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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
"PROYECTO DE NORMAS PARA DISEÑO Y CONSTRUCCIÓNDE ACOMETIDAS EN BAJO VOLTAJE"
ALDO JESÚS AGUAYO LUNA
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIEROELÉCTRICO EN LA ESPECIALIZACION DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE
POTENCIA
QUITO-JUNIO-1996
CERTIFICADO
Certifico que la presente tesis ha sidodesarrollada por el señor Aldo Jesús AguayoLuna, bajo mi dirección.
Ing. Mario Barba ClavijoDIRECTOR
AGRADECIMIENTO
Deseo dejar constancia de mi sincero agradecimiento al Ingeniero MarioBarba Clavijo por su acertada y desinteresada dirección.
Mi especial agradecimiento al Ingeniero Carlos Maldonado Terneus jefede la Sección de Acometidas de la E.E.Q.S.A. por su invalorablecooperación, amistad y don de gentes.
Al los Ingenieros Victor Orejuela, Nelson Suarez de INECEL y CarlosHerrera de E.E.Q.S.A., Tecnólogo Victor Pumisacho por su gentilcolaboración.
A mis amigos y compañeros Marco Sosa Ramírez y Ramiro Obando Cevallospor su apoyo y moral.
Al Tecnólogo Arturo Yanez Orquera jefe del Laboratorio de Medidores ytodo su personal, Tecnólogo Hernán Rivadeneira de Pérdidas Negras dela E.E.Q.S.A. por su colaboración y compañerismo.
A todas las personas que de alguna manera colaboraron en larealización del presente trabajo.
DEDICATORIA
A Dios TodopoderosoA mis padres
y hermanosa Ti
ÍNDICE GENERAL
CAPITULO I: ASPECTOS GENERALES
1.1. Introducción 11.2. Objetivo 21.3. Alcance 2
CAPITULO II: MEDIDORES, CAJONES Y TABLEROS ARMARIOS DE MEDIDORES PARAENERGÍA ELÉCTRICA.
2.1. Voltajes de red secundaria 52.2. Medidores 72.2.1. Tipo de medidores 72.2.2. Suministro del medidor 72.2.3. Regulaciones para la instalación 72.2.4. Tipos de instalación 82.2.5. Ubicación 82.2.6. Disposiciones generales 92.2.7. Colocación de sellos 92.2.8. Estructuras tipo (Kits) de medidores 92.3. Tableros soportes de madera 102.3.1. Tipos de tableros soportes de madera 102.3.2. Suministro del tablero soporte 102.3.3. Altura de instalación del tablero soporte 102.4. Cajón (tablero) metálico o de madera 102.4.1. Generalidades 102.4.2. Dimensiones del cajón (tablero) de medidores 102.4.3. Estructura 112.4.4. Altura de montaje 112.4.5. Descripción de los componentes para el cajón (tablero)
para demandas bajas, medición directa 112.4.6. Descripción de los componentes para el cajón (tablero)
para demandas altas, medición indirecta 122.5. Tableros armarios para medidores 132.5.1. Generalidades 132.5.2. Suministro de tableros y otros 132.5.3. Instalación de tableros armarios de medidores 132.5.4. Instalación de varios tableros armarios 132.5.5. Altura del tablero armario 142.5.6. Estructura 142.5.7. División modular 142.5.8. Rotulación 152.5.9. Dimensiones 152.5.10. Distancias mínimas 152.5.11. Montaje 162.5.12. Tuberias de entrada y salida 162.5.13. Diagrama unifilar 162.5.14. Descripción de equipos para tableros armarios para
demandas bajas, medición directa; para la instalacióndesde seis medidores 16
2.6. Criterios de diseño para cajones y tableros armarios 192.7. Detalle de los componentes de cajones y tableros armarios 192.7.1. Descripción técnica de los componentes de cajones y
tableros armarios 202.8. Ventajas de la utilización de tableros 222.9. Proyección de nuevos tableros soportes y cajones metálicos
para medición directa e indirecta 232.9.1. Generalidades 232.9.2. Proyección de cajones metálicos para medición directa 232.9.2.1. Proyección del tablero soporte 232.9.2.2. Proyección del cajón metálico individual 232.9.2.3. Dimensiones 242.9.2.4. Proyección de cajones individuales adyacentes 242.9.3. Proyección de cajones metálicos para medición indirecta 24
2.9.3.1. Dimensiones 252.9.4. Estructura 252.10. Puesta a tierra 252.10,1. Conexión 252.11. Planos de construcción de cajones y tableros armarios de
medidores 25
CAPITULO III: ACOMETIDAS Y PROTECCIONES.
3. Acometidas 493.1. Requisitos generales 493.1.1. Clases de acometidas 493.1.2. Número de acometidas permitidas 493.1.3. Acometida para un inmueble a través de otro 503.1.4. Longitud máxima de conductores de acometida 503.1.5. Acceso a las instalaciones eléctricas 503.1.6. Conexión de conductores de acometida 503.1.7. Conductores de acometida 513.1.8. Conexiones y empalmes en los conductores de acometida 513.1.9. Medios de fijación de las tuberías de entrada de
acometida 513.1.10. Derivaciones en la tubería de entrada de acometida 513.1.11. Diámetro mínimo de la tubería de entrada de acometida 513.1.12. Conductores en las tuberías de entrada de acometidas 523.1.13. Número de conductores en las tuberías de acometidas 523.1.14. Conductor neutro de sistemas de acometidas 523.1.15. Partes activas 523.1.16. Distintivo para los conductores 533.1.17. Personal autorizado 533.2. Acometidas tipo 533.2.1. Generalidades 533.2.2. Acometidas aéreas en bajo voltaje 533.2.2.1. Condiciones de separación 533.2.2.2. Tipos de conductores aéreos , 543.2.2.3. Ubicación de las tuberías de entrada de acometida 553.2.2.4. Identificación de componentes 553.2.2.5. Accesorios empotrados y no empotrados 553.2.2.6. Métodos de instalación de acometidas 553.2.2.7. Punto de fijación de los conductores de acometidas 563.2.2.8. Medios de fijación 563.2.2.9. Codo de la entrada de acometida 563.2.2.10. Canalización para conductores de acometida aérea 573.2.2.11. Calibre mínimo de los conductores 573.2.2.12. Planos de construcción de acometidas aéreas 573.2.3. Acometidas subterráneas 573.2.3.1. Tipos de acometida subterránea 573.2.3.2. Suministro e instalación de las tuberías 573.2.3.3. Protección mecánica 583.2.3.4. Sellado de las tuberías 583.2.3.5. De sus conductores 583.2.3.6. Curvatura de las tuberías de entrada de acometidas 593.2.3.7. Canalización para conductores de acometida 593.2.3.8. Calibre mínimo de los conductores 593.2.3.9. Protección dentro de propiedades privadas 593.2.3.10. Protección al conductor 603.2.3.11. De la boca de la tubería 603.2.3.12. Accesorios intermedios de derivación 603.2.3.13. Número de conductores en tuberías 603.2.3.14. Contenido exclusivo 603.2.4. Estructuras tipo (Kits) de acometidas 603.2.5. Listado de materiales asociados a cada acometida 613.2.6. Planos de construcción ck acometidas subterráneas 613.2.7. Caídas de voltaje en acometidas 613.2.7.1 Bases teóricas para la evaluación de caídas de
voltaje 613.2.7.2. Ecuaciones para las caídas de voltaje 62
3.2.7.3. Parámetros eléctricos de los conductores 653.2.7.4. Metodología para el cálculo de caída de voltaje y KVA-m 67
3.2.7.5. Proceso de cálculo de KVA-m y AK% 693.3. Protecciones 703.3.1. Generalidades 703.3.2. Tipo de protección en función de la demanda 703.3.3. Portafusible-seccionador o disyuntor principal para
tableros armarios 713.3.3.1. Características mínimas del interruptor termomagnético
(disyuntor) y seccionador-portafusible general 713.3.3.2. Características de los fusibles 723.3.4. Cálculo de la capacidad de la protección contra
sobrecargas y cortocircuitos 733.3.5. Ubicación del disyuntor individual 733.3.6. Ubicación del disyuntor general 733.3.7. Altura del disyuntor 743.3.8. Instalación 743.3.9. Protección mecánica 743.3.10. Desconexión 743.3.11. Conexiones 743.3.12. Estructuras tipo (Kits) de protecciones 75
CAPITULO IV: ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO
4.1. Análisis técnico-económico del conductor en función de caídasmáximas de voltaje, pérdidas óptimas, capacidad de conduccióny mínimo costo. 96
4.1.1. Análisis técnico 964.1.2. Análisis económico 974.1.2.1. Bases teóricas 974.1.2.2. Metodología empleada para el estudio 1114.1.2.2.1. Consideraciones para el estudio 1114.1.2.2.2. Crecimiento de la carga 1144.1.2.3. Elementos y datos de costos ' 1144.1.2.4. Cálculo de pérdidas de potencia y de energía 1154.1.2.5. Proceso de cálculo para la determinación del conductor
económico de acometidas 1174.1.3. Aplicación 1194.1.3.1. Consideraciones generales 1194.1.3.2. Conductor económico 1204.1.3.3. Resultados y análisis 1204.1.3.4. Calibres de conductores recomendados y guías de diseño
de acometidas técnico-económicas con 3 opcionesdisponibles 122
4.1.4. Ejemplo especifico de aplicación 1224.2. Análisis del costo de materiales de las estructuras tipo
(Kits), aéreas/ subterráneas y mixtas 1254.3 Diseño técnico-económico de sistemas de acometidas analizando
carga instalada del cliente 1264.3.1. Determinación de la carga instalada 1264.3.2. Cálculo de la carga instalada 1274.3.3. Determinación de demandas máximas actuales 1274.3.4. Cálculo de la demanda máxima actual 1294.3.5. Cálculo de la demanda diversificada 1304.3.6. Determinación de la protección 1314.3.7. Determinación del medidor 1314.4. Selección técnico-económico de sistemas de acometidas 131
CAPITULO V: INSTRUCTIVO PARA ORIENTACIÓN AL CLIENTE Y LOS TÉCNICOS DELA E.E.Q.S.A.
5.1. Instructivo para orientación al cliente 1325.2. Instructivo para los técnicos de la E.E.Q.S.A. 136
CAPITULO VI: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1. Conclusiones generales 1376.2. Conclusiones especificas de la aplicación y del ejemplo 1386.3 Recomendaciones 140
APÉNDICE A: Glosario de términos 142APÉNDICE B: Esquemas de conexiones tipo del conductor, equipos
de control y protección de acometidas 148
ANEXO 1. Cálculo de la distancia med-ia geométrica paraconductores tipo sucre (multiconductor). 152
ANEXO 2. Cálculo de resistencia y reactancia para conductorestipo TTU y sucre (multiconductor). 154
ANEXO 3. Cálculo de los KVA-m para los conductores tipo TTU ysucre (multiconductor). 157
ANEXO 4. Cálculo del porcentaje real de caida de voltaje paraconductores tipo TTU y sucre (multiconductor)„ 161
ANEXO 5. Curvas típicas de los diferentes tipos de clientes. 170ANEXO 6. Datos de costos de conductores y costos marginales de
pérdidas. 174ANEXO 7. Cálculo de pérdidas de potencia y energía. 177ANEXO 8. Cálculo de costos a valor presente de pérdidas totales
en función de los KVA y cálculo de los costos totales dea valor presente en función de costos de inversión ypérdidas totales. 182
ANEXO 9. Curvas de costo total en función de los KVA máximosiniciales. 189
ANEXO 10. Conductor económico de acometidas. 202ANEXO 11. Guías técnico económicas de diseño de acometidas
derivadas de redes secundarias monofásicas ytrifásicas. 204
ANEXO 12. Estructuras tipo (Kits) de acometidas, medidores yprotecciones. ' 207
ANEXO 13. Selección de sistemas técnico económicos de acometidas. 231ANEXO 14. Instructivo para técnicos de la E.E.Q.S.A. 234
BIBLIOGRAFÍA 238
ÍNDICE DE PLANOS
TI Cajón metálico para un medidor 27T2 Cajón metálico para demandas bajas, medición directa 28T2 Cajón metálico para demandas bajas, medición directa 28T3 Cajón metálico para demandas altas, medición indirecta 29T4 Cajón metálico, ubicación y altura 30T5 Tablero armario, medición directa para 9 medidores, vista
frontal 31T6 Tablero armario, medición directa, corte A-A 32T7 Tablero armario, medición directa, corte B-B 33T8 Tablero armario, medición directa, estructura interior 34T9 Tablero armario, medición directa, perspectiva 35TÍO Tablero armario para 18 medidores, tableros continuos 36Til Tablero armario, ubicación y altura 37T12 Tablero armario, puesta a tierra 38T13 Tablero armario, diagrama unifilar 39T14 Proyecto cajón metálico, perspectiva 40T15 Proyecto cajón metálico, vistas y cortes 41T16 Tablero metálico soporte, proyección 42T17 Proyección cajón continuo, perspectiva 43T18 Proyecto cajón metálico, vista interior 44T19 Proyecto cajón metálico, tablero y acometida 45T20 Proyecto cajón metálico, vista frontal 46T21 Tableros armarios, medición directa para 6, 9, 12 y 15
medidores, vista frontal 47T22 Tableros armarios, medición directa para 18, 21 y 40
medidores, vista frontal 48Al Acometida aérea, identificación 76A2 Acometida aérea, identificación 77A3 Acometida aérea, vista general 78A4 Acometida aérea residencial, accesorios exteriores i 79A5 Acometida aérea residencial, accesorios empotrados 80A6 Acometida aérea, separación de los conductores con relación
al suelo y techados 81A7 Acometida aérea residencial, inmuebles de interés social 82A8 Acometida aérea suburbanas y rurales 83A9 Acometida aérea, separación de conductores con relación al
suelo en casas suburbanas y rurales 84A10 Acometida aérea, separación de conductores con relación al
suelo en casas suburbanas y rurales 85All Acometida aérea, separación de conductores con relación al
suelo en casas suburbanas y rurales 86A12 Acometida aérea, separación de conductores con relación al
suelo en casas suburbanas y rurales 87Al3 Acometida aérea, diferentes formas de sujetar esta de acuerdo
a las alturas reglamentarias 88A14 Acometidas subterráneas, identificación de acometida
proveniente de un sistema de distribución subterráneo 89Al5 Acometidas subterráneas, obras civiles 90Al6 Acometidas subterráneas, identif"cación de acometida
proveniente de un sistema de distribución aéreo 91Al7 Acometidas subterráneas, identificación de acometida
proveniente de un sistema de distribución aéreo 92Al8 Acometidas, altura del medido*: instalación interior 93Al9 Acometidas subterráneas, obras civiles 94A20 Acometidas, ubicación de entrada 95Bl Diagrama unifilar de sistemas de acometidas 149B2 Diagrama de conexiones para acometida, medidor y protección 150B3 Diagrama de conexiones para acometida, medidor y protección 151
CAPITULO I
ASPECTOS GENERALES
1.1. Introducción
Actualmente en el país son las Empresas Eléctricas las encargadas de
distribuir y comercializar la energía eléctrica, estas son las que proveen
los materiales y efectúan los diseños de las acometidas.
Para tener una idea aproximada, la E.E.Q.S.A. invierte unos
4.000.000.000 sucres en materiales por año, atiende unas 100 solicitudes
diarias de suministro de energía y tiene cerca de 400.000 clientes.
Las Empresas no tienen publicado un instructivo con todas las opciones para
instalar los diferentes tipos de acometidas, y los clientes no conocen los
términos técnicos utilizados en la Empresas.
En cuanto a la comercialización, debe existir una política adecuada
que permita atender con rapidez las solicitaciones de los diferentes
clientes.
Por lo tanto el diseño, coi.trol, operación y mantenimiento de los sistemas
de distribución y la información que requiere el cliente deben ser
adecuados para conseguir continuidad y buena calidad del servicio.
En el país no existe un criterio unificado para el diseño y
construcción de sistemas de acometidas, por lo tanto es necesario la
elaboración de unas normas o reglamentos más amplias, que permitan un mejor
conocimiento de los técnicos de las empresas.
I/ ASPECTOS GENERALES
Se proyecta determinar el porcentaje de caída de voltaje real de las
acometidas, ya que no se cumple como lo estipulan los reglamentos internos
de las empresas: "diseñar la acometidas con una caída de voltaje del 1%".
Mediante el análisis técnico-económico de acometidas se determinará
el conductor económico, con una vida útil de 10 años, el uso de este
criterio permitirá un beneficio económico para las empresas.
El análisis técnico-económico se los hará en dos partes: la parte técnica
en función de la caída de voltaje y límite térmico, la parte económica en
función de la suma de los costos de inversión y costos de pérdidas de
potencia y energía llevados a valor presente.
Dentro de este contexto se proyecta el siguiente trabajo, para
actualizar Normas y Reglamentos que rigen los procedimientos para el diseño
y construcción técnico-económico de conductor, equipo de control, y
protección de acometidas, permitiendo un mejor control sobre este sistema
de acometida, regular el uso de la energía eléctrica, optimizar la
utilización de equipos y materiales, y mejorar los diseños actuales.
Los aspectos señalados anteriormente son antecedentes suficientes que
justifican la realización del análisis técnico-económico correspondiente
para solucionar este problema.
1.2. Objetivo
• Facilitar la tarea de diseño y construcción de las acometidas
disminuyendo el número de errores para dar una rápida orientación al
constructor y mejor servicio al cliente.
• Obtener una metodología para establecer los KVA-m, caídas de voltaje
y conductor económico con tres opciones técnico-económicas para
acometidas aéreas y subterráneas.
• Mejorar el control sobre el uso de materiales.
• Obtener un instructivo para orientación al cliente y a los técnicos
de la E.E.Q.S.A.
1.3. Alcance
Partiendo de datos de las redes de distribución, demanda a servir y
en base a tablas definidas en el presente estudio, se podrán obtener
diseños técnico-económicos de conductores, equipos de control y
I/ ASPECTOS GENERALES
protecciones de las acometidas, y su correspondiente listado de materiales
requeridos para su construcción.
Obtener el conductor técnico-económico de la acometida en función de
un análisis de caídas de voltaje, pérdidas óptimas/ capacidad de conducción
y mínimo costo.
Recomendar planos de construcción para los diferentes tipos de
acometidas y tableros de medidores, que den las seguridades adecuadas tanto
a las instalaciones del cliente como a los equipos de la Empresa.
Desarrollar recomendaciones técnicas generales de tableros de
medidores respecto a su construcción, ubicación, etc.
Aplicar lo antes mencionado para las condiciones de la E.E.Q.S.A.
Para lograr lo antes mencionado la tesis contiene los siguientes
capítulos:
Capítulo I.- Se tratarán los aspectos generales como son la introducción,
objetivo y el alcance del estudio previo a la determinación de parámetros
para el análisis del proyecto de normas de un sistema: conductor, equipo de
control y protección de una acometida en bajo voltaje.
Capitulo II.- Se determinará las características de los tipos de medidores
existentes ,capacidad a servir a través de los diferentes tipos de
medidores. Se analizará y actualizará todos los aspectos relacionados con
los medidores y tableros de medidores, en lo que se refiere a ubicación,
obras civiles, etc., técnicamente justificadas.
Además se obtendrán los planos de construcción de tableros de medidores.
Capitulo III.- En este capitulo se analizarán la capacidad de conducción
tanto aérea como subterránea, se determinará las estructuras tipo (Kits)
que asocien una demanda y un tipo de material a utilizar, se obtendrán
listados de materiales de las estructuras tipo y se actualizarán todos los
aspectos relacionados con las acometidas y protecciones. Se determinarán
los rangos de demandas asociados a las protecciones, y se obtendrán los
planos de construcción de los diferentes tipos de acometidas.
Capítulo IV.- En este capítulo se realizará el análisis del costo de
materiales de todo tipo de acometidas en bajo voltaje y asociarlo a las
estructuras tipo (grupo de elementos asociados a los Kits}. Se realizará un
análisis técnico-económico de las acometidas en función de los costos de
inversión y de las pérdidas totales a valor presente. Se efectuará el
I/ ASPECTOS GENERALES
diseño técnico-económico de conductor, equipo de control y protección de
las acometidas en base al estudio de carga y estructura tipo (Kit) que
permite atender la demanda y costos.
Además se definirá una selección técnico-económica de todo tipo de sistema
de acometida, se desarrollará la aplicación general y un ejemplo especifico
la E.E.Q.S.A.
Capitulo V.- Se obtendrá un instructivo de orientación para los clientes y
los técnicos de la E.E.Q.S.A.
Capitulo VI.- Se detallarán las conclusiones y recomendaciones del presente
estudio.
CAPITULO II
MEDIDORES, CAJONES Y TABLEROS ARMARIOS DE
MEDIDORES PARA ENERGÍA ELÉCTRICA
2.1. Voltajes de red secundaria
El servicio eléctrico distribuido a través de redes secundarias es
normalmente de corriente alterna, a una frecuencia de 60 Hertz monofásico
o trifásico en los siguientes sistemas y voltajes nominales:
a) Monofásicos:
120
120/240
121/210
b) Trifásicos:
240
208
120/240
121/210
voltios 2 hilos
voltios 3 hilos
voltios 3 hilos
voltios-triángulo 3 hilos
voltios-estrella 3 hilos
voltios-triángulo 4 hilos
voltios-estrella 4 hilos
Se recomienda mantener la regulación de voltaje dentro de un margen
de variación máxima del 10% compartido arriba y abajo del voltaje nominal
según las características propias de cada Empresa [1].
A continuación se presentan los tipos de sistemas de distribución
secundaria adoptados para la obtención de cada uno de los voltajes
nominales utilizados. Ver figura 2.1:
II / MEDIDOR, CAJONES X TABLEROS ARMARIOS DE MEDIDORES PARA ENERGÍA ELÉCTRICA
V
V
V
v/V
ig. 2.1 Sistemas y Voltajes Nominales de Red
II / MEDIDOR, CAJONES Y TABLEROS ARMARIOS DE MEDIDORES PARA ENERGÍA ELÉCTRICA 7
2.2. Medidores
2.2.1. Tipos de medidores
• Medidor monofásico, 2 hilos, con Intensidad Nominal variable A,
Intensidad máxima variable A, a 120 V, clase 2, (1F-2H - variable
A/variable A 120V)
• Medidor monofásico, 3 hilos, con Intensidad Nominal 15A, Intensidad
máxima 60A, a 240/120 V, clase 2, (1F-3H - 15/60A 240/120V)
• Medidor bifásico, 3 hilos, con Intensidad Nominal 15A, Intensidad
máxima 60A a 210/121 V para un sistema monofásico trifilar, clase 2,
(2F-3H - 15/60 A 2*210/121V)
• Medidor trifásico, 4 hilos, con Intensidad Nominal 15A, Intensidad
máxima 60A a 210/121 V, Y con neutro, clase 2, (3F-4H - 15/60 A
3*210/121V)
• Medidor trifásico, 4 hilos, con Intensidad Nominal 75A, Intensidad
máxima 150A, a 210/121V, Y con neutro, clase 2, (3F-4H - 75/150A
210/121V)
• Medidor trifásico, 4 hilos, con Intensidad Nominal 5A, a 121/210 V, Y
con neutro, clase 1, (3F-4H - 3*121/210V 5A)
• Medidor trifásico reactivo, 4 hilos, con Intensidad Nominal 5A, a
121/210 V, Y con neutro, clase 3, (3F-4H - 3*121/210V 5A)
2.2.2. Suministro del medidor
El medidor lo suministrará e instalará la Empresa y es propiedad de
ella [2].
2.2.3. Regulaciones para la instalación
1. En viviendas y/o locales comerciales que requieran 1 servicio, el
equipo de medición se instalará en tablero soporte metálico o de
madera.
2. En viviendas y/o locales comerciales que necesiten de 2 a 5 servicios,
los equipos de medición se instalarán en cajón metálico o de madera.
3. En edificios e inmuebles que precisen la utilización de 6 o más
servicios, los equipos se instalarán en un tablero armario metálico.
II / MEDIDOR, CAJONES Y TABLEROS ARMARIOS DE MEDIDORES PARA ENERGÍA ELÉCTRICA 8
4. Cuando se trata de programas de vivienda tales como conjuntos
residenciales, multifamillares, Banco Ecuatoriano de la Vivienda,
etc., la forma de instalación estará sujeta a las disposiciones según
el tipo de construcción, los requerimientos de servicio y más
características diseñadas en el programa de vivienda.
2.2.4. Tipos de instalación
Se realizan dos tipos de instalación del medidor: interior(I), y exterior
(E) .
a) La instalación interior (I) se hará para cualquier capacidad,
en zaguanes, halls, o cerramientos laterales, con acceso
directo desde la calle.
b) La instalación exterior (E) se hará para cualquier capacidad,
en cerramientos frontales, o en fachadas de los inmuebles.
Siempre que las condiciones lo permitan se recomienda la instalación
exterior (E) [2].
2.2.5. Ubicación i
1. La instalación de medidor se realizará en un lugar de fácil y libre
acceso para el personal de la Empresa encargada del mantenimiento,
control y lectura de consumos y lo más cerca posible del punto de
conexión al sistema de distribución.
2. Para las edificaciones o remodelaciones, se fijará el sitio de la
instalación de los equipos de medición en la etapa de diseño
respectivo.
3. La determinación del sitio de instalación obedecerá a la relación
de los siguientes factores que para tal objetivo han sido tomados
en consideración:
• Tipo de construcciones según el Reglamento de Zonificación
Municipal, para los sectores urbano y rural.
• Características de la construcción, de acuerdo a los retiros
establecidos.
• Tipo de cerramiento construido.
II / MEDIDOR, CAJONES Y TABLEROS ARMARIOS DE MEDIDORES PARA ENERGÍA ELÉCTRICA 9
Complementariamente a los factores citados intervendrán otros que
regularán la instalación, tales como:
• Número de equipos de medición a instalarse.
• Accesibilidad al sitio del medidor.
• Distancia y altura de montaje.
2.2.6. Disposiciones generales
El medidor se instalará en forma vertical y horizontalmente
nivelado, con el propósito de que los medidores tengan mayor exactitud.
No se instalarán equipos de medición en los interiores de
habitaciones, departamentos/ locales comerciales, kioscos, etc., asi como
en lugares destinados a depósitos de combustibles, depósitos de basura,
calderos, tuberías de agua, lugares húmedos, etc. que puedan afectar su
mecanismo.
Los señores propietarios o constructores, deberán prever una visera
de protección de la lluvia, sea de cemento o metálica, de tal forma, que
se proteja todo gabinete y los equipos de medición que se instalará
exteriormente. Ver referencias planos T4, T19 y T20.
Este punto regirá tanto para los servicios urbanos como rurales.
2.2.7. Colocación de sellos
Los medidores que se instalarán en los diferentes tipos de
gabinetes serán sellados por el personal de la Empresa antes de ser
instalados.
No se permitirá abrir o romper los sellos a personal no autorizado por la
Empresa, esta contravención será sancionada con lo estipulado en el
Reglamento Nacional de Acometidas [1].
2.2.8. Estructuras tipo (Kits) de medidores
Existen definidos 7 tipos de ebtructuras tipo {Kits} de medidores,
los mismos que dependen de la carga a servir, el numero de fases del
circuito de entrada al tablero de distribución y el nivel de voltaje de
la medición. VER ANEXO 12.
II / MEDIDOR, CAJONES Y TABLEROS ARMARIOS DE MEDIDORES PARA ENERGÍA EUCTRICA 10
2 . 3 . Tableros soportes de madera
2 . 3 . 1 . Tipos de tableros soportes de madera
Existen dos tipos de tableros soportes de madera:
• TB1 para medidores monofásicos
• TB3 para medidores bifásicos y trifásicos
2.3.2. Suministro del tablero soporte
La tablero soporte para el medidor será suministrado e instalado
por la Empresa y es de propiedad de ella [2],
2.3.3. Altura de instalación del tablero soporte
La altura a la que se colocará el tablero soporte en instalaciones
interiores y exteriores será medida desde el suelo hasta la parte
inferior de la misma, ésta será de 1,50 metros. Ver referencias planos
A4, A5, y Al8 del capitulo III.
i
No se exceptúa el caso de viviendas suburbanas y rurales, para las cuales
se establece la misma altura. Ver referencia plano A8 del capitulo III.
2.4. Cajón (tablero) metálico o de madera
2.4.1. Generalidades
Todo inmueble con requerimiento de demanda baja, de 2 hasta 5
locales poseerá un cajón (tablero) metálico o de madera. Ver referencia
plano T2.
Cuando se tienen clientes con requerimiento de demanda alta se instalarán
todos sus equipos en un cajón metálico. Ver referencia plano T3.
2.4.2. Dimensiones del cajón (tablero) de medidores
Este cajón (tablero) debe construirse de acuerdo a las dimensiones, dadas
en la tabla 2.1 :
II / MEDIDOR, CAJONES Y TABLEROS ARMARIOS DE MEDIDORES PARA. EMERGÍA ELÉCTRICA 11
DIMENSIONES DEL CAJÓN (TABLERO)NÚMEROS DE MEDIDORES
12345
A (Cm)4075100125150
B (Cm)6060606060
C (Cm)2323232323
Tabla 2.1 Dimensiones de los cajones metálicos o de madera
Las dimensiones anotadas se han determinado en base a los elementos
que conforman el cajón (tablero), las mismas que permiten instalar los
medidores y sus accesorios. Ver referencia plano T2.
2.4.3. Estructura
Se ha previsto su construcción de madera, con el fin de disminuir
costos, pero el usuario puede construir de metal, sujetándose a los
criterios de construcción y diseño, descritos para los tableros armarios
metálicos para el montaje de los medidores.
Si el cajón es metálico su fondo debe ser de madera de 2 cm de espesor,
para que sirva de aislante entre el cableado y este.
El diseño y la construcción del tablero, serán tales, que aseguren su
riqidez y resistencia mecánica.
2.4.4. Altura de montaje
Ver numeral 2.3.3.
2.4.5. Descripción de los componentes para el cajón (tablero), para
demandas bajas, medición directa.
Se entiende como demandas bajas, aquellas que no necesitan de
transformadores de corriente para la medición.
Existen dos tipos de cajones metálicos o de madera: para un medidor y
otro de 2 hasta 5 medidores.
• Para un medidor
Para un solo medidor, se monta el medidor de energía y su equipo de
protección en un tablero soporte de madera tipo TBl o TB3 y esta a su vez
sobre el cajón metálico o de madera, se debe anotar que debe existir
puesta a tierra. Ver referencia plano Ti.
II / MEDIDOR, CAJONES Y TABLEROS ARMARIOS DE MEDIDORES PARA ENERGÍA ELÉCTRICA 12
• Para 2 hasta 5 medidores
Para dos hasta cinco medidores, se instala a más de los medidores y
el equipo de protección respectivo, una caja de distribución a la cual
llega la acometida principal y desde esta se realiza la alimentación
individual a cada medidor, y puesta a tierra.
La perforación para el ingreso de la acometida aéreas debe ser en
la parte inferior lateral del cajón, para acometidas subterráneas esta se
realizará en la base; pero siempre junto al fondo de este.
2.4.6. Descripción de los componentes para cajón (tablero) para
demandas altas, medición indirecta.
Se entiende por demandas altas aquellas que para la medición
necesitan transformadores de corriente.
En estos cajones (tableros) se instalarán los equipos de medición tanto
de energía activa como de reactiva, transformadores de corriente,
bornera, barra para el neutro y puesta a tierra. Ver referencia plano T3.
Las características de los medidores de energía activa y1 reactiva, y
transformadores de corriente son:
1) Medidores de Energía.- en estos tableros se prevé instalar
medidores para el control del consumo de la energía activa y
reactiva, diseñados para la conexión con transformadores de medida.
Las características técnicas básicas de estos equipos son para
medición en bajo voltaje con transformadores de intensidad:
1.1.) Medidores de Energía Activa.- El medidor deberá cumplir en
sus características mecánicas y eléctricas, lo estipulado en las
normas IEC-211 publicadas en el año 1976 [3] para medidores watt-
hora, corriente alterna, clase 1 ó lo estipulado en las normas
ASTM, NEMA, ANSÍ o las que se identifiquen como equivalentes.
1.2.) Medidores de Energía Reactiva.- El medidor deberá cumplir en
sus características eléctricas y mecánicas lo estipulado en la
norma IEC-145, publicadas en el año 1976 [3], para medidores VAR-
hora corriente alterna, clase 3 ó lo estipulado en las normas ASTM,
NEMA, VDE-418, ANSÍ ó los que se identifiquen como equivalentes.
II / MEDIDOR, CAJONES Y TABLEROS RRMRRIOS DE MEDIDORES PARA. ENERGÍA ELÉCTRICA |3
2) Transformadores de intensidad.- Los transformadores de
intensidad a instalarse con los medidores descritos anteriormente
deben ser de las siguientes características:
Intensidad nominal secundaria: 5 amperios; clase de aislamiento:
600 voltios; potencia nominal: 10 a 15 voltamperios; precisión:
0,5; frecuencia nominal: 60 Hz. Los transformadores deberán cumplir
en sus características mecánicas y eléctricas lo estipulado en las
normas ANSÍ C57-13, VDE 0414, IEC 185 Y 186, UNE 21088 ó las que se
identifiquen como equivalentes.
3) Barra de neutro.- Ver numeral 2.5.14.
4) Alambrado.- Ver numeral 2.5.14.
2.5. Tableros armarios para medidores
2.5.1. Generalidades
Todo inmueble que posea 6 o más medidores tendrá un tablero armario
en el que estarán agrupados todos sus componentes.
2.5.2. Suministro de tableros y otros
El cliente propietario del inmueble, suministrará e instalará el
tablero armario con todos sus componentes de acuerdo a los requerimientos
del estudio técnico.
2.5.3. Instalación de tableros armarios de medidores
Los tableros armarios para medidores tendrán las dimensiones y
características técnicamente recomendadas y serán apropiados para
instalar convenientemente las barras de alimentación con su respectivo
disyuntor general, medidores y disyuntores que van a la salida de cada
medidor.
Se prohibe instalar interruptores de luces, interruptores horarios,
tomacorrientes, timbres, etc. en el interior del tablero.
2.5.4. Instalación de varios tableros armarios
Existen dos tipos de instalaciones:
• Tableros sucesivos
II / MEDIDOR, CAJONES Y TABLEROS ARMARIOS DE MEDIDORES PARA ENERGÍA ELÉCTRICA 14
• Tableros no sucesivos.
a) Tableros sucesivos
Cuando exista la necesidad de instalar 2 tableros sucesivos en un
mismo edificio, la acometida deberá llegar al compartimiento central de
seccionamiento, para de allí realizar las correspondientes derivaciones
eléctricas a los tableros armarios adyacentes. Ver referencia plano TÍO.
b) Tableros no sucesivos.
Cuando haya necesidad de instalar 2 o más tableros armarios para
medidores en el mismo edificio pero en distintos locales, la linea de
acometida deberá llegar inicialraente a un armario de distribución que
poseerá un disyuntor general para luego pasar a los disyuntores generales
y a las barras de alimentación de cada tablero armario no sucesivo.
2.5.5. Altura del tablero armario
La parte superior de los tableros armarios estará a una altura
máxima de 2,00 metros sobre el piso y la inferior a una altur'a mínima de
0,40 ó 0,60 metros. Ver referencia plano Til.
2.5.6. Estructura
El tablero para medidores será metálico en forma de armario,
construido de planchas de 1,5 milímetros (1/16") de espesor mínimo, y
será galvanizado o estará provisto de otra protección anticorrosiva
equivalente.
