Proyecto de Normas Para Diseño y Construcción Acometidas en Bajo Voltaje

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


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


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.


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.


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.


• 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


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


• 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.


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.


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.


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


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


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.


2.9. Proyección de nuevos tableros soportes y cajones metálicos para

medición directa e indirecta.


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


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


Estos planos de construcción se encuentran descritos al final de

este capitulo.

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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGEN/ER/A ELÉCTRICA

TABLEROMEDICIÓN DIRECTA TESIS DE GRADO

TABLERO PARA 9 MEDIDORES

VISTA FRONTAL

Re-v:

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A..A..L.

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VARILLA DEDE o/a"

CORPETRWELD

LINEA DE PISO

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© BARRA DE NEUTRO

© BARRAS DE FASES

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© MEDIDOR

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BIFÁSICO

NOTA: MEDIDAS EN CENTÍMETROS


TABLEROMEDICIÓN DIRECTA

TESIS DE GRADO

CORTE A ALDO AGUAYO

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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.

40

NOTA; DIMENSIONES EN CENTÍMETROS


FROYECTO CAJÓNMETÁLICO TESIS DE GRADO

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TABLERO METÁLICOSOPORTE TESIS DE GRADO

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TESIS DE GRADO

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NOTA: DIMENSIONES EN CENTÍMETROS. PROFUNDIDAD 40 Cm.


TABLEROS ARMARIOSMEDICIÓN DIRECTA

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TABLEROS PARA 6. 9, 12 Y 15 MEDIDORES

VISTA FRONTAL

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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


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

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DIÁMETRO DE TUBERÍAS EN PULGADAS

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9773543320

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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


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


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:


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.


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


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.


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.


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


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


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.


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.


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.


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.


* 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:


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).


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%)


donde:

AK(%) : porcentaje de caída de voltaje.


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


• 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.


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].


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


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.


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.


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].


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


3.3.6. Ubicación del disyuntor general


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.


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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ACOMETIDAS TESIS DE GRADO

RALTURA DEL MEDIDOR

INSTALACIÓN INTERIORJT-untlc» i O O O

Al8 de A20

94

CANALIZACIÓN PARA

CIRCUITO DE BAJOVOLTAJE

-RELLENO COMPACTO

- LADRILLO

-CONDUCTORES B. V.

-ARENA

CAJA DE REVISIÓN

TAPA DE HORMIGÓN

60

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DE

LADRILLO

DUCTOS PARA CRUCE DE VÍAS

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SECCIÓN LONGITUDINAL

CARPA ASFÁLTICA

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TIPOS DE CRUCE

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AVENIDA

4 V

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8 V

NOTA: DIMENSIONES EN CENTÍMETROS


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.


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 ) .


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


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


(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).


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].


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 (%}


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].


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.


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


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 ($).


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


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


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:


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 )


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.


• 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 ($).


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


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.


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.


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.


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


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:


= 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


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.


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


Los primeros 3 KW




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 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.


CARGA INSTALADA. % RANGO(KW)

' FAC-TOR"A"

FACTOR"B"

CLIENTE RESIDENCIAL

Los primeros 3 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 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 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)


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


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

E Y

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.


134

La

form

a y d

imes

iones

se

deta

llan

en

el

grá

fico

No 1

:

tunc

o i.

i

TABL

ERO

PARÍ

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

VIST

A FR

ONTA

L TA

BLER

O DE

MED

IDOR

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TUBO

GAL

VANI

ZADO

DE

2" o

3"

DWHÍ

N5IO

HIS

VER

TABL

A

VENT

ANA

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


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.


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.


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.


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


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


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

EM

IDU

RO

PA

RA

CO

ND

UC

TO

RE

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

6

8

12

12

16

16

20

20

28

36

48

65

82

99

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

LO

NG

ITU

D,

PA

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ON

DU

CT

OR

ES

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5.10

6.0

03.

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007.

805,

107,6

010

,20

6.90

10,2

013

.80

9.00

13.8

018

.00

10.5

018

,00

21.0

012

.00

21,0

024

.00

13.8

024

,00

27,6

015.3

027

.60

30.6

017

,10

30.6

034

.20

18.6

034

.20

37.2

020

.10

37.2

040

.20

22.8

040

.20

49,6

025

.20

45.6

050

,40

27.6

050

.40

55.2

028

.50

55.2

057

.00

29.4

057

.00

58.3

0

32.7

058

,80

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MB

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50 77 100

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50 74 100

50 77 100

50 86 100

50 88 100

50 87 100

50 90 100

50 89 100

SO 92 100

50 93 100

50 88 100

50 90 100

50 «1 100

50 97 100

50 97 100

60 9°

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EL 1

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ER

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ER

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.

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1.71

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CU

MP

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851.

301.

690,7

3

1.11

1,46

0.66

0.37

1.32

0.59

0.91 1.18

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

0.59

1.07

1.11

0.82 1.01

1.04

0.92

0.93 1.03

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MP

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NO

CU

MP

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UM

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OC

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UM

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UM

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UM

P

1.18

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MP

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MP

1.12

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MP

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MP

1.D

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NO

CU

MP

1.07

199

NO

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MP

1.06

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1.07

1.B

4

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CU

MP

1.07

1.98

NO

CU

MP

1.11

NO

CU

MP

NO

CU

MP

1.04

NO

CU

MP

NO

CU

WP

1.03

1.86

NO

CU

MP

NO

CU

UP

.N

OC

UM

P.

NO

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MP

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OC

UM

PN

OC

UM

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OC

UM

PN

OC

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OC

UM

PN

OC

UM

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7

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MP

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MP

NO

CU

UP

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MP

NO

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CU

MP

NO

CU

WP

1.60

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MP

NO

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MP

1.62

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MP

NO

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MP

1.63

NO

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MP

NO

CU

MP

1.99

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CU

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NO

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UP

1.81

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CU

UP

NO

CU

MP

1.59

NO

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MP

NO

CU

MP

1.61

NO

CU

UP

NO

CU

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1.61

NO

CU

MP

NO

CU

MP

1.6B

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MP

NO

CU

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1.56

NO

CU

UP

NO

CU

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1.55

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NO

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NO

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MP

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NO

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UP

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NO

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UP

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MP

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MP

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MP

NO

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NO

CU

UP

NO

CU

UP

NO

CU

UP

NO

CU

UP

NO

CU

MP

NO

CU

UP

NO

CU

UP

ANEXO 4

163

CALCÓLO DE CAÍDAS DE VOLTAJE EN FUNCIÓN DE LA CARGA Y

LONGITUD, PARA CONDUCTORES TIPO TTU

2.0

% D

E C

AÍD

A D

E T

EN

SIÓ

N

KV

- 0

.24

.

CA

RG

AK

VA

6,00

10,2

012

,00

7.B

O12

,00

15.6

010

.20

15.6

020

,40

13,8

020

.40

27.6

018

.00

27.6

036

.00

21.0

036

.00

42,0

024

.00

42.0

048

.00

27.6

048

.00

55.2

030

,60

55.2

061

.20

34.2

061

.20

68.4

037

.20

63,4

074

,40

40,2

074

.40

80.4

045

.60

80.4

091

.20

50.4

091

.20

1X.B

O55

.20

100.

