Proyecto de Tesis - 2015
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UNIVERSIDAD NACIONAL “PEDRO RUIZ GALLO” FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA IV PROGRAMA DE TITULACIÓN PROFESIONAL EXTRAORDINARIA TESIS DE INGENIERÍA Para Optar el Título Profesional de: INGENIERO MECÁNICO ELECTRICISTA “Reforzamiento de Líneas Primarias del SER Huancabamba-Huarmaca y Construcción de una Línea de Interconexión en 22,9 kV Polvasal–Sallique Departamentos de Piura y Cajamarca” Presentado Por:
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UNIVERSIDAD NACIONAL
“PEDRO RUIZ GALLO”
FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA
IV PROGRAMA DE TITULACIÓN PROFESIONAL EXTRAORDINARIA
TESIS DE INGENIERÍA
Para Optar el Título Profesional de:
INGENIERO MECÁNICO ELECTRICISTA
“Reforzamiento de Líneas Primarias del SER Huancabamba-Huarmaca y Construcción de una Línea de
Interconexión en 22,9 kV Polvasal–Sallique Departamentos de Piura y Cajamarca”
Presentado Por:
Br. RIVAS POZO HAILEY ALEXANDER
LAMBAYEQUE - PERÚ
2015
UNIVERSIDAD NACIONAL PEDRO RUIZ GALLO
FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA
IV PROGRAMA DE TITULACIÓN PROFESIONAL EXTRAORDINARIA
TESIS DE INGENIERÍA
Para Optar el Título Profesional de:
INGENIERO MECÁNICO ELECTRICISTA
Presentado Por:
Br. RIVAS POZO HAILEY ALEXANDER
Aprobado por el Jurado Examinador
PRESIDENTE: .......................................................................
SECRETARIO: ......................................................................
VOCAL: ......................................................................
ASESOR: Ing. OLIDEN NUÑES HECTOR. ...................
LAMBAYEQUE – PERÚ
2015
DEDICATORIA
Dedico el presente trabajo a DIOS por estar conmigo en cada momento guiándome y
haciéndome ver las cosas que debo realizar para mi bien, por no dejar decaerme
ante las adversidades que en mi camino de estudiante se me han presentado.
A mí madre Santos Pozo Fernández, a mí padre Alniburga Rivas Benavides y a mí
hermana Glendy Rivas Pozo que son las personas que más amo, aquellas que me
han guiado y cuidado siempre, y han compartido todo lo bueno conmigo
enseñándome a ser una persona de bien, que hoy gracias a ellos y su gran esfuerzo
se ve reflejado en la culminación de mi carrera.
A aquella persona que es mi inspiración y que en mi vida significa mucho para hacer
realidad mis sueños, este éxito va para ella por su comprensión.
A mis abuelas por darme su gran cariño y compartir sus experiencia plasmadas en
consejos que me han llevado a crecer como ser humano, a mis tíos aquellos que
siempre me han apoyado en los momentos que los he necesitado.
Y en especial mis tíos Julia Pozo Fernández y Carlos Pozo Fernández que
incondicionalmente siempre me apoyaron, y a ti tía Julia por brindarme tú confianza,
amor y estar siempre presente ahí conmigo.
3
AGRADECIMIENTO
Agradezco a Dios por ayudarme a superar mis dificultades y por estar a mi lado en
las decisiones más difíciles de este proyecto.
A mi madre Santos Pozo Fernández, a mí padre Alniburga Rivas Benavides y a mí
hermana Glendy Rivas Pozo por cuidarme tanto, por su paciencia, por sus consejos,
por las innumerables cosas que sacrificaron con tal de verme feliz, por el apoyo
incondicional, y por jamás dejar de creer en mí, gracias por soñar junto a mí, mis
logros son suyos.
A Thalía Escobar La Madrid quien hoy en día compartimos un gran amor, ella me
brindo grandes consejos para seguir adelante y estuvo en las buenas y en las malas
con su gran cariño gracias.
A mi tía Julia Pozo Fernández por brindarme su apoyo y soportar mis llamadas e
incomodidades que quizás le di, por compartir mis alegrías.
A mis amigos incondicionales Silva Guevara Wilfredo, Castro Huamán José Carlos,
Villegas Rimarachin Neycer, Reyes Jurupe Jefferson, Pérez Guerrero Rober, Troya
García Enmanuel, García Montenegro Jaime, Guerrero Culqui Elmer y García
Paredes Jesús, por sus palabras de aliento y por estar siempre conmigo cuando más
los necesito.
Al Ingeniero Raúl Carrasco y Luis Enrique Cavero Silva que me ayudaron a realizar
este proyecto y por compartir grandes momentos en el trabajo.