El tablero estará formado por varias secciones modulares, llevará
cubiertas por todos los lados y será desarrnable en la parte delantera y
en las partes laterales (internamente).
En todos los lugares, el tablero para medidores llevará puertas con
las respectivas seguridades del caso.
El diseño y la construcción del tablero, serán tales, que aseguren su
rigidez y resistencia mecánica.
2.5.7. División modular
II / MEDIDOR, CAJONES Y TABLEROS ARMARIOS DE MEDIDORES PARA. ENERGÍA ELÉCTRICA 15
El tablero estará dividido en secciones separadas convenientemente
y destinadas en la siguiente forma: une sección para el disyuntor genera?
y para las barras de distribución, otra para los respectivos disyuntores
del lado de salida; y otra para los medidores. Ver referencia planos T5 y
T6.
Los módulos de seccionamiento y disyuntores tendrán iguales
dimensiones con la finalidad de tener espacio suficiente para la
distribución de los conductores y también para abaratar los costos de
construcción.
2.5.8. Rotulación
Todo tablero será rotulado junto a cada medidor y disyuntor, que
indicará la parte de la instalación a la cual sirve.
La rotulación podrá hacerse sobre las planchas metálicas, con pinturas
durables y letras legibles. Ver referencia plano T9.
2.5.9. Dimensiones
Las dimensiones de tableros armarios de 6 medidores en adelante, st
describen en la tabla 2.2. Ver referencias planos T5, T7, TÍO, T21 y T22.
Los casos de tableros no contemplados en estos dibujos, se consultará con
el Departamento de Instalaciones de la Empresa.
NUMERO DEMEDIDORES
691215182140
ALTURA(cm)100142142142142142184
ANCHO(cm)160160182205280251370
PROFUNDIDAD(crn)40404040404040
2.2 Dimensiones de tableros armarios de 6 medidores en adelante,
2.5.10. Distancias mínimas
Las secciones del tablero deben ser lo suficiente amplias para
alojar las conexiones internas, debidamente ordenadas y agrupadas; y,
para asegurar la separación entre las partes de los aparatos montados en
su interior y las paredes, soportes inferiores y puertas.
El camino de contorno entre las partes activas de los aparatos y
las paredes, soportes interiores y puertas metálicas, será de por lo
menos 3 centímetros. La distancia mínima de arcos, entre las partes
II / MEDIDOR, CAJONES Y TABLEROS ABURRIOS DE MEDIDORES PARA ENERGÍA ELÉCTRICA 16
activas de los aparatos y las partes metálicas del tablero será de 1
centímetro como lo establece el Reglamento Nacional de Acometidas.
El tablero tendrá dimensiones para permitir el cierre de sus puertas,
cuando los disyuntores estén en posición cerrada o abierta.
2.5.11. Montaje
El tablero armario no se podrá montar superficialmente empotrado,
este se montará sobre una base de ladrillo enlucida asentada en el suelo.
Ver referencia plano Til.
2.5.12. Tuberías de entrada y salida
Las tuberías de entrada y salida que se acoplen al tablero, serán
metálicas rígidas, conduit ó (EMT) de acuerdo a las especificaciones de
las normas ANSÍ C33.98-1973 [4], Ul 797 [5], ó las que se identifiquen
como equivalentes.
2.5.13. Diagrama unifilar
Es un esquema eléctrico que muestra los componentes y las
conexiones fundamentales para abastecer de energía eléctrica desde <^1
sistema de distribución secundario al tablero armario. Ver referencia
plano T13.
2.5.14. Descripción de equipos para tableros armarios para demandas
bajas, medición directa; para la instalación desde seis
medidores
El equipo que se prevé instalar es:
• Portafusible-seccionador ó disyuntor principal
• Barras de distribución
• Medidores de energía
• Alambrado interior
• Disyuntores individuales
1) Portafusible-seccionador o disyuntc-- principal.- El objeto de instaler
un portafusible-seccionador ó disyuntor principal es para protección,
operación y mantenimiento de las instalaciones del tablero armario.
II / MEDIDOR, CAJONES Y TABLEROS ARMARIOS DE MEDIDORES PARA ENERGÍA ELÉCTRICA 17
Las características mínimas que debe cumplir el portafusible-
seccionador ó disyuntor principal, se indican en el numeral 3.3.3.1 del
capitulo III.
2) Barras de distribución.- Las barras de distribución deben ser de
cobre, en un número de cuatro, tres para las fases y una para el neutro.
Su montaje se realizará sobre aisladores [63.
Las barras deben dimensionarse de acuerdo a la carga total a instalarse,
con rigidez mecánica y longitud apropiada para su montaje y que permita
la realización de perforaciones de acuerdo al número de medidores
(considerando a todos trifásicos) a instalarse, tomando en cuenta las
reservas que se requieran. Ver tabla 2.3.
CARGA PERMANENTE PARA BARRAS
CONDUCTORAS DE CORRIENTE DE COBRE
PARA TEMPERATURA DE 35 °C DE
CALENTAMIENTO. SEGÚN DIN 42671.
(mnu )12*215*215*320*220*320*525*325*530*330*540*340*540*1050*550*1060*560*1080*580*10100*5100*10120*10160*10200*10
11101401701852202952703503154004205207606309207601060970138012001700200025003000
2200240300315380500460600540700710900135011001600125019001700230020502800310039004750
3------------185016502250176026002300310028503650410053006350
4---------_
--250021003000240035003000420035005000570073008800
Tabla 2.3 Carga permanente para barras conductoras de corriente de cobre (desnudo).
Se recomiendan perforaciones roscadas para pernos 3/16" de diámetro
para asegurar terminales de cable calibre No. 8 A.W.G. y de 1/4" de
diámetro para asegurar terminales de cable calibre No. 2/0 A.W.G. El
diámetro de las perforaciones estará en función del terminal a
instalarse.
II / MEDIDOR, CAJONES Y TABLEROS ARMARIOS DE MEDIDORES PARA ENERGÍA ELÉCTRICA 18
Los terminales serán del tipo XXL" de cobre, cobre-aluminio ó
cadmiadas para conductores de cobre 6 aluminio.
La sujeción de los terminales debe realizarse con pernos cadmiados, para
evitar la oxidación y asegurar un buen contacto.
La barra del neutro , estará conectada sólidamente a tierra para
protección de las personas.
La longitud de las barras se determinará de tal manera, que cada
derivación de la misma comprenda un mínimo de 3 centímetros,
considerándose además, el espacio necesario para aisladores y terminales
de alimentación. Ver referencia plano T6.
3) Medidores de energía.- En estos tableros se instalarán medidores de
energía activa, para medición directa, pudiendo ser monofásicos,
bifásicos o trifásicos.
4) Alambrado interior.- El alambrado interior debe realizarse con
conductor de cobre, cableado, con aislamiento tipo TW para voltaje hasta
600 V, temperatura máxima: 60°C.
El calibre del conductor debe estar en función de la capacidad del
disyuntor. Ver tabla 2.4. '
Cada conductor debe instalarse con conector independiente a las
barras de distribución. A continuación se muestra una tabla de capacidad
de conducción de conductores según NEC [7], para los conductores que se
recomienda instalar en este tipo de tableros:
CONDUCTOR DE COBRE, TIPO TW-600 V-60 °CCONDUCTOR
CALIBRE(A.W.G.)
86421/02/0
No. DE HILOS
777777
CAPACIDADAMPERIOS
40557095125145
Tabla 2.4
Los conductores irán en canaletas ranuradas con tapa, con
identificación en las barras de distribución, a la entrada y salida del
medidor y a la llegada a los disyuntores, lo cual facilitará los trabajos
de instalación, operación y mantenimiento.
II / MEDIDOR, CAJONES Y TABLEROS ARMARIOS DE MEDIDORES PARA ENERGÍA ELÉCTRICA 19
5) Disyuntores.- Los disyuntores deben estar en función del tipo y
capacidad del circuito y para el voltaje nominal establecido, capacidad
de interrupción (corriente disruptiva) de 10 KA. Ref. Norma UL 489.
2.6. Criterios de diseño para cajones y tableros armarios
Los tableros armarios y cajones metálicos tanto para medición,
directa como indirecta, deben ser diseñados bajo normas empleadas en el
campo de la metal mecánica para la construcción de tableros industriales,
adoptando las mismas para el diseño de los tableros de medición que
permitan la instalación de medidores de energía eléctrica con todos sus
componentes.
Especialmente se ha tratado de plasmar la experiencia adquirida en
este campo en la Empresa Eléctrica Quito, durante muchos años,
consiguiendo una adecuada y segura distribución de los equipos con el
objeto de que el montaje, operación y mantenimiento de los mismos sea más
funcional [8].
Se ha previsto que todas las tapas laterales sea extraíbles y de
fijación por tornilleria, realizable únicamente por la parte interior del
gabinete, impidiendo asi la extracción de estos elementos desde la parte
exterior de los mismos.
Se ha seguido el criterio de normalizar las dimensiones aplicando
el sistema modular en las diferentes secciones de los tableros, con lo
que se logra mayor versatilidad de los mismos facilitando su fabricación
en serie.
Además con los diseños previstos en este trabajo, se tiene fácil
acceso y gran visibilidad desde el exterior hacia los medidores sin que
se requiera abrir la puerta para tomar la lectura; gama de combinación de
los módulos de medición, protección, transformación, seccionamiento;
impermeabilización y protección contra el polvo, agua, etc.; durabilidad
y seguridad.
Todo el trabajo que se detalla a continuación ha sido concebido con
el criterio de que todos sus elementos, partes y piezas puedan ser
fabricadas, con máquinas, herramientas y equipos no sofisticados,
disponibles en el país.
2.7. Detalle de los componentes de cajones y tableros armarios
II / MEDIDOR, CAJONES Y TABLEROS ARMARIOS DE MEDIDORES PARA ENERGÍA ELÉCTRICA 20
Los componentes a utilizarse en la fabricación de cajones y tableros
armarios son:
• Estructura
• Pletinas de anclaje
• Perfiles de montaje
• Láminas de montaje
• Soldaduras
• Recubrimiento
• Puertas frontales y tapas laterales
• Bisagras
• Empaques
• lomillería
• Pintura
• Cerraduras
2.7.1. Descripción técnica de los componentes de cajones y tableros
armarios ,
1) Estructuras.- Las estructuras son del tipo sólido, fabricado con
perfiles estructurales de 1.5 mm de espesor.
2) Pletinas de anclaje.- Los soportes de fijación son fabricados con
pletinas de 40 x 10 mm, bicromatizados, con perforaciones de 12 mm/ de
diámetro. Las pletinas de anclaje, se han previsto para ser sujetadas a
la pared, con pernos de anclaje, capaces de soportar el peso del cajón y
del equipo instalado.
3) Perfiles de montaje.- Los perfiles de montaje son del tipo "Z" (zeta),
troquelados, con perforaciones de 8 mm de diámetro, cada 20 mm, de tal
forma que permite un fácil acoplai-.lento con los elementos de medición.
4) Láminas de montaje. - Se ha normalizado en las dimensiones L .M. 540-
250-150 mm, biocromatizadas de 2 mm de espesor, aptos para alojar los
equipos de medición indicados. Ver referencia plano T8.
5) Soldaduras.- El tipo de soldaduras se recomienda la eléctrica de
cordón con electrodos 6011 o su equivalente, especial para soldar láminas
II / MEDIDOR, CAJONES Y TABLEROS ARMARIOS DE MEDIDORES PARA ENERGÍA ELÉCTRICA 21
de 2 x 1.5 mm de espesor, utilizado este diseño, de acuerdo a lo que
estipula la norma DIN 170 06, grupo 1 St. 1003.
6) Recubrimiento.- Los tableros deben ser fabricados con chapas de acero,
laminadas al frió, con 1.5 mm de espesor, según DIN 1541 St. 1003.
7) Puertas frontales y tapas laterales.- Las puertas han sido diseñadas
para montaje frontal, provistas cada una de dos bisagras cromadas (y/o
tratamiento electrolítico para protección anticorrosiva) del tipo
atornillable, con cerraduras para candado matriciado.
Estas puertas acopladas al sistema de laberinto, del marco frontal,
impide el ingreso de agua, polvo y elementos extraños.
Con el objeto de facilitar inspecciones visuales y la lectura del consumo
registrado en los medidores se recomienda que la puerta frontal tenga un
vidrio templado de seguridad, que puede ser de espesor de 6 mm.
(fabricación nacional).
Las tapas laterales se han diseñado del tipo extraíble y con fijación por
tornillería interior.
8) Bisagras.- Deberán ser tipo extraible, empernable, con giro de 180°, o
similar.
9) Empaques.- Los empaques son del tipo autofijación lo que facilita su
montaje, fabricados en neopreno, con colchón de aire para garantizar al
hermetismo en los gabinetes.
10) Tornilleria. - Toda la tornilleria, debe ser de tipo bricromatizado
(tropicalizado).
11) Pintura.- Para el proceso de pintura, las chapas de acero laminadas
al frió, deben someterse al siguiente tratamiento bonderizado
(desengrazantes, fosfatizantes, desoxidantes) luego aplicar: Zinorith
epoxi (dos componentes) después una capa de caucho clorado primex y como
acabado texturizado una capa de esmalte de caucho clorado RAL 7032.
Con este proceso o tratamientos similares se garantiza aptos para
evitar la oxidación, corrosión.
12) Cerraduras.- Las cerraduras deben ser adecuadas para poner candados
matriciales.
II / MEDIDOR, CAJONES Y TABU1ROS ABMARIOS DE MEDIDORES PARA ENERGÍA ELÉCTRICA 22
2.8. Ventajas de la utilización de tableros
Las ventajas que se puede anotar son las siguientes:
• Unificación de las dimensiones y de las especificaciones técnicas de
los elementos y material empleado para su construcción, incidiendo
directamente en mejorar el aspecto técnico-estético de los tableros.
• Construcción de los diferentes compartimientos de acuerdo al sistema
modular, con lo que se consigue disminuir costos ya que se facilita eu
fabricación en serie y se evita en gran ventaja el desperdicio del
material.
• Versatilidad en el porcentaje de los componentes.
• Fácil acceso para control y mantenimiento de los elementos y equipos,
lo cual disminuye la utilización de horas-hombre, consecuencia mayor
rendimiento de mano de obra.
• La disposición diseñada facilita el montaje de los diferentes
elementos y equipos así como el alambrado de los mismos.
• Mayor visibilidad para la toma de la lectura de los medidores,
evitando acumulamiento de consumos, por la dificultad de lectura.
• Protección contra el ingreso de objetos extraños, polvo y salpicaduras
de agua.
• Durabilidad y seguridad para el usuario contra posibilidades de
incendio.
• El diseño o proyecto de construcción de los tableros, ha sido
concebido con el criterio de que todos sus elementos, partes piezas,
pueden ser fabricados en el país, con maquinas y herramientas no
sofisticadas.
• Que exista un documento para conocimiento de los constructores que
detalle claramente las exigencias de las Empresas para la fabricación
de tableros, con lo cual se evitan malos entendidos y pérdidas de
tiempo.
II / MEDIDOR, CAJONES Y TABLEROS ARMARIOS DE MEDIDORES PARA ENERGÍA ELÉCTRICA 23
2.9. Proyección de nuevos tableros soportes y cajones metálicos para
medición directa e indirecta.
2.9.1. Generalidades
En esta tesis se analiza la posibilidad que en un futuro cercano
las empresas empiecen a instalar cajones metálicos para medición directa
en forma individualizada. Es decir lo que actualmente se instala los
medidores en un tablero de madera tipo TB1 o TB3 de la E.Q.S.A. y este a
su vez en un cajón metálico que contiene varios medidores, se instalen en
un tablero normalizado y esto a su vez en un cajón metálico individual
como se ve en la referencia plano T15.
Esta forma de montaje individualizado permite un mayor control
sobre diferentes infracciones causadas por los clientes en los medidores
como: cambio de polaridad en las entradas del medidor, ruptura de sellos,
empleo de cualquier dispositivo o ingenio para alterar la marcha normal
del medidor, etc. Ver referencias planos T14 Y T17.
Para la medición indirecta actualmente se tiene instalados en un
tablero metálico que contiene: medidores de activa y reactiva, reloj y
bornera; no se toma en cuenta los transformadores de corriente ya que
estos están ubicados en la cámara de transformación. Ver referencia plano
T3.
La proyección de los tableros metálicos para medición indirecta
será en base a los medidores electrónicos tipo socket o bornera que
reemplaza a los medidores de activa, reactiva, bornera y el reloj,
excepto a los transformadores de corriente que están en la cámara de
transformación. Ver referencia plano T3.
2.9.2. Proyección de cajones metálicos para medición directa
2.9.2.1. Proyección del tablero soporte
Este tipo de tablero soporte se recomienda que sea un soporte
normalizado que servirá para todo tipo de medidor. Ver referencia T16.
2.9.2.2. Proyección del cajón metálico individual
II / MEDIDOR, CAJONES Y TABLEROS ARMARIOS DE MEDIDORES PARA ENERGÍA ELÉCTRICA 24
La proyección del cajón metálico es necesaria porque beneficia a
las empresas ya que se tiene un mejor control sobre las pérdidas no
técnicas de energía y en consecuencia un mayor rédito económico.
Este diseño de tablero permitirá una instalación más versátil que
se ve reflejada en el ahorro económico de las empresas por asuntos como:
transporte, no se utilizaran candados matriciados, montaje, etc.
Sus dimensiones son más pequeñas ya que el tablero soporte es más
delgado y porque contiene solo al medidor. Ver referencias planos TI4,
T15, T19 y T20.
Este diseño y construcción serán tales que aseguren su rigidez y
resistencia eléctrica.
2.9.2.3. Dimensiones
Este cajón metálico tendrá las siguientes dimensiones:
• a = 30 cm
• b = 40 cm
• c - 20 cm
2.9.2.4. Proyección de cajones individuales adyacentes
Cuando se requiera de más de un cajón individual (hasta 4), se
necesita que exista una caja de distribución, esta caja se ubicará en el
centro y de allí se alimentará a cada uno de los cajones individuales.
Ver referencia plano T17.
La entrada de la acometida se recomienda que se lo haga en la parte
inferior de la caja de distribución. Ver referencia plano T18.
2.9.3. Proyección de cajones metálicos para medición indirecta
La proyección de estos tableros permitirá un mejor control sobre
las diferentes tipos de contravenciones que los clientes realizan para
bajar sus consumos.
Especialmente el uso de los medidores electrónicos hace que la
precisión de la medición sea más exacta, que se obtenga datos para
cualquier tipo de estudio, etc.
II / MEDIDOR/ CAJONES Y TABLEROS ARMARIOS DE MEDIDORES PARA ENERGÍA ELÉCTRICA 25
2.9,3.1. Dimensiones
Las dimensiones de este cajón (tablero) metálico serán:
• a - 20 cm
• b = 36 cm
• c - 10 cm
Ver referencia plano T3.
2.9.4. Estructura
El cajón metálico individual para medición directa y cajón metálico
para medición indirecta serán construidos mediante los criterios técnicos
establecidos para cajones metálicos que poseen varios medidores y
tableros armarios que se describen en este capitulo.
2.10. Puesta a tierra
Para proteger a las personas de contactos peligrosos se ha
determinado que todos los tableros sean conectados sólidamente a tierra.
Para la selección y disposición de los electrodos de tierra se tendrá en
cuenta la calidad del suelo, parámetros eléctricos del sistema y la
superficie del terreno disponible, aspecto que no se contempla en el
contenido de esta tesis.
De manera general se puede recomendar para una conexión a tierra de
protección, la utilización de conductor de cobre, desnudo, cableado,
calibre No. 2 A.W.G. y una varilla de copperweld de 5/8" de diámetro y 6
pies de longitud.
2.10.1. Conexión
El conductor de puesta a tierra se conectará al electrodo de puesta
a tierra por medios de abrazaderas u otros medios apropiados. En los
armarios tableros, la conexión se hará mediante un conector u otro medio
que no se utilizará para otro objeto. Ver referencia plano T12.
2.11. Planos de construcción de cajones y tableros armarios de
medidores
II / MEDIDOR, CAJONES Y TABLEROS ARMARIOS DE MEDIDORES PARA ENERGÍA ELÉCTRICA 26
Estos planos de construcción se encuentran descritos al final de
este capitulo.
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NOTA:
* MEDIDAS EN CENTÍMETROS
* FORRADO CON TOL 1.6 mm
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGEN/ER/A ELÉCTRICA
TABLEROMEDICIÓN DIRECTA TESIS DE GRADO
TABLERO PARA 9 MEDIDORES
VISTA FRONTAL
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A..A..L.
1 SO DETALLE:
VARILLA DEDE o/a"
CORPETRWELD
LINEA DE PISO
CONCCTQn RAKA NETTMO
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© BARRA DE NEUTRO
© BARRAS DE FASES
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© MEDIDOR
© DISYUNTORES INDIVIDUALES
BIFÁSICO
NOTA: MEDIDAS EN CENTÍMETROS
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL : INGENIERÍA ELÉCTRICA
TABLEROMEDICIÓN DIRECTA
TESIS DE GRADO
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA
TABLERO AJRMA.13IO
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SERVICIOS PARA CLIENTES
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DISYUNTOR TÉRMICO
NOTA: LA CONEXIÓN A TIERRA SE CONECTA DIRECTAMENTE A LA CARCAZA Y
ESTA A SU VEZ CONECTADA ADECUADAMENTE A TIERRA
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL -: INGENIERÍA ELÉCTRICA
TABLERO AFÜMARIO TESIS DE GRADO
Pte-v:
DIAGRAMA UNIFIUR ALDO AGUAYO
A.A.L.
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NOTA; DIMENSIONES EN CENTÍMETROS
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA
FROYECTO CAJÓNMETÁLICO TESIS DE GRADO
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NOTA: DIMENSIONES EN CENTÍMETROS. PROFUNDIDAD 40 Cm.
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TABLEROS ARMARIOSMEDICIÓN DIRECTA
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TABLEROS PARA 6. 9, 12 Y 15 MEDIDORES
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NOTA: DIMENSIONES EN CEHilMETROS. PROHUND1DAD 40 Cm.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL : INGENIERÍA ELÉCTRICA
TABLEROSMEDICIÓN DIRECTA TESIS DE GRADO
TABLEROS PARA 18, 21 Y 40 MEDIDORES
VISTA FRONTAL-A.X.DO
A.A.L.
CAPITULO III
ACOMETIDAS Y PROTECCIONES
3. Acometidas
3.1. Requisitos generales
3.1.1. Clases de acometidas
Toda instalación de un cliente que fuere aprobada por la Empresa
será conectada al sistema de distribución mediante acometidas aéreas o
subterráneas.
En los sectores donde el sistema da distribución sea subterráneo, estas
también lo serán.
3.1.2. Número de acometidas permitidas
En general, un inmueble o cualquier propiedad será servida
solamente por una acometida, excepto cuando por razones de carga o
criterio técnico de la Empresa se justifique la existencia de dos o más
acometidas por ejemplo, en los siguientes casos:
Bombas contra incendios.- Cuando se necesita una acometida separada
para servicios de bomba contra incendio.
Servicios de emergencia.- Cuando se necesita una acometida separada
para servicios de emergencia de alumbrado y fuerza.
Requisitos de capacidad.- Con autorización cuando la carga
calculada sea mayor de 1200 amperios (A).
49
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES ' 50
Inmueble de gran área.- Con autorización cuando es necesario más de
una acometida debido al área que ocupa el inmueble.
3.1.3. Acometida para un inmueble a través de otro
Las acometidas que alimentan un edificio o cualquier propiedad no
podrán pasar por el interior de ot: a sin la debida autorización de la
Empresa.
No se instalará una acometida a través de un solar o inmuebles
ajenos a la instalación que se está efectuando, excepto en las partes
coloniales en las que las acometidas van adosadas a las paredes de las
fachadas de los inmuebles.
3.1.4. Longitud máxima de conductores de acometida
Los conductores de acometidas, serán suministrados por la Empresa
hasta una longitud máxima de 30 metros (m) ; cualquier exceso en la
longitud dependerá de un estudio técnico-económico. Exceptuándose:
* En los sectores periféricos de los barrios suburbanos 'y rurales,
las acometidas tendrán una longitud máxima de 50 metros (m).
Cuando se trate de zonas no delineadas, invadidas y redes no
aprobadas por la Empresa, se suministrará el servicio en forma
provisional.
Cabe mencionar que las acometidas también pueden ser suministradas
en su totalidad por el cliente, siempre que cumpla los requerimientos
técnicos.
3.1.5. Acceso a las instalaciones eléctricas
El cliente debe permitir a los funcionarios debidamente autorizados
por la Empresa, libre acceso a sus instalaciones eléctricas a cualquier
tiempo y con debida presteza [9].
3.1.6. Conexión de conductores de acometida
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES ' 51
La conexión de los conductores de acometida, con las lineas de
distribución de bajo voltaje será realizada única y exclusivamente por el
personal de la Empresa.
Todos los conductores de acometidas deben ser conectados con
conectores técnicamente adecuados.
3.1.7. Conductores da acometida
Los conductores de acometida, tendrán una capacidad de conducción
de corriente y aislamiento adecuado que esté de acuerdo con la demanda
máxima a servir y las condiciones de instalación, sin que haya un aumento
de temperatura anormales, ni otros daños perjudiciales de los mismos.
Estás tendrán una resistencia mecánica adecuada y deberán resistir
en servicio a condiciones atmosféricas y de otra naturaleza, sin que se
originen fugas de corriente a otros conductores, objetos adyacentes o a
tierra.
3.1.8. Conexiones y empalmes en los conductores de acometida
No se permitirá ninguna conexión o empalme adicional en los
conductores de acometida. Cualquier caso excepcional, será considerado
por la Empresa en forma individual.
3.1.9. Medios de fijación de las tuberías de entrada de
acometida
Cuando la tubería de acometida se instale en la fachada del
inmueble, en cerramientos o en postes, se fijará a la superficie por
medio de abrazaderas, pinzas de anclaje, alambre galvanizado u otros
medios similares. Ver referencias planos A4, A5 y A6.
3.1.10. Derivaciones en la tubería de entrada de acometida
La tubería de acometida entrará desde el exterior del inmueble
directamente al medidor, o al tablero general de medidores, sin ninguna
derivación.
3.1.11. Diámetro mínimo de la tubería de entrada de acometida
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES 52
El diámetro interior mínimo para las tuberías de entrada de
acometida, en mediciones directas será de 2" [10] .
3.1.12. Conductores en las tuberías de entrada de acometidas
No se permitirá instalar en las tuberías de entrada de acometida,
otros conductores que no sean los de acometida y los de puesta a tierra.
3.1.13. Húmero de conductores en las tuberías de acometidas
El número máximo de conductores en las tuberías será el que indique
en la tabla 3.1. [2]:
TAMAÑO DEL
CONDUCTOR
AWG, MCM
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21/0
4/0250300
DIÁMETRO DE TUBERÍAS EN PULGADAS
1 1/4"|1 1/2"| 2" |2 1/2"| 3" |3 1/2") 4" | 5"NUMERO DE CONDUCTORES EN TUBERÍA
7542111
10753111
1612953
22
2317138543
362720127
65
4836271610
87
6247342113
109 .
9773543320
1614
Tabla 3.1. Número de conductores en tubería
3.1.14. Conductor neutro de sistemas de acometidas
El conductor neutro de un sistema monofásico a 3 hilos y de un
sistema trifásico a 4 hilos, podrá ser de la misma sección de los
conductores activos, pero se deberá tener como mínimo la sección normal
inmediata inferior a la de éstos [1].
Para acometidas monofásicas trifilares y trifásicas provenientes de
un sistema trifásico en estrella, la sección del conductor central deberá
ser igual a la de los conductores activos, igual para acometidas
trifásicas [1].
3.1.15. Partes activas
Las partes activas con voltaje, de lineas de acometidas deberán ser
protegidas de modo que no estén expuestas a contactos fortuitos. Dichas
partes serán accesibles únicamente al personal autorizado de la Empresa y
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES 53
si estuvieran en el interior de un local, éste deberá estar libre de
material inflamable.
3.1.16. Distintivo para los conductores
La empresa colocará una marca distintiva a los conductores de
alimentación y barra para la correcta conexión de las fases y del neutro
en el tablero.
Un conductor neutro, cuando existe debe ser identificado con un
color blanco, debiendo los conductores de las fases poseer otra
coloración, en las acometidas muíticonductoras las fases serán de color
negro, rojo y azul. Ver referencias planos T2 y T18 del capítulo II.
Esto deberá ser cumplido a cabalidad por protección de las personas.
Para el conductor de puesta a tierra se prevée un color verde o puede ser
desnudo [37].
3.1.17. Personal autorizado
La conexión de los conductores de acometidas, con las lineas de
distribución de bajo voltaje, será realizada exclusivamente por el
personal expresamente autorizado por la Empresa. Las conexiones de
conductores de acometidas hechas por el personal extraño o no autorizado
por la Empresa serán fraudulentas y sus autores serán sancionados de
acuerdo a lo estipulado en el Reglamento Nacional de Acometidas {capitulo
10) [1].
3.2. Acometidas tipo
3.2.1. Generalidades
Las acometidas pueden ser de dos tipos Aéreas o Subterráneas a
continuación se describen en forma detallada los reglamentos minimos que
tienen que ser cumplidas en la construcción de cada una de estas.
3.2.2. Acometidas aéreas en bajo voltaje
3.2.2.1. Condiciones de separación
Las acometidas no cerán fácilmente accesibles, y tendrán con
relación al suelo y a los techados las separaciones minimas que se
indican:
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES 54
1. La altura mínima sobre el nivel de aceras, o cualquier plataforma
saliente accesible tendrá como separación mínima de:
• 3,0 metros (m) si esta plataforma saliente es peatonal
• 4,5 metros (m) si esta plataforma saliente sirve para entrada o
salida de vehiculos.
2. La altura minima sobre vías exclusivamente peatonales deberá ser de
3,O metros (m).
3. La altura mínima sobre vías públicas, caminos y carreteras de
tráfico considerables deberá ser de 5,50 metros (m).
4. Los conductores tendrán una separación no menor de 1 metro (m'
desde ventanas, puertas, salidas de emergencia o sitios semejantes.
5. Los conductores tendidos sobre el borde superior de una ventana se
considerará fuera del alcance.
6. El punto de llegada de la acometida aérea al inmueble no estará a
menos de 3 metros (m) sobre el nivel del suelo. '
7. Para inmuebles residenciales y de interés social, ver referencias
planos Al, A2, A3, A4, A5, A6.
8. Para inmuebles suburbanos y rurales, ver referencias planos A8, A9,
A10, All, Al2.
3.2.2.2. Tipos de conductores aéreos
Los conductores de las acometidas aéreas pueden ser:
1. Cable multiconductor de cobre aislado para 600 V, adecuado para
trabajar a la intemperie y especialmente fabricado para este fin.
2. Conductores de cobre individuales aislados para 600 V, adecuados
para trabajar a la intemperie, siempre que se trate de líneas que
estén a la vista. De todos modos en el último tramo de entrada al
inmueble, irán dentro de tuberías metálicas rígidas o se usarán
cables protegidos, especiales para acometidas.
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES 55
3. Para conductor neutro, se permite utilizar conductor de cobre
desnudo.
3.2.2.3. Ubicación de las tuberías de entrada de acometida/
El extremo de la tuberia de entrada de acometida en un inmueble/
estará ubicado del lado del poste de distribución más cercano al
inmueble.
No se permitirá que una acometida aérea cruce propiedades contiguas. Ver
referencia plano A20.
3.2.2.4. Identificación de componentes
En las acometidas aéreas que van a casas altas, bajas o
cerramientos, se puede identificar sus componentes: cable multiconductor,
poste, estructura soporte (puntal), pinzas de anclaje, alambre
galvanizado, etc. Ver referencias planos Al y A2.
3.2.2.5. Accesorios empotrados y no empotrados
Las acometidas aéreas podrán ser empotradas y no empotradas en las
paredes, esto será elegido por estética o porque se requiere proteger las
instalaciones de la lluvia.
Pero si se utiliza cable multiconductor no es necesario que las
acometidas vayan empotradas como se ve en las referencias planos A4 y A5.
En cerramientos las acometidas podrán ser solamente empotradas en
un tubo de acero galvanizado de 2 ó 3 pulgadas de diámetro. Ver
referencia plano A3.
Pero si se tiene una acometida que necesita mástil para obtener la altura
requerida, esta acometida podrá ser empotrada como se ve en la referencia
plano A6.
3.2.2.6. Métodos de instalación de acometidas
Los conductores de entrada de acometida en inmuebles residenciales
e inmuebles de dos departamentos, incluyendo los de interés social, se
instalarán dentro de tubería de acero galvanizado, si estas van al
cerramiento ó si necesitan mástil. Ver referencias planos A6 y A7.
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES 56
Excepción: para las acometidas en viviendas suburbanas y rurales, los
conductores de entrada de acometida se podrán instalar exteriormente, en
las fachadas. Ver referencias planos A4, A5 y A8.
3.2.2.7. Punto de fijación de los conductores de acometidas
El punto de fijación de los conductores de acometida a un inmueble
estará a una altura mínima de 3 metros, sobre el suelo [1].
En todo caso, la altura permitirá el cumplimiento del numeral 3.2.2.1.,
en cuanto a separaciones mínimas. Ver referencias planos Al, A2, A3, A4,
A5 y A6.
Cuando se necesite un puntal o mástil para alcanzar la altura
exigida, éste será de hormigón, acero galvanizado, según el caso.
Ver referencias planos A6, A7, A12 y A13.
El punto de fijación deberá ser siempre accesible desde una escalera
apoyada en el suelo.
3.2.2.8. Medios de fijación
Los cables multiconductores se fijarán al poste de salida y al
inmueble u otra estructura de llegada con accesorios aprobados para este
fin. Los conductores individuales se fijarán a aisladores de materiales
incombustibles y no absorbente soportado a su vez a la estructura
mediante cualquier accesorio aprobado para este fin.
Se usarán normalmente abrazaderas, pinzas de anclaje, estructuras
de soporte, ganchos soportes, pernos de ojo, aisladores de garrucha,
alambre galvanizado, etc. sólidamente unidas a las tuberías de entrada de
acometida.
3.2.2.9. Codo de la entrada de acometida
La tubería de entrada de acometida, estará equipada con un codo
eléctrico estanco a la lluvia (su extremo esta doblado en forma de U
invertida hacia abajo).
Cuando el codo no sea estanco a la lluvia, los conductores de
acometida, formarán una caída de agua en forma de S, antes de entrar al
codo, con el propósito de impedir el ingreso de agua a la tubería de
entrada de acometida.
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES 57
El codo se ubicará a 20 cent ime tros por encima del punto de
fijación de la acometida. Ver referencia plano A6.
Cuando sea imposible instalar el coJo por encima del punto de fijación,
se lo instalará 20 centímetros por debajo del mencionado punto. Ver
referencia plano A13.
3.2.2.10. Canalización para conductores de acometida aérea
La canalización de entrada para conductores de acometida, será de
acero galvanizado ó tuberia plástica PVC pesado. Esta tuberia y sus
accesorios serán suministrados e instalados por el cliente.
3.2.2.11. Calibre mínimo de los conductores
Los conductores técnicos-económicos, establecidos del análisis
posterior serán de cobre, cuyo calibre mínimo para acometidas aéreas
será:
ACOMETIDA AEREA2 HILOS3 HILOS4 HILOS
CALIBRE MÍNIMO (AWG)2*10, MULTICONDUCTOR3*10, MULTICONDUCTOR4*8, MULTICONDUCTOR
Tabla 3 .2 . Calibre mínimo de acometidas aéreas
3 .2 .2 .12 . Planos de construcción de acometidas aéreas
Estos planos de construcción se indican al final de este capítulo.
