CALCULOS JUSTIFICATIVOS

Ingeniería de Detalle Electrificación Rural Grupo 09 Ubicado en 12 departamentos, Item 2 – Proyecto 27: Macari - Puno

Capitulo 4: Cálculos Justificativos

ESTUDIO DE LA INGENIERIA DE DETALLEELECTRIFICACION RURAL GRUPO 09 UBICADO EN 12 DEPARTAMENTOS, ITEM 2

PROYECTO 27: MACARI - PUNO

CAPITULO 4: CALCULOS JUSTIFICATIVOS

Í N D I C E

SECCION I : LINEAS Y REDES PRIMARIAS

Capitulo 1 : Memoria Descriptiva

Capitulo 2 : Especificaciones Técnicas de Materiales

Capitulo 3 : Especificaciones Técnicas de Montaje

SECCION II : REDES SECUNDARIAS

Capitulo 1 : Memoria Descriptiva

Capitulo 2 : Especificaciones Técnicas de Materiales

Capitulo 3 : Especificaciones Técnicas de Montaje

Capitulo 4: Cálculos Justificativos de las Líneas y Redes Primarias y Redes Secundarias

Capitulo 5: Inventario Físico de Replanteo de Obra

Capitulo 6: Planos de Líneas y Redes Primarias y Redes Secundarias

CONSORCIO CORDILLERA DE LOS ANDES MEM/DGER






1.0 INTRODUCCIÓN1.1 OBJETIVO1.2 ALCANCES

1.2.1 Alcances del Informe1.2.2 Alcances de la Obra

1.3 ANTECEDENTES1.4 DESCRIPCIÓN DEL ÁREA DEL PROYECTO

1.4.1 Ubicación1.4.2 Condiciones Climatológicas1.4.3 Topografía - Altitud del Área del Proyecto1.4.4 Vías de Acceso1.4.5 Localidades que Conforman el Proyecto

2.0 CONSIDERACIONES GENERALES2.1 NORMAS APLICABLES2.2 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LAS LÍNEAS Y REDES PRIMARIAS2.3 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LAS REDES SECUNDARIAS2.4 PUNTOS DE ALIMENTACIÓN DE REDES SECUNDARIAS2.5 DEMANDA DE POTENCIA PARA EL DISEÑO DE LA RED SECUNDARIA

2.5.1 Cargas de Servicio Particular2.5.2 Cargas de Alumbrado Público2.5.3 Cargas de Uso General

3.0 ESTUDIO DE MERCADO ELÉCTRICO3.1 INTRODUCCIÓN3.2 ENCUESTAS DE MERCADO ELÉCTRICO3.3 PROYECCIÓN DE POBLACIÓN Y NÚMERO DE VIVIENDAS

3.4.1 Determinación de las Tasas de Crecimiento3.4.2 Proyección de la Población y Número de Viviendas

3.4 METODOLOGÍA PARA LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA3.5.1 Información Existente3.5.2 Metodología de Proyección de la Demanda

3.5 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL PROYECTO3.6 BALANCE OFERTA-DEMANDA

4.0 CÁLCULOS ELÉCTRICOS DE LA LÍNEA Y RED PRIMARIA4.1 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DEL SISTEMA4.2 PARÁMETROS DE LOS CONDUCTORES

4.2.1 Resistencia Eléctrica4.2.2 Reactancia Inductiva

4.3 CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO4.3.1 Generalidades4.3.2 Determinación de la Configuración Final del Proyecto4.3.3 Análisis de la Regulación de Tensión4.3.4 Configuración Eléctrica del Proyecto

4.4 BALANCE DE CARGA




4.5 DETERMINACIÓN DEL NIVEL DE AISLAMIENTO Y SELECCIÓN DE AISLADORES4.5.1 Aislamiento Necesario por Contaminación Ambiental4.5.2 Aislamiento Necesaria por Sobretensión a Frecuencia Industrial en Seco4.5.3 Aislamiento Necesario por Sobretensiones Atmosféricas4.5.4 Selección de los Aisladores para la LP y RP

4.6 NIVELES DE AISLAMIENTO PARA LAS SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN4.7 NIVEL DE AISLAMIENTO DE LAS ESTRUCTURAS DE LA LÍNEA Y RED PRIMARIA4.8 SELECCIÓN DE PARARRAYOS Y SECCIONADORES FUSIBLES4.9 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DEL AISLAMIENTO4.10 CÁLCULO, DISEÑO Y CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

4.10.1 En Líneas y Redes Primarias4.10.2 En Subestaciones de Distribución

4.11 SELECCIÓN DE LA CAPACIDAD DE LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

5.0 CÁLCULOS ELÉCTRICOS DE LA RED SECUNDARIA5.1 PARAMETROS ELÉCTRICOS

5.1.1 Resistencia Eléctrica del Conductor5.1.2 Reactancia Inductiva

5.2 CAÍDA DE TENSIÓN5.2.1 Cálculo de Caída de Tensión5.2.2 Máxima Caída de Tensión Permisible5.2.3 Factor de Potencia5.2.4 Factor de Simultaneidad

5.3 CRITERIOS CONSIDERADOS EN LOS DISEÑOS DE RS5.4 RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA

6.0 CÁLCULOS MECÁNICOS DE LA LÍNEA Y RED PRIMARIA6.1 DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD6.2 CÁLCULO MECÁNICO DE CONDUCTORES

6.2.1 Determinación del “EDS inicial y final”6.2.2 Hipótesis de Cálculo Mecánico de Conductores

6.3 SEPARACIÓN HORIZONTAL ENTRE CONDUCTORES6.4 SELECCIÓN DE AMORTIGUADORES DE VIBRACIÓN

6.4.1 Descripción de las Vibraciones Eólicas6.4.2 Soluciones Prácticas al Problema de Vibración de Conductores6.4.3 Características del Amortiguador tipo Espiral6.4.4 Selección del EDS de la Amortiguación de las Vibración6.4.5 Sustento Técnico

6.5 CÁLCULO MECÁNICO DE CRUCETAS6.6 CÁLCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS – RETENIDAS6.7 CÁLCULO DE CIMENTACIÓN DE POSTES6.8 CÁLCULO DEL BLOQUE DE RETENIDA

7.0 CÁLCULOS MECÁNICOS DE LA RED SECUNDARIA7.1 DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD7.2 CÁLCULO MECÁNICO DE CONDUCTORES

7.2.1 Consideraciones7.2.2 Hipótesis de estado7.2.3 Esfuerzos Mecánicos en el Conductor Portante

7.3 SELECCIÓN DE LA LONGITUD DE POSTES7.4 SELECCIÓN DEL MATERIAL DE LAS ESTRUCTURAS7.5 CÁLCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS Y RETENIDAS

7.5.1 Factores de Seguridad7.5.2 Fórmulas Aplicables




7.6 CÁLCULO DE CIMENTACIONES DE POSTES DE MADERA7.7 CÁLCULO DEL BLOQUE DE RETENIDA

8.0 ANEXOS







1.01.0 INTRODUCCIÓNINTRODUCCIÓN

1.1 OBJETIVO

El objetivo del presente documento es de seleccionar los equipos y materiales que se utilizarán en los diseños finales de las Líneas, Redes Primarias y Redes Secundarias del proyecto, mediante la realización de los cálculos eléctricos y mecánicos, asimismo se desarrollará el análisis de regulación de tensión del sistema eléctrico con la demanda de potencia y energía actualizada según el número de abonados obtenidos de los diseños finales de las redes secundarias.

El presente proyecto denominado del “Electrificación Rural Grupo 09 Ubicado en 12 departamentos, Item 2” del proyecto 27: Macari - Puno, distrito de Macari, provincia de Melgar, Departamento de Puno, permitirá dotar de energía eléctrica a 54 localidades proveniente de la SE Ayaviri: 138/10/22,9 kV – 2500 KVA, con una sola salida, con ramificaciones trifásicas, bifásicas y monofásicas-MRT que alimentan a las cargas del distrito de Macari.

1.2 ALCANCES

1.2.1 Alcances del Informe

En el presente documento “Cálculos Justificativos” se evalúa la configuración eléctrica más conveniente para el suministro eléctrico a las comunidades pertenecientes al Proyecto: Electrificación Rural Grupo 09 Ubicado en 12 departamentos, Item 2” del proyecto 27: Macari - Puno, permitiendo así desarrollar los siguientes puntos:

IntroducciónConsideraciones generalesEstudio del Mercado EléctricoCálculos Eléctricos de la Línea y Red PrimariaCálculos Eléctricos de la Red SecundariaCálculos Mecánicos de la Línea y Red PrimariaCálculos Mecánicos de la Red SecundariaAnexos, láminas y planosDiagramas de caída de tensión en alta y baja tensión

1.2.2 Alcances de la Obra

Los alcances de la Obra comprenden las siguientes instalaciones:

Implementación de 61.94 kms de Líneas Primarias en 22.9/13.2 kV.Implementación de Redes Primarias en 54 localidades.Implementación de Redes Secundarias en 54 localidades.

1.3 ANTECEDENTES

Para el desarrollo de los cálculos justificativos del proyecto, se utilizó como base los criterios Técnicos-Económicos y la mejora de la confiabilidad y calidad de servicio del sistema eléctrico y además la información proporcionada por la Empresa Concesionaria Electro Puno y además el Estudio Definitivo realizado.




1.4 DESCRIPCIÓN DEL ÁREA DEL PROYECTO

1.4.1 Ubicación

El proyecto se ubica en las siguientes coordenadas UTM: 297910 N y 8366063 N; 278850 E y 8379619 E; encontrándose dentro del cuadrángulo: hoja 30-u Ayaviri, de las cartas del Instituto Geográfico Nacional. La línea proyectada cuenta con una longitud total de 61.94 kms e incluye la electrificación de 54 localidades, pertenecientes al distrito de Macari.

1.4.2 Condiciones Climatológicas

El área del proyecto cuenta con un clima frío, caracterizada por descargas atmosféricas intensas, fuertes vientos en las cumbres. Las características ambientales han sido tomadas de las estaciones de ayaviri:

Temperatura Máxima : 40 °CTemperatura Media Anual : 10 ºCTemperatura Mínima : -15 ºCVelocidad Máxima del Viento : 90 km/hFuente: SENAMHI

En el Anexo Nº 8.1 se presenta el procesamiento de los datos estadísticos de SENAMHI.

1.4.3 Topografía - Altitud del Área del Proyecto

La topografía del terreno en el área del proyecto se caracteriza por ser poco accidentada con laderas de cerros, quebradas, y con predominación de pampas y llanos interandinos.

La altitud del área del proyecto varía entre 3,896 msnm (localidad de Macari 4,215 msnm (Localidad de Selque).

1.4.4 Vías de Acceso

Las principales vías acceso al área del proyecto son las siguientes:

Vía de Acceso Principal:

Las principales vías acceso al área del proyecto son las siguientes:

Vía Terrestre: se cuenta con las siguientes carreteras:

a) Mediante la carretera asfaltada Juliaca – Cusco hasta la localidad de Chuquibambilla y dealli su ingreso al distrito de Macari es afirmado.

b) La alternativa es a través de la carretera asfaltada Cusco Juliaca hasta la localidad de Chuquibambilla, y luego, mediante la carretera afirmada Chuquibambilla al distrito de Macari.