8011

0,40

57,0

011

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0.94

1,25

0,54

0,83

1.09

0.51

0.89

1.02

0,47

0,84

0.94

0,46

0,78

0,92

1.91

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

1.76

NO

CU

MP

.N

O C

UM

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NO

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OC

UM

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NO

CU

MP

.1,

93

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CU

MP

.N

O C

UM

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1.53

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MP

.N

O C

UM

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1.38

1,97

NO

CU

MP

.1,

13

1,76

NO

CU

MP

.0.

961,

44

1.93

0.84

1,25

1,67

0,73

1,11

1,45

0,68

1,19

1,36

0,63

1.12

1.25

0.61

1,04

1,23

NO

CU

MP

NO

CU

MP

NO

CU

MP

NO

CU

MP

NO

CU

MP

NO

CU

MP

NO

CU

MP

NO

CU

MP

NO

CU

MP

NO

CU

MP

NO

CU

MP

NO

CU

MP

1,91

NO

CU

MP

NO

CU

MP

1,73

NO

CU

MP

NO

CU

MP

1,41

NO

CU

MP

NO

CU

MP

1.20

1,81

NO

CU

MP

1,05

1,57

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CU

MP

0.91

1.38

1,82

0,85

1,49

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0,78

139

1,57

0,77

1,30

1,54

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

NO

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MP

.N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.N

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.N

O C

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.N

O C

UM

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OC

UM

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1,98

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.N

O C

UM

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MP

,N

OC

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1.46

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O C

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1,27

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.1.

19

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O C

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1,10

1,95

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MP

.1,

08

1,81

NO

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MP

.

NO

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MP

.N

O C

UM

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O C

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.N

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1,70

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.N

O C

UM

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MP

.N

O C

UM

P.

1,54

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MP

.N

O C

UM

P.

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LX

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168

CALCULO DE CAÍDAS DE VOLTAJE EN FUNCIÓN DE LA CARGA Y

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! 2.4

0

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20

10.8

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19,2

032

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0

CA

PA

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50 75 100

50 75 100

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RM

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6

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10 m.

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1.76

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CU

MP

.0.

96

1,45

1.93

0.76

1,22

1.53

0.69

0.99

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0.57

0,88

1.13

0.48

0.72

0.96

0.42

0,63

0,84

0,36

-0,5

50,

73

0.34

0.59

0.68

0,31

0,56

0,63

0,31

0.52

0.61

20 m.

1.91

NO

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MP

.N

O C

UM

P.

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O C

UM

P.

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

NO

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MP

.N

O C

UM

P.

1.93

NO

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.N

O C

UM

P.

1.53

NO

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MP

.N

O C

UM

P.

1,38

1,97

NO

CU

MP

.1,

13

1,76

NO

CU

MP

.0,

96

1,44

. 1.9

3

0.8

4

1,25

1.67

0,73

1.11

1,45

0,68

1.19

1,36

0.63

1,12

1.25

0,61

1.04

1,23

30 m.

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

NO

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MP

.N

O C

UM

P.

NO

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.N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

1.70

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

1,44

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

1,25

1,8

8

NO

CU

MP

.1.

09

1,66

NO

CU

MP

.1.

02

1,78

NO

CU

MP

.0,

94

1,67

1.88

0.92 1,56

1.84

40 m.

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

NO

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.N

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NO

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NO

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NO

CU

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NO

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MP

.N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

NO

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.1.

93

NO

CU

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.

NO

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.

1,67

NO

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1,45

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1,36

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1,25

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.N

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UM

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1,23

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UM

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MP

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MP

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14,7

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,82

29,5

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,76

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441

,76

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PA

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50 78 100

50 75 100

50 74 100

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50 85 100

50 87 100

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EL L

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ICO

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390,

580,

770,

310,

490,

610,

28_0

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0,55

0,23

0,35

0,45

0,19

0,29

0.39

0,17

0,25

0,34

0,14

-0,2

30,

290,

140,

230,

280,

140,

230,

270,

130,

230,

26

20 m.

0.76

1.30

1.53

0,70

0,99

1,41

0,92

1,23

1,84

0,77

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

0,45

0,52

30 m.

1,15

1,95

NO

CU

MP

.1,

061,

48N

O C

UM

P.

1,38

1,84

NO

CU

MP

.1,

161,

74N

O C

UM

P.

0,92

1.47

1,84

0,83

1.19

1,66

0,68

1,06

1,36

0,58

0,87

1,16

0,51

0,76

1,03

0,43

0,68

0,86

0,43

0,70

0,85

0,41

0,70

0,82

0,39

0,68

0,78

40 m.

1,53

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

1,41

1,97

NO

CU

MP

.1,

84N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.1,

55N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.1,

221,

96N

O C

UM

P.

1,11

1,58

NO

CU

MP

.0,

911,

411,

810,

771,

161,

550,

681,

011,

370,

570,

911,

140,

570,

94

,..

1,13

0,55

0,93

1,09

0,52

0,91

1,04

50 m.

1,91

NO

CU

MP

NO

CU

MP

1,76

NO

CU

MP

NO

CU

MP

NO

CU

MP

NO

CU

MP

NO

CU

MP

1,93

NO

CU

MP

NO

CU

MP

1,53

NO

CU

MP

NO

CU

MP

1,38

1,98

NO

CU

MP

1,13

1,76

NO

CU

MP

.0,

971,

451,

930,

851,

261,

710.

721,

131,

430,

711,

171,

420,

681,

171,

370,

651,

131,

30

70 m.

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.N

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CU

MP

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O C

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MP

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O C

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NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.1,

94N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.1,

59N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.1,

35N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.1,

201,

77N

O C

UM

P.

1,00

1,59

NO

CU

MP

.0,

991,

641,

990,

961,

631,

910,

911,

591,

82

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m.

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

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O C

UM

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MP

.N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.N

O C

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CU

MP

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O C

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NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.1,

93N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.1,

71N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.1,

43N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.1,

42N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.1,

37N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.1,

30N

O C

UM

P.

NO

CU

MP

.

AN

EX

O 4

ANEXO 5:

CURVAS TÍPICAS DE LOS DIFERENTES TIPOS DE CLIENTES.