3 .2 .3 . Acometidas subterráneas
3.2.3.1. Tipos de acometida subterránea
Existen dos tipos de acometida subterránea:
1. Una acometida subterránea proveniente de un sistema de
distribución subterráneo ver referencias planos Al4 y A15.
2. Para acometidas subterráneas provenientes de un poste de
distribución aérea, ver referencias planos Al6 y A17.
3.2.3.2. Suministro e instalación de las tuberías
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES 58
Cuando el cliente solicite acometida subterránea, suministrará e
instalará por su cuenta toda la tuberia metálica, ductos de cemento o PVC
pesado [11], que se requiera, de^de el sistema de distribución
correspondiente, hasta el medidor o tablero de medidores.
3.2.3.3. Protección mecánica
Los conductores de acometidas subterráneas, se protegerán contra
daños materiales instalándolos en tuberia metálica rigida, o eléctrica
metálica (EMT) galvanizadas, sujetas a paredes, postes ó enterradas en
sitios que no soportan mucha presión. Para sitios como calles, cruces,
garajes, etc. que tengan que soportar alta presión se recomienda el uso
de ductos de cemento o PVC pesado de acuerdo a la NORMA INEN 1869 [11].
Si la acometida se deriva desde un poste, la tuberia llegará hasta
la altura de los conductores secundarios, y será continua hasta llegar al
medidor o tablero que contiene el equipo de acometida.
Ver referencias planos A14, A15, A16 y A17.
3.2.3.4. Sellado de tuberías
Si la tuberia de acometida entra desde un sistema de distribución,
el extremo dentro del inmueble será sellado con una mezcla apropiada para
impedir la entrada de humedad o de gases. De igual manera, se sellarán
las tuberías no usadas o de reserva.
3.2.3.5. De sus conductores
Los conductores de acometidas subterráneas pueden ser:
1. Cables unipolares o múltipolares con aislamiento apropiado para
instalarse en contacto directo con la tierra.
2. Conductor o cable unipolar o múltipolares con aislamiento para
intemperie siempre que se lo instale en tuberías metálicas
rígidas, ductos de cemento ó en PVC pesado [1],
Notas:
• Los conductores de acometidas subterráneas, serán con
aislamiento tipo TTU en condiciones normales.
• El conductor de acometida subterránea tipo TTU tiene un voltaje
nominal respecto a tierra de 2000 voltios.
• El conductor de puesta a tierra podrá ser desnudo.
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES 59
3.2.3.6. Curvatura de las tuberías de entrada de acometidas
Las tuberías de acometidas, no tendrán más curvas que el
equivalente a 2 ángulos rectos (180° grados); cuando sea necesario hacer
más de 2 curvas, se evitarán construyendo hasta 2 cajas de revisión,
cuyas dimensiones serán de 60 x 60 x 60 que permitirán el paso adecuado
de los conductores. Ver referencia plano A19.
Las curvas en la tuberías se harán de modo que éstas conserven su
sección circular; los radios de las curvas no serán menores que 6 veces
el diámetro nominal de la tubería.
3.2.3.7. Canalización para conductores de acometida
La canalización de entrada para conductores de acometida,
subterránea será tubería metálica rígida o eléctrica metálica (EMT), PVC
pesado. Esta tubería y sus accesorios serán suministrados e instalados
por el cliente, no se permitirá el uso de tubería plástica.
Para el cruce de vías o calles se lo hará exclusivamente en ductos
de cemento de 2, 4, 08 vías ó en PVC pesado de acuerdo a la NORMA INEN
1869. Ver referencia plano A19.
3.2.3.8. Calibre mínimo de los conductores
Los conductores técnicos económicos recomendados son de cobre cuyo
calibre mínimo, establecidos en análisis posterior para acometidas
subterráneas será:
ACOMETIDA AEREA3 HILOS4 HILOS
CALIBRE MÍNIMO (AWG)2*2(4), TTU3*4(6) . TTU
Tabla 3.3. Calibre mínimo de acometidas subterráneas
3.2.3.9. Protección dentro de propiedades privadas
Dentro de las propiedades privadas el cable descrito en el literal
1) de 3.2.3,5, será instalado en ductos de hormigón, tuberías rígidas,
PVC pesado ó cualquier otro tipo de protección equivalente que garantice
sus seguridad mecánica adecuada.
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES 60
3.2.3.10. Protección al conductor
En el sitio de bajada del conductor del poste a tierra se proveerá
protección mecánica hasta una altura de 50 cm. a 1,00 metros bajo el
conductor inferior de la red aérea secundaria; esta protección se hará
con tuberia metálica rigida. Este mismo tipo de resguardo se pondrá a la
entrada del inmueble, hasta llegar al tablero para medidores, si dicha
acometida no pasa por una calle o via.
3.2.3.11. De la boca de la tuberia
En la boca de la tuberia (paso del sistema aéreo o subterráneo) se
podrá instalar accesorios o materiales sellantes apropiados para impedir
la entrada de humedad o gases, también para evitar solamente la lluvia se
podrá poner un codo eléctrico invertido en forma de U hacia abajo.
3.2.3.12. Accesorios intermedios de derivación
Los conductores y la tuberia de la acometida en lo posible no
llevarán accesorios intermedios de derivación, en casos contrarios la
Empresa señalará los sitios adecuados para las cajas o pozos de revisión.
3.2.3.13. Número de conductores en tuberias
Si se trata de una instalación en tubería el número máximo de
conductores debe estar basado en que la suma de áreas de los conductores
no exceda del 40% de la sección útil de la tuberia [1].
3.2.3.14. Contenido exclusivo
En ductos destinados a líneas de acometidas se instalarán
exclusivamente los conductores pertenecientes a éstas.
No se permite por lo tanto la instalación de conductores ajenos a esta
finalidad.
3.2.4. Estructuras tipo (Kits) de acometidas
Es un grupo de materiales con una cantidad promedio de los mismos,
utilizados en la instalación de acometidas. Se han definido 42
estructuras tipo (Kits) de acometidas como las más utilizadas, las mismas
que dependen del número de fases, el tipo de derivación de la red hacia
la carga y la carga a ser atendida. VER ANEXO 12.
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES 61
3.2.5. Listado de materiales asociados a cada acometida
Dado que se tienen 42 tipos de acometidas y que cada una de ellas
tiene diferentes tipos de materiales para formar un Kit de acometida, es
necesario detallar estos listados de materiales. VER ANEXO 12.
3.2.6. Planos de construcción de acometidas subterráneas
Estos planos se muestran al final de este capitulo.
3.2.7. Caldas de voltaje en acometidas
3.2.7.1 Bases teóricas para la evaluación de caldas de voltaje.
Introducción:
Calda cíe voltaje (AF) ; Es la diferencia entre el voltaje del lado
de la fuente y el voltaje en el lado de la carga de cualquier parte del
sistema de distribución [12].
La caída de voltaje en estado estacionario es causada por un flujo
de corriente eléctrica a través de la impedancia que puede presentarse en
un transformador, un conductor, un cable, etc. Para su cálculo es
necesario conocer la impedancia, la corriente y el factor de potencia del
circuito.
El empleo de métodos de cálcu .o rigurosos puede tomar mucho tiempo
y ser complicado, lo cual ha motivado el uso de analizadores de Redes o
de Métodos Digitales procesados en computador. Para efectos de su
aplicación en sistemas de distribución, los métodos aproximados son
satisfactorios.
A continuación se describen dos métodos de cálculo:
• Cálculo mediante gráfico:
Este método emplea un monograma típico que permite el cálculo de
caída de voltaje en función de la potencia del circuito, el
voltaje nominal, la longitud del circuito, el factor de potencia
de la carga , el calibre y el tipo de conductor que se emplea.
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES 62
* Cálculo mediante fórmulas:
Para el cálculo de la caída de voltaje se sigue un procedimiento
similar tomando como referencia el voltaje de recepción. En la
práctica el voltaje de referencia es el nominal del sistema [12].
3.2.7.2. Ecuaciones para caídas de voltaje
Como se sabe el nivel de voltaje, es una medida de la calidad de
servicio y es función de la longitud y carga del circuito, cantidades que
se relacionan linealmente con ella. Como consecuencia se puede
desarrollar una expresión en función de la longitud y carga del circuito
[13].
Existen varios métodos para el cálculo de la caída de voltaje. El
criterio utilizado en el estudio, es el de los KVA-m, siendo éste, un
método de cálculo sencillo, presentando resultados con la suficiente
exactitud. Este método esta basado en los siguientes principios que son
generales para todo cálculo [14] .
1. Considerando una carga simple a factor de potencia constante, la
caída de voltaje a través del circuito es proporcional a la de
carga.
2. Considerando un conductor uniforme dimensionado con la carga y
factor de potencia constante, la caída de voltaje será
proporcional a la longitud máxima del circuito.
3. Considerando varias cargas sobre el circuito, la caída de
voltaje acumulada en un punto será, la producida por la suma de
todas las cargas que inciden sobre ese punto.
Bajo estos principios se puede expresar la caída de voltaje en
función de la longitud, carga, factor de potencia y características del
conductor (resistencia y reactancia). Si se considera la acometida como
el circuito como el que se indica en la figura 3.1.:
R l i J
Fíg. 3.1 Representación de una acometida
La corriente de carga, en forma general puede ser calculada como:
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES 63
7 — _ l / o -i \ N,*KV* ( ]
donde:
Ic: corriente de carga.
KVAT: potencia aparente de carga.
Nf: número de fases.
Kvfn; voltaje fase neutro.
Para encontrar el valor de caida de voltaje, expresado en
porcentaje del valor del voltaje nominal, la siguiente ecuación de caida
de voltaje dividimos para el voltaje nominal , multiplicamos por 100 y
reemplazamos la ecuación (3.1).
(3.2)
donde :
AK : caida de voltaje.
Ic: corriente de carga.
R; resistencia del conductor de la sección
X: reactancia del conductor de la sección (íl)
Cosíp: ángulo del factor de potencia de la carga.
Con lo cual podemos escribir la siguiente ecuación:
Av(o/o) = t (3.3)
donde:
AF(%): porcentaje de caida de voltaje.
KVAT: potencia aparente de carga (KVA).
R: resistencia del conductor de la sección (O).
X: reactancia del conductor de la sección (O).
Coscp: ángulo del factor de notencia de la carga.
Nf: número de fases.
Kvfn: voltaje fase neutro (KV).
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES 64
R y X pueden ser expresados en valores por unidad de longitud, r y
x respectivamente, en (O/Km), de esta manera la ecuación (3.3) puede ser
escrita en función de la longitud del tramo L, de la siguiente manera:
Av(%) = T- ™T ' y/ (3.4)v ' ll T *• rs-TrZ il- t /"\ f
donde:
L: longitud (Km) .
r, x: resistencia y reactancia (O/Km) .
Utilizando el criterio de los KVA-m, la expresión de caida de
voltaje también puede escribirse de la siguiente manera:
W(%)=KVAT*L*FCV (3.5)
donde :
FCV: factor de caida de voltaje.
El valor de FCV dependerá de la configuración de los circuitos, de
las caracteristicas técnicas del conductor como son r y x, voltaje y
factor de potencia de la carga. La relación de FCV puede ser escrita
mediante la siguiente expresión:
r T, r * cos<E> + x * sen OFCV - - = - (3.6)
La caída de voltaje para la acometida se calcula a partir de los
valores de KVA-L o KVA-m del circuito y multiplicando por el FCV para
cada nivel de voltaje y calibre de conductor de las acometidas [12].
Los valores de KVA-m para el 1% de caida de voltaje para cada
calibre de conductor, se encuentran tabulados en el ANEXO 3. Este valor
de KVA-m es el inverso del FCV.
Se debe acotar que para calcular el porcenta j e real de la caida de
voltaje se empleará la siguiente ecuación:
KVA - m(l%) KVA - m(l%)
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES 65
donde:
AK(%) : porcentaje de caída de voltaje.
Kvfn: voltaje fase neutro (KV).
ILT: limite térmico (A) .
KVA-m(l%): KVA-m para el 1% de caída de voltaje.
KVALT: KVA de límite térmico.
3.2.7.3. Parámetros eléctricos de los conductores
Los datos de la resistencia se tomaron de la referencia [15] y
[16] , mientras que para el cálculo de la reactancia se utiliza las
siguientes ecuaciones:
* = 12.567*HT* */*ln—í— + 12.567*10-* *f*lnDMG ( 3 . 8 )J RMG J
donde:
DMG : distancia media geométrica.
RMG: radio medio geométrico,
f: frecuencia (HZ).
DMG depende del espaciamiento entre los conductores y RMG viene
dado en tablas. El primer término de la ecuación anterior representa la
reactancia inductiva de un conductor a 1 pie de distancia entre
conductores [17].
El RMG también puede ser calculado a partir del radio de un hilo
del conductor. La construcción de los conductores, para el rango
utilizado es de 7 y 19 hilos por conductor, de esta clasificación tenemos
lo siguiente [18]:
RMG(7 hilos) = 0.726 * r (3.9)
RMG(\ = 0.758 * r (3. i o)
donde:
r: radio de un hilo.
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES
Para el cálculo de DMG , de los cables tipo sucre ST que sirven
para las acometidas aéreas se tomaron los valores de espaciamiento entre
conductores y de aislamiento que constan en las referencias [15] y [16].
Para los cálculos de la distancia media geométrica se dividen en
dos partes : acometidas aéreas y acometidas subterráneas:
• Acometidas aéreas:
Circuitos de acometidas aéreas monofásicas 2 hilos/ DMG - variable
de acuerdo al tipo de conductor.
Fíg. 3.2 Representación de una acometida aérea monofásica a 2H
Circuitos de acometidas aéreas monofásicas 3 hilos y bifásicas,
DMG = variable de acuerdo al tipo de conductor.
Fig. 3.3 Representación de una acometida aérea monofásica a 3H y bifásica
Circuitos de acometidas aéreas trifásicas 3 hilos, DMG - variable
de acuerdo al tipo de conductor.
ig. 3.4 Representación de una acometida aérea trifásica a 4H
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES 67
• Acometidas subterráneas:
Para el cálculo de DMG , de los conductores tipo TTU que sirven
para las acometidas subterráneas se tomaron los siguientes valores de
espaciamiento entre conductores.
Circuitos de acometidas subterráneas monofásicas 2 hilos, DMG = 10
cm.
Fig. 3.5 Representación de una acometida subterránea monofásica a 2H
Circuitos de acometidas subterráneas monofásicas 3 hilos y
bifásicas, DMG - 10 cm.
Fig. 3.6 Representación de una acometida subterránea monofásica a 3H y bifásica
Circuitos de acometidas subterráneas trifásicas 3 hilos, DMG
12.59 cm.
Fig. 3.7 Representación de una acometida subterránea trifásica a 4H
A continuación se presenta las fórmulas utilizadas en el proceso de
cálculo de caida de voltaje y KVA-m.
3.2.7.4. Metodología para el cálculo de caída de voltaje y KVA-m
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES _ 68
De acuerdo a la configuración de los circuitos secundarios el
cálculo de caida de voltaje y KVA-iu se fundamentan en las siguientes
fórmulas :
Acometidas monofásicas 2 conductores (una fase y neutro) . tenemos
que el AK% y los KVA-m serán:
A ,7,B - acomacom¿\ ( /O)— - ' - 5 - —: - ( J . 1 1 }
'
KV 2*104KVA - m(l%)= - £ - (3.12)
2*(r*cos <p + A-*sen <p)
Acometidas monofásicas 3 conductores (dos fases y neutro) , la
corriente será:
I
íacomfn
Para este caso A ^ = 2 por lo tanto las ecuaciones para el cálculo de
AK% y KVA-m serán:
2*KVf *\4(3.15)
Acometidas bifásicas 3 conductores (dos fases y neutro) . tenemos que
el AF% y los KVA-m serán:
(3.17)
Acometidas trifásicas 4 conductores (tres fases y neutro)
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES . 69
acor» . -, - Q .
{ }
En la ecuación 3.1 tenemos que, para este caso N, =3 por lo tanto
las ecuaciones para el cálculo de AF% y KVA-m serán:
(3.19)
KVA-m(\%)= J- (3.20)(r*cos <p + A**sen <p)
donde:
AK(%) : porcentaje de caída de voltaje.
KVAacom: potencia aparente que soporta la acometida (KVA).
Lacom: longitud de la acometida (m).
r: resistencia de la acometida por unidad de longitud (Íí/Km).
x: reactancia de la acometida por unidad de longitud (O/km).
Coscp: ángulo del factor de potencia de la carga.
Kvfn: voltaje fase neutro (KV).
Se debe tener presente que el valor de x varia, dependiendo de la
configuración de los circuitos y de la distancia entre los conductores
que forman el cable.
3.2.7.5. Proceso de cálculo de KVA-m y AK%
En el siguiente punto se procede a calcular las caldas de voltaje
para las acometidas residenciales, comerciales e industriales utilizando
las ecuaciones del numeral 3.2.7.4, teniendo presente si las acometidas
se derivan de redes secundarias monofásicas ó trifásicas.
El método empleado es el de los KVA-m para lo cual se utilizaron
los datos de resistencia DC a 20 °C descritos en catálogos emitidos por
Cablee y Electrocables, referencias [15] y [16]. Pero para calcular estos
KVA-m máximos se tomo como temperatura 70 °C, por lo cual estos valores
de resistencia se ven afectados por un valor de 1.196 para cobre [19].
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES 70
Además se debe anotar que existe un factor que afecta por el paso
de resistencia DC a AC y que es función del tipo de conductor y calibre,
estos datos se tomaron de la referencia [20].
Como para el cálculo de los KVA-m se necesitaba de otro dato como es el
de reactancia se procedió a determinar con la fórmula (3.8), pero primero
se debió calcular las distancias medias geométricas.
Los cálculos tanto de resistencia, reactancia y de DMG se
muestran en los ANEXOS 1 y 2.
Se asume un factor de potencia de 0.9 y una frecuencia de 60 Hz
para los cálculos. Para cables multiconductores las distancias medias
geométricas DMG varian según el calibre en acometidas aéreas. En
acometidas subterráneas las distancias medias geométricas se mantienen
constantes, esto se pueden apreciar en los gráficos del numeral 3.2.7.3.
Los cálculos de los KVA-m se muestran en el ANEXO 3.
Finalmente para determinar el porcentaje real de caída de voltaje
( AF%) se empleó las ecuaciones del numeral 3.2.7.4, los cálculos se
muestran en el ANEXO 4.
3.3. Protecciones
3.3.1. Generalidades
Las acometidas se protegen contra sobrecargas y cortocircuitos en
el lado de la carga, se utilizan disyuntores (breakers, interruptores
termomagnéticos) que protegen ambas cosas [21].
También se protege con un seccionador-portafusibles con el fin de
abaratar los costos de las protecciones.
3.3.2. Tipo de protección en ftación de la demanda
La capacidad será calculada técnicamente de acuerdo a la demanda a
servirse, debiendo seleccionarse el aparato de capacidad standard próximo
a la calculada [1].
En el ANEXO 12 se detallan las protecciones en función de la
demanda.
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES
3.3.3. Seccionador-portafusible ó disyuntor general para tableros
armarios
Todo inmueble con servicio eléctrico incluirá en su instalación de
acometida, un medio de desconexión y protección, y será un disyuntor
general ó seccionador-portafusible, que desconecte y proteja los
conductores activos de la instalación interna del inmueble, cuando
existan sobrecargas o cortocircuitos.
Cuando la corriente de demanda es inferior a 100 A se instalará un
disyuntor termomagnético, si ésta es mayor a 100 A se instalará un
seccionador-portafusible con fusibles tipo NH [10].
3.3.3.1. Características mínimas del interruptor termomagnótico
(disyuntores) y seccionador-portafusible general
Las características mínimas que deben cumplir el disyuntor
general son:
l.Los disyuntores tienen las propiedades de seccionadores, es
decir ellos separan todas las vías de corriente de un circuito,
teniendo una indicación confiable de la posición de maniobra.
2. Son como mínimo interruptores bajo carga, es decir, tienen una
capacidad de ruptura en el orden de la corriente nominal de los
clientes y por lo tanto, pueden conectar y desconectar en
condiciones normales de funcionamiento.
3. Pueden ser accionados manualmente y tienen solamente una
posición ON y una posición OFF con sus correspondientes topes.
4. El disyuntor principal separa simultáneamente a todos los
conductores de que no están puestos a tierra.
5. Estos equipos deben cumplir con lo estipulan las normas VDE 0113
y IEC 204 [19] .
Las características mínimas que deben cumplir el seccionador-
portafusible principal son:
1. Debe ser un portafusible para accionamiento bajo carga.
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES 72
2. Debe separar todas las vias de corriente del circuito, teniendo
una indicación confiable de la posición de maniobra que es manual
y con sus respectivos topes.
3. Debe ser para accionamiento bajo carga, es decir tener una
capacidad de ruptura de la corriente nominal de la demanda máxima
y, por tanto conectar y desconectar bajo condiciones normales de
servicio.
4. No Tienen capacidad térmica ni de sobrecarga, como valor
normalizado, porque no es aplicable [12].
5. Deben poseer apaga chispas (extintores de arco).
6. La construcción y operación de este equipo debe estar de acuerdo
a las normas que rigen para estos aparatos de maniobra en bajo
voltaje, tales como: I.E.C. 144, V.D.E. 0100, NEMA, UL, ANSÍ u
otras equivalentes [8].
3.3.3.2. Características de los fusibles
Los fusibles presentan las siguientes particularidades:
1. Son de una sola operación, ya que después de haber interrumpido
la falla debe reponerse el fusible completo o su elemento
conductor.
2. Son de operación individual ya que sólo interrumpen la corriente
en la fase donde sucedió el cortocircuito o la sobrecarga.
3. Son baratos comparados con otras protecciones.
4. Tienen un tiempo de operación bastante corto, por lo que resulta
difícil coordinarlos con otros dispositivos de protección.
5. Tienen una potencia de cortocircuito superior a otras
protecciones.
6. Son bastante seguros y difícilmente operan sin causa [21].
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES 73
3.3.4. Cálculo de la capacidad de la protección contra sobrecargas y
cortocircuitos.
Un dispositivo de protección debe ser dimensionado para protección
contra sobrecargas y cortocircuitos:
1. Cálculo contra sobrecargas
El disyuntor debe tener la capacidad de corriente nominal, menor
o igual a la capacidad de conducción de corriente del conductor,
y mayor o igual a la corriente máxima de la carga servida [9] .
2. Cálculo contra cortocircuitos
La capacidad contra los cortocircuitos debe ser igual o superior
a la corriente de cortocircuito esperada en un punto donde el
dispositivo fuese instalado [9],
Notas:
• Un conductor neutro debe ser continuo, no pudiendo ser instalado
dispositivo capaz de causar su interrupción.
• Donde se utilicen motores, el cálculo de la capacidad de los
disyuntores, estará dada por la corriente de régimen o disparo
del dispositivo protector de la derivación del motor de mayor
potencia, más la suma de las corrientes a plena carga de los
demás motores, y otros artefactos eléctricos [2],
3.3.5. Ubicación del disyuntor individual
Los elementos o equipos de desconexión estarán ubicados en un lugar
de fácil acceso e inmediatamente a la salida del medidor.
El disyuntor individual se instalará junto al medidor, cuando éste se
encuentra en el interior o exterior de un inmueble o edificación, siempre
y cuando este inmueble posea un cajón metálico de hasta 5 medidores. Ver
referencia plano A18.
3.3.6. Ubicación del disyuntor general
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES ' 74
El disyuntor general se instalará en el compartimiento de
seccionamiento del tablero arrnaric , antes de que los conductores de
acometida alimenten a las barras de distribución. Ver referencia plano T6
(capitulo II).
3.3.7. Altura del disyuntor
Normalmente el disyuntor individual, se instalará, a una altura de
1,50 metros desde el suelo, junto al medidor. Ver referencia plano A18.
Se exceptúa el caso de disyuntores agrupados en el compartimiento de
disyuntores de tableros armarios.
3.3.8. Instalación
Los elementos o equipos deberán ser instalados en paneles, para ser
accionados desde el exterior y deben se1" de tipo recambiable.
Deberán tener también las posiciones de "abierto" y "cerrado" claramente
establecidas.
3.3.9. Protección mecánica
Los disyuntores estarán protegidos por una tapa o caja resistente a
daños mecánicos, y ser del tipo de manejo externo, o estarán encerrados
en el compartimiento de disyuntores de los tableros armarios.
Si los disyuntores se instalaren en el exterior de un inmueble, sus cajas
protectoras serán a prueba de intemperie.
3.3.10. Desconexión
El disyuntor general desconectará simultáneamente todos los
conductores activos. Podrá también desconectar el neutro en el caso que
técnicamente se j as ti fique, pero sólo simultáneamente con dichos
conductores. En el caso de que el neutro no sea desconectado por eJ
disyuntor, se preverá un terminal, conector o dispositivo equivalente a
éstos en el tablero armario para medidores.
3.3.11. Conexiones
Los conductores serán conectados a los disyuntores mediante
dispositivos de presión o compresión.
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES 75
3.3.12. Estructuras tipo (Kits) de protecciones
Existen definidos 17 tipos de estructuras tipo (Kits) de
protecciones, los mismos que dependen de la carga a proteger, el número
de fases y el nivel de voltaje de la protección. La protección va ligada
directamente al tipo de medición a utilizar. VER ANEXO 12.
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA
ACOMETIDAS TESIS DE GRADO
RALTURA DEL MEDIDOR
INSTALACIÓN INTERIORJT-untlc» i O O O
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CANALIZACIÓN PARA
CIRCUITO DE BAJOVOLTAJE
-RELLENO COMPACTO
- LADRILLO
-CONDUCTORES B. V.
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CAJA DE REVISIÓN
TAPA DE HORMIGÓN
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DUCTOS PARA CRUCE DE VÍAS
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SECCIÓN LONGITUDINAL
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TIPOS DE CRUCE
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AVENIDA
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NOTA: DIMENSIONES EN CENTÍMETROS
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL : INGENIERÍA ELÉCTRICA
A.C OMETID ASSUBTERRÁNEAS
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OBRAS CIVILES EN ACOMETIDAS
SUBTERRÁNEAS DE BAJO VOLTAJE
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CAPITULO IV
ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO
4.1. Análisis técnico-económico del conductor en función de caldas de
voltaje, pérdidas óptimas, capacidad de conducción y mínimo costo.
Las pérdidas de energía en las Empresas Eléctricas Ecuatorianas han
crecido a valores extremadamente altos, llegando a cifras que oscilan
entre el 17 y 30% de la energía disponible [22].
Razón por la cual en este trabajo de tesis realiza un análisis
técnico-económico de las acometidas, en dos partes: la primera parte
técnica en función de las caldas de voltaje y del límite térmico, la
segunda parte económica en función de la evaluación de las pérdidas tanto
de potencia como de energía y del costo de inversión.
La reducción de estas pérdidas debe establecer un compromiso entre
la inversión necesaria para disminuirlas y el beneficio económico
resultante.
4.1.1. Análisis técnico
96
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 97
Las bases teóricas, metodología y cálculo de los KVA-m en función
de cada tipo de conductor para el 1% de caida de voltaje de las
acometidas ya fue visto en el capítulo III.
En esta parte lo que añadimos es la relación de los KVA-m para el
1% de caída de voltaje y los KVA-m en función del límite térmico, esto da
como resultado un análisis técnico congruente, obteniéndose las caídas
máximas de voltaje y cálculo del porcentaje.
Los porcentajes del límite térmico que se aplican son : 50, 85 y
100%, para distancias de; 10, 20, 30, 40, 50, 70 y 100 metros.
Este análisis técnico impone una serie de restricciones que deberá
tornarse en cuenta para realizar el análisis económico.
Debemos acotar que las acometidas actuales no cumplen en un alto
porcentaje con las disposiciones propias de cada empresas, como
porcentaje de caída máxima de voltaje, un aumento de distancia deteriora
más este valor.
Razón por la cual los cálculos de las caídas de voltaje se
realizaron para el 2% de esta para 20, 50 y 70 m., de conductores de
cobre. VER ANEXO 4.
El valor de 2 % es justificado porque la caída total de voltaje de ser
del 10% incluyendo las caídas que existen en alto y bajo voltaje (hasta
los bornes del medidor de energía eléctrica).
4.1.2. Análisis económico
Este análisis económico se basa en el costo de inversión inicial,
costos por las pérdidas de potencia y energía que se producen en las
acometidas, como consecuencia propia de la conducción, es decir nos
dedicaremos a las pérdidas llamadas técnicas. En esta parte se encontrará
el conductor económico de acometidas.
4.1.2.1. Bases teóricas
• Pérdidas técnicas
Las pérdidas técnicas constituyen energía disipada que no puede
ser aprovecha de ninguna manera. La estimación de estás requiere
información adecuada y es normalmente voluminosa y en muchos de los casos
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO • 98
no está disponible en las Empresas distribuidoras de energía, lo que
dificulta el proceso de estimación. Esta información incluye la
descripción de circuitos y características de la carga [23].
Las pérdidas se presentan principalmente por la resistencia de los
elementos de transporte de la energía hasta los clientes. Siendo las
pérdidas un efecto producido por la transformación y conducción de
energía/ se presentan en las etapas de transmisión, subtransmisión y
distribución [24].
En el siguiente trabajo de tesis nos centraremos en las pérdidas
técnicas asociadas con la variación de la demanda (pérdidas en carga),
por la corriente que circula por los elementos del sistema (efecto
Joule) . Su magnitud es proporcional al cuadrado de la corriente [23] .
PL =12*R (4.1)
Donde:
PL: pérdidas en el elemento del sistema (W).
I: corriente que circula por el elemento (A).
R: resistencia del elemento (O) .
• Estimación de pérdidas de potencia y energía.
Las pérdidas en un sistema de distribución pueden ser divididas en
dos tipos:
1) pérdidas de potencia y 2) pérdidas de energía. Las pérdidas de
potencia a la hora pico del sistema aumentan el requerimiento de la
capacidad de generación; mientras que las pérdidas de energía hacen
necesario suministrar mayor energía sobre los requerimientos de carga del
sistema [25],
La metodología favorable empleada en el trabajo de tesis utiliza
modelos estadísticos que permitan evaluar las pérdidas en función de la
demanda máxima, esto es, modelar la carga para la demanda máxima y
mediante la aplicación una serie de factores, estimar el valor de
pérdidas año a año, durante el período de estudio [23] . Una
característica interesante de las pérdidas técnicas es que las mayores
pérdidas ocurren en el momento de máxima demanda del sistema.
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO
En un sistema de distribución, las pérdidas de energía se pueden
evaluar a partir de las pérdidas en demanda máxima y el factor de
pérdidas del sistema; asi se tiene la siguiente ecuación:
_ 77 * P * T~ rp rL * (4.2)
donde:
PE: pérdidas de energía (KWh)
Fp: factor de pérdidas del sistema
PL: pérdidas de potencia en demanda máxima (KW).
T: intervalo de tiempo considerado (h).
El valor de factor de pérdidas, depende de cada tipo de cliente en
particular, este es usualmente definido como la relación entre las
pérdidas de potencia promedio durante un período determinado y las
pérdidas máximas ocurridas en ese período. En ocasiones es definido como
"Factor de carga de pérdidas" [26],
El factor de pérdidas puede ser determinado con la siguiente ecuación:
F,= (4.3)
donde:
Fp: factor de pérdidas.
Dmáx: demanda máxima de la curva de demanda (KW).
T: período de tiempo considerado (h).
Di: demanda para cada intervalo de tiempo (KW).
N: número de intervalos.
ATi: duración del intervalo i (h).
Con la ayuda de los medidores electrónicos instalados por la
E.E.Q.S.A, se establece la variación de la demanda de los diferentes
tipos de clientes, permitiendo encontrar el factor de pérdidas aplicado
en el estudio.
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 100
Se define como Factor de carga (Fe) a la relación entre la carga
media y la carga máxima de un cierto intervalo de tiempo, en un punto
dado de un sistema [27],
Las definiciones del factor de pérdidas (Fp) y el factor de carga
(Fe), son bastante similares, existiendo una relación entre los dos
factores lo cual depende de la forma de la curva de carga, esta indica,
que el valor del factor de pérdidas puede variar entre los limites
2extremos del factor de carga y el cuadrado del factor de carga F <F <F .
c p c
Una relación empírica entre el factor de carga y el factor de pérdidas,
se expresa en la siguiente ecuación;
F =A*FC+(1-A)*FC2 (4.4)
donde:
Fp: factor de pérdidas.
Fe: factor de carga.
A: es una constante menor o igual a uno y que depende de las
características de la curva de carga.
• Acometidas y las pérdidas de potencia y energía.
Las acometidas son lineas aéreas y/o subterráneas, por las cuales
circulan corrientes requeridas para suplir la demanda de potencia de los
clientes.
En los sistemas de distribución, el modelo utilizado para
representar una acometida es el que se indica en la figura 4.1.
Fig. 4.1 Modelo de una acometida
Vi , j : voltaje en el punto i o j ( V ) .
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 101
R: resistencia de la acometida (O) .
X: reactancia de la acometida (Q) .
Para el cálculo de las pérdidas de potencia y energía en las
acometidas se considera que son circuitos radiales y con carga
concentrada.
Las pérdidas de potencia por fase de la acometida mostrada en la
figura 4.1., considerando balance de cargas/ serán las siguientes:
a.- Redes trifásicas. Si se considera una acometida alimentada por
una red secundaria proveniente de un transformador trifásico con
carga balanceada, se puede tener las siguientes expresiones:
• Acometida trifásica 4 hilos:
Fig. 4.2 Acometida trifásica 30-4H
3 KVfn(4.5)
Acometida bifásica, 3 hilos:
Fig. 4.3 Acometida bifásica 20-3H
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 102
P = 225* P1 L1 ¿"yi-J J ¡L3 (4.7;
* Acometida una fase y neutro (2 hilos):
p - 2 * /2 * R = 2* ( y - * r* L~~ (4.8)
/>,, =6*R, (4.9)
b.- Redes monofásicas. Si se considera una acometida alimentada por
una red secundaria proveniente de un transformador monofásico con
carga balanceada, se puede tener las siguientes expresiones:
• Acometida dos fases y neutro (3 hilos):
Fig. 4.4 Acometida monofásica 20-3H
P =2*La
\ * R = - * ( ) r2 **
Acometida una fase y neutro (2 hilos):
ü-.
Fig. 4.5 Acometida monofásica 10-2H
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 103
(4.11)
donde:
PL: pérdidas de potencia en acometida (W).
r: resistencia por unidad de longitud de acometida (ohm/Km).
KVA: potencia aparente máxima concentrada {KVA).
Kvfn: voltaje fase neutro (KV).
L: longitud de acometida (Km.).
Los diámetros de los conductores de las acometidas son pequeños, la
resistencia por unidad de longitud es grande, la relación de la
resistencia a la reactancia será grande debido a que la reactancia es
pequeña respecto a la resistencia, en razón de que la distancia media
geométrica entre conductores es pequeña.
La variación de corriente debida a reactancia es despreciable y se
considera solo el efecto resistivo para el análisis de pérdidas.
• Consideraciones sobre la carga.
Las pérdidas de potencia y energía en un sistema de distribución
dependen de la demanda de potencia y energía que debe suplir el sistema,
por esta razón un conocimiento adecuado de los valores, permitirá que el
estudio de las pérdidas del sistema sea lo más preciso posible.