Al ingeniero Héctor Oliden Núñez por su indispensable colaboración científica.
4
INDICE
CAPITULO I...............................................................................................................10
1.1. REALIDAD PROBLEMÁTICA............................................................................................12
1.2. LIMITACIONES DE LA INVESTIGACION............................................................................12
1.3. ANTECEDENTES.............................................................................................................12
1.4. OBJETIVOS.....................................................................................................................141.4.1. OBJETIVO GENERAL.............................................................................................................141.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS......................................................................................................14
1.5. JUSTIFICACION..............................................................................................................141.5.1 JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA..............................................................................................141.5.2 JUSTIFICACIÓN SOCIAL.......................................................................................................14
1.6. ALCANCES.....................................................................................................................15
1.7. IMPORTANCIA...............................................................................................................15
CAPITULO II..............................................................................................................16
2. ASPECTOS GENERALES.........................................................................................17
2.1. ANTECEDENTES DEL PROYECTO.....................................................................................17
2.2. DIAGNOSTICO DE LA SITUACION ACTUAL......................................................................182.2.1 UBICACIÓN DEL PROYECTO.................................................................................................182.2.2. VIAS DE ACCESO..................................................................................................................182.2.3. CARACTERISTICAS CLIMATOLOGICAS Y GEOGRAFICAS.......................................................192.2.4. EXTENSION..........................................................................................................................202.2.5. TEMPERATURA....................................................................................................................202.2.6. TOPOGRAFIA – ALTITUD DEL AREA DEL PROYECTO............................................................202.2.7. ACTIVIDADES ECONOMICA Y SOCIAL..................................................................................20
2.3. SITUACION ACTUAL.......................................................................................................23
2.4. DEFINICION DEL PROBLEMA..........................................................................................232.4.1. PROBLEMA..........................................................................................................................23
2.5. ANALISIS DE CAUSAS Y EFECTOS....................................................................................242.5.1. CAUSAS DIRECTAS:..............................................................................................................242.5.2. EFECTOS DIRECTOS:............................................................................................................242.5.3. EFECTOS INDIRECTOS:.........................................................................................................24
2.6. FORMULACION DE OBJETIVOS.......................................................................................24
2.7. ANALISIS DE MEDIOS.....................................................................................................24
2.8. ANALISIS DE FINES.........................................................................................................25
CAPITULO III.............................................................................................................26
3. MARCO TEORICO.....................................................................................................27
3.4. ALCANCES DEL PROYECTO.............................................................................................27
3.5. MODALIDAD DE EJECUCION..........................................................................................275
3.6. ENTIDAD QUE LICITA LOS SUMINISTROS Y LAS OBRAS CIVILES Y MONTAJE..................27
3.7. ENTIDAD QUE ADMINISTRA EL CONTRATO DE OBRAS...................................................27
3.8. DESCRIPCION DEL PROYECTO........................................................................................273.8.1. NORMAS APLICABLES..........................................................................................................273.8.2. SELECCIÓN DE RUTA............................................................................................................283.8.3. CARACTERISTICAS ELECTRICAS DEL SISTEMA......................................................................29
3.9. PARTE ELECTRICA..........................................................................................................303.9.1. MAXIMA DEMANDA............................................................................................................303.9.2. RESITENCIA ELECTRICA........................................................................................................323.9.3. REACTANCIA INDUCTIVA.....................................................................................................333.9.4. CAIDA DE TENSION..............................................................................................................343.9.5. EFECTO JOULE.....................................................................................................................343.9.6. PERDIDAS DE POTENCIA......................................................................................................353.9.7. DETERMINACION DEL NIVEL DE AISLAMIENTO DE LAS LINEAS...........................................35PRIMARIAS....................................................................................................................................353.9.8. SISTEMA DE PROTECCION...................................................................................................35
3.10. PARTE MECANICA..........................................................................................................383.10.1. ESTRUCTURAS.............................................................................................................383.10.2. RETENIDAS..................................................................................................................403.10.3. ROTULADO DE POSTES................................................................................................403.10.4. CRUCETAS DE MADERA...............................................................................................413.10.5. CONDUCTORES DE ELECTRICIDAD (AAAC)..................................................................433.10.6. ESFUERZO DE LOS CONDUCTORES..............................................................................443.10.7. SEPARACION HORIZONTAL DE LOS CONDUCTORES....................................................453.10.8. CATENARIA – CABLE A DESNIVEL................................................................................453.10.9. VANO BASICO..............................................................................................................463.10.10. AMORTUGUADORES...................................................................................................463.10.11. DISTANCIA DE SEGURIDAD..........................................................................................473.10.12. DISTANCIAS MINIMAS DE SEGURIDAD........................................................................473.10.13. SERVIDUMBRE.............................................................................................................51