En ambos casos las carreteras se encuentran en buen estado de operatividad.

Desde la parte urbana de Macari, existen carreteras de penetración que interconectan a las localidades beneficiadas en el proyecto, las cuales se encuentran en regular estado de conservación.

Vía Aérea: se cuenta con el aeropuerto Manco Cápac de Juliaca que tiene vuelos diarios desde Lima a Juliaca.




1.4.5 Localidades que Conforman el Proyecto

Las localidades que integran el proyecto son las que se muestran a continuación:

Nº Provincia Distrito LocalidadNº de

Viviendas

N° Carga

Especial

Calificación (watt)

Configuración

1 Melgar Macari HUACAUTA Cancallipata10

400380/220V. 2Ø

2 " " HUACAUTA Pampa Potrero 8

400440/220V. 1Ø

3 " " HUACAUTA Challapata 14 400 440/220V. 1Ø

4 " " HUACAUTA Chimpastana 10 5 400 440/220V. 1Ø

5 " " JATUN SAYNA Anaguanca 19 400 440/220V. 1Ø

6 " " JATUN SAYNA Pampa Lloclla 9 400 440/220V. 1Ø

7 " " JATUN SAYNA Sallalli 4 1 400 440/220V. 1Ø

8 " " JATUN SAYNA Jajachupa 9 400 440/220V. 1Ø

9 " " JATUN SAYNA Llactuyre 22 400 440/220V. 1Ø

10 " " JATUN SAYNA Llactuyrepampa 19 400 440/220V. 1Ø

11 " " HUAMANRURO Ancocunca 15 400 440/220V. 1Ø

12 " " HUAMANRURO 9 2 400 440/220V. 1Ø

13 " " HUAMANRURO Huacuta 13 400 440/220V. 1Ø

14 " " SELQUE Yurajcancha 20 400 440/220V. 1Ø

15 " " SELQUE Rosaspata 15 400 440/220V. 1Ø

16 " " SELQUE Colijatahuasi 17 400 440/220V. 1Ø

17 " " SELQUE Chapenuyoc 20 400 440/220V. 1Ø

18 " " SELQUE Morojaja 11 3 400 440/220V. 1Ø

19 " " SELQUE Milla Sillani 15 400 440/220V. 1Ø

20 " " SELQUE Saynapata 13 400 440/220V. 1Ø

21 " " SELQUE Sunto 27 4 400 440/220V. 1Ø

22 " " SELQUE Chacachita 11 1 400 440/220V. 1Ø

23 " " SELQUE Cantacanta 23 400 440/220V. 1Ø

24 " " SELQUE Chuñunapata 16 400 440/220V. 1Ø

25 " " MACARI Aychuta 25 400 440/220V. 1Ø

26 " " MACARI Jallurume 16 400 440/220V. 1Ø

27 " " MACARI Pulpera 13 400 440/220V. 1Ø

28 " " MACARI Huañuna 166 3 400 440/220V. 1Ø

29 " " MACARI Taratara 28 2 400 440/220V. 1Ø

30 " " BAJO COLLANA Ritubamba 11 3 400 440/220V. 1Ø

31 " " BAJO COLLANA Casa Blanca 59 8 400 440/220V. 1Ø

32 " " SAYGUANI 7 2 400 440/220V. 1Ø

33 " " PICHACANI 20 400 440/220V. 1Ø

34 " " SAN FRANCISCO 20 400 440/220V. 1Ø

35 " " COCUÑA 30 1 400 440/220V. 1Ø

36 " " SANTA CRUZ Huayhuancuri 19 400 440/220V. 1Ø

37 " " SANTA CRUZ Huayhuancuri 12 400 440/220V. 1Ø

38 " " SANTA CRUZ Iscaypuquio 7 400 440/220V. 1Ø

39 " " SANTA CRUZ Caxile 37 3 400 440/220V. 1Ø

40 " " SANTA CRUZ Queraruma Central 28 400 440/220V. 1Ø

41 " " SANTA CRUZ Queraruma Central 22 400 440/220V. 1Ø

42 " " QUISHUARA Chuntarusi 64 400 440/220V. 1Ø




43 " " QUISHUARA Royal 47 1 400 440/220V. 1Ø

44 " " QUISHUARA Jayunuma 19 400 440/220V. 1Ø

45 " " QUISHUARA Vilacota 19 1 400 440/220V. 1Ø

46 " " QUISHUARA Jaunuma 20 1 400 440/220V. 1Ø

47 " "HUAMANRURO SECTORES Jatun Orco 30 400 440/220V. 1Ø

48 " " HUAMANRURO SECTORES Acorjo 38 400 440/220V. 1Ø

49 " "HUAMANRURO SECTORES Jarachulloc 9 400 440/220V. 1Ø

50 " "HUAMANRURO SECTORES Soscoña 12 1 400 440/220V. 1Ø

51 " "HUAMANRURO SECTORES Pucara 67 6 400 440/220V. 1Ø

52 " "HUAMANRURO SECTORES Pucara 24 3 400 440/220V. 1Ø

53 " "HUAMANRURO SECTORES Aña Aña 21 400 440/220V. 1Ø

54 " "HUAMANRURO SECTORES Arcopunco 9 2 400 440/220V. 1Ø

TOTAL 1,248 53

2.02.0 CONSIDERACIONES GENERALESCONSIDERACIONES GENERALES

2.1 NORMAS APLICABLES

Los criterios a emplear en el diseño de las líneas y redes primarias y redes secundarias se regirán principalmente por las siguientes normas:

Código Nacional de Electricidad Suministro 2001.Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844.Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844.RD-016-2003-EM/DGE: Especificaciones Técnicas de Montaje de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural.RD-017-2003-EM/DGE : Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales.RD-018-2003-EM/DGE : Bases para el Diseño de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural.RD-020-2003-EM/DGE : Especificaciones Técnicas de Montaje de Redes Secundarias con Conductor Autoportante para Electrificación Rural.RD-023-2003 EM/DGE: Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados para Redes Secundarias para Electrificación Rural.RD-024-2003 EM/DGE: Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados para Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural.RD-025-2003 EM/DGE: Especificaciones Técnicas para el Suministro de Materiales y Equipos de Redes Secundarias para Electrificación Rural.RD-026-2003-EM/DGE: Especificaciones Técnicas para el Suministro de Materiales y Equipos de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural.RD-031-2003-EM/DGE: Bases para el Diseño de Redes Secundarias con Conductores Autoportantes para Electrificación Rural.

2.2 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LAS LÍNEAS Y REDES PRIMARIAS

La electrificación de las comunidades pertenecientes al proyecto toma sus puntos de alimentación en las estructuras de las líneas en 22,9/13.2 kV existentes del Sistema Eléctrico Ayaviri, los cuales tienen las siguientes características:

Tensión nominal del sistema : 22,9/13,2 kVConfiguración : 2 y 1-MRTTensión Máxima de Servicio : 25 kV – 60 Hz




Factor de Potencia : 0,90 (atraso)Conexión del Neutro : Efectivamente puesto a tierraPotencia de cortocircuito mínima : 200 MVA

2.3 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LAS REDES SECUNDARIAS

Las redes secundarias presentarán las siguientes características técnicas:

Tensión nominal del sistema : 380/220 V, 440/220 VConfiguración : 2; 1-NTensión Máxima de Servicio : 400/220 V, 460/230 V – 60 HzVano básico : 80 mConexión del Neutro : Efectivamente puesto a tierraSecciones de fase : Aluminio de 2x35, 2x25, 3x16, 2x16, 1x16 mm²Sección del neutro : 25 mm² de aleación de aluminio.

2.4 PUNTOS DE ALIMENTACIÓN DE REDES SECUNDARIAS

Los puntos de alimentación para las redes de servicio particular, alumbrado público y conexiones domiciliarias, serán las salidas de los tableros de distribución de cada una de las subestaciones.

2.5 DEMANDA DE POTENCIA PARA EL DISEÑO DE LA RED SECUNDARIA

2.5.1 Cargas de Servicio Particular

Para la calificación eléctrica de servicio particular se han agrupado las localidades en 1 sectores sobre la base de su desarrollo relativo y configuración urbana.

Localidades tipo IISon grupos de viviendas situadas en áreas rurales que no presentan aún configuración urbana o es incipiente. Las viviendas están generalmente situadas a lo largo de carreteras, caminos de herradura o dentro de chacras de los propietarios. La calificación asignada es de 400 W por lote.

2.5.2 Cargas de Alumbrado Público

Para el alumbrado público se ha considerado lo establecido por la Norma DGE RD 017-2003-EM “Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales”.

El alumbrado público constará de luminarias con lámparas de vapor de sodio de alta presión de 50 W soportadas por pastorales de fierro galvanizado. La demanda de potencia de las lámparas de alumbrado y sus accesorios es la siguiente:

Cuadro Nº 01Cargas de la Lámpara de Alumbrado Público

Tipo de LámparaPotencia(Watts)

Pérdidas(Watts)

Total(Watts)

Vapor de Sodio 50 10 60

2.5.3 Cargas de Uso General

Estas cargas pueden ser Colegios, Escuelas, Centros de Salud, Iglesias, etc.

Para las cargas de servicio particular se ha asignado una calificación eléctrica de 400, 600 y 800 W/lote.

Para las cargas de uso general se ha asignado una calificación eléctrica de 1000 W/lote.

La relación de localidades y su población actualizada y con sus respectivas calificaciones se encuentran detalladas en el Anexo Nº 8.2




3.03.0 ESTUDIO DE MERCADO ELÉCTRICOESTUDIO DE MERCADO ELÉCTRICO

3.1 INTRODUCCIÓN

El estudio de mercado eléctrico tiene por objetivo cuantificar la demanda de potencia y energía eléctrica de las localidades ubicadas en el área de influencia del proyecto, la misma que servirá para el dimensionamiento de las Líneas Primarias, Redes Primarias y Secundarias para un horizonte de 20 años, evaluando la oferta disponible frente a la demanda requerida.

3.2 ENCUESTAS DE MERCADO ELÉCTRICO

Las encuestas de mercado eléctrico tuvieron como finalidad obtener información social y económica de las localidades para ser utilizadas en los estudios de mercado eléctrico e impacto ambiental. Entre los principales datos recopilados tenemos: categoría del centro poblado, número de viviendas, población, actividades económicas, principales cultivos y servicios con los que cuentan. Las encuestas de campo se han efectuado para todas las localidades consideradas en el proyecto.

3.3 PROYECCIÓN DE POBLACIÓN Y NÚMERO DE VIVIENDAS

Para obtener la proyección de la población y del número de viviendas, se empleó la información de las diferentes localidades incluidas en el presente estudio, así como el planeamiento e información proporcionado por el INEI (Censo de 1993) del departamento de Puno.

3.3.1 Determinación de las Tasas de Crecimiento

Para la determinación de la tasa de crecimiento para la proyección de la población se ha utilizado el crecimiento poblacional para los años 1993-2010 del almanaque de Puno.