Una variable fundamental en el cálculo de pérdidas, es la característica
de la carga del cliente. Para un cierto número de clientes la carga esta
caracterizada por la demanda máxima unitaria, su proyección y el factor
de diversidad. Estos datos son suficientes para reflejar los cambios de
la carga del consumidor [25].
a) Características de la carga
Las principales aplicaciones en las cuales se requiere las
características de carga, son generalmente de tres tipos: control de
voltaje, evaluación de pérdidas en el sistema y consideraciones térmicas.
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO - 104
Un completo análisis sobre estos tópicos, envuelve datos de carga, tanto
de potencia activa, como de reactiva. Aunque las pérdidas pueden ser
determinadas con el valor absoluto de la corriente, son necesarios los
datos de potencia activa y reactiva para el análisis en el estudio [28] .
Una de las primeras consideraciones en la planificación de sistemas
y el diseño de acometidas, es determinar el valor de carga. Si la carga a
ser servida es principalmente residencial, es problema de la estimación
de carga es más complejo. El consumo individual puede variar de unos
pocos vatios a varios kilovatios, según las características de consumo de
los clientes [20].
La demanda de una instalación es la carga en un intervalo de tiempo
especificado. El periodo en el cual la carga es promediada se conoce como
intervalo de demanda.
La demanda máxima de una instalación, es la demanda mayor
registrada durante un período de tiempo determinado. La demanda máxima
está expresado en unidades apropiadas como KW, KVA, KVARS, A u otra
unidad conveniente [28].
Puesto que el estudio en esta tesis será para todo tipo de clientes
tanto residenciales, industriales y comerciales, se debe determinar el
valor de demanda máxima para cada caso.
Factor de demanda (FD) esta definido como la relación entre la demanda
máxima unitaria y la carga instalada; indica la fracción de la carga
instalada que es utilizada simultáneamente en el período de máxima
solicitación y permite evaluar los valores adoptados por comparación con
aquellos en instalaciones existentes similares [29].
Para el caso de clientes de tipo residencial, se debe determinar el
valor de demanda máxima unitaria, que corresponde a un cliente
representativo de un grupo de consumidores que presentan características
predominantemente homogéneas. La característica de la carga de los
clientes residenciales, está dada por la demanda máxima y el factor de
diversidad como función del número de consumidores [26].
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 105
Para clientes comerciales e industriales en el cálculo de la
demanda máxima unitaria se debe tomar un valor entre 0.8 y 0.9 como
factor de demanda, tomados de la experiencia de E.E.Q.S.A. [30].
La demanda es el término más aplicado dentro de las características
de carga. La demanda máxima está relacionada con la carga instalada (CI),
factor de demanda, factor de carga y factor de diversidad. Si estos datos
pueden ser lo suficientemente exactos, la demanda máxima puede sor
determinada con igual exactitud.
Para el diseño, la demanda máxima puede ser determinada por medio
de las siguientes expresiones:
7~) — r>le< I A T T \) — /^l/*/7' / A 1 A \max ~ ^ ( 4 . 1 J ) Untax — 1 "n ( 4 . 1 4 )
donde:
Dmax: demanda máxima de una carga individual o de un grupo de
cargas (KW).
Dmed: demanda promedio en un intervalo de tiempo (KW). l
Fe: factor de carga.
FD: factor de demanda.
CI: carga instalada (KW).
b) Consideraciones del crecimiento de la carga.
La evolución de la demanda y su distribución en el sistema,
definida en principio por la distribución de la población y por la
tendencia en la utilización de la energía para las diferentes
aplicaciones, está influenciada por múltiples factores asociados
básicamente al desarrollo regional, orientados por los planes concretos
de obras de infraestructura, planes de inversión, aprovechamiento de
recursos, etc. Por otra parte, las modificaciones en la estructura del
precio de la energía al consumidor, tiene incidencia significativa en el
consumo de energía, que aún no es posible establecer en términos
estadísticos.
El crecimiento de la carga en una cierta área, es un fenómeno
natural, debido a la adición de nuevas cargas o al incremento adicional a
las cargas ya existentes; por esta razón, se debe diseñar al sistema para
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO _ 106
que acepte nuevas cargas adicionales durante el período proyectado,
manteniendo las condiciones operacionales adecuadas.
Una vez que la carga exceda la capacidad nominal de los circuitos,
limitada por la caída de voltaje y limite térmico, se construyen nuevos
circuitos de acuerdo a la necesidad de crecimiento. Se asume que el
crecimiento de la carga, se produce a una determinada tasa de crecimiento
acumulativo anual "Ti" en relación con el número de años.
Para el estudio de pérdidas, el efecto de crecimiento de la carga
puede ser introducido, multiplicando la carga inicial por el factor
(l + T¡) o también puede ser introducido en el costo anual de pérdidas de
energía multiplicándolo por el factor (1 + 7j) " , puesto que la corriente
es un factor cuadrático en el cálculo de pérdidas, donde n = 0,1,2,3...,
N, en la que N es el período de vida útil de la red en años.
c) Proyección de la demanda y demanda de diseño
Como se indicó anteriormente, el aumento de la carga dentro de una
área determinada, es un fenómeno natural. Este aumento puede ser debido a
la adición de nuevas cargas o debido al crecimiento de la carga
existente. Una vez establecido el valor de la demanda máxima unitaria,
que es valido para las condiciones iniciales de la acometida, el diseño
debe considerar los incrementos dtj la misma, que tendrá lugar durante el
período de vida de la misma [29] .
Este incremento progresivo de la demanda, que tiene relación con el
número de años considerado, se calcula mediante la tasa de incremento
anual "Ti", que permite determinar el valor de la demanda máxima unitaria
proyectada DMUp, para cada uno de los años, a partir de las condiciones
iniciales. El cálculo se realiza con la siguiente expresión:
100(4.15)
donde:
DMUp: demanda máxima unitaria proyectada (KW).
DMU: demanda máxima unitaria actual (KW).
Ti: tasa anual de crecimiento de la demanda (%}
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 107
n: número de años al cual se calcula DMUp.
Factor de Diversidad (FDV) está definido como la relación entre la
diversidad y la demanda coincidente de un sistema [27].
Esta relación es igual o mayor que 1, se podrá medir también en
porcentaje. Es igual a la unidad, si las demandas individuales ocurrieran
simultáneamente o son coincidentes. En un grupo de cargas en las cuales
las demandas máximas son coincidentes, tendrán una demanda máxima de
grupo menor que la suma de las demandas máximas individuales [28].
Matemáticamente esta relación puede ser expresada como:
W " r\1 r\ —1 l+2+3+....n
donde:
FDV: factor de diversidad.
DI, D2, . . ., Dn : demanda máxima de cada una de las cargas #1, #2,
#3,... #n respectivamente, sin considerar el
intervalo de tiempo al cual ocurre cada uno.
Dl,2,3,...n: demanda total del grupo total de n cargas.
La demanda máxima se puede establecer mediante la aplicación de
definiciones básicas, para un grupo de consumidores dependerá del factor
de diversidad. Para ello podemos escribir la siguiente expresión:
7~A <-w»l ^1*_ • .-—.3 "•~-n i A "I T \:
DmaxN: demanda máxima del grupo de abonados (KW) .
Dmaxn: demanda máxima de cada uno de los clientes (KW)
FDVN: factor de diversidad para los n clientes.
Considerando características de carga homogéneas, se puede entonces
establecer la siguiente relación para la demanda máxima, del número de
clientes con similares características de carga.
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO ' 108
n*D
donde:
DmáxN: demanda máxima colectiva
Dmáx: demanda máxima individual de un cliente representativo
del grupo de n cargas considerado,
n: número de clientes.
FDVN; factor de diversidad para los n clientes.
• Criterios económicos para la evaluación de pérdidas
La reducción de pérdidas técnicas representa un ahorro directo para
la empresa suministradora en su economía operativa. El valor de la
reducción de pérdidas técnicas es por lo tanto proporcional al costo de
energía que deja de perderse [24].
Las pérdidas eléctricas en las acometidas dependen de la
resistencia del conductor, nivel de voltaje, tipo de carga y longitud. El
escoger un valor económico del nivel de pérdidas, es un compromiso entre
el capital invertido y el costo de las pérdidas en todo el periodo de
vida útil [31].
En la reducción de pérdidas se debe tener en cuenta que, se llega a
un punto en el cual cualquier reducción adicional del nivel de pérdidas,
no es aceptable económicamente, ya que el beneficio se va anulando por el
costo asociado [31].
Cabe destacar que existen diferentes métodos para la evaluación
económica de proyectos. Unos buscan definir la contribución del proyecto
a la economía en términos del valor agregado, del aporte de divisas y
reducción de importaciones, dentro de este esquema se inscribe el método
de los efectos.
Otros, con una visión menos macroeconómica, hacen el análisis en función
de la relación costo-beneficio, tratando de reflejar tanto los costos
como los beneficios, en precios económicos [23].
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 109
La solución óptima técnico económica está determinada por la
evaluación técnica de las pérdidas, determinándose el costo de éstas,
mediante el valor presente de los costos anuales de pérdidas de todo el
periodo de vida útil, asociado con la inversión que cada opción requiere
Í23] .
Por lo tanto, el estudio económico es realizado, mediante la suma costos
de inversión y costos anuales de pérdidas llevados a valor presente.
El costo anual de pérdidas es resuelto tomando dos aspectos importantes:
1. La componente de energía, o costo de producción por Kwh de pérdidas
generado.
2. La componente de demanda o costo anual asociado con la inversión en el
sistema, requerida para suministrar ""os KW máximos de pérdidas.
Las componentes de costos están usualmente combinadas, la primera
en términos del costo por Kwh del total de pérdidas y la segunda, como
costo por KW de pérdidas máximas.
Expresar las pérdidas en términos de costo por KW, es llamado
usualmente costo de "Capitalización" de pérdidas, esto ' tiene como
ventaja, indicar directamente la cantidad de dinero que la empresa desea
gastar para mantener un KW de pérdidas. Además, para el uso en estudios
de energía, es necesario también utilizar la expresión del costo de
pérdidas por Kwh [32].
Como se mencionó anteriormente, el costo de pérdidas puede ser
evaluado como la combinación de los valores tanto en términos del costo
por Kwh y el costo por KW de pérdidas máximas. [26] . Entonces el costo
anual de pérdidas será:
C =C * P + r *.^*/r*r / 4 i Q \ ^Mp rL * Me * L rp i (q ' y'
donde:
Cpa: costo anual de pérdidas ($).
CMp: costo de pérdidas de potencia ($/KW-año).
CMe: costo de pérdidas de energía ($/KWh).
PL: pérdidas de potencia (KW).
Fp: Factor de pérdidas.
T: para un año será igual a 8760 horas.
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO ' 110
El costo anual de pérdidas, e¿ calculado para cada año. Este valor
varia año a año, debido a que las pérdidas tanto de potencia como de
energía varían anualmente de acuerdo a la demanda máxima unitaria
proyectada para cada año.
El costo de conductor, instalación y materiales necesarios para una
acometida, se ven incrementados a través del tiempo, como resultado de la
inflación. Puesto que, el costo de pérdidas de potencia como de energía
son considerados como precios fijos /estos no influyen en el análisis
económico en el tiempo de estudio estimado.
Para el presente trabajo se tiene que el costo anual de pérdidas
varia año a año, por lo que el valor presente de pérdidas, será calculado
mediante el factor de valor presente correspondiente para cada año.
El costo anual de pérdidas tendría un valor constante experimentado
en todo el periodo de vida útil, si la carga y los costos de pérdidas no
experimentaran variación en todo este periodo [20] . La suma del valor
presente de todos los costos de péididas de cada año en el periodo de N
años, será el costo total de pérdidas, donde N es la vida útil del
proyecto.
Para el calculo del valor presente se utiliza la taza de descuento
o tasa de actualización R%, y se calcula el valor presente mediante la
expresión siguiente [33]:
VCPP = y Cpa* . (4.20)
donde:
VCPP: valor presente del costo de pérdidas ($).
R%: tasa de actualización {%).
Cpak: costo de pérdidas del año k ($).
K: O,1,2,....,N. siendo N el periodo de vida útil.
Al relacionar para cada alternativa, el valor presente del costo de
pérdidas con la inversión, podemos encontrar la solución óptima.
El costo total de pérdidas, se puede ver que es función de la
carga, del costo de pérdidas de potencia y energía; por lo tanto, una
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 111
variación de estos factores afectara al costo total; de aquí que, el
análisis debe considerar el efecto de la variación en cada uno de ellos
[31] .
* Evaluación económica para las acometidas
Las pérdidas que se producen en los acometidas se cuantifican en
base a la resistencia eléctrica de los mismas. Los valores de resistencia
de los conductores pueden obtenerse de catálogos presentados por los
fabricantes. Una vez calculadas las pérdidas, la evaluación del costo
anual de pérdidas en acometidas se calcula mediante la siguiente
expresión:
Cpa = N*l2*R*(CMp+ CUe*Fp*876Q)/1000 (4.21)
donde:
Cpa: costo anual de pérdidas ($).
CMp: costo de pérdidas de potencia ($/KW-año).
CMe: costo de pérdidas de energía ($/Kwh).
R: resistencia del conductcr (O) .
I: corriente de carga por fase (A).
N: número de conductores.
Esta ecuación también podría escribirse como la ecuación (4.19).
4,1.2.2. Metodología empleada para el estudio
4.1.2.2.1. Consideraciones para el estudio
De acuerdo a la alta gama de alternativas que presentan las
acometidas, es necesario considerar, que un simple conjunto de
condiciones, no satisfacen los requerimientos que en la práctica existen.
Sin embargo, para obtener resultados satisfactorios en el estudio de
pérdidas, es importante considerar criterios para el análisis que puedan
ser aplicables a las acometidas. La metodología en particular, depende de
varios factores como son la finalidad, el alcance deseado, la
disponibilidad de recursos, de información, etc.
a) Datos del sistema que intervienen en el estudio
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO ' 112
Sobre la base de los criterios desarrollados en este capitulo, se
pueden establecer los datos del sistema que son requeridos para la
determinación del conductor económico de acometidas.
El estudio está centrado en el diseño de acometidas aplicables para
cargas tipo residencial, industrial y comercial.
Planteado el problema de esta forma, los datos requeridos para el
estudio son los siguientes: modelación de la carga, valores de demanda
máxima unitaria y la proyección de la misma. En las acometidas datos
como: calibre de conductores, resistencia y reactancia de los
conductores, longitud de los circuitos.
A continuación se detallan los datos que deben ser tomados en
cuenta en el estudio.
a.l.) Datos de carga y demanda de diseño
Dado que los parámetros de diseño, son función de la utilización de
la energía asociada a la característica de carga y demanda del cliente y
al área a ser servida, es necesario establecer una clasificación de los
tipos de clientes, de acuerdo a factores que determinan en forma general
la incidencia de la demanda sobre las acometidas.
El fundamento básico para determinar una clasificación del tipo de
cliente residencial, comercial o industrial para diseño, parte de
conocimiento de las características de demanda y los parámetros que
permiten cuantifícar en una forma estimativa estas características.
Adicionalmente, se deben investigar referencias complemetarias, con
relación al tipo de vivienda, para asociar las características
urbanísticas previstas, con un consumo especifico probable y de esta
forma tipificarlo.
Para representar a cada tipo de cliente, se utiliza rangos de
demanda máxima unitaria, determinados para una área de servicio, en la
cual se realizara el estudio.
Un aspecto de fundamental importancia para realizar cualquier tipo
de análisis de un sistema eléctrico, es establecer los requerimientos
energéticos futuros del mismo. La proyección de la demanda de potencia y
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO • U3
energía/ debe ser entonces uno de los puntos de partida para una correcta
planificación de la expansión de un sistema eléctrico.
Una vez establecida la clasificación de los clientes, se debe
determinar las demandas máximas actual y futura, para cada uno de los
tipos de clientes. Si no se tiene valores normalizados de demanda máxina
por tipos de clientes, estos pueden ser establecidos, partiendo de los
valores de consumo mensual, para diferentes tipos de clientes.
Puesto que las demandas máximas no son coincidentes en el tiempo,
la potencia transferida hacia la carga es en general, menor que la
sumatoria de las demandas máximas individuales, por lo tanto el valor de
la demanda que corresponda a una acometida que sirve a varios clientes
debe ser calculado con la expresión (4.18).
El perfil de carga de los clientes es estimado mediante el factor
de diversidad, como función del número de clientes [26]. Este factor de
diversidad dependerá de cada sistema por sus características de consumo.
b) Consideraciones de diseño
En base a la experiencia de la E.E.Q.S.A., se establecen las
consideraciones asumidas que son adoptadas para el tratamiento del tema
en el presente trabajo. Dentro de estos se puede mencionar los
siguientes:
• Para clientes residenciales el factor de potencia es O.95,
comerciales e industriales de 0.9.
• El sistema es balanceado bajo condiciones de operación en estado
estable.
Los límites de diseño serán:
• La caída de voltaje , no deberá superar el límite máximo
permitido (2%).
• La capacidad de conducción de las acometidas no deben sobrepasar
los límites térmicos.
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO H4
Si no cumplen con estas restricciones, se puede considerara el calibre
siguiente.
c) Limites de caída de voltaje
Una consideración principal en el diseño de acometidas, es respetar
la caída de voltaje dentro de límites establecidos para el diseño.
La E.E.Q.S.A. dentro de los criterios utilizados para diseño de
acometidas establece que la caída de voltaje máxima permitida no deberá
exceder de 1%, con la demanda establecida y expresada en porcentaje del
valor de el voltaje nominal fase tierra del sistema.
Pero analizando los cálculos el porcentaje de caída de voltaje antes
mencionado no se cumple con lo estipulado, razón por la cual se sugiere
que este sea de un 2% para 20, 50 y 70 metros.
4.1.2.2.2. Crecimiento de la carga
Para completar los datos de demanda máxima, se debe establecer la
demanda máxima proyectada.
Para el cálculo de pérdidas, se debe establecer los valores de
demanda, con los que se evaluarán las acometidas, para cada año. Para
esto, mediante la tasa de crecimiento anual acumulativa, se dispondrá de
la de la proyección de la demanda.
a) Periodo de diseño
Para el dimensionamiento de las acometidas, deberá considerarse los
valores de la demanda de diseño proyectada para 10 años contados a partir
de la fecha de ejecución.
b) Factor de carga
Un análisis del factor de carga, indica que es comparativamente
menor para la acometida que para el circuito secundario, debido que
disminuye en aquellas partes del sistema de distribución más cercanas al
consumidor, porque el número de clientes también es menor.
Para el estudio técnico económico se consideró un factor de carga
constante, pero como es lógico diferente para cada tipo de cliente.
4.1.2.3. Elementos y datos de costos
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO
Mediante la evaluación económica de cada una de las alternativas
con las cuales se diseñe la acometida, se podrá realizar la comparación
económica y determinar la conveniencia de la utilización de una de ellas.
El análisis será solamente un compromiso entre los costos de
inversión y el valor presente de los costos de las pérdidas totales
anuales. El costo total incluye el costo de inversión más el costo de
pérdidas y será calculado con la siguiente expresión:
CT =q+Cpp (4.22)
donde:
CT : costo total.
Ct : costo de inversión.
C : costo de pérdidas totales actuales
Los costos que intervienen en el análisis económico son:
• Costo de acometidas ,
• Costo de instalación (mano de obra) de acometidas
• Costo de materiales para cada tipo de acometida
• Costo de potencia y pérdidas de energia en acometidas
Para los cálculos económicos serán considerados los tres
componentes siguientes: costos de inversión, valor presente de costos de
pérdidas por demanda, valor presente de costos de pérdidas de energia,
los dos últimos elementos de costos se encuentran integrados dentro del
valor presente del costo total de pérdidas anuales [243.
La metodología que se utiliza para determinar el valor óptimo de
pérdidas para cada valor de demanda, es obtener una alternativa de
acometida, que represente el menor valor presente del costo total,
considerando a la inversión que implica y evaluando económicamente las
pérdidas eléctricas en todo el periodo de vida útil y que cumpla con los
limites de caída de voltaje y limites térmicos.
4.1.2.4. Cálculo de pérdidas de potencia y de energia
• Cálculo de pérdidas de potencia:
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 116
Para acometidas monofásicas 2 hilos (1 fases y neutro), la corriente
de la acometida considerada y las pérdidas serán:
.23)
P — * /2 #„ * rJ Lacomí 1 * 1 r\ acomC acomt acomt1*10
•"• " -!r * /acom/ Cacona (4.24!
Para acometidas monofásicas 3 hilos (2 fases y neutro) se tiene:
T —, acom/ , . 0 r- ,-/ , = — :— ( 4 . 2 5 )2*
P,Lacomt ' A* /" — ^__ . __acomt acomt » * 1 r\2*10
*» *(4.26)
Para acometidas bifásicas 3 hilos (2 fases y neutro) se tiene;
( 4 .27 )
'/Lacomí 1*1 r\ acom/ aco»ií acom/ 4 * 1 f\ (4.28;
Para acometidas con configuración trifásica 4 hilos (3 fases y
neutro) se tiene:
3*ArF,
Lacomt 1*1H^ «comí acomt J acomt 1 # 1A^( 4 . 3 0 )
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 117
donde:
son las pérdidas de potencia activa de la acometida
(KW) .
KVAacom( : carga total de la acometida (KVA) .
Cacona : corriente calculada para la acometida (A) .
KVfn '• voltaje fase neutro (KV) .
racomf>xacomt : resistencia y reactancia de la acometida (fi/Km) .
Cacona : longitud de la acometida considerada (Km) .
• Cálculo de pérdidas de energía:
Si se conoce las pérdidas de potencia se puede determinar las
pérdidas de energía para cada caso mencionado anteriormente mediante la
ecuación general (4.2).
Las pérdidas de potencia y de energia se consideran soló respecto a
la resistencia y no con respecto a la reactancia porque, la reactancia es
despreciable frente a la resistencia.
4.1.2.5. Proceso de cálculo para la determinación del conductor
económico de acometidas.
Un resumen del proceso de cálculo desarrollado, se presenta en esta
sección, describiendo la secuencia de pasos que se siguen para el
análisis, con lo cual se puede comprender mejor el método general
desarrollado.
El proceso de cálculo, fue desarrollado en base a cinco hojas
electrónicas:
• En la primera hoja electrónica se procede a evaluar pérdidas de
potencia iniciales en función de KVA, resistencia de cada conductor,
voltaje y longitud. Mediante ecuaciones del numeral 4.1.2.4. VER ANEXO
7.
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 118
• En la segunda hoja electrónica se procede a evaluar pérdidas de
energía iniciales en función de pérdidas de potencia, factor de
pérdidas y período. Mediante la ecuación (4.2). VER ANEXO 7.
• En la tercera hoja electrónica se procede a evaluar el costo actuales
de las pérdidas mediante la sumatoria de costos de pérdidas
proyectados con el incremento de demanda (td), traidos a valor
presente mediante la tasa de actualización (R) . Mediante las
siguientes expresiones (VER ANEXO 8).:
" C
Reemplazando la ecuación (4.19) en la anterior y desarrollando las
sumatorias se tiene:
(4-32,
donde:
Cpp: costo de pérdidas totales actuales ($) .
Cpak: costo de pérdidas totales anuales ($).
CMp: costo de pérdidas de potencia ($/KW-año).
CMe: costo de pérdidas de energía ($/Kwh).
PL: pérdidas de potencia iniciales (KW).
PE: pérdidas de energía iniciales (KWH).
N: número de años de vida útil de la acometida.
R: tasa de actualización (%).
Td: tasa de crecimiento de la demanda (%).
• En la cuarta hoja electrónica se procede a calcular los costos totales
sumando los costos de inversión (mano de obra, materiales, conductor
para cada tipo de acometida) y los costos traídos a valor presente
totales de las pérdidas. Mediante la ecuación (4.22). VER ANEXO 8.
• En la quinta hoja se reduce los valores de los costos totales, porque
son influenciados por el análisis técnico, este básicamente determina
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 119
dos restricciones que son calda de voltaje y limite térmico. VER ANEXO
Las hojas están diseñadas de acuerdo a las diferentes
configuraciones de las redes secundarias que alimentan a las acometidas
monofásicas 2 o 3H, bifásicas 3H y trifásicas 4H.
Una vez realizados los cálculos para todos los calibres de
conductores, se puede establecer uno. comparación de los resultados, para
encontrar el nivel óptimo de pérdidas, para el tipo de cliente
establecido, escogiendo la solución que presente el menor costo total.
4.1.3. Aplicación
4.1.3.1. Consideraciones generales
La aplicación se hizo para acometidas que usan en la E.E.Q.S.A.
para el suministro de energia eléctrica, con las caracteristicas técnicas
y de carga que presentan los diferentes tipos de clientes, los voltajes y
sistemas de alimentación se encuentran descritas en el capitulo II,
numeral 2.1.
Con el fin de lograr una representación lo más amplia posible de
las acometidas, en esta aplicación se escogen tres casos tipicos de
clientes: residencial, comercial e industrial con las tasas de
crecimiento de la demanda y factores de pérdidas respectivos, a
continuación se detallan:
CLIENTE
ResidencialComercialIndustrial
ti(%)31.51.5
Fp
0.2020.4970.464
Tabla 4.1. Tasa de crecimiento y factor de pérdidas en función del tipo de cliente
Los datos de ti fueron tomados de las referencias [24] y [34], los
del factores de pérdidas fueron calculados de las curvas de carga para
cada tipo de cliente tomados de los medidores electrónicos instalados por
la E.E.Q.S.A. VER ANEXO 5.
Cabe resaltar que estos datos sirvieron de base para los cálculos de las
pérdidas de potencia y de energía.
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO ' 120
4.1.3.2. Conductor económico
Los datos de costos de conductores y costos marginales de pérdidas
se encuentran descritos en el ANEXO 6.
Se considera además para los cálculos:
1. Para el cálculo de pérdidas se utilizó la resistencia de corriente
alterna a 70 °C, para encontrar estos valores se emplearon las
constantes de la referencia [20].
2. Las pérdidas han sido valoradas considerando costos marginales
constantes tanto de potencia (Cmp) como de energia (Cme) a nivel de
redes secundarias, con un análisis de sensibilidad al 100 y 50% del
costo marginal.
3. Para modelar la carga se ha considerado que la demanda residencial
crece con una tasa td de 3 % y la demanda comercial e industrial con
una tasa td de 1.5 % [24] y [34].
4. Se considera un tiempo de vida útil de las acometidas de 10'años,
5. Se mantiene constante el factor de carga de la demanda, porque no
existe datos históricos de las acometidas. Pero desde luego los
resultados obtenidos tienen una considerable exactitud.
6. Una tasa de actualización o retorno del 10 %, procedimiento de la
E.E.Q.S.A.
4.1.3.3. Resultados y análisis
Los resultados de los conductores económicos de acometidas se
encuentran en el ANEXO 10.
Es relevante mencionar que existen demasiados tipos de calibres de
conductores, por esta situación el análisis técnico-económico se lo
restringió a 31 tipos.
Los resultados obtenidos se dividen en dos partes:
1. Para acometidas alimentadas desde redes secundarias monofásicas.
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 121
2. Para acometidas alimentadas desde circuitos secundarios trifásicos.
• Influencia del costo marginal
Al hacer variar del 100% al 50% los costos marginales de potencia
como de energía se afecta a los costos de pérdidas y por ende al costo
total, que es el que determina el conductor económico. Estos cambios se
ven reflejados en las curvas del costo total en función de los KVA
máximos por fase iniciales, cuando se emplean un costo marginal de 100%
crecen con mayor celeridad dando como consecuencia una reducción del
rango de los KVA.
Cuando se utiliza un costo marginal del 50% las curvas crecen
lentamente, en consecuencia los rangos de KVA son más grandes como se
puede ver en el ANEXO 9.
• Influencia del factor de pérdidas
Como es lógico, cada tipo de cliente tiene una curva de carga de
demanda diferente, es decir un diferente factor de pérdidas, la
incidencia de este parámetro en los resultados no es relevante, porque al
comparar los resultados del conductor económico de los clientes comercial
e industrial que tienen casi los mismos parámetros, pero diferente factor
de pérdidas se puede ver claramente que es minima. VER ANEXO 10.
• Influencia de la tasa de crecimiento de la proyección de la demanda
La tasa de crecimiento afecta al análisis técnico-económico de
acometidas pues se ve reflejado en los rangos de KVA que pueden soportar
los conductores, a mayor tasa de crecimiento se tiene un rango más amplio
de KVA para un mismo tipo de conductor y viceversa. VER ANEXO 10.
• Acometidas que son alimentadas por redes secundarias monofásicas,
estas acometidas pueden suplir una demanda máxima de 55 KVA.
Hay que acotar que se introdujeron calibres como por ejemplo el 2*6
que tiene un costo de pérdidas alto e inclusive no se lo fabrica. En
cambio el calibre 2*8 que es el más usado por la E.E.Q.S.A. para
abastecer demandas pequeñas fue desplazado por el 3*10 que es más
económico y que puede servir un rango más amplio de KVA.
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 122
En el tabla 4.2 se detalla el tipo de acometidas en función de rangos
de KVA, si las condiciones requeridas lo permiten:
TIPO
DE
ACOMETIDA
RECOMENDADA
AEREA (MULTICOND.)
SUBTERRÁNEA (TTU)
UPO DE ACOMETIDAS MONOFÁSICAS RECOMENDABLES EN FUNCIÓN DE KVA
CAÍDA DE VOLTAJE = 2%, LONO. - 20 m.
RESIDENCIAL
COSTO MARGINAL
100%
0-1313,1 -55
50%
COMERCIAL
COSTO MARGINAL
100% 60%
INDUSTRIAL
COSTO MARGINAL
100%
KVA MÁXIMOS AÑO INICIAL (KVA)
0-1414,1-55
0-10,110,1 -55
0-1414-55
0-10,410,5-55
50%
0-1414-55
Tabla 4.2. Tipo de acometidas recomendadas de redes monofásicas
• Acometidas que son alimentadas por redes secundarias trifásicas,
estas pueden servir para alimentar una demanda máxima de hasta 80 KVA.
En el tabla 4.3 se describen el tipo de acometidas recomendada en
función de rangos de KVA.
TIPO
DE
ACOMETIDA
RECOMENDADA
AEREA (MULTICOND.)
SUBTERRÁNEA (TTU)
TIPO DE ACOMETIDAS TRIFÁSICAS RECOMENDABLES EN FUNCIÓN DE KVA
CAÍDA DE VOLTAJE « 2%, LONO. » 20 m.
RESIDENCIAL
COSTO MARGINAL
100%
0-1515,1 -80
50%
COMERCIAL
COSTO MARGINAL
100% 50%
INDUSTRIAL ,
COSTO MARGINAL
100%
KVA MÁXIMOS AÑO INICIAL (KVA)
0-1515,1 -80
0-14,414,5-80
0-1515,1 -80
0-14,614,7-80
50%
0-1515,1 -80
Tabla 4.3. Tipo de acometidas recomendadas de redes trifásicas
4.1.3.4. Calibres de conductores recomendados y guias de diseño de
acometidas técnico económicas con 3 opciones disponibles.
Los resultados obtenidos de conductores económicos de acometidas,
se presentan en el ANEXO 10. El calibre de conductor depende de cada tipo
de cliente.
Se debe acotar que se desarrollaron unas guias de diseño con las tres
primeras opciones económicas, para los técnicos. Estas se encuentran
descritas en el ANEXO 11.
4.1.4. Ejemplo especifico de aplicación
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO _ 123
Se escogen 6 clientes con una carga de 6 KW, con servicios generales por
4 KW, se requieren el suministro de energía eléctrica a una distancia de
20 metros, determinar el sistema técnico económico para suplir este
requerimiento.
1.- Cálculo de la carga instalada:
• para un cliente representativo:
C/ = 6
• para servicios generales:
C7 = 4 (KW)
2 . - Cálculo de la demanda máxima actual en KW, esta se determina
aplicando la ecuación 4.31 y los factores de la tabla 4.4.
A + B*CI
• para un cliente representativo: '
DMU= 1.2 +0.4*6 = 3.6 (KW)
• para servicios generales:
DA/17 = 1.2 + 0.4*4 = 2.8 (KW)
3 . - Cálculo de la demanda máxima actual en KVA, para esto empleamos la
ecuación 4.32 y asumimos un factor de potencia de 0.95.
• para un cliente representativo:
DMU- — =3.78 (KVA)0.95
para servicios generales:
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO _ 124
= 2.94 (KVA)0.95
4.- Cálculo de la demanda de diseño con la que se determina la acometida
colectiva técnico económica, aplicando la ecuación 4.18 y los factores de
diversidad de las normas de la E.E.Q.S.A.
= n*DMU"***" " FDVN
(6*3.78 + 1*2.94) ,,„£> «- - -=13.55 (KVA)i
5.- Con esta potencia nos trasladamos al anexo 14 en donde seleccionamos
la acometida y la protección principal:
Para esto tenemos dos opciones que al compararlas tendremos la acometida
óptima.
• Primera opción:
Acometida trifásica: Kit 21 => acometida trifásica 4*4 multiconductor
Protección principal: Kit 13 => 3*50 A
para los servicios generales (2.94 KVA):
medidor: Kit 02 => medidor 2F-3H-15/60 a 210/121 V
protección: 2*30 A
• Segunda opción:
Acometida bifásica: Kit 07 => acometida bifásica 3*4 multiconductor
Protección principal: Kit 07 => 2*60 A
para los servicios generales (2.94 KVA):
medidor: Kit 02 => medidor 2F-3H-15/60 a 210/121 V
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO
protección: 2*30 A
6.- Para determinar la opción técnico económica debemos proceder a
determinar la caída de voltaje y el costo total (costos de inversión más
el costo de pérdidas de potencia y de energía), usando las tablas
respectivas.
Por lo tanto es cuestión de ir a las tablas y obtener los datos que
necesitamos. A continuación se describen los pasos y anexos que se
requieren para comparar las dos opciones:
6.1.- Los datos de AK% real fueron obtenidos del anexo 4 (con el 100%
del limite térmico).
AF% (3<j>-4H) - 0.77
(2<|>-3H) =1.93
6.2.- Los datos del costo total de pérdidas en función de los KVA máximos
iniciales fueron obtenidos del anexo 8. •
Como tenemos 13.55 KVA máximos iniciales entonces se procede a buscar por
14 KVA por ser un número entero obteniéndose:
Costo total (3<|>-4H) - 971.210 ($)
Costo total (2<|>-3H) = 1.489.339 ($)
Al comparar la parte técnica 6.1 que corresponde a la porcentaje real de
caída de voltaje se puede determinar que el conductor 4*4 tiene una menor
caída de voltaje
Si comparamos la parte económica 6.2 vemos que en el tiempo de vida útil
(10 años) de la acometida, si utilizamos una acometida 4*4 obtendremos un
menor costo económico por las pérdidas.
Por lo tanto la primera opción es la mejor, técnica y económica.
4.2. Análisis del costo de materiales de las estructuras tipo (Kits),
aéreas, subterráneas y mixtas.
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO . 126
Este análisis se lo realizó en función del estudio técnico
económico de las acometidas, es decir que en estos kits irán los
conductores que pasaron el anterior proceso. Además en cada kit se
describirán los diferentes materiales que se necesitan para instalar una
acometida de acuerdo a los diferentes rangos KVA que soportan las mismas.
VER ANEXO 12.
4.3 Diseño técnico-económico de sistemas de acometidas analizando carga
instalada del cliente.
Considerando que en las Empresas Eléctricas, en el momento de atender
una solicitud de servicio eléctrico, atenderán los requerimientos de
residencias, comercios, industrias o edificios que ya están construidos,
pero algunas veces no habitados, y que por consiguiente no se conocen
exactamente los equipos que instalará el cliente [10].