170

171

CU

RV

A D

E C

AR

GA

LIN

EA

LIZ

AD

A D

E U

N C

LIE

NT

E P

RO

ME

DIO

TIP

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DE

MA

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O

O

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ro roro

ro

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cn

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üi

üi

cn

üi

B D

EM

AN

DA

TIE

MP

O [

HO

RA

S]

AN

EX

O 5

172

CU

RV

A D

E C

AR

GA

LIN

EA

LIZ

AD

A D

E U

N C

LIE

NTE

PR

OM

ED

IO T

IPO

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ME

RC

IAL

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IbU

140

-

120

-

—

100

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80 -

UJ O

60 -

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10

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MP

O [

HO

RA

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AN

EX

O 5

45 40 35 30

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25Q Z |

20

UJ

O

15 10 5 O

173

CU

RV

A D

E C

AR

GA

LIN

EA

LIZ

AD

A D

E U

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LIE

NTE

PR

OM

ED

IO T

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MP

O [

HO

RA

S]

AN

EX

O 5

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

CA

LC

ULO

DE

P

ER

AD

AS

AN

UA

LE

S I

MC

IAL

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DE

PO

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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12t

13

1 14

1 15 20 25 30 35 40 45

i 50 55 60 65 70 80 90

í 10

0í

110

120

1 13

014

015

016

017

018

019

020

0

MO

NF.

230

2*10

40

2'8

55 2-6

0,01

0,04

0.10

0,18

0,28

0,40

0,55

0,71

0,90

1,12

1,35

1,61

1,89

2,19

2,51

4,47

6,98

10,0

513

,67

17,8

622

,60

27,9

133

,77

40,1

947

,16

54,7

071

,44

90,4

211

1,63

135,

0716

0,74

188,

6521

8,79

251,

1628

5,76

322,

6036

1,67

402,

9744

6,51

0,01

0.03

0.06

0,11

0,18

0,26

0,35

0,46

0,58

0,71 0,8f

i1.

03

1.21

1.40

1,61

2,86

4,47

6,43

8,75

11,4

314

,47

17,8

721

,62

25,7

330

.1 9

}35

,02

45.7

457

,88

71.4

686

,47

102,

9012

0,77

140,

0616

0,79

182.

9420

6,52

231,

5325

7,97

285.

84

0,00

40,

018

0,04

00,

072

0,11

20,

162

0,22

00,

288

0,36

40,

450

0,54

40,

648

0,76

00,

881

1,01

21,

799

2,81

14,

048

5,51

07,

197

9,10

911

,246

13,6

0716

.194

19,0

0522

,042

28,7

8936

,436

44,9

8354

,429

64,7

7576

,021

88,1

6610

1,21

211

5,15

613

0,00

1^14

5,7*

C16

2,38

817

9,93

2

MO

NO

FÁ

SIC

AS

3h

25

3*10

35 3*8

45 3-6

PE

RD

iD.

0,00

30,

011

0,02

50,

045

0,07

00,

100

0,13

70,

179

0,22

60,

279

0,33

80,

402

0,47

20,

547

0,62

81,

116

1,74

42,

512

3,41

94,

465

5,65

16,

977

8,44

210

,046

1 1

,791

13,6

7417

.860

22,6

04,

27,9

0733

,767

40,1

8647

,162

54,6

9762

,790

71,4

4180

,650

90,4

1810

0,74

311

1,62

7

0,00

20,

007

0,01

60,

029

0,04

50,

064

0,08

80,

114

0.14

50,

179

0,21

60,

257

0,30

20,

350

0,40

20,

715

1,11

71,

608

2,18

82,

858

3,61

84,

466

5,40

46,

431

7,54

88,

754

11,4

3414

,471

17,8

65L

21

,61 7

25,7

26^3

0,1

92

35,0

1640

,197

45.7

3551

.631

57,8

8364

,494

71,4

61

0,00

10,

004

0,01

00,

018

0,02

80,

040

0,05

50,

072

0,09

10,

112

0,13

60,

162

0,19

00,

220

0,25

30,

450

0,70

31,

012

1,37

81,

799

2,27

72,

811

3,40

24,

048

4,75

15,

510

7,19

79,

109

11,2

4613

,607

16,1

9419

,005

22,0

4225

,303

28,7

8932

,500

36,4

3640

,597

44,9

83

60 3*4

S D

E P

O0,

001

0,00

30,

006

0,01

10,

018

0,02

50,

035

0,04

50,

057

0,07

10,

086

0,10

20,

119

0,13

90,

159

0,28

30,

442

0,63

60,

866

1.13

11,

431

1,76

72,

138

2,54

42,

986

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3

7987,4

09263,5

0

10634.1

112099,2

613658.9

3

15313.1

217061,8

518905,0

9

230

3*4/

0(1/

0) 0.36

1.44

3,24

5,7€

9.0C

12,9

6

17,6

423,0

529

,17

36,0

143,5

751

,85

60,8

670,5

881

,02

144,0

4225,0

6324,0

9441,1

2576,1

672

9.2C

900,2

'10

89,2

£1296.3

51521,4

'1764.4

Í2304,6

229

16,7

$

3600.9

74357,1

7

5185,4

06085.&

7057

,9C

8102

.1E

9218

,4£

1040

6,8C

11667.1

412

999.

5C14

403,

88

AN

EX

O?

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

CA

LCU

LO D

E C

OS

TO

S A

VA

LOR

PR

ES

EN

TE

DE

PE

RD

IDA

S T

OT

ALE

S E

N F

UN

CIÓ

N D

E L

OS

KV

A.

Ítd

=

|R=

ÍN[a

fto

6] =

J10

ÍCM

p [S

uc.

/KW

-año] =

ÍCM

e[S

ucr7

KW

-h] =

Í159000

Í150

SIS

TE

MA

L!M

TÉ

RM

ICO

\CA

LIB

R.

WA

^"\

1 2 3

i 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 80 90 100

110

120

130

140

150

160

í 17

018

019

020

0

MO

NF.