3.11. EVALUACION DE LAS INSTALACIONES ELECTRICAS EXISTENTES......................................523.11.1. GENERALIDADES..........................................................................................................523.11.2. DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS EXISTENTES RAMAL HUARMACA.523.11.3. DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS EXISTENTES PARA EL REFORZAMIENTO..........................................................................................................................52
3.12.....DOCUMENTO DE FACTIBILIDAD DE SUMINISTRO Y FIJACION DE PUNTO DE DISEÑO:..................................................................................................62
3.13. INTERCONEXIÓN DEL SER SALLIQUE AL SER HUANCABAMBA- HUARMACA...............633.13.1. INSTALACIONES EXISTENTES.......................................................................................63
3.14. RESUMEN DEL ESTUDIO DE MERCADO ELECTRICO.........................................................65
3.14.1. ANTECEDENTES......................................................................................................653.14.2. METODOLOGÍA...........................................................................................................673.14.3. DETERMINACIÓN DE LA TASA DE CRECIMIENTO POBLACIONAL.................................67
6
3.14.4. CONSUMO UNITARIO DOMÉSTICO EN LOCALIDADES SIMILARES CON SERVICIO ELÉCTRICO.....................................................................................................................................683.14.5. CRECIMIENTO DEL CONSUMO UNITARIO...................................................................683.14.5.1. Determinación de la Tasa de Crecimiento del Consumo de Energía...........................683.14.6. DETERMINACIÓN DEL COEFICIENTE DE ELECTRIFICACIÓN..........................................693.14.7. METODOLOGÍA DE LA PROYECCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO.................................703.14.8. PROYECCIÓN DE NÚMERO DE HABITANTES................................................................703.14.9. PROYECCIÓN DE NÚMERO DE VIVIENDAS...................................................................713.14.10. PROYECCIÓN DE NÚMERO DE ABONADOS TOTALES..................................................723.14.11. PROYECCIÓN DE MÁXIMA DEMANDA.........................................................................723.14.12. PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA..................................................................723.14.13. DETERMINACIÓN DE LA CALIFICACIÓN ELÉCTRICA.....................................................733.14.14. ANÁLISIS DE LA OFERTA DEMANDA............................................................................74
3.14.14.1.Oferta del Sistema Eléctrico....................................................................................74
3.14.14.2.Balance Oferta Demanda........................................................................................74
CAPITULO IV............................................................................................................75
4. CÁLCULOS ELÉCTROMECANICOS....................................................................................76
4.1.CALCULOS ELECTRICOS.....................................................................................................76
4.1.1 NORMAS APLICABLES Y CONSIDERACIONES DE DISEÑO.................................................76
4.1.2 CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA....................................................................................76
4.1.3 DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD...........................................................................77
4.1.4 CÁLCULO DE PARÁMETROS DE CONDUCTORES..............................................................814.1.4.1 Resistencia de los conductores.........................................................................................814.1.4.2 Reactancia inductiva.........................................................................................................824.1.4.3 Parámetros de secuencia positiva, negativa y cero..........................................................83
4.1.5 ANALISIS DEL SISTEMA ELECTRICO.................................................................................844.1.5.1. Resultados del estudio de mercado eléctrico..................................................................844.1.5.2. Flujo de carga y regulación de tensión............................................................................84
4.1.6 CÁLCULO DE CORTOCIRCUITO........................................................................................85
4.1.7 CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO EXISTENTE...................................................854.1.7.1. Estudio de coordinación de protección...........................................................................864.1.7.2. Coordinación Reconectador Automático – Fusible..........................................................864.1.7.3. Característica tiempo-corriente del reconectador y el fusible.........................................874.1.7.4. Explicación de la coordinación entre el reconectador y el fusible...................................87
4.1.8 ANÁLISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICO INVOLUCRADO.........................................................88
4.1.9 ESTUDIO DE RESISTIVIDAD Y CÁLCULO DE PUESTA A TIERRA..........................................924.1.9.1. Premisas de diseño..........................................................................................................924.1.9.2. Medición de resistividad..................................................................................................924.1.9.3. Análisis de la información................................................................................................944.1.9.4. Estratificación del suelo...................................................................................................94
7
4.1.10 CÁLCULO DE PUESTA A TIERRA........................................................................................974.1.10.1. Puesta a tierra de líneas y redes primarias................................................................1004.1.10.2. Puesta a tierra de subestaciones de distribución......................................................1004.1.10.3. Tensiones de toque y de paso...................................................................................101