En estos casos se recurre a una previsión de cargas, es decir, a un
estudio de las posibles cargas que existirán en el edificio o local cuando
esté terminado [35] .i
La previsión de cargas insuficiente puede resultar a la larga,
costosa y antieconómica, por causa de las frecuentes reparaciones y
ampliaciones que resultarán necesarias en la instalaciones de acometidas,
asi como por el aumento de consumo que resultará si las acometidas están
sobrecargadas.
Para evitar esto se procederá de la siguiente manera:
4.3.1. Determinación de la carga instalada
Para la determinación de carga instalada se tomarán en cuenta los
puntos de iluminación, puntos de tomacorrientes y salidas especiales, en lo
que corresponde a departamentos, viviendas y edificios de oficinas.
Para fábricas e industrias en general, se tomarán en cuenta los
puntos de iluminación, puntos de tomacorrientes y listado de carga de los
motores a instalarse.
Para casos especiales que no se basen en el presente numeral, el
estudio deberá ser realizado con un análisis especifico.
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 127
4.3.2. Cálculo de la carga instalada
La carga instalada de un cliente del servicio eléctrico se calcula
considerando las siguientes potencias unitarias:
Punto de iluminación : 100 W
Punto de tomacorriente: 150 W
Salida especial: Potencia de diseño, en caso de no disponer
del equipo se asumirán los siguientes
valores:
Calentador de agua: 3000 W
3000 W
8000 W
3000 W
6500 W
1000 W
1000 W
Ducha eléctrica:
Cocina eléctrica:
Cocineta eléctrica:
Secadora de ropa:
Lavadora de ropa:
Horno de Microondas:
Se sumarán las potencias unitarias, y se obtendrá la Carga Instalada
tomando en cuenta las cargas especiales, motores.
No se toman en cuenta las cargas fluctuantes, estas tienen un
tratamiento especial.
4.3.3. Determinación de demandas máximas actuales
La demanda se determina de acuerdo a los siguientes porcentajes, en
función del incremento de carga instalada, obteniendo una función lineal
entre los valores [30]:
CLIENTE RESIDENCIAL
Los primeros 3 KW
Los siguientes 19.0 KW
Los siguientes KW
el 80% de la carga instalada,
el 40% de la carga instalada.
el 20% de la carga instalada.
CLIENTE COMERCIAL
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 128
Los primeros 3 KW
Los siguientes 7.0 KW
el 90% de la carga instalada,
el 80% de la carga instalada,
Los siguientes 10.0 KW el 60% de la carga instalada.
Los siguientes 30.0 KW el 40% de la carga instalada,
Los siguientes KW el 30% de la carga instalada.
Estos porcentajes han sido determinados en base a la experiencia ie
la E.E.Q.S.A. en el cálculo de la demanda.
CLIENTE INDUSTRIAL
Los primeros 10.0 KW el 90% de la carga instalada,
Los siguientes 10.0 KW el 80% de la carga instalada,
Los siguientes 30.0 KW el 70% de la carga instalada,
Los siguientes KW el 50% de la carga instalada.
Los porcentajes de los clientes idustriales están recomendados en el
pliego tarifario [30].
Considerando los datos anteriores, se pueden simplificar los
cálculos, aplicando una ecuación lineal que determina la demanda máxima
actual en función de la carga instalada.
DMU-A >-B*CI (4.33)
donde:
A y B: son constantes obtenidas en base a los datos anteriores.
DMU: demanda máxima actual (KW).
CI: carga instalada (KW).
En el ANEXO 13 se presenta un resumen de las demandas máximas
actuales calculadas para las cargas instaladas más usuales.
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 129
CARGA INSTALADA. % RANGO(KW)
' FAC-TOR"A"
FACTOR"B"
CLIENTE RESIDENCIAL
Los primeros 3 KW
Los siguientes 19.0 KW
Los siguientes KW
80 %
40 %
20 %
de 0 a 3 KW
de 3.1 a 22.0 KW
> a 22.1 KW
0.0
1.2
5.8
0.8
0.4
0.2
CLIENTES COMERCIAL, ASISTENCIASOCIAL, ENTIDAD OFICIAL, BENEFICIOPUBLICO, SERVICIO COMUNITARIO.
Los primeros 3 KW
Los siguientes 7.0 KW
Los siguientes 10.0 KW
Los siguientes 30.0 KW
Los siguientes KW
90 %
80 %
60 %
40 %
30 %
de 0 a 3.0 KW
de 3.10 a 10.0 KW
de 10.10 a 20.0 KW
de 20.10 a 50.0 KW
> a 50.10 KW
0.0
0.3
2.3
6.3
11.3
0.9
0.8
0.6
0.4
0.3
CLIENTES INDUSTRIALES
Los primeros 10.0 KW
Los siguientes 10.0 KW
Los siguientes 30.0 KW
Los siguientes KW
90 %
80 %
70 *
50 %
de 0.0 a 10.0 KW
de 10.10 a 20.0 KW
de 20.10 a 50.0 KW
> a 50.10 KW
0.0
1.0
3.0
13.0
0.9
0.8
0.7
0.5
BOMBEO DE AGUA
Una sola bomba de 1HP en adelante 100 % > a 0.10 KW 0.0 1.0
Tabla N" 4.4 Factores y constantes para el cálculo de la DMU actual.
4.3.4, Cálculo de la demanda máxima actual
El valor de demanda máxima actual en (KW) se calcula considerando una
carga instalada promedio dentro de ciertos rangos y el factor de demanda,
mediante la ecuación (4.33),
La demanda máxima actual en (KVA) con la que se realizarán los
cálculos futuros, se calculará en base al factor de potencia, tipo de
cliente mediante la ecuación (4.34):
DMU(KVA) =DMU(KW)
(4.34)
donde:
DMU(KVA): demanda máxima actual (KVA)
DMU(KW): demanda máxima actual (KW)
IV / ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 130
COS ? : factor de potencia.
Cuando un cliente disponde de cargas fluctuantes como son por
ejemplo: soldadoras eléctricas, rayos X, turbinas de uso odontológico,
etc., la carga máxima de estos aparatos se determina en función de la
potencia de placa de los equipos indicados. La carga total será entonces la
suma de la demanda calculada según lo establecido en el párrafo anterior,
más la potencia de placa de dichos aparatos.
Para cálculo de demandas considerando cargas instaladas mayores de
las anotadas, se recomienda seguir el mismo procedimiento establecido para
el cálculo de demandas máximas actuales.
Para clientes residenciales con cargas mayores a 35.00 KW, el factor
de demanda recomendado es de 0.37, y la tasa de crecimiento inferior a 1.5
% anual.[10]
Si la acometida sirve a un cliente nos trasladamos al numeral 4.3.6.,
más si ésta es una acometida colectiva, en el diseño se aplica el criterio
de la demanda diversificada.
4.3.5. Cálculo de la demanda diversificada.-
Para varios clientes comerciales o industriales juntos, la demanda
total será calculada como la suma de las potencias de cada uno de los
clientes, sin verse afectada por ningún factor de diversidad [10].
Para varios clientes residenciales, viviendas y edificios de
departamentos, se utilizarán los factores de diversificación.
Los servicios generales y bombas de agua serán considerados como un
cliente más para el cálculo de la demanda diversificada. Si se trata de un
edificio de residencias, se tomaré como otro cliente residencial, si se
trata de un edificio de oficinas o residencial-comercial, se tomará como
otro cliente comercial.
Este tratamiento se dará a los servicios generales y bombas de agua que no
incluyan cargas especiales como ascensores, en cuyo caso se tomará en
cuenta como una Carga Especial, sin considerar factores de diversidad.
Aplicando la ecuación (4.18) y utilizando los valores de diversidad
de la E.Q. se procederá a calcular la demanda diversificada o de diseño. En
III / ACOMETIDAS Y PROTECCIONES
base a ésta se procederá a escoger la acometida correspondiente en el ANEXO
12.
4.3.6. Determinación de la protección
Los criterios técnicos para su dimensionamiento ya fueron vistos en
el capitulo III numeral 3.3. y se la escoge en el ANEXO 12.
4.3.7. Determinación del medidor
El dimensionamiento del medidor se basa en los KVA máximos que
soporta este, de acuerdo a cada configuración de las acometidas, su
escojitamiento se lo hace en el ANEXO 12.
4.4. Selección técnico-económico de sistemas de acometidas
Para una mejor comprenden de como debe hacerse el diseño de sistemas
técnico económico de acometidas se procedió a realizar una tabla en la que
se selecciona los diferentes sistemas de acometidas, para clientes
residenciales, comerciales e industriales en función de la demanda máxima
actual. VER ANEXO 13.
CA
PIT
UL
O V
INS
TR
UC
TIV
O P
AR
A
OR
IEN
TA
CIÓ
N A
L C
LIE
NT
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LOS
TÉ
CN
ICO
S D
E L
A
E.E
.Q.S
.A.
5.1. Instructivo para
orientación
al cliente
DESEA
SOLICITAR
SERVICIO
DE
ENERGÍA
ELÉCTRICA?
Muy fácil:
Acuda a la Unidad de SOLICITUDES, ubicada
en la Av. Mariana de Jesús y 10 de Agosto,
o a la Agencia de la EEQ más cercana.
Pensando
en
la
comodidad
de
nuestros
clientes, la Empresa Eléctrica "Quito" S.A.
implemento
su
nuevo
sistema
de
comercialización SIDECOM, que simplifica y
facilita los trámites para el suministro de
energía eléctrica.
RECUERDE
Antes de solicitar el nuevo servicio de
energía
eléctrica,
verifique
sus
instalaciones eléctricas interiores y tenga
listas las obras civiles necesarias para
instalar el medidor.
Luego solicite la MATRICULA, que comprende
los siguientes pasos:
1. SOLICITUD DE SERVICIO
2. DISEÑO Y PRESUPUESTO DE INSTALACIÓN
3. PAGO DEL PRESUPUESTO
4. INSTALACIÓN DEL SERVICIO
1. -
SOLICITUD
DE
SERVICIO DE
ENERGÍA
ELÉCTRICA.
Gestión que el cliente realiza en la EEQSA,
para
lo
que
se
necesitan:
Cédula
de
identidad, Número de RUC ó Pasaporte, y un
Croquis de Ubicación.
Mediante una atención personalizada se le
solicitarán algunos datos adicionales que
ingresan de inmediato al computador:
*
Tipo de cliente, uso que se dará a la
energía eléctrica.
*
Numero de medidores a instalar en el
lote
*
Carga a ser atendida.
La
carga
instalada
de
un
cliente
del
servicio
eléctrico
se
determinará
considerando
las
siguientes
potencias
unitarias:
Cada punto de iluminación {1 Foco) :
100
w Cada punto de tomacorriente:
150
W Plancha:
1200
W Calentador de agua o ducha eléct.:
3000 W
Se sumarán las potencias unitarias de toda
la
vivienda
y
se
obtendrá
la
carga
instalada,
tomando
en cuenta
el número
total de focos, tomacorrientes, plancha,
etc.
El dimensionatniento correcto del conductor
de la acometida eléctrica evitará en el
futuro realizar
reraodelaciones,
que
son
costosas.
132
V / INSTRUCTIVO PARA LOS CLIENTES Y TÉCNICOS DE LA E.E.Q.S.A.
133
TENGA PRESENTE QUE las redes de la EEQSA
son monofásicas a 3 hilos (120/240 V), ó
trifásicas a 4 hilos (121/210 V), según el
sector en el que se encuentren. Cualquiera
de las dos redes permiten conectar equipos
a
220
voltios,
pero
para
un
equipo
trifásico se requiere necesariamente una
red trifásica.
Una vez presentada
la solicitud
se le
informará el día en que se realizará una
inspección a su propiedad.
2.- DISEÑO y PRESUPUESTO DE INSTALACIÓN
Personal
de
la
EEQSA,
de
Diseño
y
Presupuesto,
realizará una
visita,
sin
costo adicional, para solventar cualquier
duda que tengan los clientes, verificar
obras civiles y los datos proporcionados.
Luego de aprobadas las obras civiles y
realizado el diseño, la EEQSA emitirá el
presupuesto,
el
mismo
que
deberá
ser
cancelado
por
el cliente
previo
a
la
instalación del medidor correspondiente.
3.- PAGO DEL PRESUPUESTO O CREPITO
El cliente debe acercarse a la Unidad de
Solicitudes
de la EEQSA a cancelar
el
presupuesto, máximo 30 dias después de su
emisión;
luego
los
presupuestos
podrán
actualizarse en caso de haber cambiado los
costos de materiales.
A pedido del cliente, la EEQSA le podría
conceder
crédito,
en
Solicitudes
se le
informará de las condiciones de pago.
4.- INSTALACIÓN DEL SERVICIO
Al siguiente dia de haberse cancelado el
presupuesto
se despachan las órdenes de
conexión a las bodegas de la EEQSA para que
preparen materiales.
Al
segundo
dia
de
haber
cancelado
el
presupuesto, los grupos de trabajo retiran
materiales
y
proceden
a
ej ecutar
las
órdenes de conexión. Los medidores
se
instalan dentro de un plazo máximo de 8
dias calendario posterior a la cancelación
del presupuesto,
pero en su mayoria se
instalan en los siguientes 4 dias; para el
efecto el cliente o tan representante deberá
estar en el lugar de la nueva instalación
desde las 8:00 horas hasta las 14:00 horas
a
fin
de
dar
las
facilidades
correspondientes para la instalación
del
medidor.
PARA EFECTUAR LA CONEXIÓN DE LAS SALIDAS
DEL MEDIDOR SE REQUIERE
Que las instalaciones internas estén listas
e instalado un circuito alimentador, desde
el tablero de distribución interno hasta el
sitio en que se encuentra el medidor y los
conductores
deberán
estar
claramente
identificados tanto los de fases como del
neutro.
OBRAS CIVILES NECESARIAS PARA INSTALAR EL
CAJÓN DEL MEDIDOR.
NUMERO DE LOTE O CASA: El cliente debe
colocar el número de su lote, o casa, en un
lugar visible, con una placa metálica de
mínimo 15 x 25 crn, indicando el número de
manzana si la hubiere, similar al siguiente
ej emplo:
TABLERO DE MEDIDORES: Los medidores deben
estar ubicados en la linea de fábrica de
los lotes, es decir deben estar ubicados en
una pared que de hacia la calle a fin de
permitir la toma de lecturas, con la parte
frontal hacia la misma con la base a 1.5
metros del piso.
Con el
fin de proteger
el medidor es
necesario que se coloque un cajón o tablero
de medidores, el mismo que puede ser de
madera o metálico con fondo de madera, de
40 cm de ancho, 60 cm de alto y 23 cm de
profundidad, libres.
V / INSTRUCTIVO PARA LOS CLIENTES Y TÉCNICOS DE LA E.E.Q.S.A.
134
La
form
a y d
imes
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deta
llan
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el
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fico
No 1
:
tunc
o i.
i
TABL
ERO
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1 H
DIDO
R
PERFORACIONES RECOMENDADAS:
(1) Perforación lateral, para el ingreso de
la acometida cuando es aérea.
(2) Perforación posterior para salida de
conductores hacia la vivienda.
(3} Perforación inferior para el ingreso de
la acometida, cuando ésta es subterránea.
Es conveniente que el medidor sea protegido
con
una puerta exterior, pero
con
una
ventana de las dimensiones especificadas;
esta ventana podría estar cubierta por una
malla para evitar el depósito de basura (no
vidrio, ni plástico), facilitando a la vez
la toma de lecturas.
Cuando se instale más de un medidor, la
Empresa Eléctrica colocará en el tablero de
medidores, una caja de distribución que no
requiere de ventana.
El tamaño del tablero de medidores, depende
del número de medidores a instalarse, ver
gráfico No. 2 y la tabla correspondiente.
GRÁFICO No 2
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DE
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3"
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VER
TABL
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PARA
LECT
URA
Junto al medidor debe existir un soporte
(ver gráfico No 3) , de preferencia un tubo
metálico galvanizado de 2 ó 3 pulgadas,
empotrado en una columna de hormigón de 20
cm * 20 cm de base y como mínimo 80 cm de
alto, con la parte superior del tubo entre
3,5 a 4,5 metros en caso de disponer la
redes en la misma acera y de 5,5 metros en
caso de disponer
las redes en la otra
acera.
En
caso
de
no
disponer
del
soporte
metálico,
provisionalmente
se
podrá
instalar un pingo con iguales dimensiones,
pero
con un diámetro
en la parte más
delgada de 15 cm, este pingo se enterrará
una distancia de 1,1 metros; esta opción
provisional no es conveniente porque en el
futuro
se tendrá
que
instalar
el
tubo
empotrado en la columna de hormigón. Ver
Gráfico No 3, en la parte inferior de este
instructivo.
CA
NT
IDA
D
DE
M
ED
IDO
RE
SA
NC
HO
40
50
100
70
PRO
FUN
DID
AD
23 CM
TABLA CON DIMESIONES DE LOS TABLEROS DE
MEDIDORES
(**)
NOTA:
Para
cargas
elevadas,
;
requiere de un medidor especial.
REQUISITOS PARA ATENDER SECTORES CON MAS DE
V / INSTRUCTIVO PARA LOS CLIENTES Y TÉCNICOS DE LA E.E.Q.S.A.
135
20 CLIENTES
Para facilitar la instalación de acometidas
y medidores a un sector , en el que se
instalarán medidores en forma masiva, se
requiere de:
1. Disponer de un plano del sector con
nombres de calles, número de lotes y de
ser factible las redes de distribución
definitivas.
2. Presentar la solicitud de acometidas y
medidores del sector, en el formulario
normalizado que entregará la Empresa,
"REGISTRO DE SOLICITUDES PARA ATENCIÓN
EN GRUPO".
3. Coordinar una visita al sector con el
personal
de
Diseño
y
Presupuesto
(Subsuelo del Edificio de la Mariana de
Jesús y 10 de Agosto), y con personal de
Normalización
(2do
Piso
del
Edificio
Mariana de Jesús y 10 de Agosto).
4. Cumplir
con
las
obras
civiles
solicitadas por Diseño y Normalización,
que
están
basadas
en
el
presente
instructivo.
5. Coordinar con Diseño una inspección para
verificar
que
las
obras
civiles
solicitadas se hayan cumplido.
6. La Empresa emitirá
el valor
de
los
presupuestos
que
serán
cancelados
o
financiados.
7. Los
directivos
coordinarán
con
Acometidas (Ser Piso de la Mariana de
Jesús y 10 de Agosto) la fecha en que se
realizará
la
instalación
de
las
acometidas y medidores.
GRÁFICO No 3
V / INSTRUCTIVO PARA LOS CLIENTES Y TÉCNICOS DE LA E.E.Q.S.A 136
5.2. Instructivo para los técnicos de la E.E.Q.S.A.
El instructivo para los técnicos de la E.E.Q.S.A. comprende
básicamente el resumen de los KITS de acometidas, protección y medidores.
VER ANEXO 14.
CAPITULO VI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Esperando que el trabajo desarrollado sirva para orientar a los
técnicos de las empresas en el diseño técnico económico de acometidas en
bajo voltaje, a continuación se detallan las conclusiones y
recomendaciones.
6.1. Conclusiones generales
* Se normalizó la ubicación de los equipos de medición y protección,
altura a la que tienen que estar sujetadas las acometidas, tipos de
instalación, estructura de cajones y tableros armarios metálicos para
medidores de energía eléctrica, etc.
• Se realizó una proyección de cajones y tableros armarios para que sean
implementados en el futuro, lo cual traerá ventajas referentes al
control contra fraudes, porque existe una independencia del equipo de
medición.
* El análisis técnico permitió encontrar tablas de los KVA-m y caícias
máximas de voltaje, para conductores tipo sucre (multiconductor) y
TTU, que serán utilizados como herramienta para el cálculo de caidas
de voltaje de diseños futuros de acometidas en bajo voltaje,
instalaciones interiores y de fuerza.
• La tesis posee gráficos explicativos de las partes constitutivas de
acometidas aéreas y subterráneas, cajones (tableros) , tablero armarios
137
VI / CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 138
y obras civiles, que pueden servir incluso como material didáctico
para la facultad en el área de distribución.
• El diseño técnico se basó en las caidas de voltaje y limite térmico de
las acometidas. El diseño económico se fundamento en los costos de
inversión de los diferentes elementos que componen la acometida, costo
de instalación (mano de obra), costo de pérdidas de potencia y de
energía.
• Los cálculos económicos se realizaron en función de los costos
marginales de pérdidas de los circuitos secundarios, ya no que se
obtuvieron datos especificos para las acometidas.
• La previsión técnica-económica de cargas de los clientes realizada, es
relevante porque no incurre en una falsa economía de una inversión
inicial.
• El estudio técnico-económico realizado no es aislado porque trae
beneficios económicos a los clientes y a las empresas: los clientes
tendrán una mejor calidad de servicio y las empresas se ven
beneficiadas económicamente porque s-¿ reducen los costos de, inversión.
• Se logro desarrollar dos instructivos para ser implementados en la
E.E.Q.S.A.; uno para orientar al cliente, de una manera práctica y
sencilla, para obtener el suministro de energía eléctrica. Otro para
los técnicos, facilitando el diseño y obtención del presupuesto
económico de éstos diseños. Cabe anotar que el instructivo para el
cliente depende de las políticas que rigen en cada una de las
empresas.
6.2. Conclusiones especificas de la aplicación y del ejemplo
a) Los parámetros que intervienen en la obtención del conductor
económico son: tasa de crecimiento de la demanda, demanda máxima
unitaria, configuración de los circuitos secundarios, resistencia
eléctrica, voltaje fase neutro, costo total de pérdidas, costos de
inversión, tasa de actualización, límite térmico y caída de
voltaje.
b) En la aplicación general se obtuvieron gráficos (anexo 9) , que
relacionan los costos totales, referidos al año inicial, con los
VI / CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 139
KVA máximos iniciales, los cuales permiten obtener conductores
económicos por rangos de KVA.
c) Se definieron tres tipos de usuarios: residencial, comercial e
industrial en forma general, los cuales tienen diferente tasa de
crecimiento debido a las condiciones especificas de crecimiento de
su demanda, esto sirvió de base para la determinación del
conductor económico.
d) Se realizó un análisis de sensibilidad con respecto a los costos
marginales de pérdidas, tanto de potencia como de energía,
haciéndoles variar al 100 y 50 % de estos, lo cual permitió
determinar que afecta a los rangos del conductor económico, como
se puede apreciar en el análisis de los resultados obtenidos del
ejemplo general.
e) El análisis económico se realizó para acometidas de 20 metros de
longitud, por considerar esta distancia como promedio.
f) En base al estudio técnico económico se obtuvo:
• Una guia de conductores económicos para acometidas alimentadas
por redes monofásicas ó trifásicas con las tres primeras
opciones económicas.
• Tablas para seleccionar sistemas de acometidas técnicos
económicos, para diferentes rangos de demanda, de los distintos
tipos de clientes, en forma individual.
• El tipo de acometida recomendado, considerando rangos de
potencia, para acometidas derivadas de redes secundarias
monofásicas es el siguiente:
• Aérea para potencias de 0,1 hasta 12,5 KVA.
• Subterránea para potencias mayores a 12,5 hasta 55 KVA,
• El tipo de acometida recomendado, considerando rangos de
potencia, para acometidas derivadas de redes secundarias
trifásicas es el siguiente:
• Aérea para potencias de 0,1 hasta 15 KVA.
VI / CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ' 140
• Subterránea para potencias mayores a 15 hasta 80 KVA.
g) En el ejercicio específico se parte de la carga instalada y se
calcula la demanda máxima actual en KVA, y en función de esta se
determina los posibles sistemas de acometidas, descritos en el
instructivo para los técnicos, después se realiza la comparación
técnica y económica de laj diferentes opciones, para encontrar
la acometida óptima.
6.3. Recomendaciones
a) Se recomienda que las disposiciones emitidas en cuanto a ubicación
y obras civiles se les haga conocer al menos al sector de la
construcción, para que en el futuro empiecen a considerar en sus
diseños el sitio apropiado para instalar el cajón y/o tablero
armario. Con esto se ganaría eficiencia en la lectura de los
consumos de los clientes, y se permite un fácil acceso para el
control y mantenimiento del equipo.
b) Exigir a los clientes y constructores la puesta a tierra para
cajones y tableros armarios metálicos, con lo cual se protegería at
las personas de fatales accidentes que ocurren frecuentemente en
el sector eléctrico.
c) Implementar los cajones (Cableros) metálicos diseñados en la
proyección, tanto para demandas bajas (medición directa) y
demandas altas (medición indirecta), para que exista un mejor
control sobre los diferentes tipos de contravenciones causadas por
los clientes. Con este diseño se logra que el cliente tenga acceso
solo a la protección, frenándose manipulaciones ilícitas.
d) Se recomienda que este trabajo sea propuesto al INECEL, para que
este como entidad reguladora del sector eléctrico analice la
posibilidad de acogerla como base para una norma de diseño y
construcción de acometidas en bajo voltaje.
e) Del estudio técnico se determina que los diseños de las acometidas
realizados por los técnicos de las empresas eléctricas no cumplen
* con el 1% de caída de voltaje, como estipulan los reglamentos
internos de las mismas, por esta razón se recomienda usar como
límite de caída de voltaje el 2%. Este valor se justifica porque
VI / CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .
la suma de caídas de voltaje en alto y bajo voltaje debe ser del
10%.
f ) Con los resultados del análisis del conductor económico se
recomienda reducir el número de estructuras tipo (Kits) y
rede finir los rangos de potencia que pueden soportar las
acometidas empleadas por la E.E.Q.S.A., pues en el presente
trabajo se tiene un estudio técnico económico más completo del que
rige en la E.E.Q.S.A.
g) Se sugiere impl ementar un sistema de valoración automática de
sistemas de acometidas, en base a las estructuras tipo (Kits) que
pasaron el análisis técnico-económico, lo cual permite que el
cliente cancele o financie el valor de este sistema de acometida
en el momento de obtener su orden de emisión.
h) Utilizar el instructivo del cliente para que la E.E.Q.S.A. difunda
a los clientes, obteniéndose una mejor orientación e información
de las gestiones y obligaciones que tiene que realizar este, para
obtener el suministro de energia eléctrica.
APÉNDICE A:
GLOSARIO DE TÉRMINOS
142
APÉNDICE A / GLOSARIO DE TÉRMINOS UTILIZADOS 143
GLOSARIO DE TÉRMINOS UTILIZADOS
Abonado.- Entiéndese por abonado al usuario, cliente o contratante delservicio eléctrico (Ver cliente). Los abonados se clasifican de acuerdo alsiguiente tipo de servicios:
Residencial <R).- Son aquellos cuyo servicio de energia eléctrica esdestinado exclusivamente a uso doméstico en las habitaciones y anexosque normalmente constituyen la residencia de una unidad familiar. Seclasifican también en esta categoria los abonados de pequeñosconsumos y bajos recursos económicos que tengan integrada a suvivienda una pequeña actividad de comercio o pequeños talleres deartesanía (como tienda-vivienda, zapatería-vivienda, etc.)
Comercial (C).- Son aquellos cuvos servicios de energia eléctrica,suministrados a casas, edificios, departamentos, etc., son destinadospor el abonado o sus inquilinos para fines de negocio o actividadesprofesionales, y a locales destinados a cualquier otra actividad porla cual sus propietarios o arrendatarios perciban alguna remuneracióndel público que a ellos concurra. Se clasifican por lo tanto dentrode estos usuarios comerciales a tiendas almacenes, salas de cine,hoteles y afines, clínicas particulares y todos aquellos usuarios queno puedan considerarse como residencias o industrias. En caso en quela casa, departamento, etc., de un consumidor de mayores recursoseconómicos, o parte de ellos, sirva a la vez como residencia de losabonados o sus inquilinos y si sólo existe un medidor de energíaeléctrica, todo el consumo de energía se lo considerará comocomercial.
En este caso el abonado podrá solicitar la instalación de un medidorindependiente para el consumo de energía en la parte del edificioutilizado como residencia, siempre que la misma esté separada delárea destinada a servicios comerciales por medio de tabiques oparedes permanentes y que las instalaciones interiores de cada áreasean completamente independientes unas de otras, sin posibilidad deinterconexión entre ambas. En general debe restringirset este tipo deinstalación.
Industrial (I).- Es aquel cuyo servicio de energía es utilizado enlugares tales como fábricas, talleres, aserraderos, molinos, etc.,destinados a la elaboración o transformación de productos porcualquier medio industrial. Se incluye en este servicio el suministrode energía para usos industriales de los Municipios, ConsejosProvinciales y otras entidades de servicio público. Constituye partedel servicio industrial, el servicio de locales destinados a laelaboración del producto.
Si el mismo local se destinare también para el uso de otros finesajenos al proceso industrial, tales como salas de ventas,residencias, etc., se exigirá la instalación de un medidorindependiente para estos servicios y se aplicará la tarifa quecorresponda. Se incluirá dentro de este servicio a los usuarios quesean calificados como tales, mediante leyes especiales por elMinisterio de Industrias, Comercio e Integración.
Bombeo de Agua (B-A).- Son aquellos abonados cuyo servicio de energíaes destinado por el abonado para bombeo de agua potable para serviciopúblico, bombeo de agua para riego, etc. Para estos usuarios setomará en cuenta la Demanda Contratada (KW).
Acometida.- Es la línea de alimentación con sus accesorios que sirve parallevar la energía desde la red de distribución de una Empresa de suministrode energía eléctrica hasta las instalaciones del cliente.
Acometida en bajo voltaje.- Es la que se conecta a una red secundaria enbajo voltaje de hasta 600 Voltios.
Acometida individual.- Es aquella que da servicio a un sólo abonado ycomprende la línea de alimentación con sus accesorios, desde la conexión ala red secundaria de distribución hasta los bornes de entrada al medidor.
APÉNDICE A / GLOSARIO DE TÉRMINOS UTILIZADOS 144
Acometida colectiva.- Sirve a dos o más abonados de un mismo inmueble ycomprende la línea de alimentación con sus accesorios, desde la conexión ala red secundaria de distribución hasta los bornes de entrada del disyuntorgeneral, o hasta los multiconectores de la caja de distribución.
Caída de voltaje.- Definida también como "Regulación" es la obtenida en elpunto más alejado de la fuente de alimentación, con la demanda de diseñoestablecida. Se expresa en % del valor del voltaje nominal fase-tierra delsistema. La caída de voltaje será del 10%, incluyendo las caídas en alto ybajo voltaje (Hasta los bornes del medidor de energía eléctrica).
Carga.- Es la potencia activa o aparente consumida o absorbida por unamáquina o una red.
Carga instalada (CI).- Es la suma de potencias nominales de los receptoresde energía eléctrica que dispone un cliente, y que en algún momento podríanser conectados a la red. Se expresa en watios o KW.
Carga instalada representativa (CIR).- Se expresa en watios o KW ycorresponde a la potencia requerida por un cliente considerado corr.opromedio dentro de un grupo homogéneo de clientes.
Carga conectada.- Es la suma de potencias nominales de los receptores deenergía eléctrica conectados a la re i.
Carga fluctuante.- Es la potencia activa o aparente que origina demandasintermitentes de energía eléctrica.
Centro de transformación.- Es la parte de la red primaria (AT} quecomprende el transformador de distribución y sus elementos de protección,que alimenta o sirve a la red secundaria o de bajo voltaje para lautilización de los clientes.
Centro de transformación aéreo (Torre de transformación).- Es el centro detransformación instalado sobre una estructura de soporte de redes dedistribución aérea.
Centro de transformación en cámara (Cámara de transformación).- Es elcentro de transformación instalado en un local cubierto, diseñado yconstruido exclusivamente para el alojamiento del o los transformadores dedistribución y sus equipos, en redes de distribución principalmentesubterráneas.
Cliente.- Es el usuario del suministro caracterizado por el valor depotencia y el consumo de energía. Se lo identifica también como "usuario","abonado" o "consumidor" y es cualquier persona natural o jurídica que hasuscrito un convenio (solicitud de servicio) con la empresa para elsuministro de energía eléctrica dentro de una residencia, establecimiento,edificio o local.
Conductores activos.- Son aquellos cuyo potencial o carga eléctrica esdistinto al de tierra.
Consumidor.- Ver cliente.
Demanda.- Es la carga en los terminales de recepción promedia en unintervalo de tiempo de quince minutos.
Demanda Contratada.- (Ver también Demanda Facturable) Es la mayor demandaprevista que un cliente requerirá de la red, expresada en KW. Para cargasno fluctuantes es igual a la Demanda Máxima.
Para cargas fluctuantes es igual a la suma de la demanda máxima de lascargas no fluctuantes más la potencia de placa de las cargas fluctuantes.Para usuarios atendidos con transformador propio esta demanda es igual a lacapacidad del transformador.
Esta demanda contratada estimada será revisada en base a las mediciones conregistradores de máxima demanda, en caso de diponerlos un determinadocliente.
APÉNDICE A / GLOSARIO DE TÉRMINOS U: IÍ.IZADOS 145
Demanda de Diseño.- Expresada en KVA, permite el dimensionamiento de la redeléctrica de distribución y el cómputo de caida de voltaje. Para eldimensionainiento se consideran los valores de demanda de diseño proyectadospara los siguientes periodos:
Red primaria: 15 añosRed secundaria y centros de transformación: 10 años
Demanda Diversificada (DD).- Puesto que las Demandas Unitarias no soncoincidentes en el tiempo, la potencia transferida hacia la carga es, engeneral, menor que la sumatoria de las demandas máximas individuales.En consecuencia, el valor de la Demanda a considerar para eldimensionamiento de la red en un punto dado, o para el dimensionamiento deuna acometida colectiva, debe ser calculado de acuerdo a la siguienteexpresión:
DD = DMUp * N / FD
Donde DMUp = Demanda máxima unitaria proyectadaN - Número de usuariosFD - Factor de diversificación.
Demanda Facturable.- Se entiende por demanda facturable la demanda máximade potencia integrada en un periodo de 15 minutos sucesivos y registrada enel lapso de los últimos 12 meses, incluido el de facturación.
De acuerdo con el pliego tarifario, se definen de acuerdo con el tipo deregistrador de demanda:
Con registrador de demanda.- La demanda facturable es la máximademanda registrada en el respectivos medidor de demanda, en losúltimos 12 meses incluido el de facturación.
Sin Registrador de demanda.- Para aquellos abonados que no sedisponga de registrador de demanda, ésta se computará de la siguienteforma:
El 90 % de los primeros 10 KW de carga instalada.El 80 % de los siguientes 20 KW de carga instalada.El 70 % de los siguientes 50 KW de carga instalada.El 50 % del exceso de carga instalada.
Si el abonado dispone de un transformador para su uso exclusivo, y notiene registrador de demanda, la demanda facturable será igual a lapotencia del transformador en KVA multiplicada por un factor depotencia de 0.9, es decir la potencia del transformador expresada enKW.
Demanda de aparatos de uso instantáneo.- Los procedimientos definidospara la determinación de la demanda facturable, o demanda máximaregistrada, señalados en los dos párrafos anteriores, no se aplicarána los consumos de aparatos de uso instantáneo como son por ejemplo:Soldadoras eléctricas, Rayos X, Turbinas de uso odontológico, etc. Lademanda facturable de estos aparatos se calculará en función de lapotencia de placa o de la medición de la potencia instantánea de losequipos mencionados. La demanda total será entonces la suma de lademanda registrada o calculada según lo establecido en los párrafosanteriores, más la potencia de placa de dichos aparatos.
