207

2.3.2. FACTORES DE CORRECCIÓN Según normas vigentes, así como recomendaciones de la Norma IEC 71-1, para líneas ubicadas a más de 1000 m sobre el nivel del mar, el aislamiento se incrementará con los factores de corrección determinados mediante la relación siguiente: a) Factor de corrección por altitud Fh :

10000

100025.11

hFh

Dónde: h = altitud en metros sobre el nivel del mar. Fh=1.264 2.3.3. DETERMINACIÓN DEL NIVEL DE AISLAMIENTO a) Sobretensiones a frecuencia industrial. Según la Norma MEM/DEP 501 la tensión de sostenimiento a frecuencia industrial entre fases y fase-tierra, en condiciones estándar: Para una línea de nivel de tensión 10.5 kV debe ser igual a 28 kV, considerando los factores de corrección por altitud se tiene:

Sobretensiones a frecuencia industrial = 28 x Fh

Para una línea de nivel de tensión 22.9 kV debe ser igual a 50 kV, considerando los factores de corrección por altitud se tiene:

Sobretensiones a frecuencia industrial = 50 x Fh b) Sobretensiones atmosféricas. El nivel básico de aislamiento (BIL) requerido por las redes primarias, de acuerdo a la Norma MEM/DEP 501: Para una línea de nivel de tensión 10.5 kV es de 75 kV, considerando los factores de corrección por altitud, la tensión crítica disruptiva a la onda de impulso 1,2/50 ms, será de:

Sobretensiones atmosféricas = 75 x Fh Para una línea de nivel de tensión 22.9 kV es de 125 kV, considerando los factores de corrección por altitud, la tensión crítica disruptiva a la onda de impulso 1,2/50 ms, será de:

Sobretensiones atmosféricas = 125 x Fh c) Contaminación ambiental La zona del proyecto presenta un ambiente con escasa contaminación ambiental y producción de lluvias constantes en los meses de verano. De acuerdo a la Norma IEC 815 Tabla I, el área del proyecto se considera con un nivel de contaminación LIGERO NIVEL I. De acuerdo a la Tabla II – Nota 1 de la mencionada Norma, para estas condiciones, se asume una línea de fuga específica mínima de 16 mm/kV. La mínima línea de fuga total a considerar, será el resultado del producto de la mínima longitud de fuga específica por la máxima tensión de servicio entre fases, considerando los factores de corrección determinados:

LfmFcULf ** Dónde: U : Tensión máxima de servicio, en kV. Fc : Factor de corrección por altitud. Lfm : Línea de contaminación especifica según IEC 815.

208

Lf=505.75mm d) Nivel de aislamiento requerido (normalizado) El nivel de aislamiento exterior mínimo requerido y calculado según las recomendaciones de la Norma IEC 71-1, para las redes primarias es de:

Descripción Unidad CO02 OR03, DO01, CA02,

QU03 Y QU04 Tensión nominal del sistema (proyectada) kV 22.9 10.5 Tensión máxima entre fases kV 25 12 Tensión de sostenimiento a la onda 1,2/50 entre fases y fase a tierra

kVp 170 125

Tensión de sostenimiento a frecuencia industrial entre fases y fase a tierra

kV 66.27 36.19

Línea de fuga total mm 530.15 248.16

2.4. SELECCIÓN DE AISLADORES. a) Aislador para estructuras de alineamiento o ángulo hasta 30° Teniendo en cuenta que la tensión de servicio es baja, se decide seleccionar los aisladores tipo PIN, por estar el nivel de tensión de servicio en el rango de 5kV - 60 kV. Las características de los aisladores tipo PIN que cumplen con los mínimos niveles de aislamiento requeridos son:

CO02, CA02, OR03, DO01, QU03 Y QU04

Clase: ANSI 56-3

Voltaje de Flameo

Promedio

A frecuencia Industrial (KV RMS)

Seco 125 Húmedo 80

Al impulso (KV pico) Positivo 200 Negativo 265

Línea de fuga (mm) 533 b) Aislador para estructuras de anclaje y ángulos fuertes hasta 90° La naturaleza y función de estas estructuras exige la utilización de aisladores tipo suspensión. Las características de los aisladores tipo suspensión que cumplen con los mínimos niveles de aislamiento requeridos son:

Clase: RPP-25

Voltaje de Flameo

Promedio

A frecuencia Industrial (KV RMS)

Seco 130 Húmedo 110

Al impulso (KV pico) Positivo 245 Negativo 255

Línea de fuga (mm) 778 A continuación, se muestran las hojas de cálculo del Nivel de Aislamiento y Selección de Aisladores:

209

1.0 DATOS GENERALES

Simbolo Unidad ValorTensión nominal [kV] 10.5Tensión máxima del sistema [kV] 12Altitud máxima h [m.s.n.m.] 3150Altitud mínima h [m.s.n.m.] 3130Altitud promedio h [m.s.n.m.] 3140Temperatura maxima t [ºC] 25Temperatura media t [ºC] 10Nivel de salinidad (asumida) [mg/cm2] 0.175

Linea de contaminacion especifica según IEC 815 Lfm [mm/kV2] 16

Los aisladores normalizados para lineas primarias son los siguientes:

55-4 55-5 56-2 56-3 56-4Seco 70 85 110 125 140Humedo 40 50 70 80 95Positivo 110 140 175 200 225Negativo 140 170 225 265 295

Longitud de Linea de Fuga (mm) 229 305 432 533 685Minima Tension de Perforacion a Frecuencia Industrial [KV RMS] 95 115 145 165 185

ANSI-15RPP-15

ANSI-25RPP-25

ANSI-35RPP-35

Seco 90 130 145Humedo 66 110 130Positivo 125 245 250Negativo 130 255 250

Longitud de Linea de Fuga (mm) 398 778 1000Minima Tension de Perforacion a Frecuencia Industrial [KV RMS] 110 110 170

2.0 FACTOR DE CORRECCION

h = Altura sobre el nivel del mar

Factor de correcion por Temperatura

= 1.00

Factor de Coreccion por Altura

= 1.269

= 1.26875

0 m.s.n.m. 3150 m.s.n.m.Tensión Nominal - Entre fases, kV - Entre fases y neutro, kVTensión Máxima del Equipo - Entre fases, kV 12 15.23 - Entre fase y neutro, kV 0 0.00

28 35.53

75 95.16

3.0 VERIFICACIÓN POR TENSION DISRUPTIVA

Verificacion por Tension Disruptiva Bajo Lluvia

De acuerdo al CNE, la tensión disruptiva bajo lluvia a la frecuencia de servicio que debe tener un aislador, no deberá ser menor a:

Donde :

U : Tensión nominal de servicio, en kV.Fc : Factor de corrección por altura.Uc : Tensión disruptiva bajo lluvia a la frecuencia de servicio, en kV.

AlturaCARACTERISTICAS

NIVEL DE AISLAMIENTO

Nivel de Aislamiento a la Frecuencia Industrial entre fases y fase neutro “Uc” en kV RMSTensión de Sostenimiento al Impulso (1.2/50 Microseg.) “UBIL” en kV PICO

10.50

Clase ANSI

Al Impulso [KV Pico]

Voltage de Flameo Promedio


A Frecuencia ind. [KV RMS]


CARACTERÍSTICAS DE AISLADORES TIPO SUSPENSIÓN (POLIMERICOS)

CARACTERISTICAS

CARACTERÍSTICAS DE AISLADORES TIPO PIN

Clase ANSI


NIVEL DE AISLAMIENTOREDES PRIMARIAS DEL ALIMENTADOR MT OR-03

313

273 tF t

10000

100025.11

hFh

thC xFFF

)5(1.2 CC UxFxU

Página 1 de 2210

NIVEL DE AISLAMIENTOREDES PRIMARIAS DEL ALIMENTADOR MT OR-03

Luego para el estudio

Uc = 38.48 [Kv]

Los aisladores que cumplen con este requerimiento son:

AisladorTension

DisruptivaBajo Lluvia

Observacion AisladorTension


Observacion

55-4 (PIN) 40 CUMPLE RPP-15 (SUS) 66 CUMPLE55-5 (PIN) 50 CUMPLE RPP-25 (SUS) 110 CUMPLE56-2 (PIN) 70 CUMPLE RPP-35 (SUS) 130 CUMPLE56-3 (PIN) 80 CUMPLE56-4 (PIN) 95 CUMPLE

Verificacion por Tension Disruptiva En Seco

Verificacion por Tension Disruptiva en Seco

Según el Código de Seguridad Americano (NESC), la tensión disruptiva en seco no debe ser mayor que el 75% de la tensión de perforación:

Donde :

U : Tensión nominal de servicio, en kV.Fc : Factor de corrección por altura.Us : Tensión disruptiva en seco a la frecuencia de servicio, en kV.

Luego para el estudioUc = 40.31 [Kv]

AisladorTension

DisruptivaEn Seco

Verificacion al 75 %

Observacion

55-4 (PIN) 70 71.25 CUMPLE55-5 (PIN) 85 86.25 CUMPLE56-2 (PIN) 110 108.75 CUMPLE56-3 (PIN) 125 123.75 CUMPLE56-4 (PIN) 140 138.75 CUMPLE

AisladorTension

DisruptivaEn Seco


Observacion

RPP-15 (SUS) 90 82.5 CUMPLERPP-25 (SUS) 130 82.5 CUMPLERPP-35 (SUS) 145 127.5 CUMPLE

4.0 VERIFICACION POR CONTAMINACION

En esta verificacion hallamos el factor de correcion por altura, por los siguientes metodos:

U : Tensión maxima de servicio, en kV.Fc : Factor de corrección por altitud.

Lfm : Linea de contaminacion especifica según IEC 815.

Lf = 243.60 mm

AisladorLongitud de

Linea de Fuga [mm]

Observaciones 3150 m.s.n.m.

AisladorLongitud de

Linea de Fuga [mm]


55-4 (PIN) 229 NO CUMPLE RPP-15 (SUS) 398 CUMPLE55-5 (PIN) 305 CUMPLE RPP-25 (SUS) 778 CUMPLE56-2 (PIN) 432 CUMPLE RPP-35 (SUS) 1000 CUMPLE56-3 (PIN) 533 CUMPLE56-4 (PIN) 685 CUMPLE

5.0 SELECCIÓN DE LOS AISLADORES: TIPO PIN Y SUSPENSION

De acuerdo a los calculos los aisladores que se emplearan en el montaje seran:

TIPO PIN : Clase ANSI 56-3TIPO SUSPENSION : RPP-25, Aislador Tipo Suspension

185

AISLADOR TIPO PIN AISLADOR TIPO SUSPENSIÓN

170

AISLADOR TIPO PIN

AISLADOR TIPO SUSPENSIÓN

Minima Tension de Perforacion a Frecuencia

Industrial[kV RMS]

110110


Industrial[kV RMS]

95115145165


LfmFcULf **

)5(2.2 CS UxFxU

Página 2 de 2211

1.0 DATOS GENERALES






ANSI-15RPP-15

ANSI-25RPP-25

ANSI-35RPP-35






= 1.00


= 1.325

= 1.325375

0 m.s.n.m. 3603 m.s.n.m.Tensión Nominal - Entre fases, kV - Entre fases y neutro, kVTensión Máxima del Equipo - Entre fases, kV 25 33.13 - Entre fase y neutro, kV 14.5 19.22

50 66.27

125 165.67




Donde :



Uc = 74.24 [Kv]


CARACTERISTICAS


Clase ANSI


NIVEL DE AISLAMIENTOREDES PRIMARIAS DEL ALIMENTADOR MT CO02

Clase ANSI








Nivel de Aislamiento a la Frecuencia Industrial entre fases y fase neutro “Uc” en kV RMS

Tensión de Sostenimiento al Impulso (1.2/50 Microseg.) “UBIL” en kV PICO

22.913.2

313

273 tF t

10000

100025.11

hFh

thC xFFF

)5(1.2 CC UxFxU

Página 1 de 2212

NIVEL DE AISLAMIENTOREDES PRIMARIAS DEL ALIMENTADOR MT CO02


AisladorTension




Observacion

55-4 (PIN) 40 NO CUMPLE RPP-15 (SUS) 66 NO CUMPLE55-5 (PIN) 50 NO CUMPLE RPP-25 (SUS) 110 CUMPLE56-2 (PIN) 70 NO CUMPLE RPP-35 (SUS) 130 CUMPLE56-3 (PIN) 80 CUMPLE56-4 (PIN) 95 CUMPLE




Donde :



AisladorTension

DisruptivaEn Seco


Observacion

55-4 (PIN) 70 71.25 NO CUMPLE55-5 (PIN) 85 86.25 CUMPLE56-2 (PIN) 110 108.75 CUMPLE56-3 (PIN) 125 123.75 CUMPLE56-4 (PIN) 140 138.75 CUMPLE

AisladorTension

DisruptivaEn Seco


Observacion






Lf = 530.15 mm

AisladorLongitud de

Linea de Fuga [mm]

Observaciones 3603

m.s.n.m.Aislador

Longitud de Linea de Fuga

[mm]

Observaciones 3603

m.s.n.m.55-4 (PIN) 229 NO CUMPLE RPP-15 (SUS) 398 NO CUMPLE55-5 (PIN) 305 NO CUMPLE RPP-25 (SUS) 778 CUMPLE56-2 (PIN) 432 NO CUMPLE RPP-35 (SUS) 1000 CUMPLE56-3 (PIN) 533 CUMPLE56-4 (PIN) 685 CUMPLE




95115145165


185


170

AISLADOR TIPO PIN



Industrial[kV RMS]

110110


Industrial[kV RMS]

LfmFcULf **

)5(2.2 CS UxFxU

Página 2 de 2213

1.0 DATOS GENERALES






ANSI-15RPP-15

ANSI-25RPP-25

ANSI-35RPP-35






= 1.00


= 1.293

= 1.2925


28 36.19

75 96.94




Donde :



CARACTERISTICAS


Clase ANSI


NIVEL DE AISLAMIENTOREDES PRIMARIAS DEL ALIMENTADOR MT CA-02

Clase ANSI








Nivel de Aislamiento a la Frecuencia Industrial entre fases y fase neutro “Uc” en kV RMSTensión de Sostenimiento al Impulso (1.2/50 Microseg.) “UBIL” en kV PICO

10.50

313

273 tF t

10000

100025.11

hFh

thC xFFF

)5(1.2 CC UxFxU

Página 1 de 2214

NIVEL DE AISLAMIENTOREDES PRIMARIAS DEL ALIMENTADOR MT CA-02


Uc = 39.00 [Kv]


AisladorTension




Observacion





Donde :



AisladorTension

DisruptivaEn Seco


Observacion


AisladorTension

DisruptivaEn Seco


Observacion






Lf = 248.16 mm

AisladorLongitud de

Linea de Fuga [mm]


AisladorLongitud de

Linea de Fuga [mm]


55-4 (PIN) 229 NO CUMPLE RPP-15 (SUS) 398 CUMPLE55-5 (PIN) 305 CUMPLE RPP-25 (SUS) 778 CUMPLE56-2 (PIN) 432 CUMPLE RPP-35 (SUS) 1000 CUMPLE56-3 (PIN) 533 CUMPLE56-4 (PIN) 685 CUMPLE




95115145165


185


170

AISLADOR TIPO PIN



Industrial[kV RMS]

110110


Industrial[kV RMS]

LfmFcULf **

)5(2.2 CS UxFxU

Página 2 de 2215

1.0 DATOS GENERALES

Simbolo Unidad ValorTensión nominal [kV] 10.5Tensión máxima del sistema [kV] 12Altitud máxima h [m.s.n.m.] 3690Altitud mínima h [m.s.n.m.] 3583Altitud promedio h [m.s.n.m.] 3636.5Temperatura maxima t [ºC] 20Temperatura media t [ºC] 10Nivel de salinidad (asumida) [mg/cm2] 0.175





ANSI-15RPP-15

ANSI-25RPP-25

ANSI-35RPP-35






= 1.00


= 1.336

= 1.33625


28 37.42

75 100.22




Donde :



Uc = 39.96 [Kv]






10.50

Clase ANSI







CARACTERISTICAS


Clase ANSI


NIVEL DE AISLAMIENTOREDES PRIMARIAS DEL ALIMENTADOR MT DO01

313

273 tF t

10000

100025.11

hFh

thC xFFF

)5(1.2 CC UxFxU

Página 1 de 2216

NIVEL DE AISLAMIENTOREDES PRIMARIAS DEL ALIMENTADOR MT DO01

AisladorTension




Observacion





Donde :



AisladorTension

DisruptivaEn Seco


Observacion


AisladorTension

DisruptivaEn Seco


Observacion






Lf = 256.56 mm

AisladorLongitud de

Linea de Fuga [mm]

Observaciones 3690

m.s.n.m.Aislador


[mm]

Observaciones 3690

m.s.n.m.55-4 (PIN) 229 NO CUMPLE RPP-15 (SUS) 398 CUMPLE55-5 (PIN) 305 CUMPLE RPP-25 (SUS) 778 CUMPLE56-2 (PIN) 432 CUMPLE RPP-35 (SUS) 1000 CUMPLE56-3 (PIN) 533 CUMPLE56-4 (PIN) 685 CUMPLE




185


170

AISLADOR TIPO PIN



Industrial[kV RMS]

110110


Industrial[kV RMS]

95115145165


LfmFcULf **

)5(2.2 CS UxFxU

Página 2 de 2217

1.0 DATOS GENERALES

Simbolo Unidad ValorTensión nominal [kV] 10.5Tensión máxima del sistema [kV] 12Altitud máxima h [m.s.n.m.] 3500Altitud mínima h [m.s.n.m.] 3301Altitud promedio h [m.s.n.m.] 3400.5Temperatura maxima t [ºC] 20Temperatura media t [ºC] 10Nivel de salinidad (asumida) [mg/cm2] 0.175





ANSI-15RPP-15

ANSI-25RPP-25

ANSI-35RPP-35






= 1.00


= 1.313

= 1.3125


28 36.75

75 98.44




Donde :



Uc = 39.44 [Kv]






10.50

Clase ANSI







CARACTERISTICAS


Clase ANSI


NIVEL DE AISLAMIENTOREDES PRIMARIAS DEL ALIMENTADOR MT QU04

313

273 tF t

10000

100025.11

hFh

thC xFFF

)5(1.2 CC UxFxU

Página 1 de 2218


AisladorTension




Observacion





Donde :



AisladorTension

DisruptivaEn Seco


Observacion


AisladorTension

DisruptivaEn Seco


Observacion






Lf = 252.00 mm

AisladorLongitud de

Linea de Fuga [mm]

Observaciones 3500

m.s.n.m.Aislador


[mm]

Observaciones 3500





185


170

AISLADOR TIPO PIN



Industrial[kV RMS]

110110


Industrial[kV RMS]

95115145165


LfmFcULf **

)5(2.2 CS UxFxU

Página 2 de 2219

1.0 DATOS GENERALES






ANSI-15RPP-15

ANSI-25RPP-25

ANSI-35RPP-35






= 1.00


= 1.319

= 1.31875


28 36.93

75 98.91




Donde :



Uc = 39.58 [Kv]






10.50

Clase ANSI







CARACTERISTICAS


Clase ANSI



313

273 tF t

10000

100025.11

hFh

thC xFFF

)5(1.2 CC UxFxU

Página 1 de 2220

EQUIPO

Texto tecleado

0031-A


AisladorTension




Observacion





Donde :



AisladorTension

DisruptivaEn Seco


Observacion


AisladorTension

DisruptivaEn Seco


Observacion






Lf = 253.20 mm

AisladorLongitud de

Linea de Fuga [mm]

Observaciones 3550

m.s.n.m.Aislador


[mm]

Observaciones 3550





185


170

AISLADOR TIPO PIN



Industrial[kV RMS]

110110


Industrial[kV RMS]

95115145165


LfmFcULf **

)5(2.2 CS UxFxU

Página 2 de 2221

EQUIPO

Texto tecleado

0031-B

2.5. SELECCIÓN DEL PARARRAYOS. Para seleccionar los pararrayos se ha considerado los siguientes criterios:

a) Equipo a proteger Los pararrayos a emplearse en el proyecto serán para proteger el transformador de distribución y evitar los flameos de los aisladores en la línea primaria, ante sobretensiones por descargas atmosféricas. Por tanto, se emplearán pararrayos autovalvulares de óxido metálico. b) Sistema de puesta a tierra Se determina la tensión nominal del pararrayo, considerando la tensión máxima que puede producirse en una fase sana, ante una falla monofásica a tierra:

faVV ft maxmax Dónde: fa = factor de aterramiento El sistema eléctrico es con neutro efectivamente aterrado por tanto fa = 0.8. La tensión del pararrayos, de acuerdo con la Norma IEEE 62-22-1001, es: Para 10.5 kV

Vmaxft = 0.80 x 12kV Vmaxft = 9.6kV.

Para 22.9 kV Vmaxft = 0,80 x 25kV Vmaxft = 20kV.

c) Tensión máxima de operación del sistema La tensión máxima a que estará sometido continuamente el pararrayo será:

05.13

max n

oc

VV

Para 10.5 kV

Vmaxoc = 6.062 kV.

Para 22.9 kV

Vmaxoc = 13.882 kV.

La tensión máxima de operación continua del pararrayo (MCOV) deberá ser mayor a la tensión máxima fase tierra calculada.

A continuación, se muestran las hojas de cálculo de la Selección de Pararrayos:

222

1.0 DATOS GENERALES :

Simbolo Unidad ValorTensión nominal Vn [kV] 10.5Tensión máxima del sistema [kV] 12Conexión de Transformador Neutro a TierraAltitud máxima h [m.s.n.m.] 3150Altitud mínima h [m.s.n.m.] 3130Altitud promedio h [m.s.n.m.] 3140Temperatura Maxima °C 25“Uc” del Transformador 35.53"BIL" del Transformador 95.16Factor de Coreccion por Temperatura 1.00Factor de Coreccion por Altura 1.269Factor de mayor variación de tensión ft 1.05Factor de sobretensión temporal fs 1.03

a) Tensión Máxima de Operación Permanente (MCOV).

Este valor se calcula mediante la siguiente expresión:

[kV]

Donde :Vmax = 6.365 [kV]

b) Características de Catálogo del Pararrayos

Este valor nos permite elegir en catálogo del fabricante, un pararrayos cuya tensión máxima de operaciónpermanente, sea de nivel igual o inmediato superior a 6.365 Del catálogo de TRANQUELL se obtienen lossiguientes valores:

- Tensión máxima de operación permanente (MCOV) Vmcov 10.2 [kV]- Tensión nominal (Arrester rating) Vnp 12 [kV]- Máxima sobretensión temporal (TOV) Vtov 14.7 [kV]- Tensión de cebado con onda 1,2/50 ms (Front – of wave protective level crest ) Va 35.5 [kV]- Tensión de cebado con sobretensiones de maniobra (maximun switching surge protective level kV crest ) Vmmt 24.6 [kV]- Tensión residual para onda de 10 kA, 8/20 ms Vp 31.4 [kV]

c) Verificación de Máxima Sobretensión Temporal (TOV).

Debe verificarse que:

Vtov (calculado) £ Vtov (catálogo)

El Vtov se calcula mediante la siguiente fórmula:

[kV]

Donde:

ft = Factor de mayor variación de tensiónfs = Factor de sobretensión temporal

Valores de f.t. y f.s. para sistemas efectivamente puestos a tierra

Reemplazando en la expresión anterior:

Vtov = 6.556245319

CARACTERISTICAS

SELECCIÓN DE PARARRAYOSREDES PRIMARIAS DEL ALIMENTADOR MT OR-03

)3/(V*f.t. V nmax

)3/(V * f.s. *f.t. V ntov

Página 1 de 2223

SELECCIÓN DE PARARRAYOSREDES PRIMARIAS DEL ALIMENTADOR MT OR-03

Se verifica que:

Vtov (calculado) < Vtov (catálogo)6.556245319 < 14.7

Coordinación de Aislamiento

a) Margen en el tramo de las ondas cortadas

95.1635.5

b) Margen en el tramo de las ondas plenas tipo rayo

95.1662.8

c) Margen en el tramo de las ondas tipo maniobra

35.5324.6

Calculando para el pararrayos seleccionado tenemos:

Ma = 2.68 > 1.2 CUMPLEMb = 1.52 > 1.2 CUMPLEMc = 1.44 > 1.15 CUMPLE

En conclusión: los valores calculados de Ma, Mb, y Mc garantizan una adecuada protección.