En el cuadro siguiente se presenta la población total del distrito de Atuncolla años 2003 al 2005 proporcionadas por el INEI-Puno:

Cuadro Nº 02Crecimiento Poblacional Distrital

Distrito Provincia 1995 2000 2007 TC (%)Macari Malgar 7331 7475 7971 1.30%

Fuente: Almanaque de Puno 2007 – INEI

En base a estos resultados, se ha considerado para la localidad tipo II una tasa de crecimiento variable entre los límites de 0.5% y 1,5%.

3.3.2 Proyección de la Población y Número de Viviendas

Se calculó el promedio de la relación población/número de viviendas, teniendo en cuenta que el número de habitantes por vivienda máximo es 6 y mínimo de 3, tomando como referencia los datos del censo, hemos considerado un promedio de 4 habitantes por familia.

3.4 METODOLOGÍA PARA LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

3.4.1 Información Existente

Los datos recopilados para la proyección de la demanda son los siguientes:

Datos de Campo del área de influencia del proyectoCenso Nacional de Población y Vivienda del año 1981, 1995 y 2005.Información de consumos en zonas similares, que cuentan con instalaciones de servicio eléctrico, detalladas en el ítem 3.3 anterior.

3.4.2 Metodología de Proyección de la Demanda

La metodología utilizada para la proyección del consumo de energía y de la máxima demanda, con ligeras variantes es la recomendada por la Ex-Oficina de Cooperación Energética Peruano-Alemana, que analizó diversos métodos de proyección, y determinó que para el caso de Pequeños y Medianos Centros Poblados, la metodología mas adecuada es aquella que se basa en el establecimiento de una relación funcional creciente entre el consumo de energía por




abonado doméstico (kWh/Abon) y el número de abonados para cada año. Esta relación considera que la expansión rural a consecuencia del crecimiento poblacional está íntimamente vinculada con el desarrollo de actividades productivas que conducen a mejorar los niveles de ingreso y por consecuencia, el crecimiento percápita del consumo de energía eléctrica.

A continuación, se describe secuencialmente los cálculos que efectúa el programa de proyección de la demanda de localidades:

1. Número de Habitantes y Abonados Domésticos:

a) Se proyecta el número de habitantes para cada centro poblado con su respectiva tasa de crecimiento, para un horizonte de 20 años.

b) Sobre la base de los resultados de la visita de campo, en donde se contabilizó la población y el número de vivienda, se determina el número promedio de habitantes por familia para cada una de las localidades, índice que permite determinar el número de viviendas para todo el horizonte de planeamiento.

c) El número de abonados domésticos se obtiene de la multiplicación del número de viviendas totales y el coeficiente de electrificación.

2. Consumo doméstico:

El consumo de energía del sector doméstico se determina haciendo uso de curvas del tipo:

Que relaciona el consumo de energía anual con el correspondiente número de abonados y el precio medio real (PMR) de la energía, la misma que se determina mediante análisis de regresión histórica.

3. Factor de Carga:

Se ha determinado el factor de carga de la siguiente manera:

E.R. : Energía Requerida (KW-H)

M.D.: Máxima Demanda (kW)

4. Coeficiente de Electrificación:

El coeficiente de electrificación es la relación entre el número de abonados domésticos y el número de viviendas totales. Para las localidades del proyecto se cálculo con la información de las encuestas de campo realizadas durante el replanteo, donde se contabilizó el número de viviendas totales correspondientes a cada localidad y el número de viviendas a electrificarse.

5. Consumo Comercial:

Se determina a partir del consumo unitario del sector doméstico (CUC/CUD), asumiendo un porcentaje adicional al consumo unitario doméstico.

Para las localidades del tipo I se ha considerado la relación k2: CUC/CUD de 1,06, es decir se prevé un 6 % más de consumo de energía que los usuarios del sector doméstico.

6. Consumo por Cargas de Uso General:

Es el consumo debido a la existencia de cargas de uso general que están conformadas por escuelas, colegios, iglesias, locales comunales, municipalidades, postas médicas, etc.

Se determina a partir del consumo neto doméstico, como:




CG = k3 * CD

Donde %CG es el porcentaje del consumo neto de uso general con respecto al consumo neto doméstico. Este porcentaje se utiliza para calcular el Consumo de uso general para todos los años.

7. Consumo por Pequeñas Industrias:

Las actividades Pequeño Industriales en la zona del proyecto están referidas principalmente a la producción de bienes e insumos para abastecer las necesidades propias de sus poblaciones y en muy pequeña escala para otros mercados, generalmente productos lácteos, textilerías, artesanales, implementación de Plantas queseras, implementación de pequeños talleres de metal mecánica, carpintería y la implementación de molinos de grano.

Se determina a partir de la siguiente relación:

CEI = k4 * CD

Donde k4 es el porcentaje del consumo neto de uso industrial con respecto al consumo neto doméstico. Este porcentaje se utiliza para calcular el Consumo Industrial para todos los años.

8. Consumo por Alumbrado Público:

Para la determinación del consumo de alumbrado público se ha aplicado la Norma DGE “Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales” Publicado en Diciembre del 2003, la cual menciona lo siguiente:

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

CM AP : Consumo mensual de alumbrado público en kWhK ALP : Factor de AP en kWh/usuario-mesNU : Número de Usuarios de la localidad

El Factor KALP es el correspondiente al Sector Típico 4 : KALP = 3,3

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

PI: Puntos de IluminaciónCMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kWhNHMAP: Número de horas mensuales del servicio alumbrado público (horas/mes)PPL: Potencia nominal promedio de la lámpara de alumbrado público en watts

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

El número de horas mensuales del servicio de alumbrado público (NHMAP) será de 360 horas/mes.




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

El número de horas diarias de alumbrado público considerado es de 12 horas.

Es así que para calcular el número de puntos de iluminación por localidad en el año inicial se considera lo siguiente:

NHMAP = 360PPL = 80W (Se incluye las pérdidas de potencia)

La cantidad de puntos de iluminación de cada localidad está en el Anexo N° 8.7

Con las consideraciones anteriores se calcula el porcentaje que representa el Consumo de Alumbrado Público respecto del Consumo Unitario Doméstico como:

k5 = CAP/CUD

Este porcentaje se utiliza para calcular el consumo de AP para todos los años.

9. Consumo Neto por Localidad:

Es la sumatoria de los consumos de cada uno de los sectores descritos anteriormente.

10. Consumo Bruto Total:

Se obtiene de sumar el consumo neto y las pérdidas de energía técnica y comercial en distribución que se estiman en 7 % y 8% de la energía neta.

11. Demanda Máxima de Potencia:

Es la que se obtiene de dividir el consumo bruto total (Kwh-año), sobre las Horas de utilización (H.U.) Los criterios aplicados para la Proyección de la Demanda del proyecto electrificación rural distrito de Macari Etapa muestran en resumen en el Cuadro siguiente:

Cuadro Nº 03Criterios Aplicados para la Proyección de la Demanda de Localidades del Proyecto

Localidades Urbana / rurales Tipo II

% Tasa de Crecimiento 1.005

Coeficiente de Electrificación 0.4

K1 . # Abon. Com./ # Abon. Domes. 0.04

K2 :CUC / CUD 1,02

K3 :% Consumo de Uso General 0.03

K4 : % Consumo Industrial 0.005

K5 : % de Consumo de Alumbrado Público 0.03

% Pérdidas 8

Horas de Utilización de la Energía Básica (Año Inicial) 1800

Horas de Utilización de la Energía Básica (Año Final) 2000

En el Anexo correspondiente se presenta la metodología aplicada para el cálculo de la demanda de potencia y energía.




3.5 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL PROYECTO

La proyección de la máxima demanda (kW) y energía total (MWh-año) se adjunta en detalle en los Anexos Nº 8.3 cuyo resumen se presenta a continuación:

Cuadro Nº 04Resumen de la Proyección de la Máxima Demanda de Potencia (kW)

AñoElectrificacion

Macari Demanda

Total

(kW) (kW)

2009 511.20 511.20

2010 517.33 517.33

2011 523.24 523.24

2012 529.82 529.82

2013 536.18 536.18

2014 542.62 542.62

2015 549.13 549.13

2016 555.72 555.72

2017 562.39 562.39

2018 569.14 569.14

2019 575.96 575.96

2020 582.88 582.88

2021 589.87 589.87

2022 596.95 596.95

2023 604.11 604.11

2024 611.36 611.36

2025 618.70 618.70

2026 626.12 626.12

2027 633.64 633.64

2028 641.24 641.24

2029 648.93 648.93

Cuadro Nº 05Proyección del Consumo de Energía (MWh-año)

AñoElectrificacion

Macari Consumo Total

(MWh/año) (MWh/año)

2009 1,343.43 2,010.95

2010 1,386.75 2,075.78

2011 1,431.45 2,142.70

2012 1,477.60 2,211.78

2013 1,525.24 1,525.24

2014 1,574.42 1,574.42

2015 1,625.18 1,625.18

2016 1,677.57 1,677.57

2017 1,731.66 1,731.66

2018 1,787.48 1,787.48

2019 1,845.11 1,845.11

2020 1,904.60 1,904.60

2021 1,966.00 1,966.00

2022 2,029.39 2,029.39

2023 2,094.82 2,094.82

2024 2,162.35 2,162.35

2025 2,232.07 2,232.07

2026 2,304.03 2,304.03

2027 2,378.31 2,378.31




AñoElectrificacion

Macari Consumo Total

(MWh/año) (MWh/año)

2028 2,454.99 2,454.99

2029 2,534.14 2,534.14

3.6 BALANCE OFERTA-DEMANDA

La Electrificación Rural Grupo 09 Ubicado en 12 departamentos, Item 2 está alimentado por la Sub Estación ubicada en la localidad de Ayaviri.

La subestación es del tipo reductor 138/10//22.9 kV cuenta con una potencia instalada de 6,5 MVA, en consecuencia existe la disponibilidad suficiente para atender la demanda proyectada. El balance oferta-demanda se detalla a continuación:

Cuadro Nº 06Balance Oferta – Demanda

OFERTA DEMANDA BALANCEAÑO (KW) (KW) (KW)

2009 2250.00 765.20 1484.800

2010 2250.00 774.38 1475.618

2011 2250.00 783.67 1466.325

2012 2250.00 793.08 1456.921

2013 2250.00 802.60 1447.404

2014 2250.00 812.23 1437.773

2015 2250.00 821.97 1428.026

2016 2250.00 831.84 1418.162

2017 2250.00 841.82 1408.180

2018 2250.00 851.92 1398.079

2019 2250.00 862.14 1387.855

2020 2250.00 872.49 1377.510

2021 2250.00 882.96 1367.040

2022 2250.00 893.56 1356.444

2023 2250.00 904.28 1345.722

2024 2250.00 915.13 1334.870

2025 2250.00 926.11 1323.889

2026 2250.00 937.22 1312.775

2027 2250.00 948.47 1301.529

2028 2250.00 959.85 1290.147

2029 2250.00 971.37 1278.629

4.04.0 CÁLCULOS ELÉCTRICOS DE LA LÍNEA Y RED PRIMARIACÁLCULOS ELÉCTRICOS DE LA LÍNEA Y RED PRIMARIA

4.1 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DEL SISTEMA

Para efectos del diseño eléctrico de líneas y redes primarias se tendrán en cuenta las siguientes características:

Sistema Efectivamente Puesto a TierraTensión Nominal de la Red : 22.9/13.2 kV Tensión Máxima de Servicio : 25 kV Frecuencia Nominal : 60 HzFactor de Potencia : 0,90 (atraso)Conexión del Neutro : Efectivamente puesto a tierra.