Demanda máxima <DM) .- Es la mayor demanda que ha ocurrido durante unperiodo especifico de tiempo.
Demanda máxima unitaria (DMU).- Es el máximo valor de la demanda, expresadaen watios, KW ó KVA que se transfiere de la red eléctrica de distribuciónde bajo voltaje a la instalación de un cliente tipo.
Demanda máxima unitaria proyectada (DMCJp).- Expresada en KWh/mes/abonado(consumo mensual), KW (potencia activa), ó KVA (potencia aparente)considerando el factor de potencia, considera los incrementos de la DMUdurante el • periodo de vida útil de la instalación, originados en laintensificación progresiva en el uso de artefactos electrodomésticos.
APÉNDICE A / GLOSARIO DE TÉRMINOS UTILIZADOS 146
Demanda media (DMed).- Es la demanda promedio calculada durante un periodoespecifico de tiempo.
Disyuntor.- Se entiende por disyuntor el interruptor provisto dedispositivos para la desconexión automática en caso de sobrecarga ocortocircuito en la respectiva instalación.
Energía.- Nos referiremos siempre a la energia eléctrica, en caso dereferirse a otro tipo de energia deberá especificarse claramente. Es eltrabajo que la red entrega al usuario al utilizar una determinada potencia(KW) a través del tiempo (Horas), y está medida en Kilowatios-hora (KWh).
Empresa.- Es la Empresa Eléctrica o el concesionario del servicio eléctricoen un área determinada. En nuestro caso es la Empresa Eléctrica Quito S. A.
Factor de demanda (FDM).- Es la relación de la demanda máxima de un sistemaa la carga instalada. FDM « DM/CI. Indica la fracción de carga instaladaque es utilizada simultáneamente en el periodo de máximo requerimiento ypermite evaluar los valores adoptados por comparación con aquellos eninstalaciones existentes similares.
Factor de diversidad (FD) . - Determina la coincidencia en el tiempo de laDMUP, dependiente de su ubicación a partir de cada uno de los puntos de loscircuitos de alimentación y del número y tipo de clientes (N).
Factor de potencia (FP).- Se define como factor de potencia a la relaciónentre la potencia activa y la potencia aparente. En general parainstalaciones domiciliarias el factor de potencia considerado es de 0.95,para usuarios comerciales e industriales el factor de potencia promedio esde 0.9.
Penalización. - En el caso en que el factor de potencia medio de unabonado sea menor a 0.9, la facturación mensual será recargada en unfactor igual a la relación por cuociente entre 0.9 y el factor depotencia registrado.
La penalización por bajo factor de potencia es parte integrante de laplanilla por venta de energia.
Factor de uniformidad (FU).- Es la relación entre el nivel mínimo medido encualquier punto de la calzada y el nivel medio, ésto es: FU =NIminimo/NImedio.
índice acumulativo actual (Ti).- Expresado en %, corresponde al incrementoprogresivo de la demanda máxima unitaria, que tiene una relación geométricadirecta al número de años considerados.
Interruptor.- Es un aparato eléctrico conectado en serie a la entrada de uncircuito eléctrico, que sirve para cortar el flujo de corriente a dichocircuito.
Neutro.- Se denomina "neutro" al conductor central, puesto a tierra, de unsistema monofásico trifilar y el conductor, asimismo, puesto a tierra, deun sistema monofásico bifilar, como también el neutro propiamente dicho deun sistema trifásico conectado en estrella, igualmente puesto a tierra.
Red de distribución aérea.- Es la red de distribución en la cual .1 oselementos de la instalación se disponen sobre estructuras de soporteerigidos sobre el terreno.
Red de distribución subterránea.- Es la red de distribución en la cual loselementos de instalación se disponen en canalizaciones bajo el nivel delterreno y los centros de transformación en cámaras.
Redes secundaria (Bajo voltaje, BV) . - Es la parte de la red que opera avoltaje secundario o voltaje de utilización del usuario, abonado o cliente.Para la Empresa los voltajes nominales son 240/120 V en redes monofásicas,210/121 V en redes trifásicas de uso residencial, y 220/127 en redes de usonetamente industrial.
Regulación.- Ver caida de voltaje.
APÉNDICE A / GLOSARIO DE TÉRMINOS UTILIZADOS 147
Servicio monofásico bifilar (1F-2H).- Es el suministro desde un sistema conun conductor activo y el neutro.
Servicio bifásico trafilar (2F-3HJ.- Se entiende por servicio bifásicotrifilar, el suministrado por dos" conductores activos y uno derivado delcentro del bobinado secundario de un transformador monofásico dedistribución, así como también el servicio suministrado desde un sistematrifásico conectado en estrella, empleando dos conductores activos yneutro.
Servicio trifásico 4 hilos estrella (3F-4H).- Se entiende por serviciotrifásico 4 hilos estrella, el suministrado desde un transformadortrifásico o un banco de transformdores monofásicos con embobinadossecundarios conectados en estrella empleando los tres conductores activos yel neutro. (Es el sistema aplicado generalmente en la EEQSA).
Servicio trifásico 4 hilos triángulo.- Se entiende por servicio trifásico 4hilos triángulo, el suministrado desde un banco de 2 o 3 transformadoresmonofásicos conectados en triángulo en el lado secundario, empleando lostres conductores secundarios activos y la derivación central del embobinadosecundario (neutro) de uno de estos transformadores.
Tablero armario para medidores.- Es aquel tablero metálico, dividido en teso más compartimientos, que contienen en cubículos separados el primero eldisyuntor general y las barras de alimentación, el segundo los medidores yel cableado interior para las conexiones y el tercero los disyuntores.
Tablero de medidor o cajón de medición.- Es aquel cajón de madera o demetal con fondo de madera, que contiene el equipo de medida, el disyuntorprincipal de las instalaciones del abonado y las protecciones.
Tablero de medidores (Cajón de medidores).- Es aquel tablero de madera o demetal con fondo de madera, que contiene la caja de distribución paraderivar la alimentación a cada medidor, los equipos de medida, losdisyuntores principales de las instalaciones de los abqnados y lasconexiones. (Se lo utiliza para atender a varios usuarios dentro de unmismo inmueble o propiedad).
Usuario.- Ver cliente.
APÉNDICE B:
ESQUEMAS DE CONEXIONES TIPO DEL CONDUCTOR, EQUIPO DECONTROL Y PROTECCIÓN DE ACOMETIDAS
148
149
DIRECTA.
O 1 ,0*;t A :
Í o i e i o isr i IM o i n K: cr r A
- RED SECUNDARIA
ACOMETIDA
»~ HACIA EL CUENTE
DERIVACIÓN SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR
DE CORRIENTE PARA LA MEDICIÓN
Mi } MEDIDOR
TRANSFORMADOR DE CORRIENTE
PROTECCIÓN
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL : INGENIERÍA ELÉCTRICA
APÉNDICE TESIS DE GRADO
DIAGRAMA UNIFILAR
DE
SISTEMAS DE ACOMETIDAS
ALDO
J-u.ia.4o I I A.A.L.
150
(A) ACOMETIDA
® MEDIDOR
© PROTECCIÓN
(5) CARGA
-ÍÜ
D
L
MEDIDOR MONOFÁSICO 3H
MEDIDOR MONOFÁSICO 3H
KJ -Ú HJ
-TV
MEDIDOR BIFÁSICO 3H
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL i INGENIE RÍA ELÉCTRICA
B TESIS DE GRADO
Re-v:
DIAGRAMA DE CONEXIONES PARA
ACOMETIDA. MEDIDOR Y PROTECCIÓN
t. Dmx-fe*.
ALDO AGXJATkTO
-A..L.
®
151RED SECUNDARIA
ACOMETIDA
® MEDIDOR
© PROTECCIÓN
© CARGA
(?) TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
K>i K>i
M 3 4 8 7 9
L JMEDIDOR TRIFÁSICO 4H
MEDICIÓN DIRECTA
r
i
L..
TC
1
MEDIDOR TRIFÁSICOI3MDIRECTA
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL ; INGENIERÍA ELÉCTRICA
APÉNDICE TESIS DE GRADO
Re-v:
DIAGRAMA DE CONEXIONES PARA
ACOMETIDA, MEDIDOR Y PROTECCIÓNA.LDO
A.A.L.
ANEXO1:
CALCULO DE LA DISTANCIA MEDIA GEOMÉTRICA PARA CONDUCTORESTIPO SUCRE (MULTICONDUCTOR).
152
153
CALCULO DE LAS DISTANCIA MEDIA GEOMÉTRICA PARACONDUCTORES TIPO SUCRE
CONDUCTOR
CALIBRE
AWG
SECCIÓN
mm1
DIÁMETRO
APROX.
mm
ESPESOR
DEAISLAM.
mm
Dab
mm
Dbd
mm
DMG
mmBIPOLARES
2X18 Flex.
2x16Flex.
2 x 1 4 Sol.
2x14 Flex.
2x12 Sol.
2 x 1 2 Flex.
2x10 Sol.
2x10 Flex.
2 x 8 Flex.
2 x 6 Flex.
2 x 4 Flex
2 x 2
2x1/0
2x2/0
2x3/0
2x4/0
2 X 0,83
2X1,3
2X2,1
2X2,1
2X3,3
2X3.3
2X5,3
2X5,3
2X8.4
2X13,3
2X21,1
2 X 33,6
2X53,5
2 X 67,4
2 X 85.0
2X107,2
2X1.22
2X1,52
2X1,63
2 X 1 ,98
2X2,05
2 X 2.57
2 X 2,59
2 X 3,20
2 X 3,69
2X4,65
2X5,88
2X7,41
2 X 9,45
2 X 10.63
2X11,95
2X13,40
0,7?
0,76
1,14
1.14
1,14
1,14
1.14
1,14
1,52
1,52
1.52
1.52
2.03
2,03
2.03
2,03
2,740
3,040
3,910
4,260
4,330
4.850
4,870
5,480
6,730
7,690
8,920
10,450
13,510
14.690
16.010
17,460
3.875
4.299
5,530
6,025
6,124
6,859
6.897
7,750
9,518
10,875
12,615
14.779
19.106
20,775
22,642
24.692
2,740
3.040
3.910
4,260
4,330
4,850
4.870
5.480
6,730
7,690
8,920
10.450
13,510
14.690
16,010
17,460
TRIPOLARES
3X18 Flex,
3x16 Flex.
3x14 Sol.
3x14 Flex.
3 x 1 2 Sol.
3x12 Flex.
3x10 Sol.
3x10 Flex.
3 x 8 Flex.
3 x 6 Flex.
3 x 4 Flox
3 x 2
3x1/03x2/0
3x3/0
3x4/0
3 X 0.83
3X1,3
3X2,1
3X2,1
3X3,3
3X3,3
3X5,3
3X5,3
3X8.4
3X13,3
3X21.1
3 X 33,6
3 X 53.5
3 X 67,4
u 3 X 85,0
3X107.2
3X1.22
3X1,52
3X1,63
3X1,98
3X2.05
3 X 2,57
3 X 2.59
3 X 3,20
3 X 3,69
3 X 4,65
3 X 5,68
3X7,41
3 X 9.45
3X10,63
3X11,95
3X13,40
0,76
0,76
1,14
1,14
1,14
1.14
1.14
1,14
1.52
1.52
1,52
1,52
2.0-*
2,03
2,032,03
2,740
3,040
3,910
4,260
4,330
4.850
4,870
5,480
6,730
7.690
8,920
10,450
13,510
14,690
16,010
17,460
3.875
4.299
5,530
6.025
6,124
6.859
6,887
7,750
9.518
10,875
12,615
14.779
19,106
20.775
22,642
24,692
2,740
3.040
3.910
4,260
4.330
4.850
4,870
5,480
6,730
7.690
8,920
10,450
13,510
14.690
16,010
17.460
TETR^POLARES
4X18 Flex.
4x16 Flex.
4 x 1 4 Sol.
4x14 Flex.
4x12 Sol.
4x12 Ftex.
4x10 Sol.
4x10 Flex.
4x8 Flex.
4x6 Flex.
4 x 4 Flex
4 x 2
4x1/0
4x2/0
4x3/0
4x4/0
4 X 0,83
4X1,3
4X2,1
4X2,1
4X3,3
4X3,3
4 X 5,3
4X5,3
4X8.4
4X13,3
4X21,1
4 X 33.6
4 X 53,5
4 X 67.4
4 X 85,0
4X107.2
4 X 1 ,22
4X1,52
4X1,63
4X1,98
4X2,05
4 X 2,57
4 X 2,59
4 X 3,20
4 X 3,69
4 X 4.65
4X5,88
4X7.41
4 X 9,45
4X10.63
4X11,95
4X13,40
0,76
0,76
1,14
1,14
1,14
1,14
1,14
1,14
1,52
1,52
1,52
1.522,03
2,03
2,032,03
2,740
3,040
3,910
4,260
4,330
4.850
4,870
5.480
6,730
7,690
8,920
10,450
13,510
14,690
16,010
17.460
3,875
4,299
5,530
6,025
6,124
6,859
6.B87
7,750
9.518
10,875
12,615
14.779
19,106
20,775
22,642
24.692
3.076
3,412
4,389
4.782
4,860
5,444
5.466
6.151
7,554
8,632
10.012
11,730
15.164
16.489
17.971
19,598
* Para acometidas monofásicas 2H:
Dab - Dan DMG = Dab
* Para acometidas monofásicas 3H y bifásicas:
Dab = Dan = Dbn DMG = Dab
* Para acometidas trifásicas 4H:
Dab = Dbc = Den = DanDac = Dbd = Dab*(2)A(0,5)
Nota:
Dab - Dexterior + 2 Espesor de aislamiento
DMG = ÍDabA2*Dbd)A(1/3)
ANEXO 1
ANEXO 2:
CALCULO DE RESISTENCIA Y REACTANCIA PARA CONDUCTORES TIPOTTU Y SUCRE (MULTICONDUCTOR).
154
155
CA
LCU
LO D
E R
ES
IST
EN
CIA
Y D
E R
EA
CT
AN
CIA
PA
RA
CO
BR
E S
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RO
PA
RA
CO
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UC
TO
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S T
IPO
TT
U
CO
ND
UC
TOR
CA
LIB
RE
AW
G
8-7
h.
6-7
h.
4-7
h.
2-7
h.
1/0
- 7 h
.
2/0
- 7 h
.
3/0
- 7
h.
4/0
- 7
h.
1/0-
19
h.
2/0
- 19
h.
3/0
- 19
h.
4/0
- 19
h.
250
- 37
h.
300
- 37
h.
350
- 37
h.
400
- 37
h.
[ 50
0 - 3
7 h.
600
- 61
h.
70
0- 6
1 h.
75
0- 6
1 h.
800-
61
h.
1000
- 61
h.
SE
CC
IÓN
mm
2
8,4
13,3
21,1
33,6
53,5
67,4
85
107,
2
53,5
67,4
85 107,
2
126,
6
152
177,
4
202,
7
253,
4
304
354,
7
380
405,
4
506,
7
DIÁ
ME
TRO
AP
RO
X.
mm
3,69
4,65
5,88
7,41
9,36
10,5
11,7
9
13,2
6
9,45
10,5
11,9
5
13,4
14,6
2
16 17,3
18,4
9
20,6
5
22,6
3
24,4
8
25,3
5
26,1
7
29,2
6
R
D.C
.
20 °
C
Ohm
ios
/ Km
2,10
0
1,32
0
0,83
0
0,52
0
0,33
0
0,26
0
0,21
0
0,16
0
0,33
0
0,26
0
0,21
0
0,16
0
0,14
0
0,12
0
0,10
0
0,09
0
0,07
0
0,06
0
0,05
0
0,05
0
0,04
0
0,03
0
R D.C
.
70 °
C
Ohm
ios
/ Km
2,51
2
1,57
9
0,99
3
0,62
2
0,39
5
0,31
1
0,25
1
0,19
1
0,39
5
0,31
1
0,25
1
0,19
1
0,16
7
0,14
4
0,12
0
0,10
8
0,08
4
0,07
2
0,06
0
0,06
0
0,04
8
0,03
6
FAC
TOR
DE
CO
RR
EC
CIÓ
N
RE
SIS
TEN
CIA
D.C
.AD
EA
.C.
1,00
0
1,00
0
1,00
0
1,00
0
1,00
0
1,00
0
1,00
0
1,00
0
1,00
0
1,00
0
1,00
0
1,00
0
1,00
5
1,00
6
1,00
9
1,00
9
1,01
8
1,01
8
1,01
8
1,03
9
1,03
9
1,06
7
R
A.C
.
70 °
C
Ohm
ios
/ Km
2,51
2
1,57
9
0,99
3
0,62
2
0,39
5
0,31
1
0,25
1
0,19
1
0,39
5
0,31
1
0,25
1
0,19
1
0,16
8
0,14
4
0,12
1
0,10
9
0,08
5
0,07
3
0,06
1
0,06
2
0,05
0
0,03
8
Xa
a un
pie
60 H
z
Ohm
ios
/Km
0,40
9
0,39
2
0,37
4
0,35
7
0,33
9
0,3o
ú
0,32
2
0,31
3
0,33
5
0,32
7
0,31
7
0,30
9
0,30
1
0,29
4
0,28
9
0,28
3
0,27
5
0,26
8
0,26
2
0,25
9
0,25
7
0,24
8
Xd
60 H
z
Ohm
ios
/ Km
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
-0,0
666
X =
Xa
+ X
d
60 H
z
Ohm
ios
/ Km
0,34
3
0,32
5
0,30
8
0,29
0
0,27
2
0,26
4
0,25
5
0,24
6
0,26
8
0,26
1
0,25
1
0,24
2
0,23
5
0,22
8
0,22
2
0,21
7
0,20
9
0,20
1
0,19
5
0,19
3
0,19
0
0,18
2
R/X 7,3
4,9
3,2
2,1
1,4
1,2
1,0
0,8
1,5
1,2
1,0
0,8
0,7
0,6
0,5
0,5
0,4
0,4
0,3
0,3
0,3
0,2
Fact
or d
e m
ultip
licac
ión
de
las
resi
sten
cias
deb
ido
al a
umen
to d
e te
mpe
ratu
ra:
* 1,
196
par
a p
asar
de
20 a
70
°CA
NE
XO
2
156
CALCULO DE RESISTENCIA Y DE REACTANCIA PARA COBRE SEMIDUROPARA CONDUCTORES TIPO SUCRE
CONDUCTOR
CALIBRE
AWG
SECCIÓN
mm*
DIÁMETRO
APROX.
mm
DIÁMETRO
EXTERIOR
APROX.
mm
RESISTENCIA
D.C.
20 "C
Ohmios / Km
RESISTENCIA
D.C.
70 'C
Ohmios / Km
FACTOR DE
CORRECCIÓN
RESISTENCIA
D.C. ADEA.C.
RESISTENCIA
A.C.
70 °C
Ohmios / Km
Xa
a un pie
60 Hz
Ohmios / Km
Xd
60 Hz
Ohmios / Km
XXa + Xd
60 K:
Ohmtos / Km
BIPOLARES
2 X 1 8 Rex.
2 x 16 Flex
2 x 1 4 Sol
2x14 Flex.
2 x 1 2 Sol.
2 x 1 2 Flex.
2x10 Sol.
2x10 Flex.
2 x 8 Flex.
2 x 6 Flex.
2 x 4 Flex
2 x 2
2x1/0
2x2/0
2x3/02x4 /0
2 X 0.83
2X1,3
2X2 ,1
2X2,1
2X3.3
2X3,3
2X5,3
2X5,3
2X8,4
2X13.3
2X21,1
2 X 33.6
2 X 53,5
2 X 67,4
2 X 85,0
2 X 107,2
2 X 1.22
2X1.52
2X1,63
2X1.98
2 X 2,05
2 X 2,57
2X2,59
2 X 3.20
2 X 3.69
2X4,65
2X5.88
2 X 7.41
2 X 9.45
2 X 10,63
2X11,952X13,40
7,8
8,4
10,1
10,8
11
12
13
14,2
17,5
19,4
22,9
25,96
32,08
34,44
37,0839,98
15,158
9,765
8,492
8,492
5,330
5.330
3,360
3,360
2.151
1.354
0,851
0,536
0,337
0,267
0,212
0,168
18,129
11,679
10,156
10,156
6,375
6.375
4.019
4,019
2,573
1,619
1,018
0.641
0,403
0,319
0,2540,201
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,01
1,02
1,03
1,04
1,05
18,129
11,679
10,156
10,156
6,375
6.375
4,019
4,019
2,573
1,619
1,018
0.647
0.411
0,329
0,2640.211
0,489
0,473
0,468
0,453
0,450
0,433
0,433
0,417
0,409
0,392
0,374
0.357
0,338
0,329
0.317
0,309
-0,3553
-0,3475
-0,3285
-0.3220
-0,3208
-0,3122
-0,3119
-0,3030
-0,2875
-0,2775
-0.2663
-0.2544
-0.2350
-0,2287
-0.2222-0.2156
0,134
0,125
0,139
0,131
0,130
0,121
0,121
0,114
0,122
0,114
0.108
0,102
0,103
0,101
0,0950,093
TRIPOLARES
3X18 Flex.
3x16 Flex.
3x14 Sol.
3x14 Flex.
3x12 Sol.
3x12 Flex.
3x10 Sol.
3x10 Flex.
3 x 8 Flex.
3x6 Flex.
3 x 4 Flex
3 x 2
3x1/0
3x2/0
3x3/0
3x4/0
3 X 0,83
3X1,3
3X2,1
3X2,1
3X3,3
3X3,3
3X5.3
3X5.3
3X8,4
3X13,3
3X21,1
3X33.6
3 X 53,5
3 X 67,4
3 X 85,0
3X107,2
3 X 1,22
3X1,52
3X 1,63
3X1,98
3X2,05
3 X 2,57
3X2.59
3X3.20
3X3,69
3 X 4,65
3 X 5,88
3X7,41
3 X 9,45
3X10,63
3X11,95
3X13,40
8,2
8,8
10,7
11,4
11.6
12.7
13,8
15,9
18.5
20.6
24,3
27,58
34.17
36,71
39.56
44,2
15,158
9.765
8,492
8,492
5,330
5.330
3,360
3,360
2,151
1.354
0.851
0.5360,337
0,267
0,212
0,168
18,129
11,679
10,156
10,156
6.375
6,375
4,019
4,019
2,573
1,619
1.018
0.641
0,403
0.319
0,254
0,201
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,01
1,02
1,03
1,04
1.05
18,129
11,679
10,156
10,156
6,375
6,375
4,019
4,019
2,573
1.619
1,018
0.647
0,411
0,329
0,264
0,211
0,489
0,473
0.468
0.453
0,450
0,433
0,433
0,417
0,409
0,392
0,374
0.357
0.338
0,329
0,317
0,309
-0.3553
-0,3475
-0.3285
-0,3220
-0,3208
-0,3122
-0,3119
-0.3030
-0,2875
-0,2775
-0,2663
-0,2544
-0,2350
-0,2287
-0,2222
-0.2156
0,134
0.125
0,139
0,131
0,130
0,121
0,121
0,114
0,122
0,114
0,108
0.102
0,103
0,101
0,095
0,093
R / X
135.1
93,1
73,0
77,6
49,2
52.7
33,3
35,?
21,1
14,2
9,4
6,3
4.0
3,3
2,8
2,3
135,1
93,1
73,0
77.6
49.2
52,7
33,3
35,3
21.1
14,2
9,4
6,3
4,0
3.3
2.8
2,3
TETRAPOLARES
4 X 1 8 Flex.
4 x 1 6 Flex
4 x 1 4 Sol.
4x14 Rex.
4 x 1 2 Sol.
4 x 1 2 Flex.
4x10 Sol.
4x10 Flex.
4 x 8 Flex.
4x6 Flex.
4 x 4 Flex
4 x 2
4 X 1/0
4x2/0
4x3/04x4/0
4 X 0,83
4X1.3
4 X 2 , 1
4 X 2 , 14X3,3
4X3,3
4X5.3
4X5,3
4X8,4
4X13,3
4X21,1
4 X 33,6
4 X 53,5
4 X 67,4
4X85,04 X 107,2
4X1,22
4X1,52
4X1,63
4X1,98
4X2,05
4 X 2,57
4X2,59
4 X 3,20
4 X 3,69
4 X 4,65
4X5,88
4X7,41
4 X 9,45
4 X 10.63
4X11,954X13,40
8,9
9,6
11,7
12,6
12,7
14,8
15,8
17,3
20.3
23,6
26.6
30,29
37,6840.52
45.2348,73
15,158
9,765
8,492
8,492
5,330
5,330
3,360
3,360
2.151
1,354
0,851
0,536
0.3370.267
0,212
0,168
18,129
11,679
10,156
10,156
6,375
6,375
4,019
4,019
2,573
1,619
1,018
0.641
0,4030.319
0,2540,201
1,00
1,00
1,00
1.00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,01
1,02
1,03
1,04
1,05
18,129
11.679
10,156
10,156
6.375
6,375
4,019
4,019
2,573
1,619
1,018
0,647
0,411
0,329
0,2640,211
0,489
0.473
0,468
0,453
0,450
0,433
0.433
0.417
0.409
0.392
0.374
0,357
0.3380,329
0,317
0,309
-0,3466
-0,3387
-0,3196
-0.3133
-0.3121
-0,3035
•0,3032
-0.2943
-0.2788
-0,2688
•0.2576
•0,2456-0,2263-0,2200
-0,2135-0,2069
0,143
0,134
0,148
0,140
0,138
0,130
0,129
0,122
0,130
0,123
0,117
0,111
0.112
0.110
0,104
0,102
126,9
87,1
68,7
72,7
46,1
49,1
31, C
32,8
19,7
13,2
8,7
5.8
3,7
3,0
2,52,1
Factor de multiplicación de las resistencias debido al aumento de temperatura:* 1,196 para pasar de 20 a 70 "C
ANEXO 2
*
ANEXO 3:
CALCULO DE LOS KVA-m PARA CONDUCTORES TIPO TTU Y SUCRE(MULTICONDUCTOR).
157
158
KV
A-M
P
AR
A 1
%D
E C
AÍD
A D
E T
EN
SIÓ
N D
E C
OB
RE
SE
MID
UR
O P
AR
A C
ON
DU
CT
OR
TIP
O
TT
U0,
9C
ON
DU
CTO
R
CA
LIB
RE
AW
G
8-7
h.
6-7
h.
4-7
h.
2-7
h,
1/0
- 7 h
.
2/0
- 7
h.
3/0
- 7
h.
4/0
- 7
h.
1/0
- 19
h.
2/0
- 19
h.
3/0
- 19
h.
4/0
- 19
h.
250
- 37
h.
300
- 37
h.
350
- 37
h.
400
- 37
h.
500
- 37
h.
60
0-
61 h
.
700
- 61
h.
75
0-6
1 h.
800
- 61 h
.
10
00
-61
h.
SE
CC
IÓN
mm
2
8,4
13,3
21,1
33,6
53,5
67,4
85 107,
2
53,5
67,4
85
107,
2
126,
6
152
177,
4
202,
7
253,
4
304
354,
7
380
405,
4
506,
7
DIÁ
ME
TRO
AP
RO
X.
mm
3,69
4,65
5,88
7,41
9,36
10,5
11,7
9
13,2
6
9,45
10,5
11,9
5
13,4
14,6
2
16 17,3
18,4
9
20,6
5
22,6
3
24,4
8
25,3
5
26,1
7
29,2
6
R
A.C
.
70 °
C
Ohm
ios
/ Km
2,51
2
1,57
9
0,99
3
0,62
2
0,39
5
0,31
1
0,25
1
0,19
1
0,39
5
0,31
1
0,25
1
0,19
1
0,16
8
0,14
4
0,12
1
0,10
9
0,08
5
0,07
3
0,06
1
0,06
2
0,05
0
0,03
8
X =
Xa
+ X
d
(60
Hz)
Ohm
ios
/ Km
0,34
3
0,32
5
0,30
8
0,29
0
0,27
2
0,26
4
0,25
5
0,24
6
0,26
8
0,26
1
0,25
1
0,24
2
0,23
5
0,22
8
0,22
2
0,21
7
0,20
9
0,20
1
0,19
5
0,19
3
0,19
0
0,18
2
CA
PA
CID
AD
Am
p.
50 65 85 115
150
175
200
230
150
175
200
230
255
285
310
335
380
420
460
475
490
545
KV
A-M
120
1 0
2 H
ILO
S
30 46 70 105
152
182
214
258
152
183
215
259
284
314
351
374
430
469
515
515
564
633
120/
240
1 0
3 H
ILO
S
120
184
280
420
608
729
854
1.03
0
610
732
859
1.03
7
1.13
5
1.25
6
1.40
3
1.49
8
1.71
8
1.87
7
2.05
8
2.05
8
2.25
6
2.53
2
120/
208
20
3 H
ILO
S
60 92 140
210
304
365
427
515
305
366
429
518
568
628
701
749
859
938
1.02
9
1.02
9
1.12
8
1.26
6
120/
208
30
4 H
ILO
S
179
276
420
630
911
1.09
¿
1.28
1
1.54
5
915
1.09
8
1.28
8
1.55
5
1.70
3
1.88
5
2.10
4
2.24
7
2.57
7
2.81
5
3.08
7
3.08
8
3.38
3
3.79
8
AN
EX
O 3
159
CALCULO DE LOS KVA-M PARA COBRE SEMIDUROPARA CONDUCTOR TIPO SUCRE
fp= 0,9| CONDUCTOR
CALIBRE
AWG
SECCIÓN
mma
DIÁMETRO
APROX.
mm
R
A.C.
70 "C
Ohmios / Km
X = Xa + Xd
(60 Hz)
Ohmios / Km
CAPACIDAD
Amp.
KVA-M
120
1 0
2 HILOS
MONOFÁSICAS 2H
2X18 Fiex.
2x16Flex.
2x14 Sol.
2x14 Ftex.
2x12 Sol.
2x12 Flex.
2x10 Sol.
2x10 Flex.
2 x 8 Flex.
2 x 6 Flex.
2 x 4 Flex
2 x 2
2x1/0
2x2/0
2x3/0
2x4/0
2 X 0,83
2X1,3
2X2,1
2X2,1
2X3,3
2X3,3
2X5,3
2X5,3
2X8,4
2X13,3
2X21,1
2 X 33,6
2 X 53,5
2 X 67,4
2 X 85,0
2X107,2
2X1,22
2X1,52
2X1,63
2X1,98
2 X 2,05
2 X 2,57
2 X 2,59
2X3,20
2 X 3,69
2 X 4,65
2X5,88
2 X 7,41
2 X 9,45
2X10,63
2X11,95
2X13,40
CONDUCTOR
CALIBRE
AWG
SECCIÓN
mm3
DIÁMETRO
APROX.
mm
18,129
11,679
10,156
10,156
6,375
6,375
4,019
4019
2,573
1,619
1,018
0,647
0,411
0,329
0,264
0,211
R
A.C.
70 °C
Ohmios / Km
0,134
0,125
0,139
0,131
0,130
0,121
0,121
0,114
0,122
0,1140,108
0,102
0,103
0,101
0,095
0,093
X = Xa + Xd
(60 Hz)
Ohmios / Km
10
13
18
18
25
25
30
30
40
55
70
95
125
145
165
195
CAPACIDAD
Amp.
4,40
6,81
7,82
7,83
12,43
12,44
19,62
19,64
30.40
47,77
74,76
114,77
173.47
211.79
258,22
312,41
KVA-M
120/240
1 0
3 HILOS
MONOFÁSICAS 3H
3X18 Flex.
3x16 Flex.
3x14 Sol.
3x14 Flex.
3x12 Sol.
3x12 Flex.
3x10 Sol.
3x10 Flex.
3x8 Flex.
3x6 Flex.
3 x 4 Flex
3 x 2
3x1/0
3x2/0
3x3/0
3x4/0
3 X 0,83
3X1,3
3X2,1
3X2,1
3X3,3
3X3,3
3X5,3
3X5,3
3X8,4
3X13,3
3X21,1
3 X 33,63 X 53,5
3 X 67,4
3X85,0
3X107,2
L 3X1,223 X 1 ,52
3X 1 ,633 X 1 ,98
3X2,05
3 X 2,57
3 X 2,59
3X3,20
3X3,69
3 X 4,65
3 X 5,88
3 X 7,413 X 9,453X10,63
3X11,95
3X13,40
18,129
1 1 ,679
10,156
10,156
6,375
6,375
4,019
4,019
2,573
1,619
1,0180,647
0,4110,329
0,264
0,211
0,134
0,125
0,139
0,131
0,130
0,121
0,121
0,114
0,1220,114
0,108
0,1020,103
0,1010,095
0,093
7
10
15
15
20
20
25
25
35
45
60
80
105
120
135
160
17,59
27,26
31.30
31,31
49,71
49,74
78,49
78,55
121,60
191,07
299,06
459,09
693,88
847.15
1032,89
1249,64
ANEXO 3
160
CALCULO DE LOS KVA-M PARA COBRE SEMIDUROPARA CONDUCTOR TIPO SUCRE
fp= 0,9CONDUCTOR
CALIBRE
AWG
SECCIÓN
mm2
DIÁMETRO
APROX.
mm
R
A.C.
70 °C
Ohmios / Km
X = Xa + Xd
(60 Hz)
Ohmios / Km
CAPACIDAD
Amp.
KVA-M
120/208
20
3 HILOS
BIFÁSICAS 3H
3X18 Flex.
3x16Flex.
3x14 Sol.
3x14 Flex.
3 x 1 2 Sol.
3x12 Flex.
3x10 Sol.
3x10 Flex.
3 x 8 Flex.
3x6 Flex.
3x4 Flex
3 x 2
3x1/0
3x2/0
3x3/0
3x4/0
3 X 0,83
3X1,3
3X2,1
3X2,13X3,3
3X3,3
3X5,3
3X5,3
3X8,4
3X13,3
3X21,1
3 X 33,63 X 53,53 X 67,43 X 85,03X107,2
3X1,22
3X1,52
3X1,63
3X1,98
3 X 2,05
3 X 2,57
3 X 2,59
3X3,20
3 X 3,69
3X4,65
3X5,88
3 X 7,41
3 X 9,45
3X10,63
3X11,95
3X13,40
CONDUCTOR
CALIBRE
AWG
SECCIÓN
mm2
DIÁMETRO
APROX.
mm
18,129
11.679
10,156
10,156
6,375
6,375
4,019
4.019
2,573
1 019
1,018
0,647
0,411
0,329
0,264
0,211
R
A.C.
70 8C
Ohmios / Km
0,134
0,125
0,139
0,131
0,130
0,121
0,121
0,114
0,122
0,114
0,108
0,102
0,103
0,101
0,095
0,093
X = Xa -f Xd
(60 Hz)
Ohmios / Km
7
10
15
15
20
20
25
25
35
45
60
80
105
120
135
160
CAPACIDAD
Amp.
8,79
13,63
15,65
15,66
24,85
24,87
39,24
39,28
60,80
95.54
149,53
229,55
346,94
423,58
516,45
624,82
KVA-M
120/210
30
4 HILOS
TRIFÁSICAS 4H
4 X 1 8 Flex.
4x16 Flex.
4 x 1 4 Sol.
4x14 Flex.
4x12 Sol.
4x12 Flex.
4 x 1 0 Sol.
4x10 Flex.
4 x 8 Flex.
4x6 Flex.