2H

30 2*10 6

0.9

05

243.6

21

548.1

48

974.4

85

1.5

22.6

33

2.1

92.5

91

2.9

84.3

61

3.8

97.9

4Q

3 Q

33.3

31

6.0

90.5

32

7.3

69.5

44

8.7

70.3

66

10.2

92.9

99

11.9

37.4

42

13.7

03.6

97

24.3

62.1

27

38.0

65.8

24

54.8

14.7

87

74.6

09.0

15

97.4

48.5

10

123.3

33.2

70

152.2

63.2

97

184.2

38.5

89

219.2

59.1

47

257.3

24.9

72

298.4

36.0

62

389.7

94.0

40

493.3

33.0

82

609.0

53.1

87

736.9

54.3

56

877.0

36.5

90

1.0

29.2

99.8

86

1.1

93.7

44.2

47

1.3

70.3

69.6

71

1559.1

76.1

59

1.7

60.1

63.7

11

1.9

73.3

32.3

26

2.1

98.6

82.0

06

2.4

36.2

12.7

49

40 2*8

38.9

90

155.9

61

350.9

13

623.8

44

974.7

57

1.4

03.6

50

1.9

10.5

24

2.4

95.3

78

3.1

58.2

13

3.8

99.0

28

4.7

17.8

24

5.6

14.6

00

6.5

89.3

57

7.6

42.0

95

8.7

72.8

13

15.5

96.1

12

24.3

68.9

25

35.0

91.2

52

47.7

63.0

93

62.3

84.4

48

78.9

55.3

17

97.4

75.7

00

117.9

45.5

97

140.3

65.0

06

164.7

33.9

33

191.0

52.3

72

249.5

37.7

92

315.8

21.2

67

389.9

02.7

99

471.7

82.3

87

561.4

60.0

31

658.9

35.7

31

764.2

09.4

87

877.2

81.2

98

998.1

51.1

66

1,1

26.8

19.0

90

1 9

63.2

85.0

70

1.4

07.5

49.1

05

1.5

59.6

11.1

97

55 2-5 24.5

43

98.1

74

220.8

91

392.6

94

613.5

85

883.5

62

1.2

02.6

26

1.b

/ü./

//1.9

88.0

15

2.4

54.3

39

2.9

69.7

51

3.5

34.2

49

4.1

47.8

33

4.8

10.5

05

5.5

22.2

63

9.8

17.3

57

15.3

39.6

21

22.0

89.0

54

30.0

65.6

57

39.2

69.4

29

49.7

00.3

71

61.3

58.4

83

74.2

43.7

65

88.3

56.2

16

103.6

95.8

37

120.2

62.6

27

157.0

77.7

17

198.8

01.4

86

245.4

33.9

33

296.9

75.0

59

353.4

24.8

64

414.7

83.3

47

481.0

50.5

09

552.2

26.3

50

628.3

10.8

69

709.3

04.0

67

795.2

05.9

43

886.0

16.4

99

981.7

35.7

33

MO

NO

FÁ

SIC

AS

3H

25 3*10 15.2

26

60.9

05

137.0

37

243.6

21

380.6

58

548.1

48

746.0

90

974.4

85

1.2

33.3

33

1.5

22.6

33

1.8

42.3

86

2.1

92.5

91

2.5

73.2

50

2,9

84.3

61

3,4

25.9

24

6.0

90.5

32

9.5

16.4

56

13.7

03.6

97

18.6

52.2

54

24.3

62.1

27

30.8

33.3

18

38.0

65.8

24

46.0

59.6

47

54.8

14.7

87

64.3

31.2

43

74.6

09.0

15

97.4

48.5

10

123.3

33.2

70

152.2

63.2

97

184.2

38.5

89

219.2

59.1

47

257.3

24.9

72

298.4

36.0

62

342.5

92.4

18

389.7

94.0

40

440.0

40.9

28

493.3

33.0

82

549.6

70.5

01

609.0

53.1

87

35 3'8

CO

STO

DE

P

9.7

48

38.9

90

87.7

28

155.9

61

243.6

89

350.9

13

477.6

31

623.8

44

789.5

53

974.7

57

1.1

79.4

56

1.4

03.6

50

1.6

47.3

39

1.9

10.5

24

2.1

93.2

03

3.8

99.0

28

6.0

92.2

31

8.7

72.8

13

11.9

40.7

73

15.5

96.1

12

19.7

38.8

29

24.3

68.9

25

29.4

86.3

99

35.0

91.2

52

41.1

83.4

83

47.7

63.0

93

62.3

84.4

48

78.9

55.3

17

97.4

75.7

00

117.9

45.5

97

140.3

65.0

08

164.7

33.9

33

191.0

52.3

72

219.3

20.3

25

249.5

37.7

92

281.7

04.7

72

315.8

21.2

67

351.8

87.2

76

389.9

02.7

99

45 3*6

E R

OÍD

AS

TO

1

6.13

624.5

43

55.2

23

98.1

74

153.3

96

220.8

91

300.6

57

392.6

94

497.0

04

613.5

85

742.4

38

883.5

62

1.0

36.9

58

1.2

02.6

26

1.3

80.5

66

2.4

54.3

39

3.8

34.9

05

5.5

22.2

63

7.5

16.4

14

9.8

17.3

57

12.4

25.0

93

15.3

39.6

21

18.5

60.9

41

22.0

89.0

54

25.9

23.9

59

30.0

65.6

57

39.2

69.4

29

49.7

00.3

71

61.3

58.4

83

74.2

43.7

65

88.3

56.2

16

103.6

95.8

37

120.2

62.6

27

138.0

56.5

87

157.0

77.7

17

177.3

26.0

17

198.8

01.4

36

221.5

04.1

25

245.4

33.9

33

60 3'4

ALE

S D

E F

OT

3.8

56

15.4

26

34.7

08

61.7

03

96.4

11

138.8

31

188.9

65

246.8

12

312.3

71

385.6

43

466.6

28

555.3

26

651

.737

755.8

60

867.6

97

1.5

42.5

72

2.4

10.2

69

3.4

70.7

87

4.7

24.1

27

6.1

70.2

89

7.8

09.2

72

9.6

41.0

76

11.6

65.7

02

13.8

83.1

50

16.2

93.4

19

18.8

96.5

10

24.6

81.1

55

31.2

37.0

87

38.5

64.3

05

46.6

62.8

09

55.5

32.6

00

65.1

73.6

76

75.5

86.0

38

86.7

69.6

87

98.7

24.6

21

111.4

50.8

42

124.9

48.3

49

139.2

17.1

42

154.2

57.2

21

65

2* 6

(6)

EN

CÍA

Y D

E

5.9

82

23.9

27

53.8

36

95.7

08

149.5

44

215.3

44

293.1

07

382.8

33

¿84.5

24

598.1

77

723.7

94

861.3

75

1.0

10.9

20

1.1

72.4

27

1.3

45.8

99

2.3

92.7

09

3.7

38.6

08

5.3

83.5

95

7.3

27.6

71

9.5

70.8

36

12.1

13.0

89

14.9

54.4

31

18.0

94.8

61

21.5

34.3

81

25.2

72.9

88

29.3

10.6

85

38.2

83.3

43

48.4

52.3

56

59.8

17.7

24

72.3

79.4

46

86.1

37.5

22

101.0

91.9

53

117.2

42.7

39

134.5

89.8

78

153.1

33.3

73

172.8

73.2

22

193.8

09.4

25

215.9

41.9

83

239.2

70.8

95

852*

4(6)

EN

ER

GÍA 3.

761

15.0

45

33.8

51

60.1

80

94.0

32

135.4

06

184.3

02

240.7

21

304.6

63

376.1

27

455.1

13

541.6

22

635.6

54

737.2

08

846.2

85

1.5

04.5

06

2.3

50.7

91

3.3

85.1

39

4.6

07.5

51

6.0

18.0

26

7.6

16.5

64

9.4

03.1

65

11.3

77.8

30

13.5

40.5

57

15.8

91.3

49

18.4

30.2

03

24.0

72.1

02

30.4

66.2

54

37.6

12.6

60

45.5

11.3

18

54.1

62.2

30

63.5

65.3

95

73.7

20.8

13

84.6

28.4

84

96.2

88.4

09

108.7

00.5

86

1?1. 8

65.0

1 7

135.7

81.7

01

150.4

50.6

38

115

2*2(

4}

150

2*1/

0(2)

175

2*2/

0(1/

0)200

2-3/

0(1/

0)

230

2*4/

0(1/

0)

2.3

56

9.4

26

21.2

08

37.7

03

58.9

11

84.8

32

115.4

66

150.8

13

190.8

73

235.6

46

285.1

31

339.3

30

398.2

41

461.8

65

530.2

03

942.5

82

1.4

72.7

85

2.1

20.8

10

2.8

86.6

58

3.7

70.3

29

4.7

71.8

23

5.8

91.1

39

7.1

28.2

79

8.4

83.2

41

9.9

56.0

26

11.5

46.6

33

15.0

81.3

17

19.0

87.2

92

23.5

64.5

58

28.5

13.1

15

33.9

32.9

63

39.8

24.1

03

46.1

86.5

33

53.0

20.2

55

60.3

25.2

68

68.1

01.5

72

76.3

49.1

67

85.0

68.0

54

94.2

58.2

31

1.49

55.9

82

13.4

59

23.9

27

37.3

86

53.8

36

73.2

77

95.7

08

121.1

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02

982.5

89

1.0

50.2

92

1.1

23.0

10

1561.8

24

2.1

26.0

K2.8

15.5

81

L.T.