4.2 PARÁMETROS DE LOS CONDUCTORES

4.2.1 Resistencia Eléctrica

La resistencia de los conductores a la temperatura de operación se calculará mediante la siguiente fórmula.

Donde:R40°C = Resistencia del conductor en a 40°C, en ohm/km R20°C = Resistencia del conductor en c.c. a 20°C, en ohm/km t = Temperatura máxima de operación, 40°C

4.2.2 Reactancia Inductiva

a) La reactancia inductiva para sistema trifásico equilibrado es:

en Ohm/km

DMG = Distancia Media Geométrica, igual a 1,52 m r = Radio del conductor, en metros

b) Reactancia Inductiva para sistemas monofásicos a la tensión entre fases.La fórmula es la misma que para sistema trifásico, pero la distancia media geométrica (DMG) será igual a 2.20 m.

c) Reactancia inductiva para sistemas monofásicos a la tensión de faseLa fórmula es la misma que para sistemas trifásicos, pero la distancia media geométrica (DMG) será igual a 1.52 m

d) Reactancia inductiva equivalente para sistemas monofásicos con retorno total por tierra.

en Ohm/km

De = 85 : Diámetro equivalente, en mDs = Radio equivalente del conductor, e igual a 2,117 r’ para conductor de 7

alambres. = Resistividad eléctrica del terreno, se considera 250 Ω-mr’ = Radio del alambre del conductor, en m

Los parámetros eléctricos de las líneas primarias y caídas de tensión se calculan y muestran en el Anexo Nº 8.4

4.3 CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

4.3.1 Generalidades

En el presente capítulo se presentan las configuraciones finales de los sistemas eléctricos que formarán parte del presente proyecto.

4.3.2 Determinación de la Configuración Final del Proyecto

4.3.2.1 Sistema Eléctrico del PSE Ayaviri

Línea Primaria 22,9 kV Ayaviri-Santa Rosa

Esta Línea cuenta con su punto de inicio en la Sub Estación 138/10/22.9 kV, con una longitud total de 61.94 km hasta Santa Rosa, sin embargo la derivacion hacia Macari se inicia en las inmediaciones de la localidad de Chuquibambilla.




4.3.3 Análisis de la Regulación de Tensión

Se ha efectuado el análisis de la regulación de tensión del proyecto el cual incluye las cargas en el recorrido de las Líneas Primarias existentes, además las cargas concentradas en las derivaciones que se dirigen hacia cada localidad de proyecto, para lo cual se ha tomado en consideración los siguientes aspectos:

Se ha definido como sección mínima a utilizar 25 y 35 mm² de AAACSe utilizará el sistema 2Ø y 1Ø (MRT).

En los anexos Nº 8.4 se detalla el cálculo de regulación de tensión del sistema eléctrico para todo el periodo de análisis.

4.3.4 Configuración Eléctrica del Proyecto

Para el análisis de la configuración eléctrica del Proyecto se tiene como puntos de alimentación las subestación de Ayaviri, que alimenta al Sistema Eléctrico existente del PSE Ayaviri.

En los Planos se presenta la configuración eléctrica del Proyecto para los años 2010-2030, con las localidades que comprenden el proyecto y las secciones de las líneas primarias obtenidas del cálculo de la regulación de tensión.

4.3.4.1 Líneas Primarias 22,9 kV

Las Líneas Primarias del presente Proyecto se han definido de acuerdo a su capacidad de transporte y cálculo de regulación de tensión, obteniéndose lo siguiente:

Líneas Primarias 22.9 kV -2 - 2x35 mm²- AAAC: 6.53 km

Líneas Primarias 13.2 kV -1 - 1x25 mm²- AAAC: 48.88 km

4.3.4.2 Redes Primarias y Secundarias

Se ejecutarán las redes primarias de 54 localidades y las redes secundarias de 54 localidades, las cuales se mencionaron líneas arriba:

Nº Localidad Provincia Distrito

1HUACAUTA Cancallipata Melgar Macari

2HUACAUTA Pampa Potrero " "

3HUACAUTA Challapata " "

4HUACAUTA Chimpastana " "

5JATUN SAYNA Anaguanca " "

6JATUN SAYNA Pampa Lloclla " "

7JATUN SAYNA Sallalli " "

8JATUN SAYNA Jajachupa " "

9JATUN SAYNA Llactuyre " "

10JATUN SAYNA Llactuyrepampa " "

11HUAMANRURO Ancocunca " "

12HUAMANRURO " "

13HUAMANRURO Huacuta " "

14SELQUE Yurajcancha " "

15SELQUE Rosaspata " "

16SELQUE Colijatahuasi " "

17SELQUE Chapenuyoc " "

18SELQUE Morojaja " "

19SELQUE Milla Sillani " "




20SELQUE Saynapata " "

21SELQUE Sunto " "

22SELQUE Chacachita " "

23SELQUE Cantacanta " "

24SELQUE Chuñunapata " "

25MACARI Aychuta " "

26MACARI Jallurume " "

27MACARI Pulpera " "

28MACARI Huañuna " "

29MACARI Taratara " "

30BAJO COLLANA Ritubamba " "

31BAJO COLLANA Casa Blanca " "

32SAYGUANI " "

33PICHACANI " "

34SAN FRANCISCO " "

35COCUÑA " "

36SANTA CRUZ Huayhuancuri " "

37SANTA CRUZ Huayhuancuri " "

38SANTA CRUZ Iscaypuquio " "

39SANTA CRUZ Caxile " "

40SANTA CRUZ Queraruma Central " "

41SANTA CRUZ Queraruma Central " "

42QUISHUARA Chuntarusi " "

43QUISHUARA Royal " "

44QUISHUARA Jayunuma " "

45QUISHUARA Vilacota " "

46QUISHUARA Jaunuma " "

47HUAMANRURO SECTORES Jatun Orco " "

48HUAMANRURO SECTORES Acorjo " "

49HUAMANRURO SECTORES Jarachulloc " "

50HUAMANRURO SECTORES Soscoña " "

51HUAMANRURO SECTORES Pucara " "

52HUAMANRURO SECTORES Pucara " "

53HUAMANRURO SECTORES Aña Aña " "

54HUAMANRURO SECTORES Arcopunco " "

TOTAL

4.4 BALANCE DE CARGA

La distribución de los transformadores en las fases adecuadas derivadas del circuito troncal deberá presentar un balance conveniente para la operación normal del sistema.

En el diagrama de carga del presente sistema eléctrico se presenta la conexión de cada transformador de distribución y su fase de conexión correspondiente.

4.5 DETERMINACIÓN DEL NIVEL DE AISLAMIENTO Y SELECCIÓN DE AISLADORES

Los criterios considerados en la selección del aislamiento son por contaminación ambiental, sobretensiones a frecuencia industrial en seco y sobretensiones atmosféricas.




4.5.1 Aislamiento Necesario por Contaminación Ambiental

Esta solicitación determina la longitud de la línea de fuga fase–tierra requerida en el aislamiento por contaminación ambiental.

La selección de la distancia de fuga de los aisladores ha sido tomada de la recomendación de la Norma IEC 815 “Recomendaciones para distancia de fuga en los aisladores para ambientes contaminados”, que establece niveles de contaminación según características ambientales, seleccionando una distancia de fuga de 16 mm/kV correspondiente a una zona de contaminación ligera, pero para el área del proyecto se consideró una distancia de fuga de 12 mm/kV debido a que se ubica en una zona de sierra (contaminación muy ligera) con altitud entre los 3,800 y 4,300 msnm, predominantemente con presencia de pastos naturales, expuestas a presencia de lluvias frecuentes y de gran intensidad, lo que contribuye a la limpieza periódica de los aisladores. (Ver Anexo 8.5).

La línea de fuga fase-tierra esta dada por la siguiente expresión:

Lfuga : Longitud de fuga fase-tierra requeridaLf0 : Longitud de fuga unitaria en mm/kV-Umáx : Tensión Máxima de Serviciofch : Factor de Corrección por Alturah : Altura sobre el nivel del mar.

Cuadro Nº 07Aislamiento Requerido por Contaminación

Altitud Fch mm/kV- Umax (kV) LfugaHasta 4 300 msnm 1.4125 13.0 25 459

4.5.2 Aislamiento Necesario por Sobretensión a Frecuencia Industrial en Seco

El nivel de aislamiento recomendados según la Norma DGE “Bases para el Diseño de líneas y Redes Primarias”, es: Vfi = 50 kV

4.5.3 Aislamiento Necesario por Sobretensiones Atmosféricas

A continuación se describe el procedimiento de cálculo del aislamiento requerido por descargas atmosféricas (contorneo inverso):

Donde:

NBI : Nivel Básico de Aislamiento (125 kV-BIL)N : Número de desviaciones estándar alrededor de la media (1.2) : Desviación estándar (2%) : Densidad relativa del aire

y

Para t = 15ºC Para h = 4,000 ( = 0,626)

Obteniéndose los siguientes resultados:

Cuadro Nº 08Aislamiento Necesario por Sobretensiones de Impulso

Descripción NBI (kV) Vfi (kV)Hasta 4,300 msnm 125 212




4.5.4 Selección de los Aisladores para la LP y RP

En conclusión se ha seleccionado aisladores Pin ANSI 56-3 y Suspensión RPP 25, para toda la línea y red primaria.

Cuadro Nº 09Selección de los Aisladores

RequerimientosValores Calculados

Tipo

ANSI56-3

ANSISuspensión

52-2h: Altitud m.s.n.m. Hasta 4,000 Todo TodoU Máx. (kV) 25 25 25Longitud de la línea de fuga L (mm) 459 533 584Aislam. por sobretensiones a frec. industrial Vfi (kV) 50 80 90Aislam. por sobretensiones de impulso Vi (kV) 212 265 260

En el Anexo N° 8.5 se muestra el detalle de la selección de Aisladores.

4.6 NIVELES DE AISLAMIENTO PARA LAS SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN

Los niveles de aislamiento considerados para el diseño de la subestaciones de distribución hasta los 4,300 msnm, son los siguientes:

Tensión Nominal : 22.9/13.2 kV Tensión de sostenimiento a frecuencia industrial: 50 kVTensión de sostenimiento al impulso 1,2/50 s (interno): 125 kVTensión de sostenimiento al impulso 1,2/50 s (externo): 150 kV

4.7 NIVEL DE AISLAMIENTO DE LAS ESTRUCTURAS DE LA LÍNEA Y RED PRIMARIA

La mayor causa de salidas fuera de servicio es ocasionada por los flameos producidos por descargas atmosféricas y tormentas eléctricas, los cuales producen sobretensiones directas e inducidas sobre las líneas de distribución, las cuales dependen de los siguientes factores:

Intensidad, continuidad y duración de las descargas atmosféricas ( = a 3900 msnm) son intensas en época de tormenta eléctrica.