1,20 pararrayos del Va

equipo del oaislamient de Nivel Ma

1,20 pararrayos del Vp*2

equipo del oaislamient de Nivel Mb

1,15 pararrayos delVmmt

equipo del oaislamient de Nivel Mc

Página 2 de 2224





[kV]




- Tensión máxima de operación permanente (MCOV) Vmcov 19.5 [kV]- Tensión nominal (Arrester rating) Vnp 24 [kV]- Máxima sobretensión temporal (TOV) Vtov 28.1 [kV]- Tensión de cebado con onda 1,2/50 ms (Front – of wave protective level crest ) Va 67.8 [kV]- Tensión de cebado con sobretensiones de maniobra (maximun switching surge protective level kV crest ) Vmmt 46.9 [kV]- Tensión residual para onda de 10 kA, 8/20 ms Vp 60 [kV]





[kV]

Donde:




Vtov = 14.29885884

CARACTERISTICAS

SELECCIÓN DE PARARRAYOSREDES PRIMARIAS DEL ALIMENTADOR MT CO02

)3/(V*f.t. V nmax


Página 1 de 2225

SELECCIÓN DE PARARRAYOSREDES PRIMARIAS DEL ALIMENTADOR MT CO02

Se verifica que:




165.6767.8


165.67120


66.2746.9










Página 2 de 2226


Simbolo Unidad ValorTensión nominal Vn [kV] 10.5Tensión máxima del sistema [kV] 12Conexión de Transformador Neutro a TierraAltitud máxima h [m.s.n.m.] 3340Altitud mínima h [m.s.n.m.] 3315Altitud promedio h [m.s.n.m.] 3327.5Temperatura Maxima °C 25“Uc” del Transformador 36.19"BIL" del Transformador 96.94Factor de Coreccion por Temperatura 1.00Factor de Coreccion por Altura 1.293Factor de mayor variación de tensión ft 1.05Factor de sobretensión temporal fs 1.03



[kV]




- Tensión máxima de operación permanente (MCOV) Vmcov 10.2 [kV]- Tensión nominal (Arrester rating) Vnp 12 [kV]- Máxima sobretensión temporal (TOV) Vtov 14.7 [kV]- Tensión de cebado con onda 1,2/50 ms (Front – of wave protective level crest ) Va 35.5 [kV]- Tensión de cebado con sobretensiones de maniobra (maximun switching surge protective level kV crest ) Vmmt 24.6 [kV]- Tensión residual para onda de 10 kA, 8/20 ms Vp 31.4 [kV]





[kV]

Donde:




Vtov = 6.556245319

CARACTERISTICAS

SELECCIÓN DE PARARRAYOSREDES PRIMARIAS DEL ALIMENTADOR MT CA-02

)3/(V*f.t. V nmax


Página 1 de 2227

SELECCIÓN DE PARARRAYOSREDES PRIMARIAS DEL ALIMENTADOR MT CA-02

Se verifica que:




96.9435.5


96.9462.8


36.1924.6










Página 2 de 2228





[kV]









[kV]

Donde:




Vtov = 6.556245319

CARACTERISTICAS

SELECCIÓN DE PARARRAYOSREDES PRIMARIAS DEL ALIMENTADOR MT DO01

)3/(V*f.t. V nmax


Página 1 de 2229

SELECCIÓN DE PARARRAYOSREDES PRIMARIAS DEL ALIMENTADOR MT DO01

Se verifica que:




100.2267.8


100.22120


37.4246.9


Ma = 1.48 > 1.2 CUMPLEMb = 0.84 > 1.2 NO CUMPLEMc = 0.80 > 1.15 NO CUMPLE








Página 2 de 2230





[kV]









[kV]

Donde:




Vtov = 6.556245319

CARACTERISTICAS

SELECCIÓN DE PARARRAYOSREDES PRIMARIAS DEL ALIMENTADOR MT QU04

)3/(V*f.t. V nmax


Página 1 de 2231


Se verifica que:




98.4467.8


98.44120


36.7546.9










Página 2 de 2232





[kV]









[kV]

Donde:




Vtov = 6.556245319

CARACTERISTICAS


)3/(V*f.t. V nmax


Página 1 de 2233

EQUIPO

Texto tecleado

0042-A


Se verifica que:




98.9167.8


98.91120


36.9346.9










Página 2 de 2234

EQUIPO

Texto tecleado

0042-B

2.6. SELECCIÓN Y CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA. 2.6.1. OBJETIVO Establecer los criterios para el dimensionamiento de las puestas a tierra en las redes primarias proyectada. 2.6.2. ANÁLISIS DE LOS CRITERIOS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LAS PUESTAS A

TIERRA Los criterios para el dimensionamiento de las puestas a tierra en líneas de media tensión, incluyendo las de electrificación rural son los siguientes: Seguridad de las personas Operación del sistema Descargas atmosféricas Facilidad para el recorrido a tierra de las corrientes de fuga.

A continuación, se analiza el más importante los criterios mencionados a fin de determinar cuáles deben ser los aplicables a las redes primarias de electrificación rural.

Descargas atmosféricas De manera general, las redes primarias ubicadas en la sierra, debido a los recorridos por zonas naturalmente apantallados por cerros o árboles están más expuestas a sobretensiones por descargas indirectas, que por descargas directas; en tal sentido, en líneas de electrificación rural, sólo se toma en cuenta las sobretensiones indirectas o inducidas. Las normas norteamericanas y sudafricanas que han servido de base para la normalización de la Coordinación de Aislamiento en líneas de media tensión, establecen que las sobretensiones inducidas, por lo general, no superan el valor de 300 kV. En sistemas sin neutro corrido, el dimensionamiento de la puesta a tierra se ha basado en el Código Nacional de Electricidad Suministro, en el NESC y en normas sudafricanas, estas últimas están previstas para sistemas convencionales de media tensión (no necesariamente de electrificación rural) y para zonas con intensas descargas atmosféricas. En vista que las líneas que se proyectan en la Electrificación Rural se ubican en zonas con niveles isoceráunicos menores de 80, se aplica el criterio de poner a tierra cada 3 estructuras. Los tramos de línea sin puesta a tierra presentan un nivel de aislamiento muy grande, sobre todo en sistemas monofásicos con retorno total por tierra, permitiendo que las sobretensiones de elevado valor viajen por los conductores y lleguen a las subestaciones de distribución; por lo tanto, las 2 estructuras más próximas a la subestación de distribución deberán necesariamente estar provistas de puestas a tierra para que la corriente de descarga a través de los pararrayos no sea muy elevada. En redes primarias sin cable de guarda, el valor de resistencia de puesta a tierra no es importante; puede aceptarse, sin ningún inconveniente, valores hasta de 500 Ω, por lo que no es necesario medir la resistividad eléctrica del terreno, ni la resistencia de puesta a tierra luego de instalada.

2.6.3. PREMISAS DE DISEÑO Para subestaciones de distribución, el diseño de puesta a tierra se hará con el criterio de operación del sistema y protección al equipo, y se seleccionará entre diferentes configuraciones la que tenga menor resistencia y cumpla con las exigencias de la Norma MEM/DEP 501, las que están en función de la potencia del transformador. Los circuitos primario y secundario del transformador utilizarán un diferente conductor de puesta a tierra y tendrán un sistema de puesta a tierra distinto.

235

La sección mínima del conductor de puesta a tierra, será 25 mm2, correspondiente para un conductor de cobre o su equivalente si fuese otro tipo de conductor. 2.6.4. CÁLCULO DE PUESTA A TIERRA a) Configuraciones analizadas Para el cálculo de la resistencia teórica de los sistemas de puesta a tierra, a través de la resistividad aparente, se ha tenido en cuenta las siguientes configuraciones: Electrodos en disposición vertical La resistencia propia de puesta a tierra para sistemas compuestos por un electrodo, se estima a través de la siguiente relación:

Lh

Lh

d

LLn

LR

ahh

4

2

36,1

4

2

Dónde: Rhh : Resistencia propia de un electrodo (Ohm)

a : Resistividad aparente del terreno (Ohm - m) L : Longitud de los electrodos (m) d : Diámetro del electrodo (m) h : Profundidad de enterramiento (m). b) Configuraciones empleadas Configuración PAT –1: Sistema a tierra con un electrodo en disposición vertical Configuración compuesta por un electrodo vertical de bronce de 2,4 m de longitud y 0,019 m de diámetro, enterrado a una profundidad del nivel del suelo de 0,5 m.

2.7. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO. La coordinación de aislamiento es el proceso de correlacionar los esfuerzos eléctricos a los que se someten los equipos al aplicarse las sobretensiones previstas, con los niveles de protección de los pararrayos. El grado de protección de un aparato protegido por pararrayos es expresado por medio del índice o margen de protección (MP), que es la relación entre el nivel de aislamiento al impulso 1,2/50 y el nivel de protección del pararrayos (Tensión de Descarga VD). Según normas vigentes, para sobretensiones causadas por descargas atmosféricas, se recomienda un valor para el MP de 20% como mínimo. El nivel de protección que ofrece el pararrayo de óxido de zinc de 10 kV, 12 kV, está determinado fundamentalmente por la tensión de descarga VD para una onda de corriente 8/20 µ seg de 10 kA. Para zonas con nivel isoceráunico alto como en la zona de estudio, se recomienda chequear también para una corriente de 20 kA. Características de los Pararrayos autovalvulares de óxido metálico:

Característica CA02, OR03, DO01, QU03, QU04 CO02

10 kA 10 kA

Tensión Nominal : Vn(kV) 12 24 Tensión de Descarga : VD (kV) 31.4 60 Frente Onda de Arco : VFOC (kV) 35.5 67.8

Para el pararrayos de 10 kV, el margen de protección MP1 a onda cortada plena y el correspondiente a onda plena será:

236

Zona de Estudio: MP1 = [ (1,15 x BIL equipo / VFOC ) -1 ] x 100% MP1 = 55,5 % MP2 = [( BIL equipo / VD ) - 1 ] x 100% MP2 = 44,7 % (Para 10 kA) MP2 = 28,5 % (Para 20 kA)

Conclusiones

De los análisis se concluye que el equipamiento tendrá las siguientes características:

a) Nivel de aislamiento de los equipos

Nivel de aislamiento al impulso 1,2/50 : 125 y 170 kVp Nivel de aislamiento a 60 Hz : 70 kVef

b) Características del pararrayos

Tensión nominal : 24 kV y 12 kV Máxima tensión de operación continua (MCOV) : 19.5 kV y 10.2 kV Corriente nominal de descarga : 10 kA Tensión residual máxima a 10 kA : 60 kV y 31.4 kV

2.8. COORDINACIÓN DE PROTECCIÓN.

2.8.1. CONSIDERACIONES GENERALES Con el propósito de brindar seguridad y continuidad del servicio se ha considerado la selectividad entre seccionadores fusibles (Cut-Out), considerando que el tiempo de operación de los fusibles es una función del tiempo de la corriente de prefalla y el tiempo de la corriente de falla. 2.8.2. CRITERIOS PARA COORDINACIÓN DE PROTECCIÓN ENTRE FUSIBLES Los criterios para la coordinación de protección entre fusibles son los siguientes: Para asegurar una correcta coordinación entre dos fusibles en serie es necesario asegurar que el

valor total I2 x T tomado por el fusible más pequeño no sea mayor que el valor total I2x T de prefalla del fusible más grande.

Para asegurar una coordinación satisfactoria, el radio de corriente entre dos fusibles deberá ser mayor que dos, a fin de garantizar la actuación coordinada de los fusibles.

Otro criterio utilizado para una correcta coordinación entre dos fusibles en serie, es que el tiempo final de falla (total clearing o fin de fusión) del fusible de menor capacidad no deberá ser mayor que el 75 % del tiempo de inicio de falla (minimummelting o inicio de fusión) del fusible de mayor capacidad.

La calibración se ha efectuado para las condiciones más extremas, es decir para una falla monofásica.

Cuando los fusibles se pone en coordinación con relés, en este caso el relé actuará como un respaldo de los fusibles y no viceversa. Para una correcta coordinación entre un relé y un fusible, la calibración de la corriente del relé deberá ser aproximadamente tres veces de la corriente nominal del fusible.

Cuando se efectúa la coordinación de protección entre un recloser con fusibles y considerando que muchas de las fallas son transitorias, el relé del recloser debe ser calibrado de manera que los fusibles no se quemen. Si la falla persiste el recloser se queda en la posición cerrado después de una apertura y el fusible se quema para aislar la falla.

2.8.3. DESCRIPCIÓN DE COORDINACIÓN DE PROTECCIÓN ENTRE FUSIBLES La coordinación de protección entre fusibles se ha efectuado teniendo en cuenta los criterios expuestos en item anterior Se ha considerado como equipos de protección a seccionadores fusibles (Cut-Out). Las corrientes de carga de cada tramo de línea protegido se ha obtenido de los resultados de flujo de carga

237

y los tiempos minimummelting time y total clearing time se ha obtenido del manual de S&C ELECTRIC COMPANY – Chicago – TCC NUMBER 165-2 y 165 –2-2. El resultado de los valores I2pf x T (I2pf: corriente de prefalla y T : tiempo de falla), para cada tramo y derivación de línea primaria protegida se muestran en el cuadro correspondiente. En este cuadro se puede apreciar que las valores I2pf x T, de los fusibles de menor tamaño son menores que los fusibles de mayor tamaño. La curva característica de los fusibles tipo K se muestran en los gráficos adjuntos al final de este capítulo. 2.8.4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Como las características técnicas de cada equipo varían según el fabricante y marca del equipo, se recomienda que la coordinación de protección general de las redes primarias se efectúe en la etapa de ejecución de obra. En esta etapa se conocerá con exactitud, el modelo y marca del equipo de protección adquirido, porque el contratista desarrollará el estudio de ingeniería de detalle en la que efectuará la coordinación de protección de toda la línea primaria.

2.9. FLUJO DE POTENCIA Y CAÍDAS DE TENSIÓN. Los cálculos de caída de tensión, pérdidas de potencia y pérdidas de energía, fueron determinados mediante el software NEPLAN 5.50, tomando en cuenta los cálculos de parámetros eléctricos, resistencia de conductores, reactancia inductiva, y parámetros de secuencia positiva, negativa y cero antes descritos. Para el cálculo de flujo de carga se tomó en cuenta los siguientes parámetros: Método de Cálculo : Newton Raphson Extendido Error de Convergencia : 0.001 Máx. Número de Iteraciones : 50 Frecuencia de operación : 60 Hertz Cargabilidad de elementos : 100% Voltaje mínimo : 95% Voltaje máximo : 105%

2.9.1. TEORÍA DE CÁLCULOS DE FLUJO DE CARGA El punto de inicio del cálculo de flujo de carga es:

La ecuación de la red : La ecuación de potencia : Dónde: I : Vector de corrientes de nodo V : Vector de voltajes de nodo Y : Matriz de admitancia de la red S : Vector de potencias de nodo Al eliminar el vector de las corrientes de nodo en la ecuación de potencia, es obvio que el problema de Flujo de Carga se convierte en un sistema de ecuaciones no lineales cuadráticas para los voltajes de nodo desconocidos y las potencias de nodo dadas. Existen varios métodos para solucionar el problema, por ejemplo el método de Gauss - Seidel, el método de Newton - Raphson o el método de Newton Raphson Desacoplado Rápido. Los métodos usados por este programa son: Método de inyección de corrientes con la matriz y reducida y factorizada Método de Newton - Raphson.

238

a) Método de inyección de corrientes con la matriz y reducida y factorizada El método de Inyección de Corrientes consta de dos pasos: Cálculo de las corrientes de nodo Ired a partir de las potencias dadas de los nodos Sred y de

los voltajes de nodo Vred de acuerdo a:

Por lo cual se ajusta un valor estimado para Vred en el primer paso de la iteración. Cálculo de los voltajes de nodo de acuerdo a:

Dónde: Vred : Vector de los voltajes de nodo complejos sin nodos slack Ired : Vector de las corrientes de nodo complejos sin nodos slack Yred : Matriz de admitancia sin la fila y la columna del nodo slack Ysl : Columna del nodo slack en la matriz Y Vsl : Voltaje complejo del nodo slack Los dos pasos de la iteración se inician con un valor V=1.0pu o con un valor predefinido (ver "Parámetros de Cálculo (LF)", "Archivo de inicialización"), y se realiza el proceso iterativo hasta que el criterio de convergencia se cumpla (ver "Parámetros de Cálculo (LF)", "Error de Conv"), donde Viμ+1 y Viμ son los voltajes en el nodo i en las iteraciones (μ+1) o (μ) y n representa el número de nodos en la red.

Si el algoritmo diverge, el proceso iterativo se detiene después del número máximo iteraciones permitidas. Este valor se indica en los Parámetros de Cálculo, campo de entrada " Máx.iteraciones". Los nodos PV requieren un algoritmo adicional, el cual se explica en /1/. La velocidad del algoritmo depende del factor de aceleración, el cual se puede indicar a través de la ventana Parámetros de Cálculo (campo de entrada "Factor aceler.”).

b) El método de Newton – Raphson El método de Newton - Raphson parte de la ecuación de error para el nodo i:

Los voltajes complejos Vk se obtienen de forma tal que ΔSi tienda a cero. Pi y Qi son las potencias activas y reactivas predefinidas. Yik es un elemento de la matriz Y de la i-ésima fila y k-ésima columna. La solución a la ecuación de error anterior consta de los siguientes tres pasos: Cálculo de los errores de potencia por medio de los voltajes de cada nodo:

Cálculo las variaciones de voltaje para cada nodo con la matriz Jacobiana J:

239

Cálculo de los voltajes de nodo:

Los dos pasos de la iteración se inician con V=1.0 pu o con un valor (ver "Parámetros de Cálculo (LF)", "Archivo de Inicialización") y se debe realizar hasta que el criterio de convergencia se cumpla (ver "Parámetros de Cálculo (LF)", "Error de Conv.").

c) El método Newton-Raphson Extendido El método Newton-Raphson Extendido es básicamente el mismo Newton Raphson, con la diferencia de que en el NRE las ecuaciones que modelan los elementos se formulan de diferente manera. Adicionalmente, en este método se tienen en cuenta los dispositivos FACT y todas las características nuevas como Control de Area/Zona. d) Diferencias entre el método de inyección de corrientes y el método de Newton Raphson. El método de Inyección de Corrientes aplicado a redes sin nodos PV y sin nodos controlados remotamente presenta un buen comportamiento de convergencia, aún en redes con líneas muy cortas (impedancias pequeñas). Es mucho más rápido que el método de Newton - Raphson. Por lo tanto, se debe utilizar cuando el número de nodos PV es pequeño (1 hasta 3), como en el caso de redes de medio y bajo voltaje. Cuando se calculan Redes de Transmisión, se debe hacer uso del método de Newton - Raphson. En caso de divergencia, se puede iniciar el algoritmo de Newton - Raphson con un perfil de voltaje predefinido (ver "Parámetros de Cálculo (LF)"). El perfil de voltaje predefinido se puede calcular con el método de Inyección de Corrientes. e) Control de convergencia con el método de Newton – Raphson El coeficiente α para el cálculo de los nuevos voltajes de nodo es normalmente α=1 (ver tercer paso de las iteraciones). Si el error de potencia crece de un paso a otro, el coeficiente se optimizará de acuerdo a una interpolación cuadrática. α debe estar en el rango 0 < α < 1.0. f) Cambio del tipo de nodo con el método Newton-Raphson Si el número de la iteración es mayor que tres, el programa chequea en cada paso del proceso iterativo si el voltaje del nodo PQ está dentro del rango VmínVmáx (ver sección "Datos del Nodo" en el capítulo “Modelos y Datos de Entrada de los Elementos”). Esto sólo es válido si una máquina sincrónica está conectada al nodo PQ. Si el voltaje está fuera de rango, su magnitud se fija . La potencia reactiva se calculará (cambio de tipo de nodo: nodo PQ a nodo PV). Un cambio de nodo PV a nodo PQ ocurre si la potencia reactiva Q sale del rango Qmín .Qmáx (ver sección "Máquina Sincrónica" en el capítulo “Modelos y Datos de Entrada de los Elementos”). La potencia reactiva es fija y la magnitud de voltaje se calcula. g) Control remoto con el método de Newton – Raphson El control remoto en transformadores y generadores sólo es posible cuando se hace uso del método de Newton - Raphson. h) Cargas dependientes del voltaje y voltajes de cortocircuito dependientes del Tap del

transformador En los métodos Inyección de Corrientes y Newton-Raphson se tienen en cuenta las cargas que dependen del voltaje, lo mismo que los voltajes de cortocircuito que dependen del tap (ver sección "Datos del Transformador" en el capítulo “Modelos y Datos de Entrada de los Elementos”). La ecuación para las cargas dependientes del voltaje es (ver sección “Líneas” en el capítulo “Modelos y Datos de Entrada de los Elementos”):

240

i) Flujo de carga a una frecuencia diferente a la nominal del sistema. Si la frecuencia de operación es diferente a la frecuencia nominal del sistema, las potencias del generador se corrigen de acuerdo al estatismo (ver sección "Máquina Sincrónica" en el capítulo “Modelos y Datos de Entrada de los Elementos” y "Parámetros de Cálculo (LF) ").

j) Evaluación en caso de divergencia Si uno de los algoritmos mencionados previamente no converge, el programa despliega un mensaje. El programa mostrará el proceso iterativo y el error de potencia para los nodos. Los nodos con errores de potencia grandes son nodos críticos. En caso de divergencia, también es posible iniciar los algoritmos a partir de un perfil de voltaje predefinido en vez de iniciar con V=1.0pu (arranque plano). Cuando se conocen los voltajes de nodo, se pueden calcular el Flujo de Carga, las potencias de nodo, las pérdidas y el error. El error representa un balance de potencias y se calcula de la siguiente manera:

Dónde: Stot : Suma de las potencias calculadas en cada nodo Ssl : Potencia del nodo slack Spérdidas : Pérdidas totales de la Red Sshunt : Potencia shunt total Entre más pequeño sea el valor de Serror, mejor será la convergencia del Flujo de Carga. k) Métodos de cálculo y sus aplicaciones Campos de aplicación para los métodos de cálculo: El método Newton Raphson Extendido se debe usar en:

Redes de transmisión simétricas Control de Area/Zona Elementos Facts/HVDC Shunts (paralelos) suicheables Controles remotos y especiales

El método Newton Raphson se debe usar en:

Redes de distribución y transmisión

241

Flujo de Carga Asimétrico Balance de Carga Control de area/zona restringido (sólo con “Intercambio utilizando otras redes”)

El método Inyección de Corrientes se debe usar en:

Redes de distribución y transmisión Flujo de Carga Asimétrico Sólo pocos generadores PV Balance de Carga Control de area/zona restringido (sólo con “Intercambio utilizando otras redes”) Sin control remoto

El método Caída de Voltaje se debe usar en:

Redes radiales y de distribución con unidades residenciales El Flujo de Carga DC se debe usar en:

Redes de distribución y transmisión Cuando se acepta una solución aproximada

2.9.2. CÁLCULO DE CAÍDA DE TENSIÓN. El cálculo de Caída de Voltaje sólo es válido en redes radiales con un solo punto de alimentación (Nodo Slack). Se deben calcular las potencias de carga activa y reactiva total, incluyendo las unidades residenciales, de la red radial. El voltaje del nodo vecino al nodo slack se puede calcular con el voltaje del nodo slack y el flujo de potencia total a través de la línea:

Dónde: VK1 : Voltaje en el nodo K1 VSl : Voltaje del nodo slack S1 : Potencia compleja a través de la línea desde el nodo slack hasta el nodo K1 (S1 = SK1 + SK2 + SK3) ZL : Impedancia de la línea Se debe calcular la potencia vista desde el nodo K1 hacia la red con el fin de obtener los voltajes en el nodo K2 (S2 = SK2 + SK3). El voltaje en K2 se puede calcular con la fórmula anterior si se intercambia VK1 con VK2 , VSl con VK1 y S1 con S2. El procedimiento continúa, hasta que todos los voltajes en la red radial se hayan calculado.

a) Uso de los factores de simultaneidad variables en unidades residenciales En los cálculos de Caída de Voltaje, los factores de simultaneidad o de entrelazamiento se calculan en función del número de unidades residenciales nDU de acuerdo a la siguiente fórmula.