LT

.C

.V.

C.V

.C

.V.

C.V

.C

.V.

C.V

.C

.V.

C.V

.C

.V.

C.V

.c.

v.c.

v.c.v

.c.v

.c.v

.c.v

.c.v

.c.v

.xv

.

115

41,4

0629,5

8

532.8

40

18.7

55

375.1

00

157.7

40

151.3

00

684.1

40

3*2(

4)

685.7

11

690.4

2^

698.2

7Í

70927É

723.4

14

740.6

95

761.

11Í

784.6

82

811.

38E

841.2

37

874.2

27

910.3

60

949.6

34

992.

05C

1.0

37.6

08

1.3

12.5

28

1.6

65.9

97

2.0

98.0

13

2.6

08.5

75

3.1

97.6

93

..T.

..T.

..T.

..T.

:.v.

XV

.xv

.X

V.

XV

.X

V.

XV

.c.

v. XV

.X

V.

XV

.X

V.

XV

.c.

v. XV

.

150

54,0

0

911,4

5

741.7

80

29502

584.0

40

157.7

40

151.3

00

893.0

80

3-1/

0(2)

894.0

71

897.0

6Í

902.0

5:

909.0

31

918.0

04

928.9

71

941.9

31

956.

88É

973.8

34

992.7

76

1.0

13.7

12

1.0

36.6

43

1.0

61.5

67

1.0

88.4

85

1.1

17.3

96

1.2

91.8

65

1.5

16.1

81

1.7

90.3

46

2.1

14.3

5S

2. 4

88.2

1 E

2.9

11.9

28

3.3

85.4

85

L.T.

LT

.LT.

LT

.-T

...T

.C

.VC

.V.

C.V

.xv

.xv

.xv

.xv

.X

V.

XV

.X

V.

XV

.

175

63,0

0

1094,1

0

790.0

18

35.0

22

700.4

40

89578

151.3

00

941.3

18

3*2A

X2)

942.1

0;

944.4

59

94S

.33]

953.8

85

960.9

55

969.5

95

979.8

0Í

991.5

8Í

1.0

04.9

42

1.0

19.8

66

1.0

36.3

61

1.05

4.42

11.0

74.0

65

1.0

95.2

72

1.1

18.0

52

1.2

55.5

12

1.4

3224Í

1.6

48254

1.9

03.5

37

2.1

98.0

94

2.5

31525

2.9

05.0

31

3.3

1 7

.41

C3.7

69.0

64

LT.

T.

T.

-T.

..T.

xv.

XV

.X

V.

XV

.c.

v.c.

v.c.

v.c.

v.X

V.

XV

.

200

72.0

0

1281.0

7

972.1

18

44.1

27

882.5

40

89.5

78

151.3

00

1.1

23.4

18

3-3/

OC

I»}

1.1

24.0

52

1.1

25555

1.12

9.12

51.1

33.5

68

1.1

39278

1.1

4625'

1.1

54.5

05

1.1

64.0

2

1.1

74.8

06

1.1

86.8

61

1.2

30.1

8-

1214.7

75

1230.6

36

1.24

7.76

11266.1

6-

1.37

7.19

1

151953]

1.6

94.4

05

1.90

0.59

52.1

38.5

06

2.4

08.1

39

2.7

09.4

9-

3.0

42.5

6!

3.4

07.3

61

3.8

03.8

86

4.2

32.1

26

..T.

..T.

..T.

-T.

..T.

C.V

.C

.V.

C.V

.C

.V.

C.V

.C

.V.

XV

.X

V.

230

82,8

0

1545,4

2

1.1

78.0

74

53.6

73

1.07

3.46

C

104.

614

151.3

00

1.3

29.3

74

3*4/

0(1/

0)

1.3

29.8

51.3

31.3

07

1.3

33.7

24

1.3

37.1

08

1.3

41.4

58

1.3

46.7

75

1.3

53.0

59

1.36

Q.3

K1.3

68.5

21.3

77.7

11

1.3

87.8

62

1.39

8.98

11.4

11.0

64

1.4

24.1

15

1.4

38.1

3;

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

85

3.0

69.5

25

3.3

71.6

35

3.6

97.9

1'

4.4

22.9

7^

..T.

..T.

..T.

..T.

..T.

-T.

LT

.C

.V.

C.V

.c.

v.c.

v.X

V.

AN

EX

OS

ANEXO 9:

• CURVAS DE COSTO TOTAL EN FUNCIÓN DE LOS KVA MÁXIMOSINICIALES.

189

190

CO

ND

UC

TO

R E

CO

NÓ

MIC

O D

E A

CO

ME

TID

AS

DE

RIV

AD

AS

DE

RE

DE

S S

EC

UN

DA

RIA

S M

ON

OF

ÁS

ICA

SL

ON

G.

= 2

0 m

.C

LIE

NT

E T

IPO

RE

SID

EN

CIA

L16

,00

14,0

0

12,0

0

0,00

(JO

O %

del

CO

ST

O M

AR

GIN

AL,

R =

10

%, C

V =

2 %

8 9

10

11

12

13

14

15

20

25

30

35

40

45

50

55

KVA

MÁ

XIM

OS

/ FA

SE

AÑ

O IN

ICIA

L [K

VA

]

2*10

2*8

2*6

3*10

3*8

3*6

3*4

2*6(

6)

2*4(

6)

2*2(

4)

2*1/

0(2)

2*2/

0(1/

0)

2*3/

0(1/

O)

-«-2

*4/0

(1/0

)

AN

EX

O 9

25,0

0

20,0

0

191

CO

ND

UC

TO

R E

CO

NÓ

MIC

O D

E A

CO

ME

TID

AS

DE

RIV

AD

AS

DE

RE

DE

S S

EC

UN

DA

RIA

ST

RIF

ÁS

ICA

S L

ON

G. =

20

m.