Los obstáculos en la franja de servidumbre de las líneas son limitados, teniéndose algunas lomas que contribuyen a amortiguar las descargas directas, y reducir la magnitud de las indirectas.

Las salidas de servicio por cada 100 km/año se reducen cuando se logra un voltaje de flameo al impulso crítico (VFIC, o critical impulse flashover voltage-CIFO) de la línea de 300 kV, motivo por el cual en los diseños de las estructuras se debe tender a obtener dicho valor, por medio de la utilización crucetas de madera.No es conveniente superar los 300 kV, porque el mayor aislamiento en la línea podría ocasionar sobretensiones severas en los equipos, así como la operación frecuente del interruptor en las subestaciones de alimentación.

Los pararrayos proveen un grado de reducción de flameos por tensiones inducidas, por lo que se ha previsto su instalación en las líneas primarias y en las subestaciones de distribución, contribuyendo conjuntamente a mejorar el comportamiento eléctrico. Los pararrayos en las líneas van asociados a una puesta a tierra no mayor de 15, por lo que se ha previsto la utilización del sistema de PT tipo PAT-1 con una varilla, y conseguir así una descarga efectiva a tierra (el incremento del valor de la puesta a tierra incrementará el flameo de las líneas).El aislamiento de las estructuras se logra con la combinación del CIFO de sus componentes: aislador, cruceta y poste de concreto, la cual contribuye a elevar el aislamiento de la línea y a mejorar el comportamiento eléctrico contra descargas atmosféricas.

4.8 SELECCIÓN DE PARARRAYOS Y SECCIONADORES FUSIBLES

Las principales características de los pararrayos y seccionadores son las siguientes:




Pararrayos: Los pararrayos serán de oxido metálico, clase 1, habiéndose seleccionado para el nivel de tensión 22,9 kV - 21 kV.

Seccionadores: Los pararrayos serán de porcelana, habiéndose seleccionado para el nivel de tensión 22,9 kV – 27/38 kV.

4.9 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DEL AISLAMIENTO

Se entiende por coordinación del aislamiento al conjunto de disposiciones que se toman a fin de evitar que las sobretensiones causen daño a los equipos eléctricos.

Por tal razón es imprescindible la instalación de los pararrayos para la adecuada protección del aislamiento interno de los transformadores.

Los márgenes mínimos de seguridad recomendado por ANSI, según guía de aplicación C62.2-1981 es:

MP1 : Margen del nivel de onda cortada = 120 %MP2 : Margen del nivel básico de aislamiento (BIL) = 120 %

Donde:

MP1 =

Tensión de sostenimiento al impulso atmosférico de onda cortada del equipamientoNivel de protección del pararrayos para frente de onda cortada

MP2 =Tensión de sostenimiento nominal de impulso atmosférico del equipamiento

Nivel de protección del pararrayos para impulso atmosférico

El cálculo de coordinación del aislamiento es como sigue:

Características del SistemaNivel de tensión : 22,9 kVMáxima tensión de servicio : 25 kVTensión nominal soportable al impulso atmosférico 150 kV

Características de los Pararrayos:Tensión Nominal: 21 kVNivel de protección al impulso atmosférico: 77 kVNivel de protección al frente de onda cortada: 70 kV

Despreciando los efectos de los cables de conexión y la distancia de separación entre los pararrayos a los equipos a ser protegidos, de donde se obtienen los siguientes resultados:

Cuadro Nº 10Márgenes de Seguridad de la Coordinación del Aislamiento

Vp (kV) MP1 MP221 250% 178,6%

Podemos observar que para los pararrayos analizados, se tienen márgenes de seguridad por encima de los valores mínimos permitidos, con lo que se concluye que no se deberían tener dificultades de aislamiento.

4.10 CÁLCULO, DISEÑO Y CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

4.10.1 En Líneas y Redes Primarias

En los sistemas "efectivamente puesto a tierra sin neutro corrido" en 22.9/13.2 kV, se requiere que las instalaciones de líneas y redes primarias garanticen la seguridad de las personas,




operación del sistema, y facilidad para el recorrido a tierra de la corriente de operación del sistema eléctrico monofásico.

La Norma DGE “Bases para el Diseño de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural”, establece que desde el punto de vista de la operación, las únicas puestas a tierra importantes son las que corresponden al neutro del transformador de potencia y a las subestaciones de distribución. Asimismo para líneas primarias ubicadas en la sierra y selva, expuestas a descargas atmosféricas indirectas se recomienda poner a tierra cada 4 estructuras en postes de madera pero también se recomienda poner a tierra cada 02 estructuras de concreto en las líneas primarias.

Como en las líneas primarias se tiene un recorrido por zonas de escaso tránsito de personas, no se toma en cuenta el criterio de tensiones de toque, paso y de transferencia.

Configuraciones de Puesta a Tierra

TIPO PAT-1: Constituido por un electrodo de cobre de 2.40 m de longitud y 16 mm de diámetro enterrado verticalmente y a 0.50 m del nivel del suelo que se conecta al poste por medio de conductor de cobre de 25 mm2, directamente enterrado y sube a la punta del poste por el interior del mismo.

La resistencia de puesta a tierra del sistema PAT-1 resulta de aplicar la siguiente fórmula:

Donde:a = Resistividad eléctrica aparente del terreno (ohm-m)l = Longitud de la varilla (2.4 m)d = Diámetro de la varilla (16 mm)H = Profundidad de enterramiento (0,3 m)

La resultante es:

Tipo PAT-3: Este sistema de PT esta conformado por 3 sistemas PAT-1 instalados en forma triangular (El tercer electrodo se instalará en la calzada, de no ser posible esta configuración se instalarán alineados en línea recta los 3 electrodos), separados a una distancia horizontal entre varillas de 3 m, y unidas entre sí mediante conductor de cobre recocido de 25 mm².

La resistencia de puesta a tierra se calcula con la siguiente fórmula:

Donde: a = Resistividad eléctrica aparente del terreno (ohm-m)l = Longitud de la varilla (2,4 m)b = Radio de la varilla (0.008 m)D= Diámetro del anillo formado por las tres varillas (3,46 m)

Donde resulta:

TIPO HORIZONTAL: Este tipo de PT se utilizará en las zonas donde se tenga suelos completamente rocosos. Estará conformado por el conductor de cobre desnudo de 25 mm2, y la varilla de cobre que estará enterrada en forma inclinada empezando desde los 0.30 m hasta llegar a 0.80 de profundidad y con una longitud de 2.50 m.




Recomendaciones:

Para las líneas y redes primarias se seguirá con el siguiente criterio:

Las Puestas a Tierra del tipo PAT-4 se instalarán en las líneas primarias y se ubicarán en todas las estructuras, salvo las que tienen retenidas.Las PT de las estructuras con pararrayos serán 15Ω, del tipo PAT-1.Las PT de las estructuras de seccionamiento serán 25Ω, del tipo PAT-1.

Para las estructuras bifásicas y monofásicas, el cable de la puesta a tierra irá conectado mediante conectores tipo “J” a la ferretería de cada armado.

4.10.2 En Subestaciones de Distribución

Las subestaciones aéreas deberán contemplar como mínimo las siguientes consideraciones de puesta a tierra:

- Se utilizará una bajada de puesta a tierra a la cual se conectarán el tanque del transformador, aparatos de protección, maniobra y medición, ferretería y demás elementos metálicos de la estructura de la subestación.

- Las bajadas de puesta a tierra se conectarán a un número suficiente de varillas de puesta a tierra, separadas a una distancia no menor de 3 m entre si, de forma tal que se permita asegurar, bajo condiciones normales del terreno, una resistencia a tierra tal como se indica en la siguiente tablas:

Potenciadel transformador

(kVA)

Resistencia de Puesta a Tierra en SS.EE.

(ohms)5 25

10 25

En las SED se conectarán el pararrayos de MT y el neutro de MT y BT, y la carcasa del transformador con la misma bajada a tierra. El conductor de bajada irá por dentro del poste de concreto y será conductor de cobre desnudo de 16 mm2. En las sub estaciones se instalarán puesta a tierra del tipo será el PAT-3.

En el Anexo N° 8.6 se muestran los resultados de las puestas a tierra por localidad.

4.11 SELECCIÓN DE LA CAPACIDAD DE LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

Se ha desarrollado la selección de la capacidad de potencia de los transformadores de distribución mediante la utilización de la norma IEEE Std. C57.91-1995 “Guide for Loading Mineral-Oil-Immersed Transformers”, que define las condiciones de selección óptima de los kVA de los transformadores de distribución mediante los criterios de sobrecarga de transformadores y considerando las variaciones de temperatura del devanado y del aceite del transformador, así como la temperatura ambiente. Se calculó la máxima demanda de acuerdo a la siguiente relación:

Donde:PSP: Potencia del Servicio particular proyectado para el año final del proyecto (kW)

PCE: Potencia de Cargas Especiales proyectado para el año final del proyecto (kW)PP: 7% de pérdidas proyectado para el año final del proyecto (kW)FCR: Factor de crecimiento en 20 años de vida útil del proyecto igual a 1.01FSC: Factor de sobrecarga igual al 25% de la potencia nominal del transformador.Cos Ø: Factor de Potencia igual a 0.9

Los resultados finales de la capacidad de los transformadores se muestran en el Anexo Nº 8.2




5.05.0 CÁLCULOS ELÉCTRICOS DE LA RED SECUNDARIACÁLCULOS ELÉCTRICOS DE LA RED SECUNDARIA

5.1 PARAMETROS ELÉCTRICOS

Los parámetros eléctricos fueron calculados de la siguiente manera:

5.1.1 Resistencia Eléctrica del Conductor

Donde:

R40°C = Resistencia del conductor en a 40°C, en ohm/km R20°C = Resistencia del conductor en c.c. a 20°C, en ohm/km t = 40° C

Cuadro Nº 11Parámetros y Factores de Caída de Tensión de los Cables Autoportantes

Formación

Resist. Cond.de Fase

(ohms/Km)

Resist. Cond.Neutro

(ohms/Km)

Reactancia Inductiva

(ohms/Km)

Factor de Caída de Tensión (K) x 10-3

20° C 40° C 20° C 40° C XL(3Ø) XL (1Ø) (380-220V) (440-220) 220V1x16/25 1,91 2,048 1,38 1,479 - 0,094 - - 3,532

2x16/25 1,91 2,048 1,38 1,479 - 0,094 - 3,527 -

2x25/25 1,20 1,286 1,38 1,479 - 0,087 - 2,573 -

5.1.2 Reactancia Inductiva

Donde:DMG = Distancia media geométrica

RMG = Radio medio geométrico

Las reactancias de diferentes formaciones de conductores se muestran en el Anexo Nº 8.22

5.2 CAÍDA DE TENSIÓN

La caída de tensión se determina por medio de un programa computacional (DRSCAD), el cual cuenta con una base de datos de conductores para los diferentes tipos de sistemas. En el capítulo cuatro del presente informe se muestra la caída de tensión de las redes de distribución secundaria, tanto para el servicio particular como para el alumbrado público por localidad.