242

El factor Kn (valor por defecto 0.15) se puede entrar en la ventana de Parámetros de Flujo de Carga. La potencia que se utiliza para calcular los voltajes consta de dos partes:

En el ejemplo anterior se toman las potencias siguientes (PDU = 8 kW) para calcular los voltajes (se asume: cos(ϕ) = 1.0).

Cálculo de VK1 : Cálculo de VK2 : Cálculo de VK3 :

PDU y cos(ϕ) se pueden entrar en la ventana de parámetros de Flujo de Carga. Los factores g1 y g2 son factores de simultaneidad constantes, los cuales se deben entrar en la ventana de datos de carga. Las potencias constantes (20 kW y 10 kW) se multiplican por estos factores. Comentario Cuando se hace uso de los factores de simultaneidad variables, la ley de corrientes de Kirchhoff no se cumple totalmente. ¡Los factores de simultaneidad variables no se utilizan cuando se estén calculando las caídas de voltaje de acuerdo a los métodos Inyección de Corrientes o Newton - Raphson! A continuación, se muestran los resultados del flujo de potencia y caídas de tensión:

243

Red EquivalenteP(L1)=-7.62 kW

Q(L1)=-3.14 kvarP(L2)=-7.62 kW

Q(L2)=-3.14 kvarP(L3)=-7.62 kW

Q(L3)=-3.14 kvar

Carga CARGA RSTNP(L1)=7.43 kWPF(L1)=0.93

P(L2)=7.43 kWPF(L2)=0.93

P(L3)=7.43 kWPF(L3)=0.93

Viene de la Red Trifásica10.5 kV

ALIMENTADOR OR-03

Pto. de Alimentación10.5 kV

U(L1)=6.06 kVu(L1)=100.00 %U(L2)=6.06 kV

u(L2)=100.00 %U(L3)=6.06 kV

u(L3)=100.00 %

Seccionador CUT-OUT

Seccionador CUT-OUTde Transformador

N-Llegada a ECC10.5 kV

U(L1)=6.06 kVu(L1)=99.97 %U(L2)=6.06 kVu(L2)=99.97 %U(L3)=6.06 kVu(L3)=99.97 %

N-Alim. RS0.22 kV

U(L1)=0.22 kVu(L1)=170.01 %U(L2)=0.22 kV

u(L2)=170.01 %U(L3)=0.22 kV

u(L3)=170.01 %

L1076797249AAAC 3 35 10KV

1.42 kmP(L1)=7.62 kW

Q(L1)=3.14 kvarP(L2)=7.62 kW

Q(L2)=3.14 kvarP(L3)=7.62 kW

Q(L3)=3.14 kvar

Subestacion 50KVAT 0.050MVA 10.5/0.380

P(L1)=7.62 kWQ(L1)=3.33 kvarP(L2)=7.62 kW

Q(L2)=3.33 kvarP(L3)=7.62 kW

Q(L3)=3.33 kvar

P(L1)=-7.43 kWQ(L1)=-2.94 kvarP(L2)=-7.43 kW

Q(L2)=-2.94 kvarP(L3)=-7.43 kW

Q(L3)=-2.94 kvar

FLUJO DE POTENCIA

RP 01 ASOCIACION VILLA CHUMBIVILCANA

BCP Busarello + Cott + Partner 14-ene-2021

DIAGRAMA DE CARGA

creado

modificado

Bahnhofstr. 40CH-8703 Erlenbach (Switzerland)

www.neplan.com

Proyecto: VILLA CHUMBIVILCANA

Variante:

modificadomodificadomodificado

DIAGRAMA UNIFILAR

NEPLAN

Fecha:

ng. J.Suttng. J.Sutt

244

0040098Tap=3

L..679075P(L1)=4.758 kWQ(L1)=1.812 kvarP(L2)=4.750 kWQ(L2)=1.812 kvarP(L3)=4.756 kWQ(L3)=1.815 kvar

SED PAMPA QQUEHUAR 50 KVATap=3

CARGA RSTNP(L1)=11.902 kW

PF(L1)=0.950P(L2)=11.902 kW

PF(L2)=0.950P(L3)=11.902 kW

PF(L3)=0.950

P(L1)=12.231 kWQ(L1)=4.474 kvarP(L2)=12.210 kWQ(L2)=4.475 kvarP(L3)=12.224 kWQ(L3)=4.481 kvar

P(L1)=-11.902 kWQ(L1)=-3.911 kvarP(L2)=-11.902 kWQ(L2)=-3.912 kvarP(L3)=-11.903 kWQ(L3)=-3.912 kvar

B-6790900.38 kV

u(L1)=95.47 %u(L2)=95.47 %u(L3)=95.56 %

L679123P(L1)=12.231 kWQ(L1)=4.363 kvarP(L2)=12.210 kWQ(L2)=4.364 kvarP(L3)=12.224 kWQ(L3)=4.370 kvar

NMT231722.9 kV

u(L1)=97.94 %u(L2)=97.79 %u(L3)=97.91 %

ESE004NMT00231722.9 kV

u(L1)=97.94 %u(L2)=97.79 %u(L3)=97.91 %

FLUJO DE POTENCIA

BCP Busarello + Cott + Partner 08-nov-2020

Rootnet

creado

modificado

Bahnhofstr. 40CH-8703 Erlenbach (Switzerland)

www.neplan.com

Proyecto: PAMPA QQUEHUAR ERAPATA

Variante:

modificadomodificadomodificado

NEPLAN

Fecha:

J.M.S.H. J.M.S.H.J.M.S.H. J.M.S.H.

RP 02 COMUNIDAD CAMPESINA DE PAMPA QQUEHUAR SECTOR ERAPATA

245

DO

01B

T00

1060

0P

(L1)

=0.

67 k

WP

(L3)

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11 k

W

0010

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DO

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1)=

0.77

kW

P(L

3)=

1.59

kW

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P(L

1)=

-0.8

3 kW

P(L

3)=

-1.3

8 kW

MT

0010

600

u(L1

)=98

.78

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L3)=

98.8

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BT

0010

600

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)=98

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L3)=

98.6

3 %

ES

E00

1TM

T01

1212

0.40

9 km

P(L

1)=

0.65

kW

P(L

2)=

0.02

kW

P(L

3)=

1.24

kW

u( u( u(

DO

01B

T00

1097

4P

(L1)

=1.

50 k

WP

(L2)

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50 k

WP

(L3)

=1.

50 k

W

0010

974

DO

01-A

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P(L

1)=

1.55

kW

P(L

2)=

1.55

kW

P(L

3)=

1.55

kW

P(L

1)=

-1.5

0 kW

P(L

2)=

-1.5

0 kW

P(L

3)=

-1.5

0 kW

BT

0010

974

u(L1

)=97

.94

%u(

L2)=

97.9

6 %

u(L3

)=97

.93

%

ES

E00

1TM

T30

4253

0.08

289

kmP

(L1)

=11

.84

kWP

(L2)

=11

.84

kWP

(L3)

=11

.84

kW

ES

E00

1TM

T01

1318

0.23

9 km

P(L

1)=

11.8

4 kW

P(L

2)=

11.8

4 kW

P(L

3)=

11.8

4 kW

ES

E00

1NM

T00

5587

u(L1

)=98

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L2)=

98.7

9 %

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)=98

.78

%

ES

E00

1TM

T30

4344

0.37

15 k

mP

(L1)

=3.

12 k

WP

(L2)

=3.

12 k

WP

(L3)

=3.

12 k

W

MT

0010

974

u(L1

)=98

.75

%u(

L2)=

98.7

8 %

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)=98

.76

%

LIN

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PR

OY

EC

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0.07

km

P(L

1)=

7.17

kW

P(L

2)=

7.17

kW

P(L

3)=

7.17

kW

ES

E00

1NM

T00

5591

u(L1

)=98

.75

%u(

L2)=

98.7

8 %

u(L3

)=98

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%

SE

D P

RO

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IJO

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P(L

1)=

7.17

kW

P(L

2)=

7.17

kW

P(L

3)=

7.17

kW

MT

PR

OY

EC

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DO

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)=98

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L2)=

98.7

8 %

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)=98

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%

AP

V H

IJO

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RT

O R

ICO

P(L

1)=

6.99

kW

P(L

2)=

6.99

kW

P(L

3)=

6.99

kW

P(L

1)=

-6.9

9 kW

P(L

2)=

-6.9

9 kW

P(L

3)=

-6.9

9 kW

BT

PR

OY

EC

TA

DO

u(L1

)=97

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L2)=

97.2

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u(L3

)=97

.17

%

NE

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10.5

00 k

V

0.38

0 kV

0.22

0 kV

0.44

0 kV

0.22

0 kV

0.38

0 kV

0.44

0 kV

FL

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TE

NC

IA

RP

03

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TA

J.M

.S.H

.

08-n

ov-2

020

246

BCP Busarello + Cott + Partner

Rootnet

creado

modificado

Bahnhofstr. 40

CH-8703 Erlenbach (Switzerland)

www.neplan.com

Proyecto: FLUJO DE POTENCIA VILLA ESTRELLA

Variante:

modificado

modificado

modificado

NEPLAN

Fecha:

CARGA SED N° 01 NUEVACARGA RST

P(L1)=9.000 kWPF(L1)=0.947

P(L2)=9.000 kWPF(L2)=0.947

P(L3)=9.000 kWPF(L3)=0.947

T 0.050MVA 10.5-22.9/0.220

Tap=3

LINEA MT A SED N° 01 NUEVO AAAC 3 X 35 10KV

P(L1)=9.224 kWQ(L1)=2.966 kvarP(L2)=9.223 kW

Q(L2)=2.967 kvarP(L3)=9.224 kW

Q(L3)=2.967 kvarCarga=0.84 %

10u(L1)=u(L2)=u(L3)=

P(L1)=9.224 kWQ(L1)=3.487 kvarP(L2)=9.223 kW

Q(L2)=3.488 kvarP(L3)=9.224 kW

Q(L3)=3.488 kvarCarga=61.45 %

NODO 12.3 10.5-22.9KV kVu(L1)=96.17 %u(L2)=96.17 %u(L3)=96.17 %

P(L1)=-9.000 kWQ(L1)=-3.053 kvarP(L2)=-9.000 kW

Q(L2)=-3.053 kvarP(L3)=-9.000 kW

Q(L3)=-3.053 kvarCarga=60.38 %

B-6873770.22 kV

u(L1)=94.32 %u(L2)=94.33 %u(L3)=94.33 %

FLUJO DE POTENCIA

J.M.S.H.

J.M.S.H.

08-NOV-2020

RP 04 A.P.V. VILLA ESTRELLA SECTOR ERAPATA

SED N° 04 NUEVA VILLA ESTRELLA

247

Inac

tive

Out

of C

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-69.6 -17.5 0.004

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ES

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2.5

-82.9 -24.5 0.005

0011

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20.6

13.37.0

0.001

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13.06.0

0.021

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7/1

2/20

20

Ann

ex:

248

3.0. CÁLCULOS MECÁNICOS. 3.1. CONSIDERACIONES DE DISEÑO

ZONA DEL PROYECTO

249

250

3.2. CALCULO MECÁNICO DE CONDUCTORES 3.2.1. CONSIDERACIONES DE DISEÑO El cálculo mecánico de conductores permite determinar los esfuerzos máximos y mínimos a los que se someterá el conductor en las diferentes hipótesis planteadas, así como determinar las flechas máximas resultantes, dimensionar la estructura a utilizar y distribuirlas en el perfil topográfico levantado. Para el cálculo mecánico de conductores se ha considerado las características climáticas representativas de la zona del proyecto. Las condiciones climatológicas del área del proyecto son sustentadas con información de temperaturas, velocidades de viento, obtenida de SENAMHI y presencia de hielo de información de campo. 3.2.2. FORMULACIÓN DE HIPÓTESIS DE CÁLCULO 3.2.2.1. ESFUERZOS MÁXIMOS EN EL CONDUCTOR a) Esfuerzos del conductor en la condición EDS Las Normas Internacionales y las Instituciones vinculadas a la investigación respecto al comportamiento de los conductores, recomiendan que en líneas con conductores de aleación de aluminio sin protección antivibrante los esfuerzos horizontales que se tomarán de modo referencial, serán los siguientes: En la condición EDS inicial : 18% del esfuerzo de rotura del conductor (UTS) En la condición EDS final : 15% del esfuerzo de rotura del conductor (UTS)

ZONA DEL PROYECTO

251

b) Esfuerzos máximos en el conductor Los esfuerzos máximos en el conductor son los esfuerzos tangenciales que se producen en los puntos más elevados de la catenaria. Para los conductores de aleación de aluminio no deben sobrepasar el 60% del esfuerzo de rotura, es decir: 180 N/mm². 3.2.2.2. HIPÓTESIS DE ESTADO Las hipótesis de estado para los cálculos mecánicos del conductor se definen sobre la base de los siguientes factores: Velocidad de viento Temperatura Carga de hielo Las hipótesis de carga que rigen el cambio de estado del conductor seleccionado, para las redes primarias del proyecto, se establecen sobre la base de la zonificación del territorio del Perú y las cargas definidas por el Código Nacional de Electricidad Suministro y la Norma RD 018 2003 EMDGE BASES PARA EL DISEÑO DE REDES PRIMARIAS PARA ELECTRIFICACIÓN RURAL, estas hipótesis son las siguientes: Hipótesis 1 : Templado (EDS Inicial 16%) Temperatura media : 18 °C Velocidad del viento : 0 km/h Tiro de rotura : 16 % Hipótesis 2 : Máximo Viento Temperatura mínima : 5 °C Velocidad del viento : 90 km/h Factor de Seguridad : 50% Hipótesis 3 : Temperatura máxima + creep Temperatura máxima : 40 °C Velocidad de viento : 0 km/h Factor de Seguridad : 40% Hipótesis 4 : Mínima Temperatura Temperatura mínima : -5 °C Velocidad del viento : 0 km/h Espesor del hielo : 0 mm Factor de Seguridad : 40% Hipótesis 5 : Máximo Esfuerzo Temperatura mínima : -5 °C Velocidad del viento : 56 km/h Espesor del hielo : 6 mm Factor de Seguridad : 50% 3.2.3. CONSIDERACIONES PARA EL CÁLCULO El régimen de tensado de los conductores corresponde básicamente a las condiciones de EDS o tracción media de cada día, de esfuerzo máximo, de flecha máxima, temperatura mínima. a) Condiciones de Esfuerzo Medio (EDS): Se considerará como esfuerzo inicial, para los conductores AAAC en condiciones medias (EDS), el 16 % del esfuerzo de rotura, siendo este esfuerzo resultante el límite para el diseño de estructuras.

252

b) Condición de Templado: Esta condición corresponde a la temperatura que se presenta durante la mayoría del año. c) Condición de Máximo Viento: Esta condición corresponde al máximo esfuerzo que se prevée en los conductores, considerando la sobrecarga de viento. d) Condición de Temperatura Máxima más Creep: Corresponde al esfuerzo que se da en las condiciones combinadas de máxima temperatura ambiente y el efecto Creep. e) Condición de Mínima Temperatura: En esta condición se considera la mínima temperatura ambiente. Esta condición define usualmente el límite de las prestaciones mecánicas de las estructuras seleccionadas; cuyos valores corresponden a las condiciones límites en que se dan los esfuerzos longitudinales producidos por los conductores, esto es hasta el 60 % de esfuerzo de rotura. f) Condición de Máximo Esfuerzo: En esta condición se considera la mínima temperatura ambiente, velocidad media y espesor de hielo. Esta es la condición de máximo esfuerzo donde las estructuras y conductores son exigidos al máximo. 3.2.3.1. FÓRMULAS CONSIDERADAS a) Ecuación de cambio de estado

S 24

R W E d T ] ) t- (t E -

T S 24

WE d - [T T

2

222

022

12201

2R1

22

01023

b) Esfuerzo del conductor en el extremo superior derecho Fórmula exacta:

PX

Cosh T T DOD

Fórmula aproximada: 2

RD2

OD ) W.(X T T

c) Esfuerzo del conductor en el extremo superior izquierdo Fórmula exacta:

P

XCosh T T I

OI

Fórmula Aproximada: 2

RI2

OI ) W.(X T T

d) Ángulo del conductor respecto a la línea horizontal, en el apoyo derecho

)/T(T Cos Do-1

D

e) Ángulo del conductor respecto a la línea horizontal, en el apoyo izquierdo

)/T(T Cos Io-1

I

253

f) Distancia del punto más bajo de la catenaria al apoyo izquierdo Fórmula Exacta:

(d/p)senh

1- (d/p)cosh tgh

1)- (d/p)(cosh - (d/p))(senh

d/hsenhpX 1

22

1I

Fórmula Aproximada:

4f

h 1

2

dX I

; d

h .

W

T -

2

dX

R

OI

g) Distancia del punto más bajo de la catenaria al apoyo derecho

XD = d – XI h) Longitud del conductor Fórmula Exacta

2 2 h 2p

d senh p 2

L


d 3

cos .f 8

cos

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32

;

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1cosψ

i) Flecha del conductor en terreno sin desnivel Fórmula Exacta

1

p2

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Fórmulas Aproximadas

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2R

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dWf ;

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2

j) Flecha del conductor en terreno desnivelado Fórmula Exacta:

2

h

p

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coshp

X coshpf

II

Fórmulas Aproximadas:

2

O

2R (h/d) 1T8

dWf ; 2

2

(h/d) 1p8

df

254

k) Saeta del conductor Fórmula Exacta:

1

p

Xcoshps I


2

f4

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p2

Xs

2I

l) Carga unitaria resultante en el conductor

1000

)2 ( Pv [ 2c) ( 0,0029 [WcWR

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2(Vv) 0,041 Pv m) Vano - Peso

Vp = XD (i) + XI (i + 1) n) Vano - Medio (Vano - Viento)

2

1) (i d diVM

o) Vano Equivalente Para localización de estructuras en el perfil de la línea En estructuras con aisladores tipo PIN o aisladores rígidos, en general, el vano equivalente será igual a cada vano real; es decir, habrán tantos vanos equivalentes como vanos reales existan. En estructuras con cadenas de aisladores, el vano equivalente es único para tramos comprendidos entre estructuras de anclaje y a este vano equivalente corresponderá un esfuerzo horizontal (To) constante. La fórmula del vano equivalente en este caso es:

) cos / di(

cos diVeq

3

Para elaboración de tabla de tensado Se aplicará la fórmula consignada, tanto para líneas con aisladores rígidos como con cadenas de aisladores de suspensión. p) Simbología y esquema considerado T01 Esfuerzo horizontal en el conductor para la Condición 1, en N/mm² T02 Esfuerzo horizontal en el conductor para la Condición 2, en N/mm² d Longitud del vano en m E Módulo de Elasticidad final del conductor, en N/mm² S Sección del conductor, en mm² Wc Peso del conductor, en N/m t1 Temperatura del conductor en la condición 1

255

t2 Temperatura del conductor en la condición 2 α Coeficiente de expansión térmica, en 1/°C h Desnivel del vano, en m p Parámetro del conductor, en m Ø Diámetro del conductor, en m Pv Presión de viento, en Pa e Espesor de hielo sobre el conductor, en m Vv Velocidad de viento, en km/h

q) Resultados Con las consideraciones de diseño descritas, se ha realizado el cálculo mecánico de conductores empleando un programa de cómputo especializado, el cual analiza las diferentes consideraciones desde, el punto de vista técnico y económico, y según las hipótesis planteadas que pudieran suscitarse teniendo en cuenta las características geográficas del terreno. De los resultados de los cálculos mecánico se ha verificado que la hipótesis limitante es la de mínima distancia de seguridad con respecto al terreno, pudiéndose llegar por distancia mínima de seguridad del conductor hasta vanos de 200 m. en un terreno sin desniveles.

256

3.3. CALCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS 3.3.1. OBJETO Estos Cálculos tienen por objeto determinar las cargas mecánicas en postes, cables de retenida y sus accesorios, de tal manera que en las condiciones más críticas, no se supere los esfuerzos máximos previstos en el Código Nacional de Electricidad Suministro y complementariamente en las Normas Internacionales. 3.3.2. FACTORES DE SEGURIDAD Los factores de seguridad mínimas respecto a las cargas de rotura serán las siguientes: a) En condiciones normales

Poste de concreto 2,0

b) En condiciones anormales con rotura de conductor En redes primarias de electrificación rural, no se considera hipótesis de rotura de conductor. Para los postes de concreto, los factores de seguridad mínimos consignados son válidos tanto para cargas de flexión como de compresión (pandeo) 3.3.3. CONSIDERACIONES DE DISEÑO Para el cálculo mecánico de estructuras se ha considerado las siguientes cargas: Cargas Horizontales: Carga debida al viento sobre los conductores y las estructuras y carga

debido a la tracción del conductor en ángulos de desvío topográfico, con un coeficiente de seguridad de 2,2. Solamente para condiciones normales (Hipótesis I) y la de máxima carga de viento (Hipótesis II)

Cargas Verticales: Carga vertical debida al peso de los conductores, aisladores, crucetas, peso adicional de un hombre con herramientas y componente vertical transmitida por las retenidas en el caso que existieran. Se determinará el vano peso en cada una de las estructuras y para cada una de las hipótesis de diseño (I, II, III, IV y V), el cual definirá la utilización de una estructura de suspención o de anclaje.

Cargas Longitudinales: Cargas producidas por cada uno de los vanos a ambos lados de la

estructura y para cada una de las hipótesis de diseño (I, II, III, IV y V).

Deflexión del poste: Se calculará solamente para las estructuras de cambio de dirección a fin de no superar la deflexión máxima de 4% de la longitud libre del poste y en la hipótesis más crítica. En las estructuras de alineamiento se verificará solamente el cumplimiento de un Coeficiente de Seguridad mayor o igual que 2,2.

3.3.4. TIPOS DE ESTRUCTURAS Las estructuras de las redes primarias están conformadas por uno y dos postes, y tienen la configuración de acuerdo con la función que van a cumplir. Los parámetros que definen la configuración de las estructuras y sus características mecánicas son: Distancia mínima al terreno en la condición de hipótesis de mayor flecha Distancia mínima entre fases en la condición de máxima temperatura Angulo de desvío topográfico Vano – viento Vano – peso para las cinco hipótesis de trabajo del conductor Deflexión máxima del poste igual a 4 % de la longitud útil en las estructuras de cambio de

dirección para las hipótesis más críticas. Según la función de la línea, las estructuras serán seleccionadas como sigue:

257

Estructuras de alineamiento: Se usarán fundamentalmente para sostén de la línea en alineaciones rectas. También se considera estructuras de alineamiento a una estructura situada entre dos alineaciones distintas que forman un ángulo de desviación de hasta 5º. Estructuras angular: Se usarán para sostén de la línea en los vértices de los ángulos que forman dos alineaciones distintas cuyo ángulo de desviación excede de 5º. Estructuras terminal: Se utilizará para resistir en sentido de la línea el tiro máximo de todos los conductores de un mismo lado de la estructura. Estructuras especiales: Serán aquellas que tienen una función diferente a las estructuras definidas anteriormente, entre ellas tenemos las estructuras de derivación utilizada para derivar la línea en dirección transversal a su recorrido principal o estructuras que serán utilizadas para vanos mayores. 3.3.5. HIPÓTESIS DE CALCULO Las hipótesis de carga de las estructuras de las redes primarias son las siguientes: Estructuras de alineamiento : ATBV1, AT1-A, ATP1 Y ATPB1 Hipótesis "A"

Conductores sanos Viento máximo perpendicular al eje de la línea

Hipótesis "B"

Un conductor de la fase superior roto Carga longitudinal igual a la mitad del tiro máximo

Estructuras de ángulo : AT4-A, ATBV4 , ATP6 Y ATPB6 Hipótesis "A"

Conductores sanos Resultante angular del tiro máximo Carga del viento correspondiente al estado de tiro máximo en la dirección de la resultante.