CL

IEN

TE

TIP

O R

ES

IDE

NC

IAL

JOO

% d

el C

OS

TO M

AR

GIN

AL,

R =

10

%, C

V =

2 %

1 2

3 4

5 6

7 8

9 10

11

12

13

14

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

80

KVA

MÁ

XIM

OS

/ FA

SE

AÑ

O IN

ICIA

L [K

VA

]

-•-3

*108

-•-3

*86

3*6

B-K

-3*4

B-*-

2*6

(6) B

4(6)

B2*

2(2)

B4*

84*

64*

43*

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)

AN

EX

O 9

14,0

0

12,0

0

a í e o (O O ü

2,00

0,00

-I

192

CO

ND

UC

TO

R E

CO

NÓ

MIC

O D

E A

CO

ME

TID

AS

DE

RIV

AD

AS

DE

RE

DE

S S

EC

UN

DA

RIA

SM

ON

OF

ÁS

ICA

S L

ON

G.

= 2

0 m

.C

LIE

NT

E T

IPO

RE

SID

EN

CIA

L

(50

% d

el C

OS

TO

MA

RG

INA

L, R

= 1

0 %

, CV

=

6 7

8 9

10

11

12

13

14

15

20

25

30

35

40

45

50

55

KV

A M

ÁX

IMO

S /

FAS

E A

ÑO

IN

ICIA

L [

KV

A]

2*10

2*8

2*6

3*10

3*6

3*4

2*6(

6)2*

4(6)

-•-2

*2(4

)

2*1/

0(2)

2*2/

0(1/

0)2*

3/0(

1 /O

)«-

-2*4

/0(1

/0)

AN

EX

O 9

193

a **•• í O O O o

CO

ND

UC

TO

R E

CO

NÓ

MIC

O D

E A

CO

ME

TID

AS

DE

RIV

AD

AS

DE

RE

DE

S S

EC

UN

DA

RIA

S T

RIF

ÁS

ICA

SL

ON

G.

= 2

0 m

.C

LIE

NT

E T

IPO

RE

SID

EN

CIA

L18

50 %

del

CO

STO

MA

RG

INA

L, R

= 1

0 %

, CV

= 2

%

0,00

34

56

79

10

11

12

13

14

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

80

KV

A M

ÁX

IMO

S /

FAS

E A

ÑO

IN

ICIA

L [K

VA

]

3*6

8-*

-3*4

B

-*-

2*6

(6) B

-•-2

*4(6

) B

-+-2

*2(2

) B

4*8

— 4

*6 4*4 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)

AN

EX

O 9

20,0

0

18,0

0

16,0

0

14,0

0

ü

194

CO

ND

UC

TO

R E

CO

NÓ

MIC

O D

E A

CO

ME

TID

AS

DE

RIV

AD

AS

DE

RE

DE

S

SE

CU

ND

AR

IAS

MO

NO

FÁ

SIC

AS

LO

NG

. =

12

m.

CL

IEN

TE

TIP

O C

OM

ER

CIA

L

100

% d

el C

OS

TO

MA

RG

INA

L,

R =

10

%, C

V =

2 %

2,00

0,00

8 9

10

11

12

13

14

15

20

25

30

35

40

45

50

55

KV

A M

ÁX

IMO

S /

FA

SE

AÑ

O I

NIC

IAL

[KV

A]

-4-2

*10

-«-2

*8 2*6

-X-3

*10

-*-3

*8

-•-3

*6

-4—

3*4

—

2*

6(6

)

—

2*4(

6)

-•-2

*2(4

)

-•-2

*1/0

(2)

2*2

/0(1

/0)

-H-2

*3/0

(1/O

)

-*-2

*4/0

(1/O

)

AN

EX

O 9

195

CO

ND

UC

TO

R E

CO

NÓ

MIC

O D

E A

CO

ME

TID

AS

DE

RIV

AD

AS

DE

RE

DE

S S

EC

UN

DA

RIA

S T

RIF

ÁS

ICA

SL

ON

G.

= 2

0 m

.C

LIE

NT

E T

IPO

CO

ME

RC

IAL

30,0

0

Í100

% d

el C

OS

TO M

AR

GIN

AL,

R =

10 %

, CV

= 2

%

3*1

0 B

3*8

B

3*6

B

2*6(

6) B

-2*4

(6)

B

-2*2

(2)

B

-4*8

-4*6 4*4

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)

1 2

3 4

5 6

7 8

9 10

11

12

13

14

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

80

KV

A M

ÁX

IMO

S /

FAS

E A

ÑO

INIC

IAL

[KV

A]

AN

EX

O 9

*

16,0

0

196

CO

ND

UC

TO

R E

CO

NÓ

MIC

O D

E A

CO

ME

TID

AS

DE

RIV

AD

AS

DE

RE

DE

S S

EC

UN

DA

RIA

SM

ON

OF

ÁS

ICA

S L

ON

G.

= 2

0 m

.C

LIE

NT

E T

IPO

CO

ME

RC

IAL

% d

el C

OST

O M

AR

GIN

AL,

R =

10

%, C

V =

2 % J

1 2

3 4

5 6

7 8

9 10

11

12

13

14

15

20

25

30

35

40

45

50

55

KV

A M

ÁX

IMO

S /

FA

SE

AÑ

O I

NIC

IAL

[K

VA

]

-4-2

*10

-»-2

*8 2*6

-*-3

*10

-*-3

*8

-•-3

*6

—H

-3*4 2*

6(6)

^—2*

4(6)

-4-2

*2(4

)-W

-2*1

/0(2

)2*

2/0(

1/0)

-«-2

*3/0

(1/0

)

-«-2

*4/0

(1/0

)

AN

EX

O 9

197

25,0

0

CO

ND

UC

TO

R E

CO

NÓ

MIC

O D

E A

CO

ME

TID

AS

DE

RIV

AD

AS

DE

RE

DE

S S

EC

UN

DA

RIA

S T

RIF

ÁS

ICA

SL

ON

G.

= 2

0 m

.C

LIE

NT

E T

IPO

CO

ME

RC

IAL

50 %

del

CO

ST

O M

AR

GIN

AL

, R

= 1

0 %

, CV

= 2

% J

0,00

34

56

79

10

11

12

13

14

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

80

KV

A M

ÁX

IMO

S /

FA

SE

AÑ

O IN

ICIA

L [

KV

A]

-•-3

*108

-»-3

*8B

3*6

B

-«-2

*6(6

) B

-•-2

*4(6

) B

-H—

2*2

(2)

B

4*8

4*6

--<,

4*

4

3*6(

6)

3*4(

6)

--•i

-3*2

(4)

-ae™

3*1

/0(2

)

-- -

3*2

/0(2

)

••3*

3/0(

1/0)

—

3*4

/0(1

/0)

AN

EX

O 9

'* 20,0

0

18,0

0

16,0

0

0,00

198

CO

ND

UC

TO

R E

CO

NÓ

MIC

O D

E A

CO

ME

TID

AS

DE

RIV

AD

AS

DE

RE

DE

SM

ON

OF

ÁS

ICA

S L

ON

G.