4 x 4 Flex
4 x 2
4x1/0
4x2/0
4x3/0
4x4/0
4 X 0,83
4X1,3
4X2,1
4X2,1
4X3,3
4X3,3
4X5,3
4X5,3
4X8,4
4X13,3
4X21,1
4 X 33,6
4X53,5
4 X 67,4
4 X 85,0
4X107,2
4X1,22
4X1.52
4 X 1 ,63
4X1.98
4 X 2,05
4 X 2,57
4 X 2.59
4X3,20
4X3,69
4 X 4,65
4 X 5,88
4 X 7,41
4 X 9,45
4X10,63
4X11,95
4X13,40
18,129
1 1 ,679
10,156
10,156
6,375
6,375
4,019
4,019
2,573
1,619
1,018
0,647
0,411
0,329
0,264
0,211
0,143
0,134
0,148
0,140
0,138
0,130
0,129
0,122
0,130
0,123
0,117
0,111
0,112
0.110
0,104
0,102
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12
12
16
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36
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116
133
26,38
40,87
46,93
46,95
74,52
74,56
117.61
117,71
182.11285,89
446,83
684,49
1031.38
1256,69
1528,52
1844,08
ANEXO 3
ANEXO 4:
CALCULO DELPORCENTAJE REAL DE CAÍDA DE VOLTAJE PARACONDUCTORES TIPO TTU Y SUCRE (MULTICONDUCTOR).
161
162
CALCÓLO DE CAÍDAS DE VOLTAJE EN FUNCIÓN CE LA CARGA Y
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37.2
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22.8
040
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49,6
025
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27.6
050
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028
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55.2
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50 88 100
50 90 100
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0.37
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0.87
0.98 1.15
0.56
0.98 1.12
0.53
0.93 1.08
0.54
0.97
1.08
0.54
0,97 1.09
0.93
0.9
81.0
6
0.54
0.99
1.07
0.9
30.
94
1.06
0.64
0.97
1.07
"0.5
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1.07
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1.11
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ANEXO 4
163
CALCÓLO DE CAÍDAS DE VOLTAJE EN FUNCIÓN DE LA CARGA Y
LONGITUD, PARA CONDUCTORES TIPO TTU
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1,16
1,55
0,61
0,98
1,22
0,55
0,79
1,11
0,45
0,71
0,91
0,39
0,58
0,77
0,34
0,50
0,68
0,29
0,45
0,57
0,28
0,47
0,57
0,27
0,47
0,55
0.26
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0,58
0,87
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0,51
0,76
1,03
0,43
0,68
0,86
0,43
0,70
0,85
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ANEXO 5:
CURVAS TÍPICAS DE LOS DIFERENTES TIPOS DE CLIENTES.
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ANEXO 6:
DATOS DE COSTOS DE CONDUCTORES Y COSTOS MARGINALES DEPERDIDAS.
174
ANEXO 6 / DATOS DE COSTOS DE CONDUCTORES Y COSTOS MARGINALES DE PERDIDAS 175
A.6.1. Costos de Conductores
Los costos de conductores se tomaron de las empresas fabricantesElectro Cables y Cablee, y E.Q.Los costos de instalación (mano de obra) y de los materiales que se usanen los diferentes tipos de acometidas fueron tomados de los datosvigentes utilizados por el Departamento de Instalaciones de la E.E.Q.S.A.Los precios se detallan a continuación en el siguiente cuadro:
CALIBRE DECONDUCTOR
[AWG]
2*10
2*8
2*6
3*103*8
3*6
3*4
3*2
3*1/02*8 (8)
2*6(6)
2*4(6)
2*2(4)
2*1/0(2)
2*2/0(1/0)
2*3/0(1/0)2*4/0(1/0)
3*8 B2*8(8) B2*6(6) B
2*4(6) B
2*2(2) B
4*8
4*6
4*4
4*2
4*1/03*8(8)3*6(6)3*4(6)3*2(4)
3*1/0(2)3*2/0(2)
3*3/0(1/0)3*4/0(1/0)
COSTO DECONDUCTOR
($ / m. cond.J
3.466
5.099
6.673
4.833
6.786
9.687
14.78622.960
23.6125.1196.673
8.871
13.350
20.810
24.690
31.555
37.9196.786
5.1196.673
8.871
13.3508.871
12.848
19.88426.84336.2396.826
9.19212.48918.75529.20235.02244.12753.673
COSTO DEMATERIALES
[í / mal Inst]
19.913
20.177
20.177
24.277
24.277
24.373
27.42977.429
27.429101.108
101.108
101.108
101.108
131.502
131.502
131.502
94.7337.272
7.272
101.108101.108
101.108
28.473
31.823
31.82331.82331.823157.740157.740157.740157.740157.74089.57889.578104,614
COSTO DEINSTALACIÓN
[$ / mano obra]
22.700
22.700
22.700
32.400
32.400
32,40032.40032.400
32.400
151.300
151.300
151.300
151.300
151.300
151.300
151.300
151.300
32.400151.300
151.300
151.300
151.30037.800
37.80037.800
37.80037.800151.300151.300
151.300151.300151.300151.300151.300151.300
ANEXO 6 / DATOS DE COSTOS DE CONDUCTORES Y COSTOS MARGINALES DE PERDIDAS
A.6.2. Costos de Pérdidas de Potencia y Energía
176
Definición de costo marginal: Se entiende como costo Marginal al cambioen los costos totales cuando se presenta un cambio pequeño en la demanday son costos que pueden cambiar de acuerdo con las circunstanciassociales y en el tiempo. [1].
La evaluación económica de pérdidas libera recursos marginales atodo nivel, los costos correspondientes para valorarlos son costosmarginales, es asi como el valor de pérdidas por energia para una empresaes en el caso ecuatoriano el costo para la empresa de las compras queefectúa a INECEL a la tarifa en bloque; actualmente dicha tarifa norefleja dichos costos marginales de energia. Para el siguiente análisis,se supondrá que los costos de energia para la empresa corresponde alvalor de la tarifa de energia de INECEL, asi como la componente de loscostos correspondientes al nivel de interconexión coinciden con loscostos económicos para la empresa [1].
Los datos de costos marginales de pérdidas de potencia y energia para laevaluación económica fueron tomados de la referencia [ 1 ] , asumiendo quelos costos marginales de acometidas son los de los costos marginales delos secundarios. Cabe aclarar que no existen costos marginales paraevaluar las pérdidas de acometidas.En el siguiente cuadro se detallan los costos marginales:
COSTOS MARGINALES DE ENERGÍA Y POTENCIACMe [USc$/KWh]CMp [US$/KW-año]
553
ANEXO 7:
CALCULO DE PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA.
177
178
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168.K
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C2369.8
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999.
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403,
88
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ANEXO 8:
CALCULO DE COSTOS A VALOR PRESENTE DE PERDIDAS TOTALES ENFUNCIÓN DE LOS KVA Y CALCULO DE LOS COSTOS TOTALES A VALOR
PRESENTE EN FUNCIÓN DE COSTOS DE INVERSIÓN Y PERDIDASTOTALES.
182
183
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27.6
71
9.5
70.8
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13.0
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18.0
94.8
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10.6
85
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43
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56
59.8
17.7
24
72.3
79.4
46
86.1
37.5
22
101.0
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288.7
83
12.8
48
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00
326.5
83
4-6
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330.6
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342.9
45
363.3
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47
473.8
43
527.0
21
5OT.3
7S657.9
19
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40
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467.3
03
4*4
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55C
724.3
96
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85
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96
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65
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1.06
7.13
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66.8
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74.4
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37.1
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1.5
22.7
2.
1.6
31.4
8;
1.7
64.4
11
1.9
21.5
09
2.1
02.7
7.
2.3
08.2
09
2.5
37.8
12
2.7
91.5
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3.0
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25
3.3
71.6
35
3.6
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1'
4.4
22.9
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v.c.
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V.
AN
EX
OS
ANEXO 9:
• CURVAS DE COSTO TOTAL EN FUNCIÓN DE LOS KVA MÁXIMOSINICIALES.
189
190
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ANEXO 10:
CONDUCTOR ECONÓMICO DE ACOMETIDAS.
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ANEXO 11:
GUIAS TÉCNICO ECONÓMICAS DE DISEÑO DE ACOMETIDAS DERIVADASDE REDES SECUNDARIAS MONOFÁSICAS Y TRIFÁSICAS.
204
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0(2)
3*3/
0(1/
0)3'
3*X
1/0)
3*3/
0(1*
))3*
3/0(
1)0)
4*8
4*8
4*8
3*6
B3*
6 B
3*6
B3
-68
3*4
B4*
44'4
3*4
B3*
4(6)
3-2(
4)3-
2(4)
3-2(
4)3'
1/D
(2)
3-1/
0(2)
\)
3-3/
0(1/
0)3'
1/0(
2)3-
4/0(
1/0)
3*4/
0(1/
0)3*
2/0(
2)3*
2/0(
2)
AN
EX
O 1
1
ANEXO 12:
ESTRUCTURAS TIPO (KITS) DE ACOMETIDAS, MEDIDORES YPROTECCIONES.
207
208
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOSLISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT DE ACOMETIDAAC2 2*10 MULT, AEREA-AEREA, 0.10 - 1.00 KVAAEREA, MONOFÁSICA, 2 HILOS, DEMANDA 0.10 A 1.00 KVACÓDIGO012102310210701704608001073029160224960702402309
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALMULTICONDUCTOR DE COBRE 2X10 AWGPINZAS METÁLICAS DE 18 -23 mmABRAZADERA GALVANIZADA, DIÁMETRO 1/4"ALAMBRE GALVANIZADO No. 16CLAVOS DE 2 1/2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0
UNIDACMETROC/UC/ULIBRALIBRAC/U
CANT20,002,007,001,000,252,00
COSTO TOTAL
COSTO3.4664.858
76920
2.1904.100
89.233
KIT DE ACOMETIDAAC3 2*8 MULT, AEREA-AEREA, 1.1 - 2.00 KVAAEREA, MONOFÁSICA, 2 HILOS, DEMANDA 1.10 A 2.00 KVACÓDIGO012102330210701704608005073029160224960702402309
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALMULTICONDUCTOR DE COBRE 2 X 8 AWGPINZAS METÁLICAS DE 18 -23 mmABRAZADERA GALVANIZADA, DIÁMETRO 1/2"ALAMBRE GALVANIZADO No. 16CLAVOS DE 2 1/2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0
UNIDACMETROC/UC/ULIBRALIBRAC/U
CANT20,002,007,001,000,252,00
COSTO TOTAL
COSTO50994.858
113920
2.1904.100
122.157
KIT DE ACOMETIDAAC4 3*10 MULTI, AEREA-AEREA, 2.10 - 4.00 KVAAEREA, MONOF. A 3 HILOS o BIFÁSICA A 3 HILOS. DEMANDA 2.10 A 4.00 KVACÓDIGO012103310210701704608005073029160224960702402309
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALMULTICONDUCTOR DE COBRE 3X10 AWGPINZAS METÁLICAS DE 18 -23 mmABRAZADERA GALVANIZADA, DIÁMETRO 1/2"ALAMBRE GALVANIZADO No. 16CLAVOS DE 2 1/2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0
UNIDACMETROC/UC/ULIBRALIBRAC/U
CANT20,002,007,001,000,253,00
COSTO TOTAL
COSTO4.833,004.858,00
113,40920,00
2.190,004.100,00
120.937
ANEXO 12
209
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOSLISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT DE ACOMETIDAAC5 3*8 MULT, AEREA-AEREA, 4.10 - 7.00 KVAAEREA, MONOF. A 3 HILOS o BIFÁSICA A 3 HILOS, DEMANDA 4.10 A 7.00 KVACÓDIGO012103330210701704608005073029160224960702402309
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALMULTICONDUCTOR DE COBRE 3 X 8 AWGPINZAS METÁLICAS DE 18 -23 mmABRAZADERA GALVANIZADA, DIÁMETRO 1/2"ALAMBRE GALVANIZADO No. 16CLAVOS DE 2 1/2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0
UNIDADMETROC/Uc/uLIBRALIBRAC/U
CANT20,002,007,001,000,253,00
COSTO TOTAL
COSTO6.786,004.858,00
113,40920,00
2.190,004.100,00
159.997
KIT DE ACOMETIDAAC6 3*6 MULT, AEREA-AEREA, 7.10 -10.00 KVAAEREA, MONOF. A 3 HILOS O BIFÁSICA A 3 HILOS, DEMANDA 7.10 A 10.00 KVACÓDIGO012103350210701704608007073029160224960702402309
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALMULTICONDUCTOR DE COBRE 3X6 AWGPINZAS METÁLICAS DE 18 -23 mmABRAZADERA GALVANIZADA, DIÁMETRO 5/8"ALAMBRE GALVANIZADO No. 16CLA VOS DE 21/2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0
UNIDADMETROC/UC/ULIBRALIBRAC/U
CANT20,002,007,001,000,253,00
COSTO TOTAL
COSTO9.687,004.858,00
127,05920,00
2.190,004.100,00
218.113
KIT DE ACOMETIDAAC7 3*4 MULT, AEREA-AEREA, 10.10 - 14.00 KVAAEREA, MONOF. A 3 HILOS O BIFÁSICA A 3 HILOS, DEMANDA 10.10 A 14.00 KVACÓDIGO012103370210701904608009073029160224960702402309
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALMULTICONDUCTOR DE COBRE 3 X 4 AWGPINZAS METÁLICAS DE 24 -28 mmABRAZADERA GALVANIZADA, DIÁMETRO 3/4"ALAMBRE GALVANIZADO No. 16CLAVOS DE 2 1/2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0
UNIDADMETROC/UC/ULIBRALIBRAC/U
CANT20,00
2,007,001,000,253,00
COSTO TOTAL
COSTO14.786,006.316,00
147,00920,00
2.190,004.100,00
323.149
ANEXO 12
210
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOSLISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT DE ACOMETIDAAC8 2*4(6) TTU, AEREA-SUBTERR, 0.10 -15.00 KVAAEREA-SUBTERR, MONOF. 3 HILOS, DEMANDA 0.10 A 15.00 KVACÓDIGO0235720107500510024023090121013701030235027025020223121304400109024157120235720202357203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALABRAZ. FLEJE 1.6 * 25 MM Y 170 MM TUBTUBO DE HIERRO GALVANIZADO DE 1 1/2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 4 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 6 AWGPLANCHA DE MARMOL TRIFÁSICAPIHUELOS DE BRONCEFUSIBLE DE ALUMINIO No. 80 ATERMINALES PLANOS DE 35 mmABRAZ. FLEJE 1.6 * 25 MM Y 200 MM TUBABRAZ. FLEJE 1.6 *25 MM Y 280 MM TUB
UNIDACC/Uc/uC/UMETROMETROC/UC/UMETROC/UC/UC/U
CANT1,001,003,00
40,0020,00
1,004,000,404,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.875,00
47.880,004.100,003.618,001.635,00
10.915,004.120,00
620,001.915,001.875,001.875,00278.528
AC9 2*2(4) TTU, AEREA-SUBTERR, 14.10 - 25.00 KVAAEREA-SUBTERR, MONOF. 3 HILOS, DEMANDA 14.10 A 25.00 KVACÓDIGO0235720107500510024023090127013901030237027025020223121304400109024157120235720202357203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 170 MM TUBTUBO DE HIERRO GALVANIZADO DE 1 1/2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 2 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 4 AWGPLANCHA DE MARMOL TRIFÁSICAPIHUELOS DE BRONCEFUSIBLE DE ALUMINIO No. 80 ATERMINALES PLANOS DE 35 mmABRAZ. FLEJE 1.6 * 25 MM Y 200 MM TUBABRAZ. FLEJE 1.6 * 25 MM Y 280 MM TUB
UNIDACC/UC/UC/UMETROMETROC/UC/UMETROC/UC/UC/U
CANT1,001,003,00
40,0020,00
1,004,000,404,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.875,00
47.880,004.100,005.405,002.540,00
10.915,004.120,00
620001.915,001.875,001.875,00368.108
KIT DE ACOMETIDAAC1 O 2*1/0(2) TTU, AEREA-SUBTERR, 0.10 - 35.00 KVAAEREA-SUBTERR, MONOF. 3 HILOS, DEMANDA 0.10 A 35.00 KVACÓDIGO02357201075005120240230901210141010302390262830202628054024157130235720202357203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALABRAZ. FLEJE 1.6 * 25 MM Y 170 MM TUBTUBO DE HIERRO GALVANIZADO DE 2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 1/0 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 2 AWGBASE PORTAFUSIBLE NH 160 AFUSIBLE TIPO N-H DE 125 ATERMINALES PLANOS DE 50 mmABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 200 MM TUBABRAZ. FLEJE 1.6 * 25 MM Y 280 MM TUB
UNIDACC/UC/UC/UMETROMETROC/UC/UC/UC/UC/U
CANT1,001,003,00
40,0020,00
2,002,004,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.875,00
58.175,254.100,008.392,004.026,00
15.401,008.470,001.915,001.875,001.875,00
547.702
ANEXO 12
211
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOS
LISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT DE ACOMETIDAAC1 1 2*4(6) TTU, SUBTERRAN-SUBTERRAN, 0.10 A 15.00 KVA
SUBTERR-SUBTERR, MONOF. 3 HILOS, DEMANDA 0.10 A 15.00 KVACÓDIGO0240230901210137010302351110302302150301
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 4 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 6 AWGEMPALMES TIPO SCOTCHCINTA AISLANTE TIPO PVC
UNIDACC/UMETROMETROC/UROLLO
CANT1,00
40,0020,00
3,000,50
COSTO TOTAL
COSTO4.100,003.618,001.635,00
50.000,007.280,00
335.160
KIT DE ACOMETIDAAC12 3*6 MULTI, TRAFO-AEREA, 0.10 A 10.00 KVATRAFO-AEREA, MONOF. A 3 HILOS, DEMANDA 0.10 A 10.00 KVACÓDIGO01210335021070170460800707302916022496070240230902410308
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALMULTICONDUCTOR DE COBRE 3 X 6 AWGPINZAS METÁLICAS DE 18-23 mmABRAZADERA GALVANIZADA, DIÁMETRO 5/8"ALAMBRE GALVANIZADO No. 16CLAVOS DE 2 1/2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONECTOR TIPO KSU-25 BURNDY (1/0 SÍGAME
UNIDACMETROC/UC/ULIBRALIBRAC/UC/U
CANT20,002,007,001,000,251,002,00
COSTO TOTAL
COSTO9.687,004.858,00
127,05920,00
2.190,004.100,003.850,00
217.613
KIT DE ACOMETIDAAC1 3 3*4 MULTI, TRAFO-AEREA, 0.10 A 14.00 KVATRAFO-AEREA, MONOF. A 3 HILOS, DEMANDA 0.10 A 14.00 KVACÓDIGO01210337021070190460800907302916022496070240230902410308
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALMULTICONDUCTOR DE COBRE 3 X 4 AWGPINZAS METÁLICAS DE 24 -28 mmABRAZADERA GALVANIZADA, DIÁMETRO 3/4"ALAMBRE GALVANIZADO No, 16CLAVOS DE 21/2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONECTOR TIPO KSU-25 BURNDY (1/0 SÍGAME
UNIDACMETROC/UC/ULIBRALIBRAC/UC/U
CANT20,00
2,007,001,000,251,002,00
COSTO TOTAL
COSTO14.786,006.316,00
147,00920,00
2.190,004.100,003.850,00
322.649
212
PARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOS
LISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT DE ACOMETIDAAC14 2*2(4) TTU, TRAFO-SUBTERR, 1F-3H, 0.10 A 25.00 KVATRAFO-SUBTERR, MONOF. 3 HILOS, DEMANDA 0.10 A 25.00 KVACÓDIGO0235720107500510024023090127013901030237024157120235720202357203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 170 MM TUBTUBO DE HIERRO GALVANIZADO DE 1 1/2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 2 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 4 AWGTERMINALES PLANOS DE 35 mmABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 200 MM TUBABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 280 MM TUB
UNIDADC/UC/UC/UMETROMETROC/UC/UC/U
CANT1,001,003,00
40,0020,00
2,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.875,00
47.880,004.100,005.405,002.540,001.915,001.875,001.875,00
336.635
AC1 5 2*1/0(2) TTU, TRAFO-SUBTERR, 1F-3H, 0.10 A 35.00 KVA
TRAFO-SUBTERR, MONOF. 3 HILOS, DEMANDA 0.10 A 35.00 KVACÓDIGO0235720107500512024023090121014101030239024157130235720202357203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALABRAZ. FLEJE 1.6 *25 MM Y 170 MM TUBTUBO DE HIERRO GALVANIZADO DE 2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 1/0 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 2 AWGTERMINALES PLANOS DE 50 mmABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 200 MM TUBABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 280 MM TUB
UNIDADC/UC/UC/UMETROMETROC/UC/UC/U
CANT1,001,003,00
40,0020,002,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.875,00
58.175,254.100,008.392,004.026,001.915,001.875,001.875,00
496.130
AC16 2*2/0(2) TTU, TRAFO-SUBTERR, 1F-3H, 0.10 A 35.00 KVA
TRAFO-SUBTERR, MONOF. 3 HILOS, DEMANDA 0.10 A 35.00 KVACÓDIGO0235720107500512024023090121014201030239024157130235720202357203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 170 MM TUBTUBO DE HIERRO GALVANIZADO DE 2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 2/0 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 2 AWGTERMINALES PLANOS DE 50 mmABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 200 MM TUBABRAZ. FLEJE 1.6 * 25 Mlv: Y 280 MM TUB
UNIDADC/UC/UC/UMETROMETROC/UC/UC/U
CANT1,001,003,00
40,0020,00
2,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.875,00
58.175,254.100,00
10.332,004.026,001.915,001.875,001.875,00
573.730
ANEXO 12
213
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIM.ES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOSLISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT DE ACOMETIDAAC1 7 2*4/0(1/0) TTU, 1F-3H, CARGA 0.10 A 55.00 KVATRAFO-SUBTERR, MONOF. 3 HILOS, DEMANDA 0.10 A 55.00 KVACÓDIGO0235720107500514024023090127014401030241024157140235720202357203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALABRAZ. FLEJE 1.6 * 25 MM Y 170 MM TUBTUBO DE HIERRO GALVANIZADO DE 2 1/2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 4/0 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 1/0 AWGTERMINALES PLANOS DE 70 mmABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 200 MM TUBABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 280 MM TUB
UNIDACC/UC/UC/UMETROMETROC/UC/UC/U
CANT1,001,003,00
40,0020,00
2,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.875,00
70.717,504.100,00
15.754,006.411,003.045,001.875,001.875,00
853.113
AC1 8 3*8 MULTI, SUBTERR-AEREA, 0.10 A 7.00 KVASUBTERR-AEREA, BIFÁSICA, 3 HILOS, DEMANDA 0.10 A 7.00 KVACÓDIGO012103330460800702249607
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALMULTICONDUCTOR DE COBRE 3 X 8 AWGABRAZADERA GALVANIZADA, DIÁMETRO 5/8"CLAVOS DE 2 1/2"
UNIDACMETROC/ULIBRA
CANT20:0040,00
1,00
COSTO TOTAL
COSTO2.190,003.890,888.064,00
207.499
KIT ACOMETIDAAC1 9 4*8 MULTI, AEREA-AEREA, 0.10 A 10.00 KVAAEREA-AEREA, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 0.10 A 10.00 KVACÓDIGO012104330210701704608007073029160224960702402309
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALMULTICONDUCTOR DE COBRE 4 X 8 AWGPINZAS METÁLICAS DE 18 -23 mmABRAZADERA GALVANIZADA, DIÁMETRO 5/8"ALAMBRE GALVANIZADO No. 16CLAVOS DE 2 1/2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0
UNIDACMETROC/UC/ULIBRALIBRAC/U
CANT20,00
2,007,001,000,254,00
COSTO TOTAL
COSTO5.405,002.804,003.890,88
14.786,008.064,00
C95.00
161.726
214
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOSLISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT ACOMETIDAAC20 4*6 MULTI, AEREA-AEREA, 10.10 A 12.00 KVAAEREA-AEREA, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 10.10 A 12.00 KVACÓDIGO012104350210701904608010073029160224960702402309
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALMULTICONDUCTOR DE COBRE 4 X 6 AWGPINZAS METÁLICAS DE 24 -28 mmABRAZADERA GALVANIZADA, DIÁMETRO 1"ALAMBRE GALVANIZADO No. 16CLAVOS DE 2 1/2"CONECTOR R/P CU-AL 8-270
UNIDACMETROC/UC/ULIBRALIBRAC/U
CANT20,002,007,001.000,254,00
COSTO TOTAL
COSTO12.848,006.316,00
189,00920,00
2.190,004.100,00
288.783
AC21 4*4 MULTI, AEREA-AEREA, 12.10 A 15.00 KVAAEREA-AEREA, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 12.10 A 15.00 KVACÓDIGO012104370210701904608010073029160224960702402309
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALMULTICONDUCTOR DE COBRE 4 X 4 AWGPINZAS METÁLICAS DE 24 -28 mmABRAZADERA GALVANIZADA, DIÁMETRO 1"ALAMBRE GALVANIZADO No. 16CLAVOS DE 2 1/2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0
UNIDACMETROC/UC/ULIBRALIBRAC/U
CANT20,002,007,001,000,254,00
COSTO TOTAL
COSTO19.884,006.316,00
189,00920,00
2.190,004.100,00
429.503
KIT ACOMETIDAAC22 3*4(6) TTU, AEREA-SUBTERR, 0.10 A 20.00 KVAAEREA-SUBTER, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 0.10 A 20.00 KVACÓDIGO0235720107500510024023090121013701030235027025020223121304400109024157120235720202357203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALABRAZ. FLEJE 1.6 * 25 MM Y 170 MM TUBTUBO DE HIERRO GALVANIZADO DE 1 1/2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 4 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 6 AWGPLANCHA DE MARMOL TRIFÁSICAPIHUELOS DE BRONCEFUSIBLE DE ALUMINIO No. 80 ATERMINALES PLANOS DE 35 mmABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 200 MM TUBABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 280 MM TUB
UNIDACC/UC/UC/UMETROMETROC/UC/UMETROC/UC/UC/U
CANT1,001,004,00
60,0020.00
1,006,000,206,001.001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.875,00
47.880,004.100,003.618.001.635,00
10.915,004.120,00
620,001.915,001.875,001.875,00
366.934
ANEXO 12
215
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOSLISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT ACOMETÍ DAAC23 3*2(4) TTU, AEREA-SUBTERR, 20.01 A 30.00 KVAAEREA-SUBTER, TRIFÁSICA^ HILOSJDEMANDA20.011 A 30.00 KVACÓDIGO0235720107500512024023090127013901030237027025020223121304400109024157120235720202357203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 170 MM TUBTUBO DE HIERRO GALVANIZADO DE 2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. ,? AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 4 AWGPLANCHA DE MARMOL TRIFÁSICAPIHUELOS DE BRONCEFUSIBLE DE ALUMINIO No. 80 ATERMINALES PLANOS DE 35 mmABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 200 MM TUBABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 280 MM TUB
UNIDACC/UC/UC/UMETROMETROC/UC/UMETROC/UC/UC/U
CANT1,001,004,00
60,0020,00
1,006,000,206,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.87f,00
58.175,254.100,005.405,002.540,00
10.915,004.120,00
620,001.915,001.875,001.875,00
502.549
KIT ACOMETIDAAC24 3*1/0(2) TTU, AEREA-SUBTERR, 30.00 A 40.00 KVAAEREA-SUBTER, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 30.0Q A 40.00 KVACÓDIGO0235720107500512024023090121014101030239046048010262830202628054024157130235720202357203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 170 MM TUBTUBO DE HIERRO GALVANIZADO DE 2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 1/0 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 2 AWGPROTECCIONES DE HIERRO TOL, GRANDESBASE PORTAFUSIBLE NH 160 AFUSIBLE TIPO N-H DE 125 ATERMINALES PLANOS DE 50 mmABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 200 MM TUBABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 280 MM TUB
UNIDACC/UC/UC/UMETROMETROC/UC/UC/UC/UC/UC/U
CANT1,001,004,00
60,0020,00
1,003,003,006,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.875,00
58.175,254.100,008.392,004.026,00
31.430,0015.40" ,008.470,001.915,001.875,001.875,00778773
KIT ACOMETIDAAC25 3*2/0(2) TTU, AEREA-SUBTERR, 0.10 A 50.00 KVAAEREA-SUBTER, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 0.10 A 50.00 KVACÓDIGO0235720107500512024023090121014201030239046048010262830202628054024157130235720202357203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALABRAZ. FLEJE 1.6 * 25 MM Y 170 MM TUBTUBO DE HIERRO GALVANIZADO DE 2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 2/0 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 2 AWGPROTECCIONES DE HIERRO TOL, GRANDESBASE PORTAFUSIBLE NH 160 AFUSIBLE TIPO N-H DE 125 ATERMINALES PLANOS DE 50 mmABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 200 MM TUBABRAZ. FLEJE 1.6 * 25 MM Y 280 MM TUB
UNIDADC/UC/UC/UMETROMETROC/UC/UC/UC/UC/UC/U
CANT1,001,004,00
60,0020,00
1,003,003,006,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.875,00
58.175,254.100,00
10.332,004.026,00
31.430,0015.401,008.470,001.915,001.875,001.875,00895.173
216
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOSLISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT ACOMETIDAAC26 4*8 MULTI, SUBTERR-AEREA, 0.10 A 10.00 KVASUBTERR-AEREA, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 0.10 A 10.00 KVACÓDIGO0235720107500512024023090127014201030239046048010262830302628055024157140235720202357203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 170 MM TUBTUBO DE HIERRO GALVANIZADO DE 2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No, 2/0 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 2 AWGPROTECCIONES DE HIERRO TOL. GRANDESBASE PORTAFUSIBLE NH 250 AFUSIBLE TIPO N-H DE 160 ATERMINALES PLANOS DE 70 mmABRAZ. FLEJE 1.6 * 25 MM Y 200 MM TUBABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 280 MM TUB
UNIDACC/UC/UC/UMETROMETROC/UC/UC/UC/UC/UC/U
CANT1,001,004,00
60,0020,00
1,003,003,006,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.875,00
58.175,254.100,00
10.332,004.026,00
31.430,0027.356,00
8.470,003.045,001.875,001.875,00
937.818
KIT ACOMETIDAAC27 4*6 MULTI, SUBTERR-AEREA, 10.10 A 12.00 KVASUBTERR-AEREA, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 10.1,0 A 12.00 KVACÓDIGO012104350460801002249607
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALMULTICONDUCTOR DE COBRE 4 X 6 AWGABRAZADERA GALVANIZADA, DIÁMETRO 1"CLAVOS DE 2 1/2"
UNIDACMETROC/ULIBRA
CANT20,0040,00
1,00
COSTO TOTAL
COSTO12.848,00
189,002.190,00
266.710
KIT ACOMETÍ DAAC28 4*4 MULTI, SUBTERR-AEREA, 12.10 A 15.00 KVASUBTERR-AEREA, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 12.10 A 15.00 KVACÓDIGO012104370460801002249607
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALMULTICONDUCTOR DE COBRE 4 X 4 AWGABRAZADERA GALVANIZADA, DIÁMETRO 1"CLAVOS DE 21/2"
UNIDADMETROC/ULIBRA
CANT20,0040,00
1,00
COSTO TOTAL
COSTO19.884,00
189,002.190,00
407.430
217
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOSLISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT ACOMETIDAAC29 3*4(6) TTU, SUBTERR-SUBTERR, 0.10 A 20.00 KVASUBTERR-SUBTER, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 0.10 A 20.00 KVACÓDIGO0240230901210137010302351110302302150301
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 4 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 6 AWGEMPALMES TIPO SCOTCHCINTA AISLANTE TIPO PVC
UNIDADC/UMETROMETROC/UROLLO
CANT1,00
60,0020,003,000,50
COSTO TOTAL
COSTO4.100,003.618,001.635,00
50.000,007.reo,oo
407.520
KIT ACOMETIDAAC30 3*2(4) TTU, SUBTERR-SUBTERR, 20.10 A 30.00 KVASUBTERR-SUBTER, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 20.10 A 30.00 KVACÓDIGO0240230901270139010302371110302302150301
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 2 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 4 AWGEMPALMES TIPO SCOTCHCINTA AISLANTE TIPO PVC
UNIDADC/UMETROMETROC/UROLLO
CANT1,00
60,0020,00
3,000,50
COSTO TOTAL
COSTO4.100,005.405,002.540,00
50.000,007.280,00
r-32.840
KIT ACOMETIDAAC31 3*1/0(2) TTU, SUBTERR-SUBTERR, 30.00 A 40.00 KVASUBTERR-SUBTER, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 30.00 A 40.00 KVACÓDIGO0240230901210141010302391110302302150301
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 1/0 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 2 AWGEMPALMES TIPO SCOTCHCINTA AISLANTE TIPO PVC
UNIDADC/UMETROMETROC/UROLLO
CANT1,00
60,0020,00
3,000,50
COSTO TOTAL
COSTO4.100,008.392,004.026,00
50.000,007.280,00
741.780
218
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOS
LISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT ACOMETIDAAC32 3*2(4) TTU, TRAFO-SUBTERR, 0.10 A 30.00 KVATRAFO-SUBTER. TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 0.10 A 30.00 KVACÓDIGO0235720107500512024023090127013901030237024157120235720202357203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 170 MM TUBTUBO DE HIERRO GALVANIZADO DE 2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 2 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 4 AWGTERMINALES PLANOS DE 35 mmABRAZ. FLEJE 1.6 * 25 MM Y 200 MM TUBABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 280 MM TUB
UNIDACC/UC/UC/UMETROMETROC/UC/UC/U
CANT1,001,001,00
60,0020,00
3,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.875,00
58.175,254.100,005.405,002.540,001915,001.075,001.875,00
448.745
AC33 3*1/0(2) TTU, TRAFO-SUBTERR, 30.10 A 40.00 KVATRAFO-SUBTER, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 30.10 A 40.00 KVACÓDIGO0235720107500512024023090121014101030239024157130235720202357203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 170 MM TUBTUBO DE HIERRO GALVANIZADO DE 2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 1/0 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 2 AWGTERMINALES PLANOS DE 50 mmABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 200 MM TUBABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 280 MM TUB
UNIDACC/UC/UC/UMETROMETROC/UC/UC/U
CANT1,001,001,00
60,0020,00
3,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.875,00
58.175,254.100,008.392,004.026,001.915,001.875,001.875,00
657.685
KIT ACOMETIDAAC34 3*2/0(2) TTU, TRAFO-SUBTERR, 30.10 A 50.00 KVATRAFO-SUBTER, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 30.10 A 50.00 KVACÓDIGO0235720107500514024023090127014201030239024157140235720202357203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 1 70 MM TUBTUBO DE HIERRO GALVANIZADO DE 2 1/2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 2/0 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 2 AWGTERMINALES PLANOS DE 70 mmABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 200 MM TUBABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 280 MM TUB
UNIDACC/UC/UC/UMETROMETROC/UC/UC/U
CANT1,001,001,00
60,0020,00
3,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.875,00
70.717,504.100,00
10.332,004.026,003.045,001.875,001.875,00
790.018
ANEXO 12
219
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOS
LISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT ACOMETIDAAC35 3*4/0(1/0) TTU, TRAFO-SUBTERR, 55.10 A 80.00 KVATRAFO-SUBTER, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 55.10 A 80.00 KVACÓDIGO0235720107500516024023090127014401030241024157140235720202357203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 170 MM TUBTUBO DE HIERRO GALVANIZADO DE 3"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 4/0 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 1/0 AWGTERMINALES PLANOS DE 70 mmABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 200 MM TUBABRAZ. FLEJE 1 .6 * 25 MM Y 280 MM TUB
UNIDADC/Uc/uC/UMETROMETROC/UC/UC/U
CANT1,001,001,00
60,0020,003,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.875,00
85.753,504.100,00
15.754,006.411,003.045,001.875,001.875,00
1178.074
KIT ACOMETIDAAC36 4*4 MULTI, CÁMARA-AÉREA, 0.10 A 15.00 KVACÁMARA-AÉREA, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 0.10 A 15.00 KVACÓDIGO01210437046080100224960702402309026283020262805202415712
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALMULTICONDUCTOR DE COBRE 4 X 4 AWGABRAZADERA GALVANIZADA, DIÁMETRO 1"CLAVOS DE 2 1/2"CONECTOR R/P CU-AL 8-2/0BASE PORTAFUSIBLE NH 160 AFUSIBLE TIPO N-H DE 80 ATERMINALES PLANOS DE 35 mm
UNIDADMETROC/ULIBRAC/UC/UC/UC/U
CANT20,00
7,000,251,003,003,003,00
COSTO TOTAL
COSTO19.884,00
189,002.190,004.100,00
15.401,008.470,001915,00
481009
KIT ACOMETIDAAC37 3*4(6) TTU, CAMARA-SUBTERR, 15.10 A 20.00 KVACAMARA-SUBTER, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 15.10 A 20.00 KVACÓDIGO024023090121013701030235026283020262805202415713
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 4 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 6 AWGBASE PORTAFUSIBLE NH 160 AFUSIBLE TIPO N-H DE 80 ATERMINALES PLANOS DE 50 mm
UNIDACC/UMETROMETROC/UC/UC/U
CANT1,00
60,0020,00
3,003,003,00
COSTO TOTAL
COSTO4.100,003.618,001635,00
15.401,008.470,001915,00
331238
220
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOSLISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT ACOMETIDAAC38 3*2(4) TTU, CAMARA-SUBTERR, 20.10 A 30.00 KVACAMARA-SUBTER, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 20.10 A 30.00 KVACÓDIGO024023090127013901030237026283020262805202415713
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 2 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 4 AWGBASE PORTAFUSIBLE NH 160 AFUSIBLE TIPO N-H DE 80 ATERMINALES PLANOS DE 50 rmm
UNIDACC/UMETROMETRO¿/UC/UC/U
CANT1,00
60,0020,003,003,003,00
COSTO TOTAL
COSTO4.100,005.405,002.540,00
15.401,008.470,001.915,00
456.558
KIT ACOMETIDAAC39 3*1/0(2) TTU, CAMARA-SUBTERR, 30.10 A 40.00 KVACAMARA-SUBTER, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 30.10 A 40.00 KVACÓDIGO024023090121014101030239026283020262805402415714
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 1/0 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 2 AWGBASE PORTAFUSIBLE NH 160 AFUSIBLE TIPO N-H DE 125 ATERMINALES PLANOS DE 70 mm
UNIDACC/UMETROMETROC/UC/UC/U
CANT1,00
60,0020,00
3,003,003,00
COSTO TOTAL
COSTO4.100,008.392,004.026,00
15.401,008.470,003.045,00
668.888
KIT ACOMETIDAAC40 3*2/0(2) TTU, CAMARA-SUBTERR, 30.10 A 50.00 KVACAMARA-SUBTER, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 30.10 A 50.00 KVACÓDIGO024023090127014201030239026283310262805502415714
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 2/0 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 2 AWGBASE PORTAFUSIBLE NH 200 AFUSIBLE TIPO N-H DE 160 ATERMINALES PLANOS DE 70 mm
UNIDACC/UMETROMETROC/UC/UC/U
CANT1,00
60,0020,00
3,003,003,00
COSTO TOTAL
COSTO4.100,00
10.332,004.026,00
27.356,008.470,003.045,00
821.153
221
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOSLISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT ACOMETIDAAC41 3*4/0(1/0) TTU, CAMARA-SUBTERR, 50.10 A 80.00 KVACAMARA-SUBTER, TRIFÁSICA, 4 HILOS, DEMANDA 50.10 A 80.00 KVACÓDIGO024023090127014401030241026283030262805502415714
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONECTOR R/P CU-AL 8-2/0CONDUCTOR DE COBRE No. 4/0 AWG TTUCONDUCTOR DESNUDO DE COBRE No. 1/0 AWGBASE PORTAFUSIBLE NH 250 AFUSIBLE TIPO N-H DE 160 ATERMINALES PLANOS DE 70 mm
UNIDACC/UMETROMETROC/UC/UC/U
CANT1,00
60,0020,00
3,003,003,00
COSTO TOTAL
COSTO4.100,00
15.754,006.411,00
27.356,008.470,003.045,00
1.194.173
ANEXO 12
222
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOSLISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT ACCESORIOSCD02 CAJA DE DISTRIBUCIÓN BIFÁSICACAJA DE DISTRIBUCIÓN BIFÁSICACÓDIGO0224490804606207046064070460360604606506
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALTORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERATABLA DE MADERA PARA CAJA DE DISTRIBUCIÓNTAPA METÁLICA PARA CAJA DE DISTRIBUCIÓNMULTICONECTORES DE 6 VÍASSOPORTE DE HIERRO PARA CAJA DE DISTRIBUCIOf
UNIDACC/UC/UC/UC/UC/U
CANT20,00
1,001,003,001,00
COSTO TOTAL
COSTO26,00
3.100,005.900,006.043,001.425,00
29.074
KIT ACCESORIOSCD03 CAJA DE DISTRIBUCIÓN TRIFÁSICACAJA DE DISTRIBUCIÓN TRIFÁSICACÓDIGO0224490804606207046064070460360604606506
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALTORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERATABLA DE MADERA PARA CAJA DE DISTRIBUCIÓNTAPA METÁLICA PARA CAJA DE DISTRIBUCIÓNMULTICONECTORES DE 6 VÍASSOPORTE DE HIERRO PARA CAJA DE DISTRIBUCIOf
UNIDADC/UC/UC/UC/UC/U
CANT20,00
1,001,004,001,00
COSTO TOTAL
COSTO26,00
3.100,005.900,006.043,001.425,00
"55.117
KIT ACCESORIOSCD04 CAJA DE DISTRIBUCIÓN PROP. CLIENTECAJA DE DISTRIBUCIÓN PROP. CLIENTECÓDIGO99999903
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCAJA DE DISTRIBUCIÓN PROPORCIONADA POR EL CLIEN1
UNIDADC/U
CANT1,00
COSTO TOTAL
COSTO0,00
ANEXO 12
223
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOSLISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT DE MEDIDORESME01 1F-2H-15/60A-120V, 0.10 A4.50 KVA0.10 A 4.50 KVA, MONOFÁSICO 2 HILOS, 120 V.CÓDIGO0224541402244908046060010460620104010232
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALTORNILLO DE 3 X 14 mm PARA MADERATORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERATABLEROS DE MADERA CON MARCO, TIPO TB-1TABLAS DE MADERA TIPO TRA-1MEDIDOR MONOFÁSICO, 2 H, 15A, 120V
UNIDACC/UC/UC/UC/UC/U
CANT1,003,001,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO115,0026,00
6.209,00969,00
101.115,00
108.486
KIT DE MEDIDORESME02 2F-3H-15/60A(20/80A)-210/121V, 0.10 A 15.00 KVA0.10 A 15.00 KVA, MONOF 3 H O BIFAS 3 HILOS, 240/120 V O 210/121 V.CÓDIGO0224541402244908046060030460620104012632
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALTORNILLO DE 3 X 14 mm PARA MADERATORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERATABLEROS DE MADERA CON MARCO, TIPO TB-3TABLAS DE MADERA TIPO TRA-1MEDIDOR BIF., 3 H, 15A, 2X210/121 V
UNIDACC/UC/UC/UC/UC/U
CANT1,003,001,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO115,0026,00
8.367,00969,00
135.450,00
144.979
KIT DE MEDIDORESME03 3F-4H-15/60A-210/121V, 0.10 A 22.00 KVA
0.10 A 22.00 KVA, TRIFÁSICO, 4 HILOS, 210/121 VCÓDIGO0224541402244908046060030460620104013032
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALTORNILLO DE 3 X 14 mm PARA MADERATORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERATABLEROS DE MADERA CON MARCO, TIPO TB-3TABLAS DE MADERA TIPO TRA-1MEDR TRIF, 4 H CLASE 2; 15A, 3X210V/121 V
UNIDACC/UC/UC/UC/UC/U
CANT1,003,001,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO115,0026,00
8.367,00969,00
154.677,60
164.207
224
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOSLISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT DE MEDIDORESME04 3F-4H-75/150A-210/121V, 22.10 A 54.00 KVA22.10 A 54.00 KVA 3F-4H-210/121 V.CÓDIGO0224541402244908046060030460620204013023
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALTORNILLO DE 3 X 14 mm PARA MADERATORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERATABLEROS DE MADERA CON MARCO, TIPO TB-3TABLAS DE MADERA TIPO TRA-2MEDR TRIF, 4 H CLASE 2; 75A, 3X210V/121 V
UNIDADC/Uc/uC/Uc/uc/u
CANT1,003,001,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO115,0026,00
8.367,002.804,00
277.311,60
288.676
KIT DE MEDIDORESME05 2F-3H-75/150A-210/121V, 15.01 A 39.99 KVA15.01 A 39.99 KVA, 1F-3H-240/120 V.CÓDIGO0224541402244908046060030460620204013023
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALTORNILLO DE 3 X 14 mm PARA MADERATORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERATABLEROS DE MADERA CON MARCO, TIPO TB-3TABLAS DE MADERA TIPO TRA-2MEDR TRIF, 4 H CLASE 2; 75A, 3X210V/121 V
UNIDADC/UC/UC/Uc/uc/u
CANT1,003,001,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO115,0026,00
8.367,002.804,00
277.311,60
288.676
KIT DE MEDIDORESME06 3F-4H-3*127/220V-5A, 40.00 KVA HASTA 315.00 KVA40.00 KVA o MAS, MONOFÁSICO, 3 HILOS, 240/120 VCÓDIGO0224490804606202040148050401480504604810
NOTA:
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALTORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADEríATABLAS DE MADERA TIPO TRA-2MEDR TRIF., 4 H CLASE 1; 3X127V/220V, SIMPLE TARMEDR TRIF, 4 H CLASE 3; 3X127'220V, SIMPLE TARCAJA PARA MEDIDORES ESPECIALES
UNIDADC/UC/UC/UC/UC/U
CANT10,002,001,001,001,00
COSTO26,00
2.804,001.000.5841.169.60827.092,10
LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE RELACIÓN X:5A, CLASE 0.5, BURDEN 15 VASERÁN PROPORCIONADOS POR EL CLIENTE.