Hipótesis "B"

Conductores rotos Resultante angular del tiro correspondiente al estado de viento máximo Carga del viento máximo en la dirección de la resultante.

Estructuras terminal : ATBV5, ATP5 Y ATPB5 Hipótesis "A"

Conductores sanos Tiro Máximo de todos los conductores Carga del viento correspondiente al estado de tiro máximo en dirección perpendicular a la

línea. Hipótesis "B"

Conductores rotos Tiro de todos los conductores correspondientes al estado de viento máximo Viento máximo en dirección perpendicular a la línea.

258

3.3.6. CARACTERÍSTICAS DE LOS POSTES DE CONCRETO Longitud (m) : 12, 13 y 15 Tipo : CAC Diámetro en la cima (cm) : 14, 16, 18 y 18 Carga de rotura del poste en la cima (Kg) : 200, 300; 400 y 400

CONSIDERACIONES PARA EL CÁLCULO a. Momento debido a la carga del viento sobre los conductores:

2

CoshdPvMCV ic

b. Momento debido a la carga de los conductores:

2

2

SenhTcMTC i

c. Momento debido a la carga de los conductores en estructuras terminales:

ihTcMRT

d. Momento debido a la carga del viento sobre la estructura

/600] Do) 2 (Dm (hl) [(Pv) MVP 2 e. Momento debido al desequilibrio de cargas verticales

WADWCAKrdWcBcMCW f. Momento total para hipótesis de condiciones normales, en estructura de alineamiento, sin

retenidas :

MVPMCWMTCMCVMRN g. Momento total en estructuras terminales

MVPMTCMRN h. Carga en la punta del poste de concreto, en hipótesis de condiciones normales:

15,0hl

MRNQ N

3.3.7. SIMBOLOGÍA Pv = Presión del viento sobre superficies cilíndricas, en Pa d = Longitud del vano-viento, en m Tc = Carga del conductor, en N Øc = Diámetro del conductor, en m α = Angulo de desvío topográfico, en grados Do = Diámetro del poste en la cabeza, en cm Dm = Diámetro del poste en la línea de empotramiento, en cm hl = Altura libre del poste, en m

259

hi = Altura de la carga i en la estructura con respecto al terreno, en m Bc = Brazo de la cruceta, en m hA = Altura del conductor roto, respecto al terreno, en m Bc = Brazo de la cruceta, en m Kr = Relación entre el vano-peso y vano-viento Rc = Factor de reducción de la carga del conductor por rotura: 0,5 (según CNE) Wc = Peso del conductor, en N/m WCA = Peso del aislador tipo Pin o cadena de aisladores, en N WAD = Peso de un hombre con herramientas, igual a 1 000 N C = Circunferencia del poste en la línea de empotramiento en cm E = Módulo de Elasticidad del poste, en N/cm² I = Momento de inercia del poste, en cm² k = Factor que depende de la forma de fijación de los extremos del poste l = Altura respecto al suelo del punto de aplicación de la retenida hc = Lado de cruceta paralelo a la carga, en cm b = Lado de cruceta perpendicular a la carga, en cm ∑QV = Sumatoria de cargas verticales, en N (incluye peso de aislador, conductor y de 1 hombre con herramientas).

260

3.4. CALCULO DE CIMENTACIONES El cálculo de cimentación se efectuó de acuerdo con las condiciones reales del terreno. Para los postes se hará la cimentación con macizo de concreto, de tal manera que las estructuras queden fijadas en posición vertical. Para el diseño de las cimentaciones, determinar las dimensiones de la excavación a efectuar y verificar si la capacidad de carga del terreno resulta suficiente para contrarrestar los esfuerzos que puedan originar el poste, se ha empleado el método Sulzberger de la Comisión Suiza Federal, que considera la capacidad del terreno para contrarrestar el vuelco del soporte. Para determinar la capacidad de carga del terreno, se asumió la fórmula de Terzaghi, aplicable a cimentaciones superficiales de sección circular, de radio (R), situado sobre suelo denso y resistente:

NDNDNCq qfca 21 6.03.1 ………….(1)

Dónde: C = Cohesión Kg/cm²

1 = Peso volumétrico gr/cm² sobre el N.F.Z.

2 = Peso volumétrico gr/cm² debajo del N.F.Z. Df = Profundidad del cimiento. D = Diámetro del cimiento. R = Radio del cimiento circular. Nc,Nq,N, = Factores adimensionales. N’c,N’q,N’ = Factores para falla local. C’ = 2/3 C para falla local. Tag Ø = 2/3 Tag Ø para falla local. N.F.Z = Nivel de fondo de zapata. Esta fórmula es válida para suelos sujetos a cargas verticales y sin ninguna excentricidad. Para suelos blandos y arenosos sueltos, considerar en (1) N’c,N’q,N’ , y el valor de C, reemplazado por C’. 3.4.1. UNIDAD GEOTÉCNICA I En esta unidad se agrupan las gravas arcillosas y arenas arcillosas, según la clasificación SUCS son (GC y SC), respectivamente. Son suelos compactos, cuyo contenido de humedad no supera el 32,23%, la densidad natural húmeda total ( n) varía entre 1,785 y 1,984 gr/cm³; y un ángulo de fricción interna (Ø) estimada de 30º. Esta Unidad Geotécnica no presenta nivel freático. 3.4.2. UNIDAD GEOTÉCNICA II Está constituida por suelos arenosos-limosos, con ausencia de grava, donde la fracción fina es menor al 43,39%, generalmente son de naturaleza no plástica (NP); en algunos casos llega a tener un índice de plasticidad (IP) de 9,77%, la cohesión se ha estimado en 0,00 kg/cm²; y un ángulo de fricción interna (Ø) estimada de 30º. Según la clasificación SUCS, son arenas limosas (SM) y arenas bien graduadas/ arenas limosas (SW-SM). Son suelos de compacidad media, con una humedad que no supera al 34,21% y que corresponde a depósitos aluviales antiguos. Esta Unidad Geotécnica presenta un nivel freático por debajo de 1,95 m y corresponde mayormente a depósitos aluviales.

261

3.4.3. UNIDAD GEOTÉCNICA III Está conformada por suelos con predominancia de finos correspondientes a depósitos residuales. Según la clasificación SUCS, son limos inorgánicas de alta plasticidad (MH), con una densidad natural húmeda total ( n) de 1,334 gr/cm³; un índice de plasticidad de 42,58 (%), un límite líquido de 108,05 (%), una cohesión de 1,25 Kg/cm². Tiene un ángulo de fricción interna (Ø) de 10,40º y un contenido de humedad de 122,01 %. En esta unidad está ausente el nivel freático. 3.4.4. UNIDAD GEOTÉCNICA ROCA Esta unidad geotécnica agrupa a las diferentes unidades litológicas (basamento rocoso), conformada por rocas ígneas (intrusivas y volcánicas) y sedimentarias. La resistencia a la compresión simple de la roca sana es mayor a 190 kg/cm² y/o mayor de 10 kg/cm² en roca meteorizada de grado A5-A4 (PANIUKOV, 1981); en forma muy conservadora se está estimando, que la resistencia de la roca a la compresión simple, en la zona de estudio, es mayor 5,0 kg/cm² en roca meteorizada, de grado A5-A4, lo que garantiza la estabilidad de la cimentación de los postes. A continuación, se muestran los resultados del cálculo de cimentación de postes:

262

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OM

PR

ES

ION

1<

CO

EF

ICIE

NT

E D

EL

TE

RR

EN

O0.

45

N/c

m2

<19

.61

N/c

m2

VE

RD

AD

ER

O0.

9 N

/cm

2<

19.6

1 N

/cm

2V

ER

DA

DE

RO

CA

LC

UL

O D

E C

IME

NT

AC

ION

ES

(P

OS

TE

S 1

5 m

)M

ET

OD

O S

UL

ZB

ER

GE

R

Des

crip

cio

nS

imb

olo

Can

tid

adU

nid

adD

escr

ipci

on

265

3.5. CALCULO DE RETENIDAS Para compensar los esfuerzos mayores al esfuerzo de rotura del poste de madera para la red primarias se usarán retenidas, cuyas características han sido definidas en las especificaciones de materiales. Las retenidas serán de cables de acero Siemens Martin de 10 mm (3/8”) de diámetro. a) Retenidas para estructuras tipo AT2 Una retenida en disposición longitudinal:

epRR HFHSenT

SenHMRN

TR

R

Dónde: TR : Tiro de trabajo de la retenida. HR : Altura de la retenida. He : Altura equivalente. FP : Fuerza equivalente en la punta. Ø : Angulo de la retenida. MRN : Momento total resultante. b) Retenidas para estructuras tipo ATBV4, AT4-A Dos retenidas transversales a 90°:

ePRR HFHSenT 2

SenH

MRNT

R

R

2

Dónde: TR : Tiro de trabajo de la retenida. HR : Altura de la retenida. He : Altura equivalente. FP : Fuerza equivalente en la punta. Ø : Angulo de la retenida. MRN : Momento total resultante. c) Retenidas para estructuras tipo, ATBV5, ATPB6, ATPB5, ATP5, AT5-A El cálculo se basa en las retenidas de disposición longitudinal, tomando en cuenta una extensión del cable de acero a la cruceta, para evitar el giro y torque.

epRR HFHSenT

SenHMRN

TR

R

266

Dónde: TR : Tiro de trabajo de la retenida. HR : Altura de la retenida. He : Altura equivalente. FP : Fuerza equivalente en la punta. Ø : Angulo de la retenida. MRN : Momento total resultante. A continuación, se muestran los resultados del cálculo de retenidas:

267

,DATOS DE RETENIDA ,Altura del poste mAngulo de aplicación de retenida ºAngulo de aplicación de retenida en radianes Rad.Factor SeguridadAltura de aplicación [hr] mTipo o grado Siemens MartinDiámetro del cable mmCarga de rotura [ N ] N.Tiro Máx. del cable de retenida "Tr" [ N ] N.Máx. Fuerza que absorvera el cable de la retenida Fr ( N ) N.

0.20 m

0.10 m

123 38.00

4 he=

5 10.1

6 hl = 10.3 hr = 10.0 12.0 m

789

101112131415 1.70 m

16171819

CÁLCULO MECÁNICO DE RETENIDASREDES PRIMARIAS

2

8031.918255.02

REPRESENTACION GRAFICA

222

34

15460.0015460.0015460.0015460.0015460.0015460.00

Luego, se podrá utilizar una retenida para soportar los resultados de los esfuerzos en postes de cambio de dirección y postes terminales

ITEM

22222

ANG. DE ANALISIS (°)

TIRO MAX. CABLE RETENIDA "Tr"[N]

MAX. FUERZA ABSORVE CABLE

DE RETENIDA Fr(N)

FACTOR DE SEGURIDAD

10528.8410717.52

8693.628908.989121.63

29331.50

222

2

15460.0015460.0015460.0015460.00

10141.9210336.96

29538.529742.649943.80

15460.004445

383940414243

3536

15460.0015460.0015460.00

15460.00

15460.0015460.00

2

RESULTADO DEL CALCULO DE RETENIDAS

15460.0015460.00 8475.61

22

0.662

10.00

37

3031

9331.50

3233

6881.077115.727348.197578.437806.36

2

3812

272829

30920.0010.00

15460.00

TmaxFr

Tr

268

EQUIPO

Texto tecleado

0074-A


0.20 m

0.10 m

123 38.00

4 he=

5 11.0

6 hl = 11.2 hr = 10.9 13.0 m

789

101112131415 1.80 m

16171819

43 15460.00 10353.72 244 15460.00 10545.92 245 15460.00 10734.90 2


41 15460.00 9959.92 242 15460.00 10158.37 2

39 15460.00 9553.99 240 15460.00 9758.44 2

37 15460.00 9136.42 238 15460.00 9346.63 2

35 15460.00 8707.72 236 15460.00 8923.43 2

33 15460.00 8268.41 234 15460.00 8489.35 2

31 15460.00 7819.02 232 15460.00 8044.94 2

29 15460.00 7360.11 230 15460.00 7590.72 2

27 15460.00 6892.23 228 15460.00 7127.26 2


ITEMANG. DE

ANALISIS (°)TIRO MAX. CABLE RETENIDA "Tr"[N]


DE RETENIDA Fr(N)

FACTOR DE SEGURIDAD


10.90

10.0030920.00

15460.009346.63

2


1338

0.66

TmaxFr

Tr

269


0.20 m

0.10 m

123 38.00

4 he=

5 12.8

6 hl = 13.0 hr = 12.7 15.0 m

789

101112131415 2.00 m

16171819

2


1538

0.66

12.70

10.0030920.00

15460.009370.56


ITEMANG. DE

ANALISIS (°)TIRO MAX. CABLE RETENIDA "Tr"[N]


DE RETENIDA Fr(N)

FACTOR DE SEGURIDAD


27 15460.00 6909.88 228 15460.00 7145.50 229 15460.00 7378.95 230 15460.00 7610.16 231 15460.00 7839.04 232 15460.00 8065.54 233 15460.00 8289.57 234 15460.00 8511.09 235 15460.00 8730.01 236 15460.00 8946.27 237 15460.00 9159.81 238 15460.00 9370.56 239 15460.00 9578.45 240 15460.00 9783.43 241 15460.00 9985.42 242 15460.00 10184.38 243 15460.00 10380.23 244 15460.00 10572.92 245 15460.00 10762.38 2


TmaxFr

Tr

270

Angulo de aplicación de retenida º

Carga de rotura del cable de retenida N

Fuerza de trabajo de la retenida N

Dimensiones de excavación:a = m c = m h = m

b = m d = m

Dimensiones de La plancha de acero:

m = m

n = m

p = m

Área lateral del relleno compactado:

AL = m2

Áreas laterales de la plancha de acero

Abc = m2(ver gráfico)

A1 = m2(ver gráfico)

A2 = m2(ver gráfico)

Áera lateral neta del relleno compactadoAlneta = AL - Abc - A1 - A2 = m2

Peso propio del relleno compactado (Wt)Donde: γ = Kg/m3 (peso especifico del terreno compactado)

Wt = N g = m/seg2 (gravedad)

Fuerza del peso propio del relleno compactado (Pw)

Pw = N ( fuerza en dirección del cable de retenida )

Peso de de la plancha de acero (Pb)Donde: γbc = Kg/m3 (peso especifico de la plancha de acero )

Wbc = N

Fuerza del peso de la plancha de acero (Pw)

Pbc = N ( fuerza en dirección del cable de retenida )

Fuerza de rozamiento (Fr)= N Donde:

= N μ = 0.5= N Ka = Tan2(45º - φ/2) (coeficiente de empuje)

Ka =

= N φ = 23 º (ángulo de fricción interna)

SUMATORIA DE FUERZAS RESISTENTES :FRE = Pw + Pbc + Fr

FRE = N

<

<

16402.82

SI CUMPLE !

3003.29

REDES PRIMARIAS

15460.00 31839.63

0.16

15417.51

1.783

1700

31839.63

COMPROVACIÓN :

3003.29

20815.48 9.81

6407.64

0.0065

1.918

0.003

0.038

0.095

TIRO DE TRABAJO DE LA RETENIDA Σ FUERZAS RESISTENTES

DISEÑO Y CÁLCULO DE LA PLANCHA DE ACERO DE RETENIDA INCLINADA

0.70 0.30

0.40

0.40

38

30920.00

15460.00

0.90 0.70 2.00

240024.49

19.295

h

b

c

a

Wc

Fret

Wt

Fret d

Relleno compactado

VISTA LATERAL

VISTA DE PLANTA

A2

A1

Pwp

m

n

271

4.0. CÁLCULOS TABLEROS DE DISTRIBUCIÓN. 4.1. GENERALIDADES

Los cálculos eléctricos tienen por objetivo el dimensionamiento de:

Cables de conexión de Transformadores a Tableros de Distribución. Tableros de Distribución. Distribución y cantidad de salidas (número de circuitos) Juego de barras colectoras. Capacidad de interruptores termomagnéticos (ITM) Sistemas de Puesta a Tierra Transformadores de Corriente (TC) para el sistema de medición indirecta o totalizador.

Los Cálculos se desarrollan en base a las normas de la MEM / DGE, Normas IEC 60974-1, IEC 60974-2, IEC 60974-3 Y IEC 60898 e informaciones técnicas relacionadas con este fin.

4.2. CONSIDERACIONES Y BASES DE CÁLCULO Los cables de conexión de transformadores a los tableros de distribución, deberán tener una capacidad de corriente no menor a la corriente de diseño, resultado de la potencia total transferida, la tensión nominal de servicio y el factor de potencia representativo del tipo de carga a alimentar. Para la selección del tipo y características de conductores a emplear, se tomará en cuenta, las condiciones climatológicas como temperatura, humedad y otros relacionados a una instalación exterior. Sobre el diseño de los Tableros de distribución, estos dependerán de la cantidad de circuitos de servicio particular y alumbrado público. Las barras colectoras serán determinadas con el mismo tratamiento que los conductores de bajada del transformador, así como las distancias mínimas entre ellas y otros de posible contacto. Los interruptores termomagnéticos (ITM) están diseñadas contra sobrecargas y cortocircuitos. En distribución en baja tensión, las principales funciones del ITM a cumplir son los siguientes: a) Función Protección. La anomalía más común que se produce en la red eléctrica es la de sobrecorriente y que de acuerdo a su magnitud y rapidez de crecimiento se puede tratar de sobrecargas o cortocircuitos. Para la correcta elección de los interruptores termomagnéticos que proteja sobrecargas y cortocircuitos será necesario contemplar tres aspectos importantes:

El ámbito de instalación (tipo de operador), lo que determinará el uso del interruptor automático y que cumpla con la norma IEC60947-2.

La corriente de cortocircuito en el punto de su instalación, lo que determinará el poder de corte que debe tener el interruptor automático.

Características que asuma la corriente de falla en función del tiempo, lo que determinará el tipo de curva de disparo del interruptor automático.

b) Función Interrupción La norma IEC60947-1 expresa claramente las características de los aparatos según sus posibilidades de corte y define que: La aptitud para el seccionamiento de un aparato de corte es una condición de seguridad. Un aparato es apto para el seccionamiento cuando le garantiza al operador que en la posición “abierto” todos los polos estén correctamente aislados. Esto debido a que un aparato de corte sin aptitud para el seccionamiento pone en riesgo la seguridad de las personas.

272

Tabla 01. FACTORES REDES PRIMARIAS

Máxima caída de tensión admisible

5%

Factor de potencia 0.9 Factor de simultaneidad inicial 1 Factor de simultaneidad final 1 Factor de Carga 0.6 Potencia de Cortocircuito 250MVA

La capacidad nominal de los dispositivos de sobrecorriente no deberá exceder la capacidad de corriente de los conductores que protegen.

4.3. CÁLCULO DE CAPACIDAD DE CORRIENTE DE CABLES DE CONEXIÓN TRANFORMADOR – TABLERO DE DISTRIBUCIÓN.

Para este propósito, se toma en cuenta la potencia del transformador y la tensión nominal del lado secundario. Con estos parámetros, se determina la capacidad de corriente, el cual viene determinado por:

√3 ∗

Donde: In : Corriente Nominal o Capacidad de Corriente (A) S : Potencia Aparente del Transformador (KVA) Vn : Tensión Nominal del Sistema (kV) Una vez determinada la corriente nominal, se procede al cálculo de la corriente de diseño el cual viene definido por:

1.25 ∗ A continuación, se muestran los resultados de la corriente de diseño, así como las características del cable seleccionado:

Tabla 03. Resumen de Cables NYY según Potencia y nivel de Tensión de Transformadores.

NRO POTENCIA

TRAFO (KVA)

T. SECUND.

(KV)

CANT. TRAFOS

NYY (mm2)

1 50 0.38 5 50 TRAFO: 5

4.4. DISEÑO DE LOS TABLEROS DE DISTRIBUCIÓN.

Los tableros de distribución contarán con juego de barras colectoras, así como los dispositivos de protección o interruptores termomagnéticos de Servicio General (SG), Particular (SP) y alumbrado público (AP).

273

4.4.1. CÁLCULO DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN (ITM) 4.4.1.1. CAPACIDAD DE CORRIENTE PARA ITM DE SERVICIO GENERAL.