= 2

0 m

.C

LIE

NT

E T

IPO

IN

DU

ST

RIA

L

'100

% d

el C

OS

TO

MA

RG

INA

L, R

= 1

0 %

, C

V =

2 %

1 2

3 4

5 6

7 8

9 1

01

1

12

13

14

15

20

25

30

35

40

45

50

55

KV

A M

ÁX

IMO

S /

FA

SE

AÑ

O IN

ICIA

L [K

VA

]

+-2

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60

65

70

80

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ANEXO 10:

CONDUCTOR ECONÓMICO DE ACOMETIDAS.

202

203

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1,1

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14,1

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20,1

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5

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12

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12

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25,1

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47,6

- 5

050

,1 -

80

AN

EX

O 1

0

ANEXO 11:

GUIAS TÉCNICO ECONÓMICAS DE DISEÑO DE ACOMETIDAS DERIVADASDE REDES SECUNDARIAS MONOFÁSICAS Y TRIFÁSICAS.

204

205

RA

NG

O

DE

AP

LIC

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- 10

10

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111,1

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12

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31

3,1

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14

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-20

20

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30

30

,1-3

53

5,1

-40

40,1

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5

45

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0,1

-55

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ME

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CO

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O M

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3*10

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1/0)

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1/0)

2-10

3*8

3*10

3*8

3*8

3*4

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3*6

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3*4 2*1/

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2-2

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1/0)

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2*3A

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2/0(

1/0)

2*2/

3(1/

0)2*

2/0(

1/0)

2*2/

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0)

CO

ST

O M

AR

GIN

AL

50%

2*10

3-10

3-10

3*8

3-8

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3*6

3*6

3*4

3*4

3*4

3*4

3*4

2-2(

4)2*

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1/0)

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1/0)

3*10

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3*10

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3*8

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1/0)

2*3/

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0)

2*8

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3-6

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3*10

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3-4

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2)

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4*8

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B3*

6 B

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B3

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B3*

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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


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


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


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


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


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


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


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


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


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



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


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


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


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


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


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


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


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


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


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



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


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



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


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


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


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



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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


CANT1,003,001,001,001,00

COSTO TOTAL

COSTO115,0026,00

8.367,00969,00

154.677,60

164.207

224


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


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


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


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


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


KIT DE PROTECCIONESPR04 TERMOMAGNETICOS 2*30 A, 0.10 A 6.00 KVA0.10 A 6.00 KVA, BIFÁSICO, 2*30 A, TERMOMAGNETICOCÓDIGO01210133022449080442010504250203



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



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



CANT3,003,002,001,00

COSTO TOTAL

COSTO2.196,00

26,006.150,00

17.650,00

36.616

227


PR07 TERMOMAGNETICO 2*60 A, 10.51 A 15.00 KVA10.51 A 15.00 KVA, BIFÁSICO, 2*60 A, TERMOMAGNETICOCÓDIGO01210137022449080442011004250203


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



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


CANT4,003,003,001,00

COSTO TOTAL

COSTO1.435,00

26,006.150,00

25.090,00

49.358



UNÍDACMETROC/UC/UC/U

CANT4,003,003,001,00

COSTO TOTAL

COSTO1.435,00

26,006.150,00

25.090,00

49.358

229


KIT DE PROTECCIONESPR1 3 TERMOMAGNETICO 3*50 A, 13.01 A 17.00 KVA13.01 A 17.00 KVA, TRIFÁSICO, 3*50 A TERMOMAGNETICOCÓDIGO01210135022449080442010904250206



CANT4,003,003,001,00

COSTO TOTAL

COSTO2.196,00

26,006.150,00

25.090,00

52.402




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



CANT4,003,003,001,00

COSTO TOTAL

COSTO4.958,00

26,0019.400,0025.090,00

103.200

230



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


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


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

ÉC

NIC

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CO

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MIC

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E R

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MO

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A

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MA

ND

A

MÁ

XIM

A

AC

TU

AL

(DM

U)

FA

CT

OR

DE

PO

TE

NC

IA

(Fp)

DE

MA

ND

A

MÁ

XIM

A

AC

TU

AL

(DM

U)

AC

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ET

IDA

T

ÉC

NIC

A

EC

ON

ÓM

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CA

RG

A

INS

TA

LA

DA

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O

DE

US

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RIO

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O

DE

CO

ND

UC

TO

R

RE

SID

EN

CIA

LC

.. E

NTR

E 0

,10

Y 1

.5 K

W1F

-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

8.0

KW

2F-3

H-1

5/60

A21

0/12

1V

C.l.

EN

TR

E 1

81

Y2

5.0

KW

2F-3

H-1

5/60

A 2

10/1

21V

C.l.

EN

TR

E 2

5.1

Y 3

5.0

KW

2F-3

H-1

5/60

A 2

10/1

21V

MA

YO

R A

35.0

0 K

W B

AS

AR

SE

EN

DE

MA

ND

A M

ÁX

IMA

AC

TU

AL

CO

ME

RC

IAL

SIN

DE

M.

C.l.

EN

TR

E 0

.1 Y

1.5

KW

2F-3

H-1

5/60

A 2

10/1

21V

SIN

DE

M.

C.i.

EN

TR

E 1

.51

Y 2

.0 K

W2F

-3H

-15/

60A

210

/121

V

SIN

DE

M.

C.l.

EN

TR

E 2

.1 Y

3.0

KW

2F-3

H-1

5/60

A21

0/12

1V

SIN

DE

M. C

.i. E

NT

RE

3.1

Y 4

.5 K

W2F

-3H

-15/

60A

210

/121

V

SIN

DE

M.

C.i.

EN

TR

E 4

.51 Y

6.0

KW

2F-3

H-1

5/60

A21

0/12

W

SIN

DE

M. C

.L E

NT

RE

6.1

Y 8

.0 K

W2F

-3H

-15t

eOA

210/

121V

SIN

DE

M.

C.L

EN

TR

E 8

.1 Y

10.0

KW

2F-3

H-1

5/60

A 2

10/1

21V

CO

N D

EM

. C

.l E

NT

RE

10.1

Y 1

5.0

2F-3

H-1

5/60

A21

0/12

1V

CO

N D

EM

. C

.l E

NT

RE

15.1

Y 1

8.0

2F-3

H-1

&60

A21

0/12

1V

MAYO

R A

18.00

KW

BAS

ARSE

EN

DEMA

NDA

MÁXI

MA A

CTUA

LN

OT

A:

1.-

PA

RA

CA

LCU

LO D

E D

EM

AN

DA

S D

E C

LIE

NT

ES

TIP

O IN

DU

ST

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L, E

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L, A

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TE

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BE

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O,

SE

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CO

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ND

A U

TIL

IZA

R L

OS

VA

LOR

ES

DE

L C

LIE

NT

E C

OM

ER

CIA

L.

2.-

PA

RA

EL

CA

LCU

LO D

E D

EM

AN

DA

S D

E S

ER

VIC

IOS

GE

NE

RA

LES

Y B

OM

BA

S D

E A

GU

A S

E P

RO

CE

DE

LZ

LA

SIG

UIE

NT

E M

AN

ER

A:

2.1-

SI E

ST

OS

PE

RT

EN

EC

EN

A U

N E

DIF

ICIO

DE

RE

SID

EN

CIA

S S

E T

OM

AR

A C

OM

O O

TR

O C

LIE

NTE

RE

SID

EN

CIA

L

2.2-

SI S

E T

RA

TA

DE

UN

ED

IFIC

IO D

E O

FIC

INA

S O

RE

SID

EN

CIA

L-C

OM

ER

CIA

L, S

E T

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ER

A E

N C

UE

NT

A C

OM

O O

TR

O C

OM

ER

CIA

L.