COSTO TOTAL 2.203.152
225
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOSLISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT DE PROTECCIONESPR01 SIN PROTECCIÓN
(YA TIENE EN EL TABLERO ARMARIO)
KIT DE PROTECCIONESPR02 TERMOMAGNETICO 1*30 A, 0.10 A 3.00 KVA0.10 A 3.00 KVA, MONOFÁSICO. 1*30 A, TERMOMAGNETICOCÓDIGO01210133022449080442010504250203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONDUCTOR DE COBRE No. 8 AWG TIPO TWTORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERADISYUNTORES DE 30 APANELES METÁLICOS BIFÁSICOS
UNIDADMETROC/UC/UC/U
CANT2,003,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.435,00
26,006.150,00
17.650,00
26.748
KIT DE PROTECCIONESPROS TERMOMAGNETICO 1*40 A, 3.01 A 4.50 KVA3.01 A 4.50 KVA, MONOFÁSICO, 1*40 A, TERMOMAGNETICOCÓDIGO01210133022449080442010704250203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONDUCTOR DE COBRE No. 8 AWG TIPO TWTORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERADISYUNTORES DE 40 APANELES METÁLICOS BIFÁSICOS
UNIDACMETROC/UC/UC/U
CANT2,003,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.435,00
26,006.150,00
17.650,00
26.748ANEXO 12
226
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOSLISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT DE PROTECCIONESPR04 TERMOMAGNETICOS 2*30 A, 0.10 A 6.00 KVA0.10 A 6.00 KVA, BIFÁSICO, 2*30 A, TERMOMAGNETICOCÓDIGO01210133022449080442010504250203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONDUCTOR DE COBRE No. 8 AWG TIPO TWTORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERADISYUNTORES DE 30 APANELES METÁLICOS BIFÁSICOS
UNIDACMETROC/UC/UC/U
CANT3,003,002,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.435,00
26,006,150,00
17,350,00
34.333
KIT DE PROTECCIONESPROS TERMOMAGNETICOS 2*40 A, 6.01 A 8.00 KVA6.01 A 8.00 KVA, BIFÁSICO, 2*40 A, TERMOMAGNETICOCÓDIGO01210133022449080442010704250203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONDUCTOR DE COBRE No. 8 AWG TIPO TWTORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERADISYUNTORES DE 40 APANELES METÁLICOS BIFÁSICOS
UNIDACMETROC/UC/UC/U
CANT3,003,002,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.435,00
26,006.150,00
17.650,00
34.333
KIT DE PROTECCIONESPROS TERMOMAGNETICO 2*50 A, 8.01 A 10.50 KVA
8.01 A 10.50 KVA, BIFÁSICO, 2*50 A, TERMOMAGNETICOCÓDIGO01210135022449080442010904250203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONDUCTOR DE COBRE No. 6 AWG TIPO TWTORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERADISYUNTORES DE 50 APANELES METÁLICOS BIFÁSICOS
UNIDACMETROC/UC/UC/U
CANT3,003,002,001,00
COSTO TOTAL
COSTO2.196,00
26,006.150,00
17.650,00
36.616
227
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOSLISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
PR07 TERMOMAGNETICO 2*60 A, 10.51 A 15.00 KVA10.51 A 15.00 KVA, BIFÁSICO, 2*60 A, TERMOMAGNETICOCÓDIGO01210137022449080442011004250203
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONDUCTOR DE COBRE No. 4 AWG TIPO TWTORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERADISYUNTORES DE 60 APANELES METÁLICOS BIFÁSICOS
UNIDADMETROC/UC/UC/U
CANT3,003,002,001,00
COSTO TOTAL
COSTO3.257,00
26,006.150,00
17.650,00
39.799
KIT DE PROTECCIONESPROS SUICHE BIPOLAR DE 100 A, 15.01 A 28.00 KVA15.01 A 28.00 KVA, SUICHE 100 A Y FUSIBLE 80 ACÓDIGO01210139022449080439031004400109
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONDUCTOR DE COBRE No. 2 AWG TIPO TWTORNILLO DE 1 X 8 mm PARA M \DERASWITCHSDE3X100AFUSIBLE DE ALUMINIO No. 80 A
UNIDACMETROC/UC/UMETRO
CANT3,002,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO4.958,00
26,00117.000,00
620,00
132.546
KIT DE PROTECCIONESPR09 SUICHE BIPOLAR DE 150 A, 28.01 A 39.99 KVA28.01 A 39.99 KVA, SUICHE 150 A Y FUSIBLE 120 ACÓDIGO01210141022449080439031204400110
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONDUCTOR DE COBRE No. 1/0 AWG TIPO TWTORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERASWITCHSDE3X150AFUSIBLE DE ALUMINIO No. 100 A
UNIDADMETROC/UC/UMETRO
COSTO 1
CANT3,002,001,001,00
OTAL
COSTO7.561,00
26,00134.800,00
726,00
158.261
ANEXO 12
228
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOS
LISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT DE PROTECCIONESPR1 O INSTALA EL CLIENTE40.00 KVA O MAS, MONOFÁSICO, INSTALA EL CLIENTE
KIT DE PROTECCIONESPR11 TERMOMAGNETICO 3*30 A, 0.10 A 10.50 KVA0.10 A 10.50 KVA, TRIFÁSICO, 3*30 A TERMOMAGNETICOCÓDIGO01210133022449080442010504250206
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONDUCTOR DE COBRE No. 8 AWG TIPO TWTORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERADISYUNTORES DE 30 APANELES METÁLICOS TRIFÁSICOS
UNIDACMETROC/UC/UC/U
CANT4,003,003,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.435,00
26,006.150,00
25.090,00
49.358
KIT DE PROTECCIONESPR12 TERMOMAGNETICO 3*40 A, 10.51 A 13.50 KVA10.51 A 13.50 KVA, TRIFÁSICO, 3*40 A TERMOMAGNETICOCÓDIGO01210133022449080442010704250206
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONDUCTOR DE COBRE No. 8 AWG TIPO TWTORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERADISYUNTORES DE 40 APANELES METÁLICOS TRIFÁSICOS
UNÍDACMETROC/UC/UC/U
CANT4,003,003,001,00
COSTO TOTAL
COSTO1.435,00
26,006.150,00
25.090,00
49.358
229
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOSLISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT DE PROTECCIONESPR1 3 TERMOMAGNETICO 3*50 A, 13.01 A 17.00 KVA13.01 A 17.00 KVA, TRIFÁSICO, 3*50 A TERMOMAGNETICOCÓDIGO01210135022449080442010904250206
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONDUCTOR DE COBRE No. 6 AWG TIPO TWTORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERADISYUNTORES DE 50 APANELES METÁLICOS TRIFÁSICOS
UNIDACMETROC/UC/UC/U
CANT4,003,003,001,00
COSTO TOTAL
COSTO2.196,00
26,006.150,00
25.090,00
52.402
KIT DE PROTECCIONESPR14 TERMOMAGNETICO 3*60 A, 17.01 A 22.00 KVA17.01 A 22.00 KVA, TRIFÁSICO, 3*60 A TERMOMAGNETICOCÓDIGO01210137022449080442011004250206
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONDUCTOR DE COBRE No. 4 AWG TIPO TWTORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERADISYUNTORES DE 60 APANELES METÁLICOS TRIFÁSICOS
UNIDACMETROC/UC/UC/U
CANT4,003,003,001,00
COSTO TOTAL
COSTO3.257,00
26,006.150,00
25.090,00
56.646
KIT DE PROTECCIONESPR1 5 TERMOMAGNETICO 3*70 A, 22.01 A 28.00 KVA22.01 A 28.00 KVA, TRIFÁSICO, 3*70 A TERMOMAGNETICOCÓDIGO01210139022449080442011104250206
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONDUCTOR DE COBRE No. 2 AWG TIPO TWTORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERADISYUNTORES DE 70 APANELES METÁLICOS TRIFÁSICOS
UNIDACMETROC/UC/UC/U
CANT4,003,003,001,00
COSTO TOTAL
COSTO4.958,00
26,0019.400,0025.090,00
103.200
230
DESGLOSE DE MATERIALES PARA CADA KITPARA OBTENER EL LISTADO COMPLETO DE MATERIALES PARA UNA ACOMETIDA SE DEBEN UNIR LOS
LISTADOS DE MATERIALES DE LOS KITS DE ACOMETIDA, ACCESORIOS, MEDIDOR Y PROTECCIONES
KIT DE PROTECCIONESPR16 SUICHE TRIPOLAR 100 A, 28.01 A 36.00 KVA28.01 A 36.00 KVA, SUICHE TRIFÁSICO 100 A Y FUSIBLE 80 ACÓDIGO01210139022449080439031004400109
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONDUCTOR DE COBRE No. 2 AWG TIPO TWTORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERASWITCHSDE3X100AFUSIBLE DE ALUMINIO No. 80 A
UNIDADMETROC/UC/UMETRO
CANT4,002,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO4.958
26117.000
620
137.504
KIT DE PROTECCIONESPR17 SUICHE TRIPOLAR DE 150 A, 36.01 A 54.00 KVA36.01 A 54.00 KVA, SUICHE TRIFÁSICO 150 A Y FUSIBLE 120 ACÓDIGO01210141022449080439031204400110
DESCRIPCIÓN DEL MATERIALCONDUCTOR DE COBRE No. 1/0 AWG TIPO TWTORNILLO DE 1 X 8 mm PARA MADERASWITCHSDE3X150AFUSIBLE DE ALUMINIO No. "00 A
UNIDADMETROC/UC/UMETRO
CANT4,002,001,001,00
COSTO TOTAL
COSTO7.561
26134.800
726
165.822
ANEXO', 2
ANEXO 13:
SELECCIÓN DE SISTEMAS TÉCNICO ECONÓMICOS DE ACOMETIDAS.
231
232
TA
BLA
DE
SE
LEC
CIÓ
N D
E S
IST
EM
AS
DE
AC
OM
ET
IDA
S T
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-2H
-15/
60A
120V
C.l.
EN
TR
E 1
.51 Y
2.0
KW
2F-3
H-1
5/60
A21
0/12
1V
C.l.
EN
TR
E 2
.1 Y
3.0
KW
2F-3
H-1
5Í60
A21
0/12
1V
C.l.
EN
TR
E 3
.1 Y
4.5
KW
2F-3
H-1
5/60
A21
0/12
1V
C.l.
EN
TR
E 4
.6 Y
6.0
KW
2F-3
H-1
5/60
A 2
10/1
21V
C.l.
EN
TR
E 6
.1 Y
8.0
KW
2F-3
H-1
5/60
A21
0/12
1V
C.i.
RM
TR
E8
.10
Y1
2.0
KW
2F-3
H-1
5/6Q
A21
P/1
21V
C.l.
EN
TR
E 1
2.1
Y 1
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KW
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0,55
0,55
0,50
0,45
0,45
0,37
0,37
0,83
1,23
1,53
2,21
2,68
3,55
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7,86
12,2
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0,95
0,95
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0,88
1,29
1,61
2,32
2,82
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6,25
8,28
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O 1
3
ANEXO 14:
INSTRUCTIVO PARA TÉCNICOS DE LA E.E.Q.S.A,
234
235
RESUMEN DE KITSPARA DETERMIHAR EL SISTEMA DE ACOMETIDA DE UNA INSTALACIÓN SE ESCOGEN PRIMERO LOS KITS DE MEDIDOR, ACCESORIOS,PROTECCIÓN Y ACOMETIDA, PARA LUEGO SUMAR LOS MATERIALES Y FORMAR EL LISTADO TOTAL DE MATERIALES A UTILIZAR.
KITS DE MEDIDORESCAMINO DE ACCESO
DEMANDA
KVA
0.10-4.50
0.10-15.00
15.10-39.99
40.00 ó MAS
0,10-22.00
22.10-54.00
40.00 ó MAS
#DEFASES
MONOFÁSICO
BIFÁSICO
BIFÁSICO
BIFÁSICO
TRIFÁSICO
TRIFÁSICO
TRIFÁSICO
NIVEL DE
TENSIÓN
120 V
240/120 V
240/120 V
240/120 V
210/121 V
210/121 V
240/1 20 V
KITNUMERO
01
02
05
06
03
04
06
DESCRIPCIÓN
TIPO DE
MEDIDOR
1F-2H-15/60A 120V
2F-3H-15/60 A 210/121 V, 0, 20/80 A
3F-4H-75/150 A 210/121 V
3F-4H-3*127/220V 5A
3F-4H-15/60 A 210/121 V
3F-4H-75/150 A 210/121 V
3F-4H-3*127/220V 5A
KITS DE PROTECCIÓN DEL MEDIDORCAMINO DE ACCESO
DEMANDA
KVA
NUMERO
DE FASES
NIVEL DE
TENSIÓN
SIN PROTECCIÓN
K).10-3.00
3.01-4.50
LlO-6.00
6.01-8.00
8.01 - 10.50
10.51-15.00
15.01-28.00
G8.01- 39.99
40.00 o MAS
0.10- 10.50
10.51-13.00
¡13.01-17.00
,17.01-22.00
22.01 - 28.00
28.01-36.00
36.01-54.00
[54.01 ó MAS
MONOFÁSICO
MONOFÁSICO
BIFÁSICO
BIFÁSICO
BIFÁSICO
BIFÁSICO
BIFÁSICO
BIFÁSICO
BIFÁSICO
TRIFÁSICO
TRIFÁSICO
TRIFÁSICO
TRIFÁSICO
TRIFÁSICO
TRIFÁSICO
TRIFÁSICO
TRIFÁSICO
120 V
120 V
240/120 Vo 210/121 V
240/120 Vo 210/121 V
240/120 Vo 210/121 V
240/120 Vo 210/121 V
240/120 V
240/1 20 V
240/1 20 V
210/121 V
210/121 V
210/121 V
210/121 V
210/121 V
210/121 V
210/121 V
210/121 V
KIT
NUMERO
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
DESCRIPCIÓN
TIPO DE
PROTECCIÓN
SIN MATERIAL
1*30 A
1*40 A
2*30 A
2*40 A
2*50 A
2*60 A
FUS 80 A
FUS 120 A
CLIENTE
3*30 A
3*40 A
3*50 A
3*60 A
3*70 A
FUS 80 A
FUS 120 A
CLIENTE
ANEXO 14
236
KITS DE ACOMETIDASCAMINO DE ACCESO# FASES
ACOME.
DERIVACIÓN
DESDE LA REDA LA CARGA
DEMANDA
(KVA)SIN ACOMETIDA
MONOFÁSICA
MONOFÁSICA
BIFÁSICA
BIFÁSICA
BIFÁSICA
BIFÁSICA
BIFÁSICA
BIFÁSICA
BIFÁSICA
BIFÁSICA
BIFÁSICA
BIFÁSICA
BIFÁSICA
BIFÁSICA
BIFÁSICA
BIFÁSICA
BIFÁSICA
TRIFÁSICA
TRIFÁSICA
TRIFÁSICA
TRIFÁSICA
TRIFÁSICA
TRIFÁSICA
TRIFÁSICA
TRIFÁSICA
TRIFÁSICATRIFÁSICA
AEREA -AEREA
AEREA -AEREA
AEREA -AEREA
AEREA -AEREA
AEREA -AEREA
AEREA -AEREA
AEREA -SUBTERRÁNEA
AEREA -SUBTERRÁNEA
AEREA -SUBTERRÁNEA
SUBTERR-SUBTERRANEA
TRAFO PROPIO -AEREA
TRAFO PROPIO -AEREA
TRAFO PROPIO -SUBTER
TRAFO PROPIO -SUÉTER
TRAFO PROPIO -SUBTER
TRAFO PROPIO -SUBTER
SUBTERRÁNEA -AEREA
AEREA -AEREA
AEREA -AEREA
AEREA -AEREA
AEREA -SUBTERRÁNEA
AEREA - SUBTERRÁNEA
AEREA -SUBTERRÁNEA
AEREA - SUBTERRÁNEA
SUBTERRÁNEA -AEREA
SUBTERRÁNEA -AEREASUBTERRÁNEA -AEREA
0.10-1.00
1.10-2.00
2.10-4.00
4.10-7.00
7.10-10.00
10.10-14.00
0.10-15.00
14.10-25,00
0.10-35.00
0.10-15.00
0.10-10.00
0.10-14.00
0.10-25.00
0.10-35.00
0.10-35.00
0.10-55.00
0.10-7.00
0.10-10.00
10.10-12,00
12.10-15.00
0.10-20.00
20,10-30.00
30.10-40.00
0,10-50.00
0.10-10.00
10.10-12.0012.10-15.00
KITNUMERO
01020304050607080910111213141516171819202122232425262728
TIPO Y CALIBRE DEL
CONDUCTOR
CALIBRE(AWG)
TIPO
SIN MATERIALES2*102*8*
3*10
3*83*63*42*4(6)*
2*2(4}
2*1/0(2)*
2*4(6}*
3*63*42*2(4)
2*1/0(2)*
2*2/0(2)
2*4/0(1/0)
3*84*84*64*43*4(6)
3*2(4)
3*1/0(2)*
3*2/0(2)
4*84*64*4
MULTICONDUCTOR
MULTICONDUCTOR
MULTICONDUCTOR
MULTICONDUCTOR
MULTICONDUCTOR
MULTICONDUCTOR
TTUTTU'
núTTUMULTICONDUCTOR
MULTICONDUCTOR
TTUTTUTTUTTUMULTICONDUCTOR
MULTICONDUCTOR
MULTICONDUCTOR
MULTICONDUCTOR
TTUTTUTTUTTUMULTICONDUCTOR
MULTICONDUCTORMULTICONDUCTOR
NOTA: * ACOMETIDAS CON SEGUNDA OPCIÓN TÉCNICA ECONÓMICA
ANEXO 14
237
KITS DE ACOMETIDASCAMINO DE ACCESO# FASESACOMETIDA
TRIFÁSICA
TRIFÁSICA
TRIFÁSICA
TRIFÁSICA
TRIFÁSICA
TRIFÁSICATRIFÁSICA
TRIFÁSICA
TRIFÁSICATRIFÁSICATRIFÁSICATRIFÁSICA
TRIFÁSICATRIFÁSICA
DERIVACIÓN
DESDE LA REDA LA CARGASUBTERR- SUBTERRÁNEA
SUBTERR- SUBTERRÁNEA
SUBTERR -SUBTERRÁNEA
TRANSF.-SUBTERREA
TRANSF.-SUBTERREATRANSF.-SUBTERREATRANSF.-SUBTERREA
CÁMARA -AEREA
CÁMARA -SUBTERRÁNEACÁMARA -SUBTERRÁNEACÁMARA -SUBTERRÁNEA
CÁMARA - SUBTERRÁNEA
CÁMARA -SUBTERRÁNEACÁMARA -SUBTERRÁNEA
DEMANDA
(KVAJ^0.10-20.00
20.10-30.00
30.10-40.00
0.10-30.00
30.10-40,00
30.10-50.0055.10-80.00
0.10-15.0015.10-20.00
20.10-30.0030.10 - 40.00
30,10-50.00
50,10 - 80.0080. 10o MAS
KITNUMERO
2930313233343536373839404142
TIPO Y CALIBRE DEL
CONDUCTORCALIBRE
(AWG)3*4(6)3*2(4)
3*1/0(2) *
3*2(4)
3*1/0(2) *3*2/0(2)3*4/0(1/0)
4*43*4(6)
3*2(4)
3*1/0(2) *3*2/0(2)3*4/0(1/0)CLIENTE
TIPO
TTUTTUTTUTTUTTUTTUTTUMULTICONDUCTOR
TTUTTUTTUTTUTTU
i
NOTA: * ACOMETIDAS CON SEGUNDA OPCIÓN TÉCNICA ECONÓMICA
KITS DE ACCESORIOSACCESORIOSSIN ACCESORIOSCAJA DISTRIBUCIÓN MONOFÁSICACAJA DISTRIBUCIÓN TRIFÁSICACAJA DISTRIBUCIÓN CLIENTE
KIT01020304
DESCRIPCIÓNSIN MATERIAL
CAJA DISTR 3 MULTICONECTORESCAJA DISTR 4 MULTICONECTORESCAJA DISTR CLIENTE
ANEXO 14
BIBLIOGRAFÍA
[I] INECEL, "Reglamento Nacional para la Instalación de Acometidas del
Sector Eléctrico", Febrero de 1984, Quito-Ecuador.
[2] EMELEC, "Reglamento para Acometidas de Servicio Eléctrico",
Guayaquil-Ecuador.
[3] INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION, "Normas IEC 521:
Alternating Current Static Watthour Meters (Class 1 and 2) ", June
1989.
[4] NORMAS ANSÍ, C33.98, 1973.
[5] NORMAS UL, 797, 1973.
[6] E.E.Q.S.A., "Normas para Instalación de Tableros Armarios para
Medidores", Septiembre 1979.
[7] NATIONAL ELECTRICAL CODE, NEC, 1990.
[8] HERRERA C., "Diseño de Tableros Armarios para Equipos de Medición
de Energía Eléctrica" Tesis EPN, 1988.
[9] ELECTRICIDADE DE SAO PAULO S. A, "Fornacimento de Energía Elétrica
em Tensao Secundaria de distribuicao", 1986.
[10] MALDONADO C., "Instructivo para Cálculo de Demandas Máximas y
Selección de Acometidas", E Q.S.A., 1993.
[II] INEN, "Especificaciones para la Instalación de Tuberias de P.V.C.",
Norma 1869.
[12] OREJUELA V., "Folletos de Distribución I y II", EPN FIE, Quito
1984.
[13] SOTOMAYOR A., "Determinación del Porcentaje Óptimo de Caídas de
Tensión en los Sistemas de Distribución.", Tesis EPN 1984.
[14] MORRISON C., "A linear approach to the problem of planning new feed
points in to a distribution system" AIEE Transmition, Vol PAS-83,
pp 818-832, December 1968.
[15] CABLEC C.A., "Catálogo de Conductores Eléctricos".
[16] ELECTRO CABLES C. A, "Cables Eléctricos y Telefónicos" Guayaquil.
[17] ESTEVENSON W. Jr, "Sistemas Eléctricos de Potencia", Editorial
McGraw Hill Latinoamericana S. A., Segunda Edición, 1979.
[18] VIQUEIRA J., "Redes Eléctricas", Segunda Edición, México, 1970.
[19] SCHMELCHER T., "Manual de baja tensión", Siemens, 1982.
[20] GENERAL ELECTRIC, "Distributioi, Data Book", Get 1008M,1980.
[21] CAMPERO E.- BRATU N., "Instalaciones Eléctricas", Editorial
Alfaomega, Segunda Edición, México, 1992.
[22] CRUZ G., "Estudio para el Mejoramiento de la Eficiencia del Sector
Ecuatoriano de Energía Eléctrica Pérdidas Técnicas", Junio 1991.
[23] OLADE, "Manual Latinoamericano y del Caribe para control de
pérdidas eléctricas", Colombia, Agosto 1990.
BIBLIOGRAFÍA 239
[24] BANCO MUNDIAL, "Programa para el Mejoramiento de la Eficiencia del
Sector Ecuatoriano de Energia Eléctrica Pérdidas Técnicas",
Ecuador, Mayo 1992.
[25] CHANG N., "Determination of Primary-feeder Losses", IEEE
Transaction On Power Apparatus and Systems, Vol PAS-87 N°12
Dicember 1968, pp 1991-1994.
[26] CHAMBEL H., SCHULTZ N., "Power Distribution System Course", Power
Distribution System Engineering. Power Transmission & Distribution
sales división, 1974.
[27] CAMPERO H., "Plan Maestro de Electrificación", Terminología a ser
usado en el Sistema Integrado de Planificación, Marzo 1979.
[28] WESTINHOUSE ELECTRIC CORPORATION, "Distribution System" Electric
Utility Engineering reference Book, 1959.
[29] E.E.Q.S.A, "Normas para Sistemas de Distribución", 1979.
[30] MALDONADO C., "Estudios para Valoración de depósitos por Consume",
E.E.Q.S.A., 1993.
[31] PONNAVAIKO M., PRAKASA K., "An Aprroach To Optimical Distribution
Planing Thought Conductor Gradation", IEEE Transaction On Power
Apparatus and System, Vol PAS- 101 Na6 Jun 1982, pp 1735-1742.
[32] RÚALES J., "Análisis de Sensitividad de Pérdidas Eléctricas", Tesis
EPN, 1995,
[33] THUESEN H., "Ingeniería Económica", Prentice Hall,' New Jersey,
1980.
[34] INECEL, AYALA L., "Optimización de uso de Energia Eléctrica en la
Planificación de la Oferta del Sector Residencial Ecuatoriano",
Septiembre, 1993.
[35] RAMÍREZ J., "Instalaciones Eléctricas en Baja Tensión", Ediciones
CEAC, España, 1973.
[36] MALDONADO C., "Valoración de Presupuestos en Baja Tensión",
E.E.Q.S.A., 1993.
[37] CÓDIGO ELÉCTRICO ECUATORIANO, II Parte.