Para esto se tomará en cuenta las corrientes nominales calculadas anteriormente en el dimensionamiento de los cables de conexión de transformadores a tableros (ver sección 1.3)

4.4.1.2. CAPACIDAD DE CORRIENTE PARA ITM DE SERVICIO PARTICULAR Y ALUMBRADO PÚBLICO. En este caso se toma como base las ventas de energía por cliente y luminaria. La máxima demanda por cliente y luminaria están dados por:

30 ∗ 24

30 ∗ 10

1

Donde: MDcliente : Máxima Demanda por Cliente MDluminaria : Máxima Demanda por Luminaria FC : Factor de Carga : 0.52 (ver Estudio Proyección de Demanda). Una vez determinada la Máxima demanda de cada cliente y luminaria, este es agrupado por subestación de distribución y circuito al que corresponde.. Sin embargo a esta sumatoria de demandas es necesario aplicar un % de pérdidas de energía técnicas resultado del estudio de pérdidas de energía por caídas de tensión. A continuación la demanda de energía total estaría determinada por:

MDMD MD

1 %Pérd. é

Una vez determinada la Máxima Demanda Total, se procede al cálculo de la capacidad de corriente o corriente nominal el cual viene determinado por:

In MD

√3 ∗ Vn ∗ Cosφ

Donde: MDtotal : Máxima demanda Total (KW) Vn : Tensión Nominal del Sistema (kV) Cosφ : Factor de Potencia : 0.92 (ver Estudio de la Proyección de la Demanda)

C-1 C-2 C-3 C-4 C-1 C-2 C-3 C-4 C-1 C-2 C-3 C-4 C-1 C-2 C-3 C-4 C-1 C-2 C-3 C-41 ASOCIACION VILLA CHUMBIVILCANA S.E. NUEVA 50 kVA-3∅10.5-22.9/0.400-0.230 kV 50 10.5 0.38 8.40 5.40 6.60 0.5 0.9 0.5 24.56 15.79 19.30 5.556 35.6 22.9 28 8.06 50 30 30 302 C.C. PAMPA QQUEHUAR SECTOR ERAPATA S.E. NUEVA 50 kVA-3∅ 22.9/0.400-0.230 kV 50 22.9 0.38 14.60 5.60 12.80 1.00 0.3 1.00 42.69 16.37 37.43 6.725 61.9 23.7 54.3 9.75 100 30 100 303 A.P.V. HIJOS DE PUERTO RICO S.E. NUEVA 25 kVA-3∅10.5-22.9/0.400-0.230 kV 50 10.5 0.38 10.84 11.24 0.55 0.35 31.70 32.87 2.632 46 47.7 3.82 50 50 304 A.P.V. SON NACIENTE DE ANTA S.E. NUEVA 50 kVA-3∅10.5-22.9/0.400-0.230 kV 50 10.5 0.38 6.00 21.20 4.20 6.00 0.20 1.30 0.20 0.3 17.54 61.99 12.28 17.54 5.848 25.4 89.9 17.8 25.4 8.48 30 100 30 30 305 A.P.V. VILLA ESTRELLA SECTOR ERAPATA S.E. NUEVA 50 kVA-3∅10.5-22.9/0.400-0.230 kV 50 10.5 0.38 16.4 14.40 0.5 0.45 47.95 42.11 2.778 69.5 61.1 4.03 100 100 306 A.P.V. VILLA CANTO GRANDE PUYOC PAMPA S.E. EXISTENTE 50 kVA-3∅ 10.5/0.400-0.230 kV 50 10.5 0.38 35 1.75 1.75 2.00 0.20 0.25 102.34 5.12 5.12 7.164 148 7.42 7.42 10.39 150 30 30 30

POTENCIA TRAFO (KVA)

T. PRIM. (KV)

T. SEC. (KV)

CARGAS

SELECCIÓN DE INTERRUPTORES TERMOMAGNETICOS

SPAP

SPAP

SP (kW) AP (kW) SPAP

In (A) Id (A) = 1.45 In (A) ITM (A)N° LOCALIDAD

ESTADO / UBICACIÓN

PROYECTADO

274

4.4.1.3. CÁLCULO DE PROTECCIONES CONTRA SOBREINTENSIDADES. Esta trata sobre el cálculo de Sobrecargas y Cortocircuitos para la selección adecuada de los dispositivos de protección (en este caso Interruptores Termomagnéticos). Este cálculo se realiza tanto para las intensidades de corriente en el circuito de SG, SP y AP, correspondiente a cada subestación. Para esto se tomara en cuenta la corriente, sección del conductor, longitud y otros, cuyos cálculos se detallaron anteriormente. A) CÁLCULO PARA LA PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGAS. Las características de funcionamiento de un dispositivo que protege un cable contra sobrecargas deben satisfacer las dos condiciones siguientes: IB ≤ In ≤ IZ Id ≤ 1,45 IZ Donde: IB : Intensidad utilizada en el circuito. IZ : Intensidad admisible en la canalización según la norma UNE 20460, parte 5-523. In : Intensidad nominal del dispositivo de protección (para los dispositivos de protección

regulables, In es la intensidad de regulación escogida). Id : es la intensidad que asegura efectivamente el funcionamiento del dispositivo de protección

(también llamado como corriente de diseño) Para interruptores termomagnéticos: Id = 1,45 In (para interruptores domésticos) Id = 1,30 In (para interruptores industriales) B) CÁLCULO PARA LA PROTECCIÓN CONTRA CORTOCIRCUITOS. a. Causas y Efectos de Cortocircuitos. El cortocircuito es una conexión de poca impedancia entre dos puntos entre los que existe una diferencia de potencial, dando lugar a una corriente de intensidad muy elevada. Las causas del cortocircuito son principalmente fallos de aislamiento de la instalación o fallos en los receptores conectados, por avería o conexión incorrecta. Sus efectos pueden ser: TÉRMICOS: La corriente muy elevada produce calentamiento de los conductores por efecto Joule. En el cortocircuito, por su pequeña duración, el calor producido se utiliza exclusivamente en elevar la temperatura del conductor (que alcanza su temperatura máxima admisible en milisegundos) sin ceder calor al exterior, provocando la destrucción del conductor. ELECTRODINÁMICOS: Las fuerzas de atracción o repulsión que aparecen entre conductores por efecto del campo magnético creado a su alrededor por la corriente que los recorre, son directamente proporcionales al producto de esas corrientes e inversamente proporcionales a la distancia entre conductores. Las corrientes de cortocircuito, de valor muy elevado, hacen que estas fuerzas electrodinámicas sean también muy elevadas, pudiendo destruir las barras de conexión. b. Protección Contra Cortocircuitos. La condición de protección es que el dispositivo de protección actúe, cortando la corriente de cortocircuito, antes de que la instalación resulte dañada por efecto térmico o electrodinámico. En la protección con interruptor automático los criterios de protección son:

Poder de corte del interruptor mayor que la máxima intensidad de cortocircuito (cortocircuito a principio de línea).

275

Intensidad de cortocircuito mínima (cortocircuito al final de la línea) mayor que la intensidad de regulación del disparador electromagnético.

El interruptor debe cortar la corriente de cortocircuito en un tiempo inferior a aquel que hace tomar al conductor una temperatura superior a su temperatura límite. Así en el cortocircuito el conductor no llegará a la temperatura máxima admisible. La intensidad de cortocircuito máxima debe ser menor que la intensidad que corresponde a la energía disipada admisible en el conductor.

c. Cálculo De La Corriente De Cortocircuito Icc Probables

Donde: Pcc = 250 MVA (Potencia de Cortocircuito, asumido). S = 25, KVA (Potencia Aparente del Transformador). V = 380 y 220 Voltios (Tensión de Línea en el lado de B.T. en vacío). Ucc = 4 % (Tensión de Cortocircuito). Zd = Impedancia Directa. Zi = Impedancia Inversa. Zh = Impedancia Homopolar. c.1. Cálculo Icc Supuesta Máxima (cortocircuito trifásico en un punto de la instalación del

interruptor automático) Impedancia Aguas Arriba

mP

VXZ

CCAA

2

Impedancia del Transformador

XtmUS

VXZ CCdT

2

Impedancia Cable de Conexión Transformador-Tablero + Juego de Barras

276

BARRABARRAS

BARRACU

CABLECABLES

CABLECUfase AN

L

AN

LR

BARRACABLECABLES

fase LLN

X

1.0

Corriente de cortocircuito supuesta máxima.

KA

RXZZ

VI

fasefaseTA

máximaCC22)(

3

c.2. Cálculo Icc Más Probable (cortocircuito fase/masa con arco en el tablero de distribución) Impedancia Aguas Arriba

mP

VXZ

CCAA

2

Impedancia del Transformador

hidT ZZZZ 3

1

Con Zd = Zi , y Zh =0.4* Zd

y ZT = XT Impedancia Cable de Conexión Transformador-Tablero + Juego de Barras

BARRABARRAS

BARRACU

CABLECABLES

CABLECUfase AN

L

AN

LR

BARRACABLECABLES

fase LLN

X

1.0

faseCP RR 2

faseCP XX

Corriente de cortocircuito más Probable

KA

RRXXZZ

VI

CPfaseCPfaseTA

probableCC 8.03 2)(

Con todo esto, se tienen los resultados para los distintos niveles de tensión y potencia de transformadores. C) VALIDACIÓN DE RESULTADOS. La validación de los resultados de los cálculos de dispositivos de protección (interruptores ermomagnéticos o ITM), consiste en emplear las curvas de poder de corte o valor máximo de intensidad, sobre la que se puede cerrar correctamente un interruptor, en función de la resistencia óhmica, para distintas potencias de los transformadores. Del siguiente gráfico, se observa la resistencia óhmica y la corriente de cortocircuito para transformadores mayores a 100 kVA, con lo cual se demuestra los cálculos realizados para los transformadores de 50, 160 kVA.

277

En el eje X se encuentra la resistencia Óhmica del cable en un determinado punto del mismo (lugar donde se calcula el poder de corte del interruptor termomagnético), el eje Y se muestra la capacidad del transformador de distribución. Si para la Subestación de Distribución 2000051 (200KVA, 10/0.38-0.22KV), se tiene

mRfase 7.0

Puesto que el cortocircuito es entre fases (supuesta máxima) este resultado será: mxR 7.03 0021.0R

De las curvas características para una resistencia de línea de 0.0021 y un transformador de 200kVA, se tiene una intensidad de 7.5kA.

4.4.2. CÁLCULO DEL JUEGO DE BARRAS El Juego de Barras trifásico del Tablero de Distribución eléctrico en BT está constituido por un conjunto de conductores de barras de cobre reagrupados en fases y mantenidos en su sitio por los soportes, los cuales deben de estar dimensionados de tal manera que puedan resistir los esfuerzos electrodinámicos que aparecen en un cortocircuito. En la práctica, el calcular este dimensionado es lo mismo que calcular la distancia entre soportes. 1) Cálculo de Fuerzas Cada conductor de fase sufre un esfuerzo debido a las acciones entre fases. La fuerza máxima se ejerce sobre los conductores externos de la fase central, este conductor está sometido a dos fuerzas:

278

Al Esfuerzo Resultante de las Otras Dos Fases

mNd

Ikctel

F

fCC /

12.21102. 271

cte. = 0.87 (cortocircuito trifásico) k1 = 1.04 (coeficiente de Dwight, proveniente de las dimensiones y posición de las barras

de cobre) Icc = 30 KA (Valor eficaz de la corriente de cortocircuito) df = 0.09 m. (distancia entre fases)

mNl

F/64.87584

09.0

1302.204.110287.0 271

daN/m87581 l

F

1) Cálculo de Distancia entre soportes sobre el conductor más solicitado El conductor más solicitado debe soportar la fuerza:

0

11

2,21

8

5.1

Zl

F

Rd PO

Donde: RPO,2 = 250 x 106 N/m2 (Límite de elasticidad del cobre) β1 = 0.5 (coeficiente de apoyo simple) Z0 = Modulo resistente de barra en m3.

6

2

0

abZ

Siendo : “b” espesor de barra (5mm). “a” ancho de barra (40 mm).

31033.16

04.0005.0 62

0 mZ

6

62

1

1033.18

875845.0102505.1

d

mmmd 302302.01

2) Cálculo de Distancia entre soportes a partir de las fuerzas en los soportes Los soportes deben, por tanto, resistir los esfuerzos debidos a la fuerza F1.

l

FSR

d mm

12

Donde: Rm = 100 x 106 N/m2 (Resistencia Mecánica soporte) Sm = 70 x 10-6 m2 (Sección de soporte solicitado a tracción) α = 0.5 (cte. que depende del modo de fijación y del número de soportes)

875845.0

107010100 66

2

d

mmmd 159159.02

279

3) Determinación de Distancia máxima entre los soportes Para resistir a los esfuerzos electrodinámicos, hay que colocar los soportes a una distancia d igual al valor más pequeño de d1 y de d2: d ≤ min (d1,d2) Por lo tanto: d < 159 mm.

1.5. SELECCIÓN DE TC’s PARA EL SISTEMA DE MEDICIÓN INDIRECTA O TOTALIZADOR. El sistema de Medición Indirecta para el servicio general o totalizador, requiere de transformadores de corriente TC’s, para su registro. Los totalizadores deberán ser de 3x220/380 V. 5(10) Amp., por lo los TC’s tendrán relaciones de transformación relacionados a la potencia de los transformadores. Relación de TC’s 100/5 : 0.05

Relación de transformación de TC’s Según la potencia de los Transformadores

Resumen Cantidad de T.C.

RP-01 ASOCIACION VILLA CHUMBIVILCANA 50 10.5 0.38 131.58 100/5 6.58RP-02 C.C. PAMPA QQUEHUAR SECTOR ERAPATA 50 22.9 0.38 131.58 100/5 6.58RP-03 A.P.V. SON NACIENTE DE ANTA 50 10.5 0.38 131.58 100/5 6.58RP-04 A.P.V. VILLA ESTRELLA SECTOR ERAPATA 50 10.5 0.38 131.58 100/5 6.58RP-05 A.P.V. VILLA CANTO GRANDE PUYOC PAMPA 50 10.5 0.38 131.58 100/5 6.58

SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE "TC" PARA EL SISTEMA DE MEDICIÓN INDIRECTA

T.C.

RELAC. ITOTALIZADOR

(A)

In (A)N° LOCALIDADPOTENCIA

TRAFO (KVA)T. PRIM.

(KV)T. SEC.

(KV)

280

3.2 CALCULO JUSTIFICATIVO RED

SECUNDARIA

281

CAPÍTULO II: CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS

SECCIÓN II: REDES SECUNDARIAS Y ALUMBRADO PUBLICO a) CALCULO ELÉCTRICO 1. GENERALIDADES En el Proyecto de Electrificación del Sistema de Distribución se realizarán, cálculos de Caída de

Tensión para las Redes de Distribución Secundaria, que permitirá la determinación apropiada de los Calibres de los Conductores. Los cálculos se desarrollan en base al CNE., Normas de la EM/DGE e informaciones técnicas relacionadas con este fin.

1.1. FACTORES CONSIDERADOS EN EL DISEÑO

Cuadro No.1

FACTORES SERVICIO PARTICULAR

ALUMBRADO PUBLICO

Máxima caída de Tensión 5% 5% Factor de Potencia 0.9 0.9

Factor de Simultaneidad 0.5 1.0 1.2. CARACTERÍSTICAS DE LA RED

RED SECUNDARIA

- Tensión : 380/220 V - Frecuencia : 60 Hz. - Sistema del Servicio Particular : Trifásico - Sistema del Alumbrado Público : Monofásico - Conductor : Autoportante de aluminio, 2. CALCULO ELÉCTRICO DE BAJA TENSIÓN: Para los cálculos eléctricos en redes Secundarias, los parámetros ha determinar son la resistencia,

reactancia y la caída de Tensión, estos se han realizado utilizando las mismas fórmulas de caída de tensión.

En cuadros siguientes se muestran las Características eléctricas de los conductores a utilizar:

FORMACION

Espes. Aislam.

Fase (mm)

Sección Neutro

Portante (mm2)

Diámetro Nominal Exterior (mm)

Peso (Kg/Km)

RESISTENCIA OHMICA (ohm/Km a 20°C)

REACTANCIA INDUCTIVA (ohm/Km a

60Hz)

Fase Alumbrado Fase Alumbrado

3x35+16/25 1.14 35 28.5 550 0.868 1.910 0.106 0.135

2.1 ESTUDIO DE PROYECCIÓN DE CARGA

Para conocer la viabilidad del proyecto de renovación de redes secundarias en el horizonte del mismo fue necesario realizar la proyección de la carga del área de influencia del estudio. Utilizando métodos de extrapolación y de ajuste de curvas, en base a la información que se obtuvo de la memoria empresarial de Electro Sur Este acerca del crecimiento de la demanda se obtuvo la siguiente ecuación matemática.

282

Energía = -6645.2 + 3.3531 * año Donde se nota una relación directamente proporcional entre el transcurso del tiempo y el crecimiento de la demanda de energía.

2.2 CÁLCULO DE CAÍDA DE TENSIÓN

En base a la información brindada por Electro Sur Este S.A.A. y los resultados del estudio de proyección de demanda y utilizando como herramienta de análisis el software DIREDCAD, donde se obtuvieron los resultados que se muestran en los cuadros siguientes: A continuación se muestran los resultados de caídas de tensión:

283

W/Lote : 400 SISTEMA : 3F:380/220FS (SP) : 0.5 Pot.Nominal(KVA) 50FS (AP) : 1 Pot.Entregada(KVA) 22.43Cos f (SP) : 1 PÉRDIDAS SE (W): 115.42Cos f (AP) : 0.9CIRCUITO N° TRAMO: Pot.Cargas Tramo (KW) Perdidas Tramo (W):

C-1 R_1 8.9 36.42C-2 R_2 6.3 20.96C-3 R_3 7.1 58.04

Soporte Tipo Long. N° de Pot. C.E. Pot. SP Pot. Total I. Nodo Delta V. % Caida N° Luminarias Pot. Nodo Pot. Total I (AP) Caida Nodo % Caida N° Conductor (m) Lotes (KW) (KW) (KW) (A) (V) - (u) (KW) (KW) (A) (V) -C-1 N0 A 2.00 0 0 0 8.4 12.76 0.04 0.01 1 0.05 0.5 2.53 0.02 0.011 A 24.63 2 0 0.4 8.4 12.76 0.49 0.14 0 0 0.45 2.27 0.19 0.092 A 30.04 5 0 1 6.8 10.35 0.49 0.27 0 0 0.35 1.77 0.18 0.173 A 28.64 1 0 0.2 5.8 8.84 0.4 0.37 0 0 0.35 1.77 0.17 0.254 A 29.29 4 0 0.8 4.4 6.71 0.31 0.45 1 0.05 0.25 1.27 0.12 0.315 A 29.34 4 0 0.8 3.6 5.49 0.25 0.52 0 0 0.2 1.01 0.1 0.356 A 30.21 2 0 0.4 2.8 4.28 0.2 0.57 1 0.05 0.2 1.01 0.1 0.47 A 30.21 3 0 0.6 2.4 3.67 0.17 0.62 0 0 0.15 0.76 0.08 0.438 A 35.39 3 0 0.6 1.8 2.75 0.15 0.66 1 0.05 0.15 0.76 0.09 0.479 A 35.39 2 0 0.4 1.2 1.84 0.1 0.69 0 0 0.1 0.51 0.06 0.5

10 A 34.34 3 0 0.6 0.8 1.22 0.07 0.7 1 0.05 0.1 0.51 0.06 0.5311 A 32.01 1 0 0.2 0.2 0.31 0.02 0.71 0 0 0.05 0.25 0.03 0.5412 A 34.22 0 0 0 0 0 0 0.71 1 0.05 0.05 0.25 0.03 0.55

3,1 A 12.6 2 0 0.4 1.2 1.83 0.04 0.38 1 0.05 0.1 0.51 0.02 0.26 3,2 A 30.8 2 0 0.4 0.8 1.22 0.06 0.4 0 0 0.05 0.25 0.03 0.27 3,3 A 30.8 1 0 0.2 0.4 0.61 0.03 0.41 1 0.05 0.05 0.25 0.03 0.28 3,4 A 30.8 1 0 0.2 0.2 0.31 0.01 0.41 0 0 0 0 0 0.28 1,1 A 4.68 1 0 0.2 1.2 1.83 0.01 0.14 1 0.05 0.1 0.51 0.01 0.1 1,2 A 31.56 4 0 0.8 1 1.52 0.08 0.16 0 0 0.05 0.25 0.03 0.11 1,3 A 31.56 1 0 0.2 0.2 0.3 0.02 0.17 1 0.05 0.05 0.25 0.03 0.12C-21 A 8.72 2 0 0.4 5.4 8.2 0.11 0.04 0 0 0.9 4.55 0.13 0.072 A 28.68 1 0 0.2 2 3.04 0.14 0.07 0 0 0.25 1.26 0.12 0.133 A 33.38 3 0 0.6 1.2 1.82 0.1 0.1 1 0.05 0.15 0.76 0.08 0.174 A 33.38 1 0 0.2 0.6 0.91 0.05 0.11 1 0.05 0.1 0.51 0.06 0.195 A 25.95 0 0 0 0.2 0.3 0.01 0.11 0 0 0.05 0.25 0.02 0.26 A 25.95 1 0 0.2 0.2 0.3 0.01 0.12 1 0.05 0.05 0.25 0.02 0.21

1,1 A 14.19 1 0 0.2 3 4.56 0.1 0.06 1 0.05 0.65 3.29 0.16 0.14 1,2 A 35.43 1 0 0.2 2.8 4.26 0.24 0.13 1 0.05 0.6 3.03 0.36 0.31 1,3 A 4.98 1 0 0.2 2.6 3.96 0.03 0.13 0 0 0.55 2.79 0.05 0.33 1,4 A 32.65 0 0 0 2.4 3.65 0.19 0.18 0 0 0.55 2.79 0.3 0.47 1,5 A 32.65 0 0 0 2.4 3.65 0.19 0.23 0 0 0.55 2.79 0.3 0.6 1,6 A 32.65 2 0 0.4 2.4 3.65 0.19 0.28 1 0.05 0.55 2.79 0.3 0.74 1,7 A 41.01 0 0 0 2 3.05 0.2 0.33 0 0 0.5 2.54 0.35 0.9 1,8 A 21.56 0 0 0 2 3.05 0.1 0.36 0 0 0.5 2.54 0.18 0.98 1,9 A 35.45 2 0 0.4 1.2 1.83 0.1 0.39 1 0.05 0.1 0.51 0.06 1.01

1,10 A 35.45 3 0 0.6 0.8 1.22 0.07 0.4 0 0 0.05 0.26 0.03 1.02 1,11 A 35.45 1 0 0.2 0.2 0.31 0.02 0.41 1 0.05 0.05 0.26 0.03 1.04 4,1 A 27.98 1 0 0.2 0.2 0.3 0.01 0.11 0 0 0 0 0.00 0.19 2,1 A 8.46 0 0 0 0.6 0.91 0.01 0.08 1 0.05 0.1 0.51 0.01 0.14 2,2 A 30.81 2 0 0.4 0.6 0.91 0.04 0.09 0 0 0.05 0.25 0.03 0.15 2,3 A 30.81 1 0 0.2 0.2 0.3 0.01 0.09 1 0.05 0.05 0.25 0.03 0.16

1,8,1 A 14.13 0 0 0 0.8 1.22 0.03 0.37 0 0 0.4 2.04 0.1 1.03 1,8,2 A 4.69 0 0 0 0.8 1.22 0.01 0.37 0 0 0.4 2.04 0.03 1.04 1,8,3 A 21.59 0 0 0 0.8 1.22 0.04 0.38 0 0 0.4 2.04 0.15 1.11 1,8,4 A 11.29 0 0 0 0.8 1.22 0.02 0.39 0 0 0.4 2.04 0.08 1.14 1,8,5 A 11.21 0 0 0 0.8 1.22 0.02 0.39 0 0 0.4 2.04 0.08 1.18 1,8,6 A 20.84 1 0 0.2 0.8 1.22 0.04 0.4 1 0.05 0.4 2.04 0.14 1.24 1,8,7 A 21.9 0 0 0 0.6 0.92 0.03 0.41 0 0 0.35 1.79 0.13 1.30 1,8,8 A 5.64 0 0 0 0.6 0.92 0.01 0.41 1 0.05 0.35 1.79 0.03 1.32 1,8,9 A 31.16 0 0 0 0.6 0.92 0.04 0.42 0 0 0.3 1.54 0.16 1.39

1,8,10 A 34.64 0 0 0 0.4 0.61 0.03 0.43 1 0.05 0.2 1.02 0.12 1.44 1,8,11 A 29.38 0 0 0 0.4 0.61 0.03 0.44 0 0 0.15 0.77 0.08 1.48 1,8,12 A 29.37 0 0 0 0.2 0.31 0.01 0.44 1 0.05 0.1 0.51 0.05 1.5 1,8,13 A 11.9 0 0 0 0.2 0.31 0.01 0.45 0 0 0.05 0.26 0.01 1.5 1,8,14 A 32.12 1 0 0.2 0.2 0.31 0.02 0.45 1 0.05 0.05 0.26 0.03 1.52

1,8,11,1 A 6.74 0 0 0 0.2 0.31 0 0.44 0 0 0.05 0.26 0.01 1.48 1,8,11,2 A 26.33 1 0 0.2 0.2 0.31 0.01 0.44 1 0.05 0.05 0.26 0.02 1.49 1,8,9,1 A 6.65 0 0 0 0.2 0.31 0 0.43 1 0.05 0.1 0.51 0.01 1.39 1,8,9,2 A 33.55 1 0 0.2 0.2 0.31 0.02 0.43 1 0.05 0.05 0.26 0.03 1.41

C-31 A 24.7 0 0 0 6.6 10.03 0.39 0.11 0 0 0.5 2.53 0.21 0.12 A 29.96 0 0 0 6.6 10.03 0.47 0.23 1 0.05 0.5 2.53 0.25 0.223 A 28.62 0 0 0 6.6 10.03 0.45 0.35 0 0 0.45 2.28 0.22 0.324 A 5.4 0 0 0 6.6 10.03 0.09 0.38 1 0.05 0.45 2.28 0.04 0.335 A 32.28 4 0 0.8 6.6 10.03 0.51 0.51 1 0.05 0.4 2.03 0.22 0.436 A 32.28 1 0 0.2 5.8 8.86 0.45 0.63 0 0 0.35 1.78 0.19 0.527 A 20.63 1 0 0.2 5.6 8.56 0.28 0.7 1 0.05 0.35 1.78 0.12 0.588 A 27.56 5 0 1 5.4 8.26 0.36 0.79 0 0 0.3 1.52 0.14 0.649 A 27.56 2 0 0.4 4.4 6.74 0.29 0.87 1 0.05 0.3 1.52 0.14 0.7