AN

EX

O 1

3

233

TA

BLA

DE

SE

LEC

CIÓ

N D

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IST

EM

AS

DE

AC

OM

ET

IDA

S T

ÉC

NIC

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CO

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MIC

OS

, ALI

ME

NT

AD

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SD

E R

ED

ES

TR

IFÁ

SIC

AS

TIP

O

DE

US

UA

RIO

CA

RG

A

INS

TA

LA

DA

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KW

FA

CT

OR

DE

DE

MA

ND

A

(FD

)

DE

MA

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A

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A

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TU

AL

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KW

FA

CT

OR

DE

PO

TE

NC

IA

<Fp)

DE

MA

ND

A

MÁ

XIM

A

AC

TU

AL

(DM

U)

KV

A

AC

OM

ET

IDA

T

ÉC

NIC

A

EC

ON

ÓM

ICA

TIP

O

DE

CO

ND

UC

TO

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LIB

RE

AW

G

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OT

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N

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CN

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ON

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OR

TÉ

CN

ICO

EC

ON

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ICO

RE

SID

EN

CIA

LC

.l. E

NT

RE

0.1

0Y

1.5

KW

C.l.

EN

TR

E 1

.51 Y

2.0

KW

C.L

EN

TR

E 2

.1 Y

3.0

KW

C.l.

EN

TR

E 3

.1 Y

4.5

KW

C.L

EN

TR

E 4

.6 Y

6.0

KW

C.L

EN

TR

E 6

.1 Y

8.0

KW

C'.

EN

TR

E 8

.10 Y

12.0

KW

C.L

EN

TR

E 1

2.1

Y1

8.0

KW

C.L

EN

TR

E 1

8.1

Y 2

5.0

KW

C.l.

EN

TR

E 2

5.1

Y 3

5.0

KW

1,03

178

2,36

4,01

48

?7,

0910

,89

13,1

921

,25

33,2

0

0,81

0,69

0,65

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

4,90

5,94

7,86

12,2

8

0,95

0,95

0,95

0,95

0,95

0,95

0,95

0,95

0,95

0.95

0,88

1,29

1,61

2,32

2,82

3,73

5,16

6,25

8,28

12,9

3

MU

LTTC

ON

DU

CTO

R

MU

LTTC

QN

DU

CTO

R

MU

LTC

ON

DU

CTO

R

MU

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DU

CTO

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MU

LTK

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DU

CTO

R

MU

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ON

DU

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MU

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ON

DU

CTO

R

MU

LTIC

ON

DU

CTO

R

MU

LTK

ON

DU

CTO

R

MU

LTI C

ON

DU

CTO

R

3*10

B3*1

08

3*1

QB

3*10

B3*

10 B

3*8

B

3*8 B

3*6

B4*

84*

4

2*3

0

2*3

0

2*3

0

2*3

0

2*3

0

2*4

0

2*4

0

2*5

0

3*4

0

3*7

0

2F-3

H-1

5/6Q

A21

0/12

W

2F-3

H-1

5/60

A 2

10/1

21 V

2F-3

H-Í5

/60A

210

/121

V

2F-3

H-1

5/60

A21

0/12

1V

2F-3

H-1

5/60

A21

0/12

1V

2F-3

H-1

5/60

A 2

10/1

21 V

2F-3

H-1

5/60

A21

0/12

1V

2F-3

H-1

5/60

A21

G/1

21V

3F-T

'-f-1

5/60

A21

0/l2

1 V

3F-4

H-1

5/60

A 2

10/1

21 V

MA

YO

R A

35.0

0 K

W B

AS

AR

SE

EN

DE

MA

ND

A M

ÁX

IMA

AC

TU

AL

CO

ME

RC

IAL

SIN

DE

M.

C.l.

EN

TR

E 0

.1 Y

1.5

KW

SIN

DE

M.

C.l.

EN

TR

E 1

.51 Y

2.0

KW

SIN

DE

M.

C.l.

EN

TR

E 2

.1 Y

3.0

KW

SIN

DE

M.

C.l.

EN

TR

E 3

.1 Y

4.5

KW

SIN

DE

M.

C.l.

EN

TR

E 4

.51 Y

6.0

KW

SIN

DE

M. C

.l. E

NT

RE

6.1

Y 8

.0 K

W

SIN

DE

M.

C.l.

EN

TR

E 8

.1 Y

10.0

KW

CO

N D

EM

. C

.l E

NTR

E 1

0.1

Y 1

5.0

KW

CO

N D

EM

. C

.l E

NT

RE

15.1

Y 1

8.0

KW

1,00

1,50

2,50

3,50

5,00

7,00

9,00

12,0

016

,00

0,90

0,90

0,90

0,90

0,90

0,90

0,90

0,80

0,80

0,90

1,35

2,25

3,15

4,50

6,30

8,10

9,60

12,8

0

0,90

0,90

0,90

0,90

0,90

0,90

0,90

0,90

0,90

1,00

1,50

2,50

3,50

5,00

7,00

9,00

10,6

714

,22

MU

LTTC

ON

DU

CTO

R

MU

LTK

XJN

DU

CTO

R

MU

LTC

ON

DO

CTO

R

MU

LTC

ON

DU

CTO

R

MU

LTIC

ON

DU

CTO

R

MU

LT1C

ON

DU

CTO

R

MU

LTIC

ON

DU

CTO

R

MU

LTtC

ON

DU

CTO

R

TTU

3*1

0B

3*8

B4*

84*

84*

84*

64*

64*

43*2

(4)

2*3

0

2*4

0

3*4

0

3*4

0

3*4

0

3*5

0

3*5

0

3*7

0

3*1

00

2F-3

H-1

5/60

A 2

10/1

21 V

2F-3

H-1

5/60

A21

0/12

1V

3F-4

H-1

5/60

A 2

10/1

21 V

3F-4

H-1

5/60

A21

0/12

1 V

3F-4

H-1

5/60

A 2

10/1

21 V

3F-4

H-1

5/60

A 2

10/1

21 V

3F-4

H-1

5/60

A21

0/12

1 V

3F-4

H-1

5/6Q

A 2

10/1

21 V

3F-4

H-1

5/60

A21

0/12

1 V

MA

YO

R A

18.0

0 K

W B

AS

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A

CT

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L

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:

1.-

PA

RA

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2.-

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2.1

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L

2.2-

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TR

O C

OM

ER

CIA

L.

AN

EX

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



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


TRIFÁSICA

TRIFÁSICATRIFÁSICATRIFÁSICATRIFÁSICA


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.

Proyecto de Normas Para Diseño y Construcción Acometidas en Bajo Voltaje

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