5.2.1 Cálculo de Caída de Tensión

La fórmula para calcular la caída de tensión en redes aéreas es la siguiente:

Donde:

I = Corriente que recorre el circuito, en Amperes

L = Longitud del tramo, en metrosK = Factor de caída de tensión

Para circuitos trifásicos

Para circuitos monofásicos

En el Anexo Nº 8.22 del presente volumen se muestran los diagramas de carga con los resultados de los cálculos de caída de tensión en baja tensión de todas las localidades que integran el estudio.

5.2.2 Máxima Caída de Tensión Permisible

La máxima caída de tensión permisible en el punto de entrega al usuario final en zonas rurales no deberá exceder el 7,0% de la tensión nominal y en el poste terminal más alejado de la red, según el Código Nacional de Electricidad - Suministro.

Los valores calculados serán:

30,8 V, en el sistema 1 440/220 V 15,4 V, en el sistema 1 220 V

5.2.3 Factor de Potencia

Los valores de factor de potencia utilizados son los siguientes:

Para cargas de servicio particular : 1,00Para cargas de alumbrado público : 0,90

5.2.4 Factor de Simultaneidad

Cargas de servicio particular : 0,5Cargas de alumbrado público : 1.0

5.3 CRITERIOS CONSIDERADOS EN LOS DISEÑOS DE RS

A continuación se describen los criterios considerados para la optimización de los diseños de redes secundarias:

Se ha utilizado postes de concreto de 8 metros y 200 Kg. para cruce de calles y caminos rurales lugares donde no haya tránsito de vehículos.

Se ha considerado un vano máximo flojo de acuerdo a las prestaciones mecánicas de cada conductor.

Se ha considerado la utilización de acometidas cortas de 15 m, largas de 30 m y con murete de 35 m ubicado en el límite de propiedad. Las lámparas de AP son de 70 W

Para las localidades que presentan un desnivel promedio de 30% se ha considerado un vano máximo de 200 m, con postes de concreto de 8 m.




Se procuró donde fue factible, realizar alineamientos largos (0º) en las redes secundarias, disminuyendo ángulos innecesarios, y teniendo el criterio de estética en las instalaciones.

En la distribución de estructuras se ha tenido en consideración el menor número de cortes de conductor, para así facilitar el montaje de los mismos.

5.4 RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA

Para las redes secundarias 1 en 440/220 V, la Norma DGE establece el valor 10 Ω para la resistencia del neutro a tierra, con todas las puestas a tierra-PT conectadas de BT. Con ello se garantiza que cuando ocurre una falla a tierra en una de las fases, la tensión fase-neutro no debe superar la tensión de 250 V (desplazamiento del neutro).

Con estas consideraciones, el sistema a utilizar será el tipo PAT-1, y su ubicación será cada 250 m, de acuerdo a los planos del Estudio de Ingeniería Definitiva elaborado por el Consultor en concordancia con lo establecido en el Código Nacional de Electricidad Suministro 2001, y serán colocadas a lo largo de las redes, en los puntos de derivación y las últimas estructuras de la red secundaria.

El sistema de PT tipo PAT-1 está conformado por una varilla de cobre de 16 mm de diámetro y 2,4 m de longitud, conductor de cobre recocido de 16 mm2, conectores y el conductor de bajada irá internamente en el poste de concreto. Este sistema irá instalado en un pozo de 0.7 m x 2.80 m de profundidad, a 1,5 m de distancia horizontal del poste a la varilla.

Esta configuración tiene una resistencia de aterramiento de acuerdo a la siguiente fórmula:

Donde: a = Resistividad eléctrica aparente del terreno (ohm-m)

l = Longitud de la (2,4 m)d = Diámetro de la varilla (16 mm)H = Profundidad de enterramiento (0,3 m)

El resultado es:




6.06.0 CÁLCULOS MECÁNICOS DE LA LÍNEA Y RED PRIMARIACÁLCULOS MECÁNICOS DE LA LÍNEA Y RED PRIMARIA

6.1 DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD

a) Distancia de seguridad horizontal entre los conductores en los soportes para el mismo circuito y diferentes circuitos:Para Tensiones entre 0,75 - 11 kV: es 0,40 mPara Tensiones mayores a 11 kV: 0,40 m + 0,01 m/kV en exceso de 11 kVPara tensión = 13,2 kV: se tiene 0,42 mPara tensión = 22,9 kV: se tiene 0,52 m, según C.N.E (Tabla Nº 235-1)

Para el proyecto se considera la separación mínima de 0,55 m normalizado por la DGE.

b) Distancia de seguridad vertical entre conductores en los soportes Para Tensiones mayores a 11 kV: 0,80 m + 0,01 m/kV en exceso de 11 kVPara tensión = 13,2 kV: se tiene 0,822 mPara tensión = 22,9 kV: se tiene 0,919 m, según C.N.E (Tabla Nº 235-5)

Para el proyecto se considera la separación mínima de 1,20 m normalizado por la DGE.

c) Distancia de seguridad de los alambres, conductores, cables y partes rígidas con tensión no protegidas adyacentes pero no fijadas a edificios y otras instalaciones a excepción de puentes <750V-23kV>(Según CNE Tabla Nº234-1)Distancia vertical sobre techos o proyecciones no fácilmente accesibles a peatones 5,0 mDistancia vertical sobre techos o proyecciones no accesibles a peatones 3,5 mDistancia horizontal a paredes, proyecciones, balcones, ventanas y áreas fácilmente accesibles. 2,5 mDistancia vertical sobre balcones, techos fácilmente accesibles a peatones 5,0 mDistancia vertical sobre letreros, carteles, antenas de radio y televisión,sobre pasillos por donde transita el personal 5,0 m

d) Distancia Vertical de conductores sobre el nivel del piso, camino, riel o superficie de agua (Según CNE Tabla Nº 232-1)

Cuando los conductores recorren a lo largo y dentro de los límites de las carreteras u otras fajas de servidumbre de caminos pero que no sobresalen del camino:

Carreteras y avenidas 6,5 mCaminos, calles o callejones 6,0 mEspacios y guías peatonales o áreas no transitables por vehículos 5,0 mCalles y caminos en zonas rurales 5,0 m

Cuando los conductores cruzan o sobresalen:

Carreteras y avenidas sujetas al tráfico de camiones 7,0 mCaminos, calles y otras áreas sujetas al tráfico de camiones 6,5 mCalzadas, zonas de parqueo y callejones 6,5 mOtros terrenos recorridos por vehículos, tales como cultivos,




pastos, bosques, huertos, etc. 6,5 mEspacios y vías peatonales o áreas no transitables por vehículos 5,0 mCalle y caminos en zonas rurales 6,5 m

e) Distancias Mínimas a Terrenos Boscosos o Árboles Aislados (DGE)

Distancia vertical entre el conductor inferior y los árboles 2,5 m

Distancia radial entre el conductor y los árboles laterales 0,5 m

Nota: Las distancias verticales se determinarán a la máxima temperatura y las distancias radiales se determinarán a la temperatura en la condición EDS y declinación con carga máxima de viento. Las distancias radiales podrán incrementarse cuando haya peligro que los árboles caigan sobre los conductores.

6.2 CÁLCULO MECÁNICO DE CONDUCTORES

Los conductores para líneas y redes primarias aéreas serán desnudos, de aleación de aluminio AAAC, fabricados según las prescripciones de las normas ASTM B398, ASTM B399 o IEC 1089.

La sección que se ha utilizado en los diseños de las LP y RP es 25 mm² AAAC determinado a partir del análisis de los sistemas eléctricos involucrados.

Cuadro Nº 12Características Técnicas de los Conductores

Nombre Material Sección mm²

Diámetro mm

Coeficiente de dilatación

1/ºC

Masa Unitaria

kg/m

Tiro de rotura kg

Módulo de elasticidad

Inicial kg/mm²

Módulo de elasticidad

Final kg/mm²

Nº de hilos

Aa 35 mm² AAAC 35 6.3 0,000023 0,067 750 6,200 6,300 7

Para determinar los vanos máximos en los cuales el conductor no supera un tiro del 50% del tiro de rotura, se efectuó el cálculo mecánico de conductores, con el cual se determinó los vanos máximos que pueda soportar el conductor en condiciones de máximo esfuerzo sin exceder el tiro de rotura.

6.2.1 Determinación del “EDS inicial y final”

En los últimos años se han realizado cálculos mecánicos y distribución de estructuras que suponían como una constante el módulo de elasticidad del conductor, en la realidad sin embargo las pruebas a los conductores que se hacen para determinar el módulo de elasticidad muestran una variación (deformación) considerable. La primera carga de un conductor forma un diagrama de esfuerzo-deformación ligeramente curvado, es decir que el módulo no es estrictamente constante. Si se continúa la prueba hasta una carga que se acerque al límite elástico y se regrese luego a carga nula, el conductor regresa a la curva de esfuerzo-deformación recta.

Cuando el conductor se instala en las líneas eléctricas y no se somete previamente a la tensión máxima de diseño, se estirará bajo la carga máxima, siguiendo la curva inicial de esfuerzo-deformación; al suprimir la carga, el conductor se contraerá siguiendo el módulo final y no regresará a la longitud inicial por la magnitud de la deformación permanente. Esto da como resultado una flecha ligeramente más grande que aquella a la que se instaló el conductor originalmente. Además el conductor nunca alcanzará la misma tensión máxima si se aplica la misma carga máxima una segunda vez (ver gráfica).

Grafica Esfuerzo-Deformación del Conductor




El diagrama esfuerzo-deformación debe obtenerse por medio de pruebas hechas en los conductores reales, en consecuencia durante la ejecución de las obras se deberá trabajar con las curvas esfuerzo-deformación propias del conductor que se instalará, las mismas que serán proporcionadas por el fabricante.

El esfuerzo EDS inicial se utiliza para la preparación de la tabla de tensado.

El esfuerzo EDS final se utiliza en la determinación de la posición de amortiguadores.

El esfuerzo EDS final no es constante, sino variable con la longitud del vano, y debe calculase tomando en cuenta el módulo de elasticidad final y la deformación permanente (permanent set) y el efecto Creep.

La distribución de Estructuras de las Líneas Primarias en el perfil del terreno se ha realizado con un programa computacional denominado DLTCAD (versión 2006-Lite), donde realiza los cálculos del EDS final con la curva proporcionada por el fabricante de conductores, el cual se muestra en el cajetín de los planos.