10 A 27.56 3 0 0.6 3.2 4.9 0.21 0.93 0 0 0.15 0.76 0.07 0.7311 A 20.23 2 0 0.4 2.6 3.99 0.13 0.96 1 0.05 0.15 0.76 0.05 0.7612 A 36.8 3 0 0.6 1.8 2.76 0.16 1 0 0 0.05 0.25 0.03 0.7713 A 36.8 3 0 0.6 1.2 1.84 0.11 1.03 1 0.05 0.05 0.25 0.03 0.7914 A 36.8 3 0 0.6 0.6 0.92 0.05 1.04 0 0 0 0 0 0.79

9,1 A 12.68 1 0 0.2 0.8 1.23 0.02 0.88 0 0 0.1 0.51 0.02 0.71 9,2 A 31.64 3 0 0.6 0.6 0.92 0.05 0.89 1 0.05 0.1 0.51 0.05 0.74 9,3 A 31.64 0 0 0 0 0 0 0.89 1 0.05 0.05 0.25 0.03 0.75

11,1 A 19.21 1 0 0.2 0.4 0.61 0.02 0.97 0 0 0.05 0.25 0.02 0.77 11,2 A 35.73 1 0 0.2 0.2 0.31 0.02 0.97 1 0.05 0.05 0.25 0.03 0.78

TABLA DE CAIDAS DE TENSION

CAIDA DE TENSION ASOCIACION VILLA CHUMBIVILCANA

CONFIGURACIÓN SERIVICIO PARTICULAR ALUMBRADO PÚBLICO

284


C-1 R_1 15.5 103.81C-2 R_2 5.87 14.68C-3 R_3 13.7 98.71

Soporte Tipo Long. N° de Pot. C.E. Pot. SP Pot. Total I. Nodo Delta V. % Caida N° Luminarias Pot. Nodo Pot. Total I (AP) Caida Nodo % Caida N° Conductor (m) Lotes (KW) (KW) (KW) (A) (V) - (u) (KW) (KW) (A) (V) -C-1 N0 A 2.00 0 0 0 14.6 22.18 0.07 0.02 1 0.05 0.9 4.55 0.03 0.011 A 8.86 0 0 0 14.6 22.18 0.31 0.1 1 0.05 0.86 4.32 0.13 0.072 A 23.09 1 0 0.2 14.6 22.18 0.8 0.31 1 0.05 0.81 4.09 0.32 0.223 A 12 1 0 0.2 1.6 2.44 0.05 0.32 0 0 0.14 0.68 0.03 0.234 A 17.15 4 0 0.8 1 1.52 0.04 0.33 1 0.05 0.05 0.23 0.01 0.235 A 18.5 1 0 0.2 0.2 0.3 0.01 0.34 0 0 0 0 0 0.23

2,1 A 4.9 0 0 0 12.8 19.51 0.15 0.35 1 0.05 0.63 3.19 0.05 0.24 2,2 A 23.99 2 0 0.4 12.8 19.51 0.73 0.54 0 0 0.59 2.96 0.24 0.35 2,3 A 23.99 2 0 0.4 5.4 8.25 0.31 0.63 1 0.05 0.32 1.6 0.13 0.4 2,4 A 23.99 1 0 0.2 5 7.64 0.29 0.7 0 0 0.27 1.37 0.11 0.45 2,5 A 23.99 1 0 0.2 1.4 2.14 0.08 0.72 1 0.05 0.14 0.68 0.05 0.48 2,6 A 8.62 1 0 0.2 1.2 1.84 0.02 0.73 1 0.05 0.09 0.46 0.01 0.49 2,7 A 10.49 1 0 0.2 0.2 0.31 0.01 0.73 0 0 0 0 0 0.49 3,1 A 10.2 1 0 0.2 0.4 0.61 0.01 0.33 1 0.05 0.09 0.46 0.02 0.23 3,2 A 23.97 1 0 0.2 0.2 0.3 0.01 0.33 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.24

2,2,1 A 11.5 2 0 0.4 7 10.69 0.19 0.59 1 0.05 0.27 1.37 0.05 0.37 2,2,2 A 25.18 3 0 0.6 0.6 0.92 0.04 0.6 0 0 0 0 0 0.37 2,6,1 A 27.99 2 0 0.4 0.8 1.22 0.05 0.74 0 0 0.05 0.23 0.02 0.49 2,6,2 A 27.99 2 0 0.4 0.4 0.61 0.03 0.75 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.5 2,4,1 A 12.05 2 0 0.4 3.4 5.2 0.1 0.73 1 0.05 0.14 0.68 0.03 0.47 2,4,2 A 24.62 3 0 0.6 0.6 0.92 0.04 0.74 0 0 0 0 0.00 0.47

2,2,1,1 A 27.69 4 0 0.8 6 9.17 0.4 0.7 1 0.05 0.23 1.14 0.11 0.42 2,2,1,2 A 27.69 4 0 0.8 5.2 7.96 0.35 0.79 0 0 0.18 0.91 0.08 0.46 2,2,1,3 A 30.64 5 0 1 3.8 5.82 0.28 0.86 1 0.05 0.09 0.46 0.05 0.48 2,2,1,4 A 30.64 5 0 1 2.8 4.29 0.21 0.92 0 0 0.05 0.23 0.02 0.49 2,2,1,5 A 30.64 5 0 1 1.8 2.76 0.13 0.95 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.5 2,2,1,6 A 30.64 4 0 0.8 0.8 1.23 0.06 0.97 0 0 0 0 0 0.5 2,4,1,1 A 29.81 4 0 0.8 2.4 3.67 0.17 0.77 1 0.05 0.09 0.46 0.05 0.49 2,4,1,2 A 27.49 5 0 1 1.6 2.45 0.11 0.8 0 0 0.05 0.23 0.02 0.5 2,4,1,3 A 36.90 3 0 0.6 0.6 0.92 0.05 0.81 1 0.05 0.05 0.23 0.03 0.51

2,2,1,2,1 A 11.23 1 0 0.2 0.6 0.92 0.02 0.79 1 0.05 0.09 0.46 0.02 0.46 2,2,1,2,2 A 24.84 1 0 0.2 0.2 0.31 0.01 0.8 0 0 0 0 0 0.46

2,2,1,2,1,1 A 33.09 1 0 0.2 0.2 0.31 0.02 0.8 1 0.05 0.05 0.23 0.03 0.48C-21 A 8.94 3 0 0.6 5.6 8.51 0.12 0.04 0 0 0.27 1.36 0.04 0.022 A 20.61 0 0 0 5 7.6 0.25 0.1 0 0 0.27 1.36 0.09 0.073 A 34.88 6 0 1.2 5 7.6 0.42 0.21 0 0 0.27 1.36 0.16 0.144 A 34.03 3 0 0.6 3.8 5.79 0.31 0.29 1 0.05 0.27 1.36 0.15 0.215 A 20.07 4 0 0.8 1.8 2.74 0.09 0.32 0 0 0.14 0.68 0.05 0.236 A 34.42 3 0 0.6 1 1.52 0.08 0.34 1 0.05 0.14 0.68 0.08 0.267 A 10.64 0 0 0 0.4 0.61 0.01 0.34 0 0 0.09 0.46 0.02 0.278 A 34.33 1 0 0.2 0.2 0.3 0.02 0.35 1 0.05 0.05 0.23 0.03 0.28

4,1 A 10.98 2 0 0.4 1.4 2.13 0.04 0.3 0 0 0.09 0.46 0.02 0.22 4,2 A 25.62 3 0 0.6 0.6 0.91 0.04 0.31 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.22 7,1 A 35.03 1 0 0.2 0.2 0.3 0.02 0.35 1 0.05 0.05 0.23 0.03 0.28

4,1,1 A 35.14 2 0 0.4 0.4 0.61 0.03 0.31 1 0.05 0.05 0.23 0.03 0.23C-31 A 8.96 0 0 0 12.8 19.45 0.27 0.09 0 0 0.9 4.55 0.14 0.082 A 20.56 1 0 0.2 12.8 19.45 0.63 0.25 1 0.05 0.9 4.55 0.31 0.223 A 15.2 1 0 0.2 12.6 19.19 0.46 0.37 1 0.05 0.86 4.33 0.22 0.324 A 21.6 1 0 0.2 12.4 18.91 0.64 0.54 1 0.05 0.81 4.1 0.3 0.455 A 21.6 1 0 0.2 9 13.75 0.47 0.67 0 0 0.5 2.51 0.18 0.536 A 17.28 2 0 0.4 8.8 13.46 0.37 0.76 1 0.05 0.5 2.51 0.14 0.607 A 25.93 3 0 0.6 3.6 5.51 0.22 0.82 0 0 0.18 0.91 0.08 0.648 A 22.92 2 0 0.4 3 4.6 0.17 0.86 1 0.05 0.18 0.91 0.07 0.679 A 12.2 0 0 0 2 3.07 0.06 0.88 0 0 0.09 0.46 0.02 0.68

10 A 30.82 3 0 0.6 0.6 0.92 0.04 0.89 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.69 4,1 A 13.19 2 0 0.4 3.2 4.89 0.1 0.57 1 0.05 0.27 1.37 0.06 0.48 4,2 A 26.97 2 0 0.4 1 1.53 0.06 0.59 1 0.05 0.14 0.69 0.06 0.51 4,3 A 29.46 0 0 0 0.6 0.92 0.04 0.6 1 0.05 0.09 0.46 0.04 0.53 4,4 A 24.49 3 0 0.6 0.6 0.92 0.04 0.61 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.54 6,1 A 10.74 1 0 0.2 4.8 7.35 0.12 0.79 1 0.05 0.27 1.37 0.05 0.62 6,2 A 23.35 6 0 1.2 2.8 4.29 0.16 0.84 0 0 0.18 0.91 0.07 0.65 6,3 A 21.33 1 0 0.2 1.6 2.45 0.08 0.86 1 0.05 0.18 0.91 0.07 0.68 6,4 A 13.02 3 0 0.6 1.4 2.15 0.04 0.87 0 0 0.14 0.69 0.03 0.70 6,5 A 12.28 1 0 0.2 0.8 1.23 0.02 0.87 1 0.05 0.14 0.69 0.03 0.71 6,6 A 32.24 1 0 0.2 0.2 0.31 0.02 0.88 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.72 9,1 A 22.52 6 0 1.2 1.4 2.15 0.08 0.9 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.68 9,2 A 22.52 1 0 0.2 0.2 0.31 0.01 0.9 0 0 0 0 0 0.68 8,1 A 11.68 0 0 0 0.6 0.92 0.02 0.87 0 0 0.05 0.23 0.01 0.67 8,2 A 31.1 2 0 0.4 0.6 0.92 0.04 0.88 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.68 8,3 A 16.16 1 0 0.2 0.2 0.31 0.01 0.88 0 0 0 0 0 0.68

4,1,1 A 32.96 6 0 1.2 1.8 2.75 0.14 0.61 1 0.05 0.09 0.46 0.05 0.50 4,1,2 A 32.96 3 0 0.6 0.6 0.92 0.05 0.62 1 0.05 0.05 0.23 0.03 0.51 6,1,1 A 29.84 6 0 1.2 1.8 2.76 0.13 0.83 0 0 0.05 0.23 0.02 0.63 6,1,2 A 29.84 3 0 0.6 0.6 0.92 0.04 0.84 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.64 6,5,1 A 24.81 2 0 0.4 0.4 0.61 0.02 0.88 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.72


CAIDA DE TENSION C.C. PAMPAQUEHUAR SECTOR ERAPATA


285


C-1 R_1 30.38 550.9C-2 R_2

Soporte Tipo Long. N° de Pot. C.E. Pot. SP Pot. Total I. Nodo Delta V. % Caida N° Luminarias Pot. Nodo Pot. Total I (AP) Caida Nodo % Caida N° Conductor (m) Lotes (KW) (KW) (KW) (A) (V) - (u) (KW) (KW) (A) (V) -C-1 N0 A 2.00 3 0 0.6 8.4 12.76 0.04 0.01 1 0.05 0.5 2.5 0.02 0.011 A 27.96 3 0 1.2 7.8 11.85 0.52 0.15 1 0.05 0.45 2.27 0.21 0.12 A 25.89 4 0 1.6 3.4 5.17 0.21 0.2 1 0.05 0.09 0.46 0.04 0.123 A 26.05 2 1 0.8 1.8 2.74 0.11 0.23 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.13

1,1 A 11.99 1 0 0.4 3.2 4.87 0.09 0.17 1 0.05 0.32 1.59 0.06 0.13 1,2 A 26.89 2 0 0.8 2.4 3.65 0.15 0.21 1 0.05 0.23 1.14 0.1 0.18 1,3 A 7.27 0 0 0 1.6 2.44 0.03 0.22 1 0.05 0.18 0.91 0.02 0.19 1,4 A 29.24 2 0 0.8 0.8 1.22 0.06 0.23 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.2

1,1,1 A 22.13 1 0 0.4 0.4 0.61 0.02 0.18 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.14 1,3,1 A 33.71 0 0 0 0.8 1.22 0.06 0.24 0 0 0.09 0.46 0.05 0.21 1,3,2 A 26.42 1 0 0.4 0.8 1.22 0.05 0.25 1 0.05 0.09 0.46 0.04 0.23 1,3,3 A 25.48 1 0 0.4 0.4 0.61 0.02 0.26 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.24

C-21 A 9.08 2 0 0.8 10.24 15.55 0.22 0.07 1 0.05 0.32 1.59 0.05 0.032 A 26.99 3 0 1.2 6.24 9.48 0.4 0.18 1 0.05 0.14 0.68 0.06 0.053 A 29.06 4 0 1.6 1.6 2.44 0.11 0.21 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.06

2,1 A 7.07 1 0 0.4 3.44 5.23 0.06 0.19 0 0 0.05 0.23 0.01 0.06 2,2 A 29.82 2 2.24 0.8 3.04 4.62 0.22 0.25 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.07 1,1 A 7.56 2 0 0.8 3.2 4.87 0.06 0.09 1 0.05 0.14 0.68 0.02 0.03 1,2 A 37.77 4 0 1.6 1.6 2.43 0.14 0.12 1 0.05 0.05 0.23 0.03 0.05

1,1,1 A 10.28 0 0 0 0.8 1.22 0.02 0.09 0 0 0.05 0.23 0.01 0.04 1,1,2 A 23.83 2 0 0.8 0.8 1.22 0.05 0.1 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.05


CAIDA DE TENSION A.P.V. HIJOS DE PUERTO RICO


286


C-1 R_1 6.25 25.65C-2 R_2 23.94 690.94C-3 R_3 4.45 12.99C-4 R_4 6.38 31.43

Soporte Tipo Long. N° de Pot. C.E. Pot. SP Pot. Total I. Nodo Delta V. % Caida N° Luminarias Pot. Nodo Pot. Total I (AP) Caida Nodo % Caida N° Conductor (m) Lotes (KW) (KW) (KW) (A) (V) - (u) (KW) (KW) (A) (V) -C-1 N0 A 2.00 0 0 0 6 9.12 0.03 0.01 0 0 0.25 1.26 0.01 01 A 18.33 2 0 0.4 6 9.12 0.26 0.08 0 0 0.25 1.26 0.08 0.042 A 12.13 1 0 0.2 5.6 8.51 0.16 0.12 0 0 0.25 1.26 0.05 0.063 A 35.09 3 0 0.6 5.4 8.21 0.45 0.24 0 0 0.25 1.26 0.15 0.134 A 43.24 0 0 0 4.8 7.31 0.5 0.37 0 0 0.25 1.26 0.18 0.215 A 32.73 2 0 0.4 0.6 0.91 0.05 0.38 1 0.06 0.06 0.32 0.03 0.236 A 30.8 1 0 0.2 0.2 0.31 0.01 0.39 0 0 0 0 0 0.23

4,1 A 16.37 4 0 0.8 4.2 6.4 0.16 0.41 0 0 0.19 0.95 0.05 0.24 4,2 A 36.35 2 0 0.4 3.4 5.19 0.3 0.49 1 0.06 0.19 0.95 0.12 0.29 4,3 A 8.48 3 0 0.6 3 4.58 0.06 0.51 0 0 0.13 0.63 0.02 0.3 4,4 A 31.95 2 0 0.4 1.8 2.75 0.14 0.54 1 0.06 0.06 0.32 0.03 0.31 4,5 A 40.49 2 0 0.4 1.4 2.14 0.14 0.58 0 0 0 0 0 0.31 4,6 A 40.32 2 0 0.4 1 1.53 0.1 0.6 0 0 0 0 0 0.31 4,7 A 22.8 3 0 0.6 0.6 0.92 0.03 0.61 0 0 0 0 0 0.31

4,3,1 A 33.2 3 0 0.6 0.6 0.92 0.05 0.52 1 0.06 0.06 0.32 0.04 0.31C-21 A 8.39 2 0 0.4 22.6 34.34 0.45 0.15 0 0 1.34 6.76 0.19 0.112 A 37.27 1 0 0.2 22.2 33.78 1.98 0.67 1 0.06 1.34 6.76 0.84 0.493 A 17.15 0 1 0 21 32.12 0.87 0.9 1 0.05 1.23 6.22 0.36 0.654 A 40.6 4 0 0.8 19.8 30.35 1.93 1.4 1 0.06 1.01 5.15 0.7 0.975 A 39.76 2 0 0.4 19 29.28 1.83 1.89 0 0 0.95 4.84 0.64 1.266 A 40.22 7 0 1.4 18.6 28.8 1.82 2.36 1 0.06 0.95 4.84 0.65 1.557 A 39.05 1 0 0.2 17.2 26.77 1.64 2.8 0 0 0.89 4.55 0.59 1.828 A 39.04 4 0 0.8 2 3.13 0.19 2.85 1 0.06 0.06 0.32 0.04 1.849 A 35.75 6 0 1.2 1.2 1.88 0.11 2.87 0 0 0 0 0 1.84

7,1 A 13.66 1 0 0.2 15 23.45 0.5 2.93 1 0.06 0.83 4.24 0.19 1.91 7,2 A 32.25 1 0 0.2 14.8 23.16 1.17 3.24 0 0 0.76 3.93 0.42 2.1 7,3 A 42.33 7 0 1.4 9.2 14.45 0.96 3.49 0 0 0.45 2.32 0.33 2.25 7,4 A 38.15 4 0 0.8 7.8 12.28 0.74 3.68 0 0 0.45 2.32 0.3 2.39 7,5 A 28.26 0 0 0 7 11.04 0.49 3.81 1 0.05 0.45 2.32 0.22 2.49 7,6 A 6.89 0 0 0 2.6 4.11 0.04 3.82 0 0 0.1 0.52 0.01 2.49 7,7 A 26.29 5 0 1 2.6 4.11 0.17 3.87 1 0.05 0.1 0.52 0.05 2.51 7,8 A 26.29 5 0 1 1.6 2.53 0.1 3.9 0 0 0.05 0.26 0.02 2.52 7,9 A 26.29 3 0 0.6 0.6 0.95 0.04 3.91 1 0.05 0.05 0.26 0.02 2.53 2,1 A 15.47 1 0 0.2 1 1.53 0.04 0.68 0 0 0.05 0.25 0.01 0.49 2,2 A 21.83 2 0 0.4 0.8 1.22 0.04 0.69 1 0.05 0.05 0.25 0.02 0.5 2,3 A 27.11 2 0 0.4 0.4 0.61 0.03 0.7 0 0 0 0 0 0.5 3,1 A 35.78 0 0 0 0.2 0.31 0.02 0.9 0 0 0.16 0.83 0.1 0.69 3,2 A 35.79 1 0 0.2 0.2 0.31 0.02 0.9 1 0.05 0.16 0.83 0.1 0.74 3,3 A 53.66 0 0 0 0 0 0 0.9 1 0.06 0.11 0.57 0.1 0.79 3,4 A 53.66 0 0 0 0 0 0 0.9 1 0.05 0.05 0.25 0.05 0.81

7,2,1 A 5.61 1 0 0.2 5.4 8.48 0.07 3.26 1 0.06 0.31 1.61 0.03 2.12 7,2,2 A 29.3 3 0 0.6 1.6 2.51 0.12 3.29 0 0 0.05 0.26 0.03 2.13 7,2,3 A 29.3 2 0 0.4 1 1.57 0.07 3.31 1 0.05 0.05 0.26 0.03 2.14 7,2,4 A 29.3 3 0 0.6 0.6 0.94 0.04 3.32 0 0 0 0 0 2.14 7,5,1 A 21.22 1 0 0.2 4.4 6.95 0.23 3.87 0 0 0.3 1.55 0.11 2.54 7,5,2 A 21.22 0 0 0 4.2 6.64 0.22 3.93 1 0.05 0.3 1.55 0.11 2.59 7,5,3 A 27.53 1 0 0.2 1.6 2.53 0.11 3.96 0 0 0.15 0.78 0.07 2.62 7,5,4 A 27.53 1 0 0.2 1.4 2.21 0.1 3.98 1 0.05 0.15 0.78 0.07 2.65 7,5,5 A 7.8 1 0 0.2 1.2 1.9 0.02 3.99 0 0 0.1 0.52 0.01 2.66 7,5,6 A 31.46 2 0 0.4 1 1.58 0.08 4.01 1 0.05 0.1 0.52 0.05 2.68 7,5,7 A 31.46 2 0 0.4 0.6 0.95 0.05 4.02 0 0 0.05 0.26 0.03 2.69 7,5,8 A 31.46 1 0 0.2 0.2 0.32 0.02 4.03 1 0.05 0.05 0.26 0.03 2.71

7,2,1,1 A 7.87 1 0 0.2 3.6 5.65 0.07 3.27 1 0.05 0.2 1.03 0.03 2.13 7,2,1,2 A 30.4 0 0 0 3.4 5.34 0.25 3.34 1 0.05 0.15 0.77 0.08 2.16 7,2,1,3 A 11.39 2 0 0.4 3.4 5.34 0.1 3.37 1 0.05 0.1 0.52 0.02 2.17 7,2,1,4 A 30.45 6 0 1.2 3 4.72 0.23 3.43 0 0 0.05 0.26 0.03 2.19 7,2,1,5 A 30.45 6 0 1.2 1.8 2.83 0.14 3.46 1 0.05 0.05 0.26 0.03 2.2 7,2,1,6 A 30.45 3 0 0.6 0.6 0.94 0.05 3.47 0 0 0 0 0 2.2 7,5,2,1 A 5.06 1 0 0.2 2.6 4.11 0.03 3.94 0 0 0.1 0.52 0.01 2.59 7,5,2,2 A 31.22 4 0 0.8 2.4 3.8 0.19 3.99 1 0.05 0.1 0.52 0.05 2.61 7,5,2,3 A 31.22 5 0 1 1.6 2.53 0.12 4.02 0 0 0.05 0.26 0.03 2.63 7,5,2,4 A 31.22 3 0 0.6 0.6 0.95 0.05 4.03 1 0.05 0.05 0.26 0.03 2.64

C-31 A 18.28 0 0 0 4.2 6.38 0.18 0.05 0 0 0.25 1.26 0.08 0.042 A 35.25 6 0 1.2 4.2 6.38 0.35 0.15 0 0 0.25 1.26 0.15 0.113 A 35.04 2 0 0.4 3 4.56 0.25 0.21 1 0.06 0.25 1.26 0.15 0.174 A 32.8 2 0 0.4 2.6 3.96 0.2 0.27 1 0.06 0.19 0.95 0.1 0.225 A 41.44 1 0 0.2 2.2 3.35 0.22 0.32 1 0.06 0.13 0.63 0.09 0.266 A 12.72 1 0 0.2 2 3.05 0.06 0.34 0 0 0.06 0.32 0.01 0.277 A 27.34 1 0 0.2 1.8 2.74 0.12 0.37 0 0 0.06 0.32 0.03 0.288 A 39.5 2 0 0.4 1.6 2.44 0.15 0.41 0 0 0.06 0.32 0.04 0.39 A 39.45 1 0 0.2 1.2 1.83 0.11 0.44 0 0 0.06 0.32 0.04 0.32

10 A 35.6 2 0 0.4 1 1.53 0.09 0.46 1 0.06 0.06 0.32 0.04 0.3311 A 32.63 3 0 0.6 0.6 0.92 0.05 0.47 0 0 0 0 0 0.33C-41 A 18.28 0 0 0 6 9.12 0.26 0.08 1 0.06 0.38 1.89 0.12 0.062 A 54.55 3 0 0.6 6 9.12 0.78 0.28 1 0.06 0.31 1.58 0.29 0.193 A 44.6 6 0 1.2 5.4 8.23 0.58 0.43 1 0.06 0.25 1.27 0.19 0.274 A 35.88 5 0 1 4.2 6.41 0.36 0.53 1 0.06 0.19 0.95 0.11 0.335 A 36.13 5 0 1 2.8 4.28 0.24 0.59 0 0 0.13 0.63 0.08 0.366 A 38.28 5 0 1 1.8 2.75 0.17 0.64 0 0 0.13 0.63 0.08 0.47 A 34.86 3 0 0.6 0.8 1.22 0.07 0.65 2 0.13 0.13 0.63 0.07 0.438 A 37.63 1 0 0.2 0.2 0.31 0.02 0.66 0 0 0 0 0 0.43

4,1 A 12.66 2 0 0.4 0.4 0.61 0.01 0.53 0 0 0 0 0 0.33 4,2 A 36.16 0 0 0 0 0 0 0.53 0 0 0 0 0 0.33


CAIDA DE TENSION APV SOL NACIENTE DE ANTA SED 0070446 (EXISTENTE)


287


C-1 R_1 16.81 69.13C-2 R_2 14.81 89.31

Soporte Tipo Long. N° de Pot. C.E. Pot. SP Pot. Total I. Nodo Delta V. % Caida N° Luminarias Pot. Nodo Pot. Total I (AP) Caida Nodo % Caida N° Conductor (m) Lotes (KW) (KW) (KW) (A) (V) - (u) (KW) (KW) (A) (V) -C-11 A 8.48 3 0 1.2 16.4 24.92 0.33 0.11 1 0.05 0.41 2.05 0.06 0.032 A 31.04 3 0 1.2 2.8 4.26 0.21 0.16 1 0.05 0.14 0.68 0.07 0.063 A 31.17 2 0 0.8 1.6 2.43 0.12 0.19 1 0.05 0.09 0.45 0.05 0.094 A 30.59 2 0 0.8 0.8 1.22 0.06 0.21 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.111 A 31.34 3 0 1.2 12.4 18.86 0.93 0.35 1 0.05 0.23 1.14 0.12 0.0912 A 31.03 6 8 2.4 11.2 17.08 0.83 0.57 1 0.05 0.18 0.91 0.09 0.1313 A 30.67 0 0 0 0.8 1.22 0.06 0.59 1 0.05 0.14 0.68 0.07 0.1614 A 15.57 1 0 0.4 0.8 1.22 0.03 0.59 1 0.05 0.09 0.46 0.02 0.1715 A 35.38 1 0 0.4 0.4 0.61 0.03 0.6 1 0.05 0.05 0.23 0.03 0.18C-21 A 10.31 1 0 0.4 14.4 21.88 0.35 0.11 1 0.05 0.41 2.05 0.07 0.042 A 29.96 1 0 0.4 14 21.29 1 0.37 1 0.05 0.36 1.82 0.18 0.123 A 17.74 3 0 1.2 13.6 20.74 0.58 0.53 1 0.05 0.32 1.59 0.09 0.164 A 31.18 1 0 0.4 6 9.16 0.45 0.64 1 0.05 0.14 0.68 0.07 0.25 A 11.3 2 4 0.8 5.6 8.56 0.15 0.68 1 0.05 0.09 0.46 0.02 0.26 A 33.47 2 0 0.8 0.8 1.22 0.06 0.7 1 0.05 0.05 0.23 0.03 0.2231 A 30.75 6 0 2.4 6.4 9.78 0.47 0.65 1 0.05 0.14 0.68 0.07 0.232 A 31.81 6 0 2.4 4 6.12 0.31 0.73 1 0.05 0.09 0.46 0.05 0.2233 A 30.53 4 0 1.6 1.6 2.45 0.12 0.76 1 0.05 0.05 0.23 0.02 0.23


CAIDA DE TENSION A.P.V. VILLA ESTRELLA SECTOR ERAPATA


288


C-1 R_1 37.00 535.54C-2 R_2 1.95 1.16C-3 R_3 2.00 1.26

Soporte Tipo Long. N° de Pot. C.E. Pot. SP Pot. Total I. Nodo Delta V. % Caida N° Luminarias Pot. Nodo Pot. Total I (AP) Caida Nodo % Caida N° Conductor (m) Lotes (KW) (KW) (KW) (A) (V) - (u) (KW) (KW) (A) (V) -C-1 N0 A 2.00 0 0 0 35 53.18 0.17 0.04 1 0.05 2 10.1 0.07 0.031 A 9.81 2 0 0.7 35 53.18 0.82 0.26 1 0.05 1.95 9.85 0.32 0.182 A 26 2 0 0.7 34.3 52.25 2.13 0.82 1 0.05 1.9 9.61 0.83 0.563 A 26.79 5 0 1.75 3.15 4.83 0.2 0.87 1 0.05 0.1 0.51 0.05 0.584 A 26.79 4 0 1.4 1.4 2.15 0.09 0.9 1 0.05 0.05 0.25 0.02 0.59

2,1 A 11.14 1 0 0.35 30.45 46.65 0.82 1.04 1 0.05 1.75 8.89 0.33 0.71 2,2 A 23.08 4 0 1.4 14.7 22.57 0.82 1.25 1 0.05 0.85 4.32 0.33 0.86 2,3 A 23.08 0 0 0 13.3 20.46 0.74 1.45 1 0.05 0.8 4.08 0.31 1 2,4 A 22.99 5 0 1.75 9.45 14.57 0.53 1.58 1 0.05 0.55 2.81 0.22 1.1 2,5 A 22.99 0 0 0 7.7 11.89 0.43 1.7 1 0.05 0.5 2.55 0.2 1.19 2,6 A 23.01 3 0 1.05 5.25 8.11 0.29 1.77 1 0.05 0.3 1.53 0.12 1.24 2,7 A 23.01 0 0 0 4.2 6.5 0.23 1.84 1 0.05 0.25 1.28 0.1 1.28 2,8 A 24.55 4 0 1.4 1.4 2.17 0.08 1.86 1 0.05 0.05 0.26 0.02 1.29

2,1,1 A 27.99 4 0 1.4 15.4 23.64 1.04 1.31 1 0.05 0.85 4.32 0.4 0.89 2,1,2 A 27.99 3 0 1.05 14 21.55 0.95 1.56 1 0.05 0.8 4.08 0.38 1.06 2,1,3 A 35 3 0 1.05 8.4 12.96 0.71 1.75 1 0.05 0.55 2.81 0.33 1.21 2,1,4 A 22.77 3 0 1.05 3.85 5.95 0.21 1.8 1 0.05 0.3 1.53 0.12 1.26 2,1,5 A 22.77 1 0 0.35 2.8 4.33 0.15 1.84 1 0.05 0.25 1.28 0.1 1.31 2,1,6 A 8.81 2 0 0.7 2.45 3.79 0.05 1.86 1 0.05 0.2 1.02 0.03 1.32 2,1,7 A 33.13 1 0 0.35 0.35 0.54 0.03 1.86 1 0.05 0.05 0.26 0.03 1.33 2,3,1 A 11.67 2 0 0.7 3.85 5.94 0.11 1.47 1 0.05 0.2 1.02 0.04 1.02 2,3,2 A 25.63 1 0 0.35 0.35 0.54 0.02 1.48 1 0.05 0.05 0.26 0.02 1.03 2,5,1 A 11.25 2 0 0.7 2.45 3.79 0.07 1.71 1 0.05 0.15 0.77 0.03 1.2 2,5,2 A 28.71 3 0 1.05 1.05 1.62 0.07 1.73 1 0.05 0.05 0.26 0.02 1.21 2,7,1 A 11.38 2 0 0.7 2.8 4.33 0.08 1.86 1 0.05 0.15 0.77 0.03 1.3 2,7,2 A 33.06 4 0 1.4 1.4 2.17 0.11 1.89 1 0.05 0.05 0.26 0.03 1.31

2,3,1,1 A 24.71 4 0 1.4 2.8 4.32 0.17 1.52 1 0.05 0.1 0.51 0.04 1.04 2,3,1,2 A 24.71 4 0 1.4 1.4 2.16 0.08 1.54 1 0.05 0.05 0.26 0.02 1.05 2,5,1,1 A 33.93 2 0 0.7 0.7 1.08 0.06 1.73 1 0.05 0.05 0.26 0.03 1.21 2,7,1,1 A 22.82 2 0 0.7 0.7 1.08 0.04 1.87 1 0.05 0.05 0.26 0.02 1.31 2,1,2,1 A 9.2 2 0 0.7 4.55 7.02 0.1 1.58 1 0.05 0.2 1.02 0.03 1.08 2,1,2,2 A 28.3 2 0 0.7 0.7 1.08 0.05 1.6 1 0.05 0.05 0.26 0.02 1.09 2,1,3,1 A 11.29 2 0 0.7 3.5 5.41 0.1 1.77 1 0.05 0.2 1.02 0.04 1.23 2,1,3,2 A 32.83 2 0 0.7 0.7 1.08 0.06 1.79 1 0.05 0.05 0.26 0.03 1.24 2,1,6,1 A 23.27 2 0 0.7 1.4 2.17 0.08 1.88 1 0.05 0.1 0.51 0.04 1.34 2,1,6,2 A 23.27 2 0 0.7 0.7 1.08 0.04 1.89 1 0.05 0.05 0.26 0.02 1.35

2,1,2,1,1 A 27.25 5 0 1.75 3.15 4.86 0.21 1.64 1 0.05 0.1 0.51 0.05 1.1 2,1,2,1,2 A 27.25 4 0 1.4 1.4 2.16 0.09 1.66 1 0.05 0.05 0.26 0.02 1.11 2,1,3,1,1 A 25.05 4 0 1.4 2.1 3.25 0.13 1.8 1 0.05 0.1 0.51 0.04 1.25 2,1,3,1,2 A 25.05 2 0 0.7 0.7 1.08 0.04 1.82 1 0.05 0.05 0.26 0.02 1.26

C-21 A 32.76 2 0 0.7 1.75 2.66 0.14 0.04 1 0.05 0.2 1.01 0.11 0.052 A 32.77 1 0 0.35 1.05 1.6 0.08 0.06 1 0.05 0.15 0.76 0.08 0.093 A 27.28 1 0 0.35 0.7 1.06 0.05 0.07 1 0.05 0.1 0.51 0.05 0.114 A 29.16 1 0 0.35 0.35 0.53 0.02 0.08 1 0.05 0.05 0.25 0.02 0.12

C-31 A 26.22 1 0 0.35 1.75 2.66 0.11 0.03 1 0.05 0.25 1.26 0.11 0.052 A 26.41 2 0 0.7 1.4 2.13 0.09 0.05 1 0.05 0.2 1.01 0.09 0.093 A 26.41 1 0 0.35 0.7 1.06 0.04 0.07 1 0.05 0.15 0.76 0.07 0.124 A 32.6 1 0 0.35 0.35 0.53 0.03 0.07 1 0.05 0.1 0.51 0.05 0.155 A 32.6 0 0 0 0 0 0 0.07 1 0.05 0.05 0.25 0.03 0.16


CAIDA DE TENSION A.P.V. VILLA CANTO GRANDE PUYOC PAMPA


289

3. ALUMBRADO DE VIAS PUBLICAS EN AREAS RURALES

3.1. OBJETIVO La presente norma tiene como objetivo establecer los requerimientos mínimos que deben cumplir las instalaciones de alumbrado de vías públicas, en aquellas zonas donde se desarrollen proyectos y obras de electrificación rural cuyas inversiones se rigen por la Ley de Electrificación Rural y de Localidades Aisladas y de Frontera.

3.2. BASE LEGAL Ley No. 27744 “Ley de Electrificación Rural y de Localidades Aisladas y de Frontera”.

3.3. ALCANCES La presente Norma es de aplicación imperativa para la dotación del servicio de alumbrado de vías públicas para toda entidad que diseñe, opere o administre instalaciones de alumbrado eléctrico y provea el servicio en vías públicas en zonas rurales en el ámbito de la Ley de Electrificación Rural y de Localidades Aisladas y de Frontera.

3.4. CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DE ALUMBRADO DE VÍAS PÚBLICAS La cantidad de puntos de iluminación en una localidad se debe determinar con el procedimiento mostrado a continuación:

3.4.1 Se determina un consumo de energía mensual por alumbrado público de acuerdo a la fórmula: CMAP = KALP x NU Donde: CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kWh KALP : Factor de AP en kWh/usuario-mes NU : Número de Usuarios de la localidad El Factor KALP es el correspondiente al Sector Típico 5 : KALP = 6,3 El Factor KALP será revisado por OSINERG y presentado al Ministerio de Energía y Minas para su aprobación.

3.4.2 Para calcular el número de puntos de iluminación se debe considerar una potencia promedio de lámpara de alumbrado y el número de horas de servicio mensuales del alumbrado público (NHMAP). Se aplica la siguiente fórmula:

PI = (CMAPx1000) / (NHMAPxPPL) Donde: PI: Puntos de Iluminación CMAP: Consumo mensual de alumbrado público en kWh NHMAP: Número de horas mensuales del servicio alumbrado público (horas/mes) PPL: Potencia nominal promedio de la lámpara de alumbrado público en watts

o La cantidad de puntos de iluminación (PI) en el caso de ser decimal se debe redondear al entero inferior.

o El número de horas mensuales del servicio de alumbrado público (NHMAP) dependerá de su control de encendido y apagado:

Tipo de control NHMAP (horas/mes) Célula fotoeléctrica 360 Horario Número de horas diarias programadas multiplicada por 30

290

o La potencia nominal promedio de la lámpara de alumbrado público (PPL) comprende la potencia nominal de la lámpara más la potencia nominal de sus accesorios de encendido.

3.4.3 El número de horas diarias de alumbrado público considerado debe estar comprendido entre 8 y 12

horas. 3.4.4 La distribución de los puntos de iluminación se realizará de acuerdo a las características de las zonas a

iluminar según el siguiente orden de prioridad: i. Plazas principales o centro comunal de la localidad. ii. Vías públicas en el perímetro de las plazas principales. iii. Vías públicas importantes. iv. Áreas Restantes de la localidad.

3.4.5 Para las instalaciones de alumbrado público, que se desarrollen en capitales de provincia o capitales de distrito en las cuales haya una distribución concentrada y uniforme de las edificaciones, zonas de interés turístico o arqueológico o donde la seguridad de los usuarios lo requiera, ejemplo: Localidades desarrolladas al lado de vías regionales, subregionales o autopistas; se debe considerar en la superficie de la vía los siguientes niveles de iluminancia y uniformidad media de iluminancia:

Niveles de iluminancia y uniformidad media de iluminancia

Tipo de calzada Iluminancia media (lux) Uniformidad media de iluminancia

Calzada clara 1 - 3 15 %

Calzada oscura 2 - 6 15 % La identificación de los tipos de calzada se realizará de acuerdo al siguiente cuadro

Tipo de superficie Tipo de calzada Revestimiento de concreto Clara Revestimiento de asfalto Oscura Superficies de tierra Clara

Para las instalaciones que se desarrollen fuera del alcance del numeral anterior, se debe utilizar un alumbrado que sirva de guía visual (Luz Guía), donde la percepción visual de la luz emitida por las luminarias pueda ser hecha desde la ubicación de la luminaria más cercana, se debe considerar en la superficie de la vía un nivel de iluminancia media entre 1y 3 lux. A continuación, se muestran hoja de cálculo de alumbrado público:

291

Para la determinación del número de luminarias se tuvo en consideración Norma Técnica Vigente para los zonas urbanos ruralesSe considera un factor KALP de 6.3 de acuerdo a lo indicado en el Art. 7º de la RM Nº 074-2009 - MEM/DM.

La cantidad de puntos de iluminación en una localidad se debe determinar con el procedimiento mostrado a continuación:

a) Se determina un consumo de energía mensual por alumbrado público de acuerdo a la fórmula:

CMAP = KALP x NUDonde :

CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en KWhKALP : Factor de AP en kWh/usuario-mes

NU : Número de usuarios de la localidad

b) El número de puntos de iluminación se determina considerando una potencia promedio de lámpara de AP y el Número dehoras de servicio mensuales del alumbrado público (NHMAP). Se aplica la siguiente formula:

PI = (CMAPx1000)/(NHMAP x PPL)Donde:

PI : Puntos de IluminaciónCMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kWh

NHMAP : Número de horas mensuales del servicio de alumbrado público (horas/mes)PPL : Potencia nominal promedio de lámpara de AP en Watt.

La cantidad de puntos de iluminación (PI) en el caso de ser decimal se debe redondear al entero inferior.

c) El número de horas mensuales del servicio de alumbrado público (NHMAP) dependerá de su controlde encendido y apagado:

Tipo de controlCélula fotoeléctrica 360Horario N° de horas diarias programadas multiplicadas por 30

La potencia nominal promedio de la lámpara de AP comprende la potencia nominal de la lámpara más la potencia nominal desus accesorios de encendido.La distribución de los puntos de iluminación se realizará de acuerdo a las características de las zonas a iluminar según el siguiente orden de prioridad:

I. Plazas principales o centro comunal de la localidadII. Vías públicas en el perímetro de las plazas principalesIII. Vías públicas importantesIV. Áreas restantes de la localidad

CMAP PPL

(KWh) (W)

3 A.P.V. HIJOS DE PUERTO RICO 43 11 473 55 23.89 24 18

5 A.P.V. VILLA ESTRELLA SECTOR ERAPATA 49 11 539 55 27.22 27 19

6 A.P.V. VILLA CANTO GRANDE PUYOC PAMPA 110 11 1210 55 61.11 61 49

TOTAL NUMERO DE USUARIOS 202 Total Puntos de Iluminación 112 86

NHMAP (horas/mes)

CALCULO CANTIDAD DE ALUMBRADO PUBLICO SECTOR TIPICO 2

N° LOCALIDAD Usuarios KALP PIPtos.

Ilumin.Ptos. Ilumin.

Considerados

3 114 7.45 6.3

Determinación del Número de Unidades de Alumbrado Público

Sector Típico Factor KALP2 11

292

Para la determinación del número de luminarias se tuvo en consideración Norma Técnica Vigente para los zonas urbanos ruralesSe considera un factor KALP de 6.3 de acuerdo a lo indicado en el Art. 7º de la RM Nº 074-2009 - MEM/DM.

La cantidad de puntos de iluminación en una localidad se debe determinar con el procedimiento mostrado a continuación:

a) Se determina un consumo de energía mensual por alumbrado público de acuerdo a la fórmula:

CMAP = KALP x NUDonde :

CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en KWhKALP : Factor de AP en kWh/usuario-mes

NU : Número de usuarios de la localidad

b) El número de puntos de iluminación se determina considerando una potencia promedio de lámpara de AP y el Número dehoras de servicio mensuales del alumbrado público (NHMAP). Se aplica la siguiente formula:

PI = (CMAPx1000)/(NHMAP x PPL)Donde:

PI : Puntos de IluminaciónCMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kWh

NHMAP : Número de horas mensuales del servicio de alumbrado público (horas/mes)PPL : Potencia nominal promedio de lámpara de AP en Watt.

La cantidad de puntos de iluminación (PI) en el caso de ser decimal se debe redondear al entero inferior.

c) El número de horas mensuales del servicio de alumbrado público (NHMAP) dependerá de su controlde encendido y apagado:

Tipo de controlCélula fotoeléctrica 360Horario N° de horas diarias programadas multiplicadas por 30

La potencia nominal promedio de la lámpara de AP comprende la potencia nominal de la lámpara más la potencia nominal desus accesorios de encendido.La distribución de los puntos de iluminación se realizará de acuerdo a las características de las zonas a iluminar según el siguiente orden de prioridad:

I. Plazas principales o centro comunal de la localidadII. Vías públicas en el perímetro de las plazas principalesIII. Vías públicas importantesIV. Áreas restantes de la localidad

CMAP PPL

(KWh) (W)

1 ASOCIACION VILLA CHUMBIVILCANA 102 7.4 754.8 55 38.12 38 38

2 C.C. PAMPA QQUEHUAR SECTOR ERAPATA 165 7.4 1221.0 55 61.67 62 46

4 A.P.V. SOL NACIENTE DE ANTA 69 7.4 510.6 55 25.79 26 24

TOTAL NUMERO DE USUARIOS 336 Total Puntos de Iluminación 126 108

NHMAP (horas/mes)

N° LOCALIDAD Usuarios KALP PI Ptos. Ilumin.Ptos. Ilumin.

Considerados

CALCULO CANTIDAD DE ALUMBRADO PUBLICO SECTOR TIPICO 4

3 114 7.45 6.3

Sector Típico Factor KALP2 11

Determinación del Número de Unidades de Alumbrado Público

293

b) CALCULO MECANICO DE CONDUCTORES 1. GENERALIDADES El Cálculo Mecánico del Conductor, se realiza con la finalidad de asegurarle al conductor buenas

condiciones de funcionamiento en las Hipótesis que se formulan más adelante. También es importante para la optimización del uso de soportes que se emplearán en el Proyecto.

1.1. BASES DE CÁLCULO

Cuadro No.11

Características Mecánicas de los portantes

SECCION PORTANTE

(mm2). DIAMETRO (mm)

NUMERO DE HILOS

CARGA DE ROTURA (kN)

MODULO DE ELASTICIDAD

(KN/mm2).

COEFICIENTE DE DILATACION (ºC-1).

25 7.5 7 6.96 6.82 0.000021

50 9.10 7 15.07 6.82 0.000021

1.2. CONCEPTOS BASICOS

- Sobrecarga ejercida por el viento sobre el conductor Wvc = Pv (D + 2e)/1000 (Kg/m)

- Sobrecarga ejercida por el hielo sobre el conductor

Whc = 0.00286 (D*e + e²) (Kg/m)

- Peso unitario resultante Wr² = ((Wc + Whc)² + Wvc²) (kg/m)

- Tensión de rotura

Tr = sr S (Kg)

- Tensión máxima Tmax = Tr/Cs (Kg)

- Esfuerzo máximo

smax = Tmax/S (Kg/mm²) - Flecha

f = (Wr d²) / (8 S smax) (m)

- Ecuación de la plantilla de flecha máxima Y = (Eh/d)² * (0.04 fmax/Ev) * X²

- Vano básico.

dr = (Sdi3/Sdi)½ (m)

- Tensión de cada día TCD = Tmax/Tr * 100 (%)

294

2 HIPOTESIS DE CÁLCULO CONDICIONES INICIALES CANTIDAD UND.

Temperatura 15 (°C)

Hielo 0 (mm)

Esfuerzo Unitario Inicial 40.47364673 (N/mm²)

Vel. del Viento 0 (Km/Hr)

CONDICIONES FINALES HIPOTESIS HIPOTESIS HIPOTESIS

HIPOTESIS TEMP.MIN. FLECH.MAX. MAX.ESFUER.