6.2.2 Hipótesis de Cálculo Mecánico de Conductores

Para definir las hipótesis de cálculo mecánico de conductores, se ha tomado información del SENAMHI de la estación meteorológica de Azángaro, del Mapa Eólico del Perú y el CNE, obteniéndose los siguientes valores:

Cuadro Nº 13Selección de las Características Metereológicas

Descripción Senamhi-INEI Mapa Eólico CNE Selecionado

Velocidad Máxima del VientoTemperatura MínimaTemperatura Máxima

72,0 km/h-5.0 °C28.3°C

90 km/h--

90 km/h--

90 km/h-5°C40°C

Por lo tanto las Hipótesis de CMC se han determinado lo siguiente:

Cuadro Nº 14Hipótesis de Cálculo Mecánico de Conductores

Hipótesis ITemplado

IIMáximo Esfuerzo

III Máxima Temperatura

IVMínima

Temperatura

VCarga de Hielo

Temperatura (ºC) 10 -15 40 -15 -0Velocidad de Viento (km/h) 0 90 0 0 45Esfuerzo % del Tiro de Rot. Inicial=18% 50 50 50 50Espesor de Hielo (mm) 0 0 0 3 3




Los cálculos mecánicos de conductores permiten determinar los esfuerzos máximos y mínimos para el conductor en las diferentes hipótesis planteadas, de manera que se pueda diseñar adecuadamente las estructuras de la línea primaria.

Para efectuar los cambios de estado se ha empleado un programa de cómputo (DLTCAD 2006-Lite) que utiliza el método exacto de cálculo, los resultados de los cálculos mecánicos de conductores se muestran en el Anexo Nº 8.8

6.3 SEPARACIÓN HORIZONTAL ENTRE CONDUCTORES

En vista de que todas las Líneas Primarias ha ejecutarse en este proyecto son Monofásico con Retorno Por Tierra – MRT, en 13.2 kV no existe mas que un solo conductor.

6.4 SELECCIÓN DE AMORTIGUADORES DE VIBRACIÓN

El dimensionamiento, selección y ubicación de los amortiguadores en los vanos depende del diseño del amortiguador, tipo y marca, características del conductor (tensión, peso y diámetro), así como del rango de velocidades de viento.

6.4.1 Descripción de las Vibraciones Eólicas

Los conductores aéreos en las líneas de alta tensión están sujetos a las vibraciones eólicas producidas por vientos permanentes de bajas velocidades (hasta 30 km/h). La frecuencia de vibración depende principalmente del diámetro del conductor y de la velocidad del viento y está determinada por la siguiente expresión:

V: Velocidad del viento en km/hDc: Diámetro del conductor en milímetros yf : Frecuencia resultante en Hz

El rango de frecuencias de vibración del conductor es un parámetro importante y determinante en la selección del tipo de amortiguador. Se presenta a continuación los rangos de vibración para diferentes secciones.

Cuadro Nº 15Frecuencias de Vibración (Hz) en función al Viento y Diámetro del Conductor

V (km/h)Dc (mm)

3,6 7,2 10,8 14,4 18,0 21,6 25,2 28,8 32,4

68

3123

6246

9369

12492

154116

185139

216162

247185

278208

Para secciones hasta 19 mm, la información técnica de los fabricantes recomienda el uso de amortiguadores tipo espiral preformados, ya que tiene un mejor comportamiento ante rangos altos de frecuencia de vibración.

Los valores pico a pico de la amplitud de estas vibraciones producen falla por fatiga en los alambres de los conductores en los puntos de sujeción de los otros tipos de amortiguadores, siendo el efecto pronunciado en vanos grandes y en zonas abiertas y descampadas en las cuales los vientos permanentes son frecuentes.

La longitud de la onda de vibración (sin considerar el efecto de rugosidad del conductor) está dada por la siguiente expresión:

f : Es la frecuencia resultante en HzTEDS : La tensión promedio del conductor en kgWc : el peso unitario del conductor en Kg/mg : 9,81 m/s²λ : La longitud de onda de vibración




6.4.2 Soluciones Prácticas al Problema de Vibración de Conductores

a. Efecto de la Tensión de Cada Día (EDS)

Las dos variables de diseño de líneas de alta y media tensión que tienen gran impacto en los problemas de vibración de conductores son el esfuerzo final de templado (EDS) y la longitud del vano. Estas dos variables, tratadas individualmente o en combinación pueden reducir el fenómeno de vibración a un nivel no peligroso, siendo innecesaria la utilización de dispositivos para amortiguar las vibraciones.

El Manual de Diseño de Líneas de Alta Tensión del Rural Utilities Service (RUS Bulletin 1724E-200 – Set 92) indica que para conductores de aluminio y aleación de aluminio se logra minimizar los efectos vibratorios templando la línea (EDS inicial) con valores de hasta el 20% del tiro de rotura del conductor, sin necesidad de recurrir a amortiguadores de vibración.

Asimismo define la Tracción Media como la componente horizontal de la tensión de tracción en el conductor que aparece a temperatura media anual sin carga de viento en su estado final (luego de dos años). b. Uso de Dispositivos de Amortiguamiento

Las Varillas de Armar son un refuerzo para el conductor en los puntos de soporte incidiendo en la reducción de la amplitud de las vibraciones debido al aumento aparente del diámetro del conjunto conductor-varilla. Según el “Manual de diseño de Líneas de Alta Tensión RUS Bulletin 1724E-200” la aplicación de Varillas de Armar es una solución eficaz al problema de vibración eólica para líneas con conductores de menor sección, sometidos a bajo esfuerzo y para vanos cortos. Indica a su vez que estos dispositivos proveen un amortiguamiento suficiente evitando la fatiga de los alambres del conductor.

Los amortiguadores son dispositivos efectivos para controlar la vibración. El dimensionamiento, selección y ubicación de los amortiguadores en los vanos depende del diseño del amortiguador, tensión, peso y diámetro del conductor, así como del rango de velocidades de viento.

6.4.3 Características del Amortiguador tipo Espiral

El amortiguador espiral de vibraciones se considera como el método más efectivo para reducir la vibración eólica de alta frecuencia en el conductor y la estática para diámetros de 4,42 a 19,00 mm. Estas dimensiones de conductor están normalmente asociadas con aisladores de fijación superior y construcciones rurales.

Estos amortiguadores están formados por dos hélices. La más pequeña está diseñada para sujetarse por compresión al conductor. La hélice mayor está diseñada para la amortiguación.

Para proporcionar el movimiento de acción y reacción que se opone a la vibración natural de un conductor, la sección de amortiguación del amortiguador espiral de vibración está dimensionada helicoidalmente para proporcionar la interacción mecánica entre el amortiguador y el conductor.

Se recomienda instalar un amortiguador espiral de vibración en ambos lados del punto de apoyo a aproximadamente una distancia igual al ancho de la mano desde los extremos de las varillas de armadura de los accesorios.

6.4.4 Selección del EDS de la Amortiguación de las Vibración

a. Determinación del EDS y Aplicación de Amortiguadores

Con la finalidad de reducir el efecto de la vibración de los conductores, se plantea un Tiro de Templado Final (EDS final) de 16% del tiro de rotura del conductor lo cual permite evitar el uso de amortiguadores en los vanos normales, tal como lo recomienda la Norma VDE 0210/5.69 y el Boletín RUS 1724E-200. Este valor de templado tiene una incidencia económica positiva por los siguientes factores:

Evita el uso de amortiguadores en los vanos normalesMenor dimensionamiento de las estructuras y conductoresLa configuración topográfica accidentada del terreno contribuye a no afectar el vano promedio de las estructuras




Asimismo se tiene previsto utilizar varillas de armar en los puntos de amarre de los conductores con los aisladores, para contribuir a amortiguar las vibraciones eólicas.

Se plantea el uso de amortiguadores siguiendo el siguiente criterio:

Vanos de 300 a 450 m Dos (02) amortiguadores por vanoVanos de 450 a 800 m Cuatro (04) amortiguadores por vanoVanos mayores a 800 m Seis (06) amortiguadores por vano

Para los vanos donde, a pesar de disminuir el EDS final, se supere la capacidad mecánica del conductor de 25 mm² se pasará a la sección de 35 mm².

b. Selección del Tipo de Amortiguador

El presente proyecto está dimensionado con conductor de 25 mm², siendo más efectivo para esta sección de conductor los amortiguadores tipo espiral preformados, por lo descrito en los párrafos anteriores.

En la planilla de estructuras de las especificaciones de montaje se indica el número de amortiguadores estimados.

En el Anexo N° 8.10 se muestra los cálculos de la selección de los amortiguadores.

6.5 CÁLCULO MECÁNICO DE CRUCETAS

En vista de que todas las Líneas Primarias ha ejecutarse en este proyecto son Monofásico con Retorno Por Tierra – MRT, en 13.2 kV no existe mas que un solo conductor. Pero se presentarán los cálculos para las Líneas Existentes.

6.6 CÁLCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS – RETENIDAS

El cálculo mecánico de estructuras tiene por objetivo determinar las cargas mecánicas aplicadas en los postes, cables de retenida, crucetas y sus accesorios, de tal manera que en las condiciones más críticas, no se supere los esfuerzos máximos previstos en el Código Nacional de Electricidad. Se utilizarán las siguientes Formulas:

Momento debido a la carga del viento sobre los conductores (MVC):

Momento debido a la carga de los conductores (MTC):

Momento debido a la carga de los conductores en estructuras terminales (MTR):

Momento debido a la carga del viento sobre la estructura (MVP):

Momento debido al desequilibrio de cargas verticales (MCW):

Momento total para hipótesis de condiciones normales, en estructura de alineamiento, sin retenidas (MRN):




Momento total en estructuras terminales (MRN):

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

Esfuerzo a la flexión en crucetas de madera:

;; ;;

Donde:Pv: Presión del viento sobre superficies cilíndricas, en kg/m2.D: Longitud del vano-viento, en m.Tc: Carga del conductor, en Kg.c: Diámetro del conductor, en m.

: Angulo de desvío topográfico, en grados.Dp: Diámetro del poste en la cabeza, en cm.De: Diámetro del poste en la línea de empotramiento, en cm.Hl: Altura libre del poste, en m.Hi: Altura de la carga i en la estructura con respecto al terreno, en m.hA: Altura del conductor roto, respecto al terreno, en m.Bc: Brazo de la cruceta, en m.Kr: Relación entre el vano-peso y vano-viento.Rc: Factor de reducción de la carga del conductor por rotura: 0,5

(según CNE).Wc: Peso del conductor, en Kg/m.WCA: Peso del aislador tipo Pin o cadena de aisladores, en KgWAD: Peso de un hombre con herramientas, igual a 1000 N.k: Factor que depende de la forma de fijación de los extremos del

poste.l: Altura respecto al suelo del punto de aplicación de la retenida.hc: Lado de cruceta paralelo a la carga, en cm.b: Lado de cruceta perpendicular a la carga, en cm.QV: Sumatoria de cargas verticales, en Kg (incluye peso de aislador,

conductor y de 1 hombre con herramientas).