PARAMETROS 2 3 4

Diámetro (mm) 28 28 28

Hielo (mm.) 0 0 0

Viento (km/hr) 104 0 52

Temperatura(°c) 5 25 5

Vano inicial (m.) * 18

3 ECUACIÓN DE CAMBIO DE ESTADO

Simbología utilizada en el presente acápite:

Cs : Coeficiente de seguridad D : Diámetro del conductor en mm d : Vano en m dr : Vano básico en m e : Espesor del manguito de hielo en mm E : Módulo de elasticidad en Kg/ mm² Eh : Escala horizontal Ev : Escala vertical fmax : Flecha máxima en m Pv : Presión del viento en Kg/m² S : Sección del conductor en mm² T : Temperatura en °C TCD : Tensión de cada día en % de la carga de rotura

Tmax : Tensión máxima en Kg Tr : Carga de rotura en Kg Wc : Peso unitario del conductor en Kg/m Wr : Peso unitario resultante en Kg/m Wvc : Sobrecarga del viento sobre el conductor en Kg/m Whc : Sobrecarga del hielo sobre el conductor en Kg/m a : Coeficiente de dilatación lineal en 1/°C s : Esfuerzo en Kg/mm² smax : Esfuerzo máximo en Kg/mm² sr : Esfuerzo mínimo de rotura en Kg/mm² Nota : Los subíndices 1 y 2, indican condiciones iniciales y finales

respectivamente.

)s

dWr(24

E = )

s

dWr(24

E + )T - TE( + (*)( 222

1

1122

22 1

295

3.1. CALCULO DE LA FLECHA MÁXIMA La Flecha viene dada por la expresión siguiente: TERRENO LLANO:

f =Wr* L8* S *

2

TERRENO CON DESNIVEL:

f =Wr* L8* S*

1+(h

L)

22

Donde: Wr : Peso Resultante del Conductor (Kg/m). L : Vano (m). h : Desnivel entre Vanos (m).

A continuación se muestran los resultados del cálculo mecánico de conductores:

296

PRO

YEC

TO :

0.20

DAT

OS

DEL

CO

ND

UC

TOR

VAR

IABL

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Tipo

de

Con

duct

or :

Cab

le A

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orta

nte

de A

lum

inio

(AAA

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Secc

ión

: 25

(mm

²)24

1.50

Des

crip

ción

del

Con

duct

or :

3x35

+16/

25 m

m2.

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m. E

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(mm

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Diá

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uni

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4.71

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22M

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stic

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: 60

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(N/m

m²)

8.0

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f. de

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el c

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: 0.

0000

21 (°

C^-

1)27

4.68

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ra :

7404

.06

(N)

5.50

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ión

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: 18

.00%

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15.0

0(°

C)

0.80

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00(m

m)

296.

162

=TIR

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l53

.31

(N/m

m²)

5.55

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Vel.

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00(K

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ND

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OTE

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HIP

OTE

SIS

HIP

OTE

SIS

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OTE

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18

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34

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0.61

128

33.2

0.63

227

41.0

0.65

343

.031

18.2

0.64

731

18.2

0.64

729

24.5

0.69

028

33.2

0.71

227

45.6

0.73

545

.531

04.2

0.72

831

04.2

0.72

829

19.9

0.77

428

33.2

0.79

727

50.0

0.82

148

.030

90.8

0.81

330

90.8

0.81

329

15.6

0.86

228

33.2

0.88

727

54.1

0.91

350

.530

77.9

0.90

430

77.9

0.90

429

11.4

0.95

628

33.2

0.98

227

58.1

1.00

953

.030

65.7

1.00

030

65.7

1.00

029

07.5

1.05

428

33.2

1.08

227

61.8

1.11

055

.530

54.0

1.10

030

54.0

1.10

029

03.8

1.15

728

33.2

1.18

627

65.4

1.21

558

.030

42.9

1.20

630

42.9

1.20

629

00.3

1.26

528

33.2

1.29

527

68.7

1.32

660

.530

32.4

1.31

730

32.4

1.31

728

96.9

1.37

828

33.2

1.41

027

71.9

1.44

163

.030

22.5

1.43

330

22.5

1.43

328

93.8

1.49

628

33.2

1.52

827

74.8

1.56

165

.530

13.1

1.55

330

13.1

1.55

328

90.9

1.61

928

33.2

1.65

227

77.6

1.68

568

.030

04.3

1.67

930

04.3

1.67

928

88.1

1.74

728

33.2

1.78

127

80.3

1.81

470

.529

96.0

1.81

029

96.0

1.81

028

85.5

1.87

928

33.2

1.91

427

82.7

1.94

973

.029

88.2

1.94

629

88.2

1.94

628

83.0

2.01

728

33.2

2.05

227

85.1

2.08

875

.529

80.9

2.08

629

80.9

2.08

628

80.7

2.15

928

33.2

2.19

527

87.3

2.23

178

.029

73.9

2.23

229

73.9

2.23

228

78.5

2.30

628

33.2

2.34

327

89.3

2.38

0

303

0.0

00

0.5

00

1.0

00

1.5

00

2.0

00

2.5

00

3.0

00

4.0

00

24.

000

44.

000

64.

000

84.

000

104

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0

124

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0

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0

164

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0

184

.00

0 18.

02

0.5

23.

02

5.5

28.

03

0.5

33.

03

5.5

38.

04

0.5

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04

5.5

48.

05

0.5

53.

05

5.5

58.

06

0.5

63.

06

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68.

07

0.5

73.

07

5.5

78.

0

Flecha (m.)

Esfuerzo (Kg/mm²)

Va

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(m

.)

CA

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00

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00

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52

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25.

52

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53

3.0

35.

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54

3.0

45.

54

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50.

55

3.0

55.

55

8.0

60.

56

3.0

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56

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70.

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75.

57

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Flecha (m.)

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Ser

ies1

Ser

ies2

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ies3

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ies4

Ser

ies5

304

c) CALCULO MECANICO DE SOPORTES 1. GENERALIDADES

El cálculo mecánico de soportes permite establecer las características de los postes y armados a ser empleados en las diferentes derivaciones de la línea y se realizan tomando en cuenta los esfuerzos de rotura, de fluencia (deformaciones permanentes) e inestabilidad, así como los valores de resistencia mecánica estipulados por el C.N.E. Suministro.

1.1. UBICACION DE LOS SOPORTES

La ubicación de los soportes se realizará de izquierda a derecha, teniendo presente los siguientes lineamientos: a.- Se aprovecha adecuadamente el perfil del terreno para alcanzar vanos de mayor longitud

posible.

b.- Se cuidará de no considerar vanos adyacentes que difieran demasiado en longitud, tratando en lo posible que estos sean de la misma longitud.

1.2. BASES DE CÁLCULO -Sección del conductor : 3x70+16/N50mm² y 3x35+16 / N25 mm²

-Máximo viento : 104 Km/h -Presión del Viento (Pv) : 39.02 Kg/m² -Vano básico (d) : 18 m -Longitud del poste (H) : 8 m -Diámetro en la punta (dp) : 120 mm -Diámetro empotramiento (de) : 177.90 mm -Altura del poste sobre la superficie del terreno (h) : 6.60 m -Factor de seguridad : Conductores: 3

: Postes : 2 -Aplicación de fuerza resultante : A 20 cm. de la punta

2. CALCULO DE POSTES 2.1. SELECCIÓN DE LA LONGITUD DEL POSTE H = H CP + Dg + fmax + HL + He

Dónde: H : Longitud Total del Poste (m).

0.20

1.50

8.0

5.50

0.80=TIRO UNIT. MAX.

305

HCP : Separación Vertical entre la cabeza terminal del Poste y el conductor más alto (m). Dg : Diámetro global del cable (m). fmax : Flecha máxima de los Conductores (m). hL : Altura Libre entre el punto más bajo del Conductor y la Superficie de la Tierra (m). He : Altura de Empotramiento del Poste (m).

2.2 ALTURA DE EMPOTRAMIENTO He = H/10 m. (Con Macizo de Concreto) He = H/10 + 0,60 m (Sin Macizo de Concreto) 2.3. CALCULO DE ESFUERZOS EN CONDICIONES NORMALES 2.3.1 POSTES DE ALINEAMIENTO

a.- Fuerza del viento sobre el conductor

Fvc = Pv D d (Kg)

Donde: Pv : Presión del viento (34.02 Kg/m²) D : Diámetro del conductor (9.0mm), 70 mm² d : Vano básico (30 m).

b.- Fuerza del Viento Sobre el Poste

: Altura libre del poste (6.6 m)

c.- Punto de Aplicación de la Fuerza del Viento

La fuerza del viento sobre el poste, estará aplicada en el centro de gravedad, sin considerar el empotramiento, por lo cual el punto de aplicación será:

d.- Fuerza Reducida a la punta del poste (a 30 cm)

9 9 2 3. Fr h Fvc Y Fvp

e.- Fuerza nominal aplicada en la punta (Carga de rotura requerida)

F C F

Crot s r

s

3

Se cumple que Fr<680 Kg; por consiguiente, los postes seleccionados son de 8.0m, que cumplen satisfactoriamente los requerimientos del Proyecto.

f.- Calculo de Poste a la Flexión para una sección de 120 mm².

Aplicando momentos en la sección de empotramiento:

vp 1F = Pv

2(de + dp)h

Y = h3

2dp + de

dp + de1

306

Mo = Frot . 990 Momento resistente en la sección de empotramiento:

Mro = Tmax. W (Kg/cm) Donde: Tmax : Máximo esfuerzo de flexión Grupo D = 501 - 600 Kg/cm². W : de3/32 (cm3) de : Diametro de empotramiento en cm.

2.3.2 POSTES TERMINALES a.- Fuerza del Viento Sobre el Conductor

Fvc = Pv D d/2

b.- Fuerza Debida a la Tensión de los Conductores Ftc = Kg.

c.- Fuerza del Viento Aplicada en la Punta del Poste Aplicando momentos en la sección de empotramiento se tiene: 9 9 2. Fv h n Fvc Y Fvp

d.- Fuerza de Tracción Aplicada en la Punta del Poste

9 9 2. Ft h n Ftc e.- Fuerza Reducida a la punta del poste (a 20 cm)

Fr = (Fv² + Ft²)½

f.- Fuerza nominal aplicada en la punta (Carga de Rotura requerida) F C F

Crot s r

s

3

2.3.3 POSTES DE CAMBIO DE DIRECCION

a.- Fuerza del Viento sobre el Conductor Fvc = Pv D d cos (a/2)

b.- Fuerza debido al tiro del conductor

Ftc = 2 Tmax sen (a/2) Tmax = Tensión máxima del conductor

c.- Fuerza del Viento sobre el Poste

Fvp =Kg

d.- Fuerza reducida a la punta del poste (a 20 cm) 9 9 2 2. Fr h n Fvc h n Ftc Y Fvp

e.- Fuerza nominal aplicada en la punta (Carga de rotura requerida)

Fr = M/9.9 He = Altura equivalente (6.6 m)

2.4 CALCULO DE ESFUERZOS POR ROTURA DE CONDUCTORES Corresponde a una condición anormal que se produce precisamente cuando existe un defecto o rotura de un conductor en el lado más desfavorable, tomándose en cuenta el 50% del esfuerzo máximo del

307

conductor. Según el C.N.E., se calcula el esfuerzo a la flexión por rotura de un conductor, para alineamiento, terminal y cambio de dirección.

a.- Tensión Aplicada (To)

To = 50% Tmax Tmax : Tensión máxima del conductor

b.- Momento torsor en el eje del Poste (Mt)

Mt = To x L1 L1 : Longitud de armado.

c.- Momento Flector (Mf)

Mf = To x h2 h2 : Altura del punto más desfavorable que sufre torsión y flexión (m).

d.- Momento Equivalente (Meq)

Meq = 0.5 Mf + 0.5 [(Mf² + Mt²)½]

e.- Fuerza reducida a la punta del poste (a 20 cm) 9.9 x Fr = Meq

f.- Fuerza nominal aplicada en la punta (Carga de rotura requerida)

Fp = Fr Se cumple que Frot<680 Kg; por consiguiente, los postes seleccionados, cumplen satisfactoriamente los requerimientos para el proyecto. g.- Calculo del Poste a la Flexión para 120 mm²

- Aplicando momentos en la sección de empotramiento: Mo = Frot x 990 (Kg-cm) - Momento resistente en la sección de empotramiento: Mro = Tmax.W (Kg-cm) Donde : Tmax : Máximo esfuerzo de flexión Grupo D= 501-600 Kg/cm². W : de2/32 (cm3) de : Diametro de empotramiento en cm.

Se cumple que Mro>Mo; esto implica que los postes seleccionados (12m), resistirán a la flexión de todas las fuerzas aplicadas a los postes por las presiones debidas al viento.

A continuación se muestran los resultados del cálculo mecánico de estructuras:

308

CALCULO MECANICO DE ESTRUCTURAS DE ALINEAMIENTOCALCULO MECANICO DE ESTRUCTURAS DE CAMBIO DE DIRECCION Y FIN DE LINEA

Datos Generales

Presión del viento [kg/m²] 45.4272Vano maximo [m] 35

Datos de Postes y Ferretería

CARACTERISTICAS Nomenc. / POSTES FERRETERIAUnidad Alineam.y ángulo Alineam.y ángulo Alineam. Angulos y Fin de L.

Designación Poste 8/200 Poste 8/300Material C.A.C. C.A.C.Long. total del poste L [m] 8 8Long. libre de poste Ll [m] 7.2 7.2Long. de empotram. He [m] 0.8 0.8Carga de rotura Qrup [N] 2943 2943Diam. en la punta dp [mm] 140.00 150.00Diam. en la base db [mm] 260.00 270.00Diam. de empotram. de [mm] 177.90 187.90Pesos aproximados W[N] 2235.93 4020.75 29.420096 49.033Dist. c/respecto a la pta. [cm] 20 20F.S.CEP en C.Normal 2 2Peso del operador W[N] 981 981

Datos del Portante del Cable

CaracterísticasSección [mm²] 25Material Aleac. Al.Carga de rotura [N] 7404.06Tiro máximo [N/mm²] 109.835

109.835

309

CA

LCU

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RA

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2.

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CAR

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55.0

60.0

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75.0

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85.0

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47.0

727

23.3

733

94.4

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59.1

247

16.0

453

63.9

960

01.7

266

28.0

372

41.7

278

41.6

284

26.6

089

95.5

495

47.3

610

081.

0010

595.

4 511

089.

7320

.50

1137

.63

1388

.12

2078

.87

2765

.67

3447

.20

4122

.17

4789

.29

5447

.30

6094

.94

6730

.97

7354

.20

7963

.42

8557

.48

9135

.26

9695

.65

1023

7.57

1076

0.02

1126

1.98

23.0

011

53.7

714

07.8

121

08.3

628

04.9

034

96.1

041

80.6

448

57.2

355

24.5

761

81.3

968

26.4

574

58.5

180

76.3

886

78.8

792

64.8

498

33.1

710

382.

7910

912.

6411

421.

7225

.50

1168

.59

1425

.88

2135

.43

2840

.92

3540

.99

4234

.33

4919

.60

5595

.51

6260

.77

6914

.12

7554

.30

8180

.10

8790

.32

9383

.82

9959

.45

1051

6.13

1105

2.78

1156

8.40

28.0

011

82.1

014

42.3

821

60.1

328

73.7

735

81.9

542

83.3

049

76.5

056

60.2

363

33.1

869

94.0

876

41.6

682

74.7

088

91.9

994

92.3

510

074.

6410

637.

7 511

180.

6111

702.

2030

.50

1194

.38

1457

.35

2182

.56

2903

.62

3619

.14

4327

.78

5028

.18

5719

.01

6398

.95

7066

.71

7721

.02

8360

.63

8984

.32

9590

.92

1017

9.26

1074

8.22

1129

6.72

1182

3.71

33.0

012

05.4

914

70.9

222

02.8

829

30.6

536

52.8

443

68.0

750

74.9

957

72.2

564

58.5

271

32.5

077

92.9

084

38.4

690

67.9

796

80.2

110

274.

0210

848.

2811

401.

8911

933.

7935

.50

1215

.55

1483

.19

2221

.26

2955

.10

3683

.31

4404

.51

5117

.33

5820

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6512

.41

7192

.01

7857

.92

8508

.87

9143

.62

9760

.97

1035

9.74

1093

8.79

1149

7.02

1203

3.36

38.0

012

24.6

414

94.2

922

37.8

729

77.2

037

10.8

644

37.4

651

55.6

158

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2525

6.45

2643

4.67

48.0

026

78.4

732

68.2

248

94.5

565

11.5

781

16.1

997

05.3

611

276.

0 512

825.

2914

350.

1015

847.

6117

314.

9418

749.

3120

148.

0021

508.

3322

827.

7224

103.

6525

333.

7126

515.

5350

.50

2686

.21

3277

.66

4908

.68

6530

.37

8139

.62

9733

.38

1130

8.61

1286

2.31

1439

1.53

1589

3.3 5

1736

4.92

1880

3.44

2020

6.16

2157

0.42

2289

3.62

2417

3.24

2540

6.84

2659

2.08

53.0

026

93.5

132

86.5

749

22.0

465

48.1

381

61.7

697

59.8

511

339.

3712

897.

3014

430.

6815

936.

5917

412.

1618

854.

5920

261.

1321

629.

1022

955.

9024

238.

9925

475.

9 526

664.

4255

.50

2700

.41

3294

.99

4934

.64

6564

.90

8182

.66

9784

.84

1136

8.40

1293

0.32

1446

7.63

1597

7.39

1745

6.74

1890

2.87

2031

3.00

2168

4.48

2301

4.67

2430

1.06

2554

1.18

2673

2.69

58.0

027

06.9

133

02.9

249

46.5

265

80.7

082

02.3

698

08.4

011

395.

7812

961.

4614

502.

4616

015.

8617

498.

7818

948.

3820

361.

9221

736.

6923

070.

0924

359.

5725

602.

6826

797.

0660

.50

2713

.04

3310

.40

4957

.72

6595

.60

8220

.92

9830

.60

1142

1.57

1299

0.79

1453

5.29

1605

2.11

1753

8.38

1899

1.27

2040

8.00

2178

5.89

2312

2.30

2441

4.70

2566

0.63

2685

7.71

63.0

027

18.8

133

17.4

449

68.2

666

09.6

282

38.4

198

51.5

111

445.

8613

018.

4214

566.

2016

086.

2 517

575.

6819

031.

6520

451.

4021

832.

2123

171.

4724

466.

6225

715.

1926

914.

8265

.50

2724

.24

3324

.06

4978

.18

6622

.83

8254

.86

9871

.19

1146

8.72

1304

4.42

1459

5.29

1611

8.38

1761

0.79

1906

9.67

2049

2.2 5

2187

5.83

2321

7.76

2451

5.50

2576

6.57

2696

8.59

68.0

027

29.3

533

30.3

049

87.5

366

35.2

682

70.3

698

89.7

111

490.

2413

068.

9014

622.

6816

148.

6317

643.

8419

105.

4620

530.

7121

916.

8823

261.

3324

561.

5025

814.

9227

019.

2070

.50

2734

.16

3336

.17

4996

.32

6646

.95

8284

.94

9907

.15

1151

0.50

1309

1.94

1464

8.47

1617

7.10

1767

4.94

1913

9.14

2056

6.91

2195

5.52

2330

2.34

2460

4.81

2586

0.43

2706

6.83

73.0

027

38.6

933

41.7

050

04.6

066

57.9

782

98.6

699

23.5

611

529.

5713

113.

6414

672.

7416

203.

9017

704.

2319

170.

8 520

600.

9821

991.

9023

340.

9524

645.

5725

903.

2827

111.

6875

.50

2742

.96

3346

.90

5012

.39

6668

.34

8311

.59

9939

.02

1154

7.53

1313

4.06

1469

5.59

1622

9.14

1773

1.80

1920

0.71

2063

3.07

2202

6.1 5

2337

7.30

2468

3.96

2594

3.62

2715

3.91

78.0

027

46.9

833

51.8

150

19.7

366

78.1

083

23.7

699

53.5

811

564.

4413

153.

3014

717.

1116

252.

9117

757.

7719

228.

8320

663.

2922

058.

4123

411.

5424

720.

1125

981.

6227

193.

68

311

3. CALCULO DE RETENIDAS Para compensar los esfuerzos mayores de 200 Kg. y 300 Kg. en cada caso específico, en los

postes terminales, así como en los postes con cambio de dirección se utilizarán Retenidas tal como se especifica, cuyas características son:

- Material : Acero Galvanizado. - No. de Hilos : 7 - Carga de Rotura : Kg. - Coef.de seguridad : 3 3.1. RETENIDA SIMPLE

RT =TrR

Cs

RR

T =HE* Fp

H * sen

Donde: TrR : Tiro de Rotura de la Retenida (Kg). TR : Tiro de Trabajo (Kg). HE : Altura Equivalente (m). HR : Altura de Aplicación de la Retenida (m). Fp : Fuerza en la Punta del Poste (Kg). f : Angulo entre el Poste y la Retenida. Cs : Coeficiente de Seguridad. Entonces:

312

Fp=T * H * sen

HER R

3.2. RETENIDA EN CONTRA PUNTA

Fp=T * H * sen

HER R

3.3 PLANCHA DE ANCLAJE

El anclaje de las retenidas actúa sobre el cable de la retenida debido a la fuerza producida por el peso del volumen de tierra. El dimensionamiento de la plancha de anclaje para la fijación del cable de retenida al terreno deberá cumplir la siguiente relación.

d R / 1.5L

Donde : d : Diámetro o ancho de la plancha de anclaje (cm) R : Tiro de la Retenida (Kg) L : Longitud de la plancha de anclaje (cm)

Longitud mínima que deberá tener la varilla hasta el nivel del terreno. Se adoptará el uso de una varilla de anclaje normalizada, de acero galvanizado de 2.4m por 3/4” de diámetro.

A continuación se muestran los resultados del cálculo de retenidas:

313

CA

LCU

LO M

ECA

NIC

O D

E R

ETEN

IDA

S, ,

Dat

os p

ara

Ret

enid

asAn

gulo

de

aplic

ació

n0.

52R

ad.

REP

RES

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RA

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Fact

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de

aplic

ació

n [h

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[ N

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989.

00N

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]15

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7.

2hr

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1. C

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rza

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00%

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. se

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Car

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porta

rá e

l pos

te, e

n [N

]0.

80m

Tmax

Fr

Tr

314

4. CALCULO DE CIMENTACIONES DE SOPORTES. Utilizando el método de Valensi, se tiene que en condiciones de equilibrio se cumple:

M Ma r

Fp h tP

ap

abcbt( )

2

4

33

h b b a t

Donde: Ma : Momento actuante (Kg-m) Mr : Momento resistente (Kg-m)

h : Altura libre del poste (m) t : Altura de empotramiento (m) a,b : Dimensiones de la base (m) C : Coef. de densidad del terreno, tierra trabajo medio (Kg/m3) : Presión admisible (Kg/cm²) P : Peso del conjunto (poste+equipo+Pc) (Kg) Pc : Peso de la cimentación (Kg) : Peso específico del terreno (Kg/m3) Fp : Fuerza que admite la punta del poste (Kg)

Pc V Vc tc ( )

Vt

A A A Atc e b e b 3(

Ae = (dp)²/4 (m²) Ab = (de)²/4 (m²) Vc = a. b. t (m3)

A continuación, se muestran los resultados del cálculo de cimentaciones:

315

CA

LCU

LO D

E C

IMEN

TAC

ION

DE

POST

ES

Post

ede

dbLe

LpM

aciz

os

RPe

sp.

VtVp

eVm

Wm

qM

vM

1M

2M

1+M

2

Cla

se

Long

.Fp

(N)

(m)

(m)

(m)

(m)

a(m

)b(

m)

t (m

)N

/m²

N/m

³N

/m³

(m³)

(m³)

(m³)

(N)

(N)

(N-m

)(N

-m)

(N-m

)(N

-m)

Post

e 8/

300

82,

943

0.18

80.

270

0.80

06.

900.

800.

801.

0014

7,15

09,

418

21,5

820.

640.

030.

6113

,094

18,5

5422

,661

5,47

27,

534

13,0

06

Post

e 8/

200

82,

943

0.17

80.

260

0.80

06.

900.

800.

801.

0014

7,15

09,

418

21,5

820.

640.

030.

6113

,155

17,1

7622

,661

5,20

07,

534

12,7

34

Los

valo

res

de :

ps

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310.

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N.

Peso

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oper

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con

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1.00

N.

316

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3. CALCULOS JUSTIFICATIVOS - Electro Sur Este