Los cálculos mecánicos de estructuras de concreto se presentan en el Anexo Nº 8.12

Prestaciones de Estructuras

Para definir las prestaciones de las estructuras (Vano viento, Vano peso, Vano máximo) se consideró:

• Aislamiento de los conductores y distancias de seguridad

• Separación horizontal y vertical entre conductores a medio vano (Vano eléctrico)

• Cálculo mecánico de la cruceta simple y doble

De las consideraciones mencionadas anteriormente, las prestaciones de las estructuras se muestran en el Anexo Nº 8.13




6.7 CÁLCULO DE CIMENTACIÓN DE POSTES

Para el cálculo de las cimentaciones de los postes de concreto se ha utilizado la metodología Sulzberger, y cuyo detalle se muestra en el Anexo N° 8.14

6.8 CÁLCULO DEL BLOQUE DE RETENIDA

Para el diseño del bloque de retenida las variables son la carga máxima en el cable de la retenida, el ángulo que hace el cable de la retenida con la horizontal y el tipo de suelos. El detalle del cálculo se presenta en el Anexo Nº 8.15

7.07.0 CÁLCULOS MECÁNICOS DE LA RED SECUNDARIACÁLCULOS MECÁNICOS DE LA RED SECUNDARIA

7.1 DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD

Considerando lo establecido en el Código Nacional de Electricidad (Suministro 2001) las distancias mínimas del conductor a la superficie del terreno serán las siguientes:

Distancias verticales de seguridad de alambres, conductores y cables sobre el nivel del piso, camino o superficie de agua (Según CNE Tabla Nº232-1)

a.- Cuando los alambres y/o conductores cruzan o sobresalen a:Carreteras y avenidas sujetas al tráfico de camiones 6,5 mCaminos, calles y otras áreas sujetas al tráfico de camiones 5,5 mCalzadas, zonas de parqueo y callejones 5,5 mOtros terrenos recorridos por vehículos, tales como cultivos,pastos, bosques, huertos, etc. 5,5 mEspacios y vías peatonales o áreas no transitables por vehiculo 4,0 m Calles y caminos en zonas rurales 5,5 m

b.- Cuando los alambres y/o conductores están a lo largo de:Carreteras y avenidas 5,5 mCaminos, calles o callejones 5,0 mEspacios y vías peatonales o áreas no transitables por vehiculo 4,0 mCalles y caminos en zonas rurales 4,5 m

Distancia de seguridad vertical entre los alambres, conductores y cables tendidos en diferentes estructuras de soporte (Según CNE Tabla Nº233-1)Conductor desnudo a 23 kV y cable autoportante de BT 1,2 mEntre cables autoportantes de BT 0,6 m

Distancia de seguridad de los alambres, conductores, cables y partes rígidas con tensión no protegidas adyacentes pero no fijadas a edificios y otras instalaciones (Según CNE Tabla Nº234-1)

Distancia horizontal a paredes, proyecciones, balcones, Ventanas y áreas fácilmente accesibles a peatones 1,0 mDistancia vertical sobre techos o proyecciones no fácilmente accesible a peatones 1,8 mDistancia vertical sobre balcones y techos fácilmente accesible a peatones 3,0 m

Tomando en cuenta estas distancias de seguridad se calcularon los vanos máximos de acuerdo al tipo de conductor utilizado. Los resultados se muestran en los Anexos Nº 8.18




7.2 CÁLCULO MECÁNICO DE CONDUCTORES

Los cálculos mecánicos tienen la finalidad de determinar las tensiones y flechas en las diversas condiciones de operación.

Cuadro Nº 17Características de los Conductores Autoportantes

Formación

Sección del Cond.

Portante (mm²)

Diámetro Exterior

Total (mm)

Coeficiente de Dilatación

(1/ºC)

MasaUnitaria (kg/m)

Módulo de Elasticidad del

Portante (kg/mm²)

1x16+N252x16+N252x25+N25

252525

16,516,518.5

0,0000210,0000210,000021

0,1250,1870,245

620062006200

7.2.1 Consideraciones

El único elemento de sujeción del conductor es el portante o neutro y es él que absorberá todas las tensiones mecánicas del cable.

Se han realizado los cálculos mecánicos de conductores, según las características particulares que presenta la zona como temperatura y altitud (3,800 a 3,900 msnm)-

Asimismo se ha utilizado un EDS del 18% para la distribución de las estructuras de las redes secundarias y un EDS de 7% para el caso de vanos flojos.

7.2.2 Hipótesis de estado

Las hipótesis de estado para los cálculos mecánicos del conductor se definen sobre la base de los factores meteorológicos como velocidad del viento, temperatura y hielo.

Para definir las hipótesis de cálculo mecánico de conductores, se ha tomado información del SENAMHI de la estación meteorológica de Atuncolla, del INEI, del Mapa Eólico del Perú y el CNE, obteniéndose los siguientes valores:

Cuadro Nº 18Selección de las Características Metereológicas

Descripción Senamhi-INEI Mapa Eólico CNE Selecionado

Velocidad Máxima del VientoTemperatura MínimaTemperatura Máxima

72,0 km/h-5.0 °C28,2°C

90 km/h--

90 km/h--

90 km/h-5°C45°C

Por lo tanto las Hipótesis de CMC se han determinado lo siguiente:

Cuadro Nº 18Hipótesis de Cálculo Mecánico de Conductores

HipótesisI

Templado

IIMáximo Esfuerzo

IIIMáxima

Temperatura

IVMínima

Temperatura

VCarga de

HieloTemperatura (ºC) 10 -15 40 -15 0Velocidad de Viento (km/h) 0 90 0 0 45Esfuerzo % del Tiro de Rot. 18% 50 50 50 50Espesor de Hielo (mm) 0 0 0 3 3

Para efectuar los cambios de estado se ha empleado un programa de cómputo (DRSCAD) que utiliza el método exacto de cálculo, los resultados de los cálculos mecánicos de conductores se muestran en el Anexo Nº 8.16

7.2.3 Esfuerzos Mecánicos en el Conductor Portante

El esfuerzo del conductor portante de aleación de aluminio será de 5.20 Kg/mm², aproximadamente 18% del esfuerzo de rotura del conductor.

Para el caso de vano flojo se ha considerado el esfuerzo de 2.00 Kg/mm², aproximadamente 7% del esfuerzo de rotura del conductor.




7.3 SELECCIÓN DE LA LONGITUD DE POSTES

Para seleccionar la longitud del poste se considera la distancia mínima del conductor al terreno, la longitud libre para la flecha máxima, la longitud empotrada del poste y los vanos básicos correspondientes. Con estas consideraciones se tiene:

Vano básico (m) : 80Distancia mínima del conductor al terreno (m) : 5,50Longitud libre para flecha (m) : 0,75Distancia punta de poste a conductor arm. E1 (m) : 0,30Longitud de empotramiento (m) : 1,40Longitud requerida (m) : 8,00

7.4 SELECCIÓN DEL MATERIAL DE LAS ESTRUCTURAS

La evaluación técnica se efectúa entre los postes de concreto (8m/200daN) y madera (8m/clase7) de procedencia importada.

Postes de Madera: Los postes de madera son más versátiles para su transporte por carreteras afirmadas, y para su traslado donde no existe carreteras, por ser más livianos (2000 N-madera vs 4200 N-concreto para postes de 8 m). Asimismo, permite que se haga en el sitio de la obra los huecos para el paso de pernos y la fijación de tirafones. Los postes de madera nacional existentes han tenido un comportamiento negativo en el área del proyecto (información de ELSE), esto debido a su reducida vida útil (tratamiento del poste inadecuado).

Postes de Concreto Nacional: Los postes de concreto armado, cumplen con las características mecánicas, vida útil, fácil obtención en el mercado local, y precio competitivo. Debido a que el 95% de la obra tiene acceso por medio de carreteras, se hace recomendable su utilización para el presente proyecto.

7.5 CÁLCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS Y RETENIDAS

Estos cálculos tienen por objeto determinar las cargas mecánicas en los postes, cables de retenidas y sus accesorios, de tal manera que en las condiciones más críticas, es decir a temperatura mínima y máxima velocidad de viento no se superen los esfuerzos máximos previstos en el Código Nacional de Electricidad.

7.5.1 Factores de Seguridad

Los factores de seguridad respecto a la carga de rotura, en condiciones normales, serán las siguientes:

Postes de concreto: 2,0Cables de retenida: 2.0Accesorios de ferretería: 2,0

En los Anexos 8.17 se presentan los resultados del cálculo mecánico de estructuras.

7.5.2 Fórmulas Aplicables

Las formulas son las que se muestran en el ítem 6.6 del presente informe.

Para el cálculo de retenidas se considerará cable de acero grado SIEMENS-MARTIN de 10 mm de diámetro. El ángulo de inclinación respecto del cable de retenida respecto al eje vertical será de 30°

Se realizan los cálculos para verificar que las estructuras utilizadas sean las adecuadas para soportar los conductores que transportan la energía eléctrica en baja tensión. Las prestaciones de las estructuras de concreto se muestran en el Anexo Nº 8.19.

7.6 CÁLCULO DE CIMENTACIONES DE POSTES DE CONCRETO

Para el cálculo de las cimentaciones de los postes de concreto se ha utilizado la metodología Sulzberger, y cuyo detalle se muestra en el Anexo Nº 8.20.




7.7 CÁLCULO DEL BLOQUE DE RETENIDA

Para el diseño del bloque de retenida las variables son la carga máxima en el cable de la retenida, el ángulo que hace el cable de la retenida con la horizontal y el tipo de suelos. El detalle del cálculo se presenta en el Anexo Nº 8.21

8.08.0 ANEXOSANEXOS

8.1 Datos estadísticos SENAMHI

8.2 Cálculo de Potencia de Transformador y Relación de usuarios por localidad.

8.3 Máxima Demanda de Potencia y Energía por localidad.

8.4 Parámetros Eléctricos de los Conductores, Diagrama Unifilar, Cálculo de Caída de Tensión,

Pérdida de Potencia y energía de las Líneas Primarias.

8.5 Selección de Aisladores

8.6 Resistencia de Puesta a Tierra por Tipo de Sistema para cada Localidad

8.7 Determinación del Número de Lámparas de Alumbrado Público

8.8 Cálculo Mecánico de Conductores de Líneas Primarias

8.9 Cálculo de Distancia Horizontal mínima entre Conductores de Líneas Primarias

8.10 Sustento de la Selección de Amortiguadores

8.11 Cálculo Mecánico de las Crucetas de madera Simples y Dobles.

8.12 Cálculo Mecánico de Estructuras de Concreto y Retenidas de las Líneas Primarias

8.13 Prestaciones de Estructuras de Concreto de Líneas Primarias

8.14 Cálculo de volumen de Excavación y Cimentación de los Postes de Líneas Primarias

8.15 Cálculo de Bloques de Retenida de Líneas Primarias

8.16 Cálculo Mecánico de Conductores Autoportantes de Redes Secundarias

8.17 Cálculo Mecánico de Estructuras de Concreto y Retenidas de Redes Secundarias

8.18 Relación de vanos por Distancia de Seguridad al Terreno de Redes Secundarias

8.19 Prestaciones Mecánicas de Estructuras de Concreto de Redes Secundarias

8.20 Cálculo de Volumen de Excavación y Cimentación de los Postes de Redes Secundarias

8.21 Cálculo de Bloques de Retenida de Redes Secundarias

8.22 Parámetros Eléctricos de los Conductores Autoportantes, Diagramas Unifilares, Cálculo de

Caída de Tensión de la Redes Secundarias.


CALCULOS JUSTIFICATIVOS

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