4.1.11 ESTUDIO DE COORDINACION DE AISLAMIENTO.........................................................1034.1.11.1. Estudio de coordinación del aislamiento..................................................................1034.1.11.2. Criterios para la selección del nivel de aislamiento...................................................1054.1.11.3. Factor de corrección.................................................................................................1064.1.11.4. Determinación del nivel de aislamiento....................................................................1064.1.11.6. Criterios para selección de aisladores.......................................................................1094.1.12 CÁLCULO DEL NIVEL DE AISLAMIENTO DE ESTRUCTURAS..........................................1114.1.13 SELECCIÓN DE AISLADORES......................................................................................111
4.1.14 SELECCIÓN DE PARRAYOS.........................................................................................1134.1.14.1. Criterios para la selección de pararrayos..................................................................1134.1.14.2. Selección de pararrayos............................................................................................1144.1.14.3. Conclusiones.............................................................................................................114
4.2 CÁLCULOS MECÁNICOS................................................................................................114
4.2.1 NORMAS APLICABLES Y CONSIDERACIONES DE DISEÑO...............................................114
4.2.2 CÁLCULO MECÁNICO DE CONDUCTORES......................................................................1154.2.2.1. Consideraciones de diseño........................................................................................1154.2.2.1 Formulación de hipótesis de cálculo.........................................................................1164.2.2.3. Esfuerzos admisibles.................................................................................................1184.2.2.4. Características mecánicas de los conductores empleados........................................1184.2.2.5. Consideraciones para el cálculo................................................................................1194.2.2.6. Resultados.................................................................................................................1214.2.2.7 Separación Horizontal entre Conductores................................................................121
4.2.3 CÁLCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS.......................................................................1224.2.3.1 Consideraciones de diseño........................................................................................1224.2.3.2 Tipos de estructuras..................................................................................................1234.2.3.3 Hipótesis de cálculo..................................................................................................1234.2.3.4 Factores de seguridad...............................................................................................1244.2.3.5 Cargas previstas........................................................................................................1244.2.3.6 Características de los postes.....................................................................................1244.2.3.7 Consideraciones para el cálculo................................................................................125
4.2.4 SELECCIÓN Y CÁLCULO DE PRESTACION DE LAS ESTRUCTURAS....................................126
4.2.5 DISTRIBUCIÓN DE ESTRUCTURAS.................................................................................127
4.2.6 CÁLCULO DE ESPIGAS Y CADENAS DE ANCLAJE.............................................................1274.2.6.1. Aisladores de porcelana tipo Pin...............................................................................1274.2.6.2. Aisladores de anclaje.................................................................................................1274.2.6.3 Cálculo de espigas rectas..........................................................................................128
4.2.7 CALCULO DE AMORTIGUADORES.................................................................................1284.2.7.1. Descripción de las vibraciones eólicas.......................................................................1284.2.7.2. Soluciones practicas al problema de vibración de conductores................................129
8
4.2.7.3. Selección del EDS de la amortiguación de la vibración..............................................1314.2.7.4 Características de Amortiguadores Stockbridge........................................................131
4.2.8 CIMENTACION DE ESTRUCTURAS.................................................................................1324.2.8.1. Cálculo y diseño........................................................................................................1324.2.8.2 Parámetros de cimentación......................................................................................1324.2.8.3. Resultados.................................................................................................................132
4.2.9 CÁLCULO DE RETENIDAS..............................................................................................133
4.3. CARACTERISTICAS DEL EQUIPAMIENTO DE LA LINEA PRIMARIA...................................1334.3.1. POSTES..............................................................................................................................1334.3.2. CONDUCTOR.....................................................................................................................1344.3.3. AISLADORES......................................................................................................................1344.3.4. RETENIDAS Y ANCLAJES.....................................................................................................1344.3.5. PUESTA A TIERRA..............................................................................................................1354.3.6. MATERIAL DE FERRETERÍA................................................................................................1354.3.7. SUB-ESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN (SED):.......................................................................1354.3.8. TABLERO DE DISTRIBUCIÓN..............................................................................................135
CAPITULO V...........................................................................................................137
CRONOGRAMA, METRADO Y PRESUPUESTO..........................................137
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES..........................................................138
CONCLUSIONES....................................................................................................138
RECOMENDACIONES............................................................................................139
BIBLIOGRAFIA.......................................................................................................140
ANEXOS:
ANEXOS I: CALCULOS JUSTIFICATIVOS..........................................................................................141
ANEXOS II: PLANOS Y LAMINAS....................................................................................................141
ANEXOS III: PANEL FOTOGRAFICO................................................................................................141
9
CAPITULO I
PLAN DE INVESTIGACIÓN
10
INTRODUCCIÓN
El presente trabajo de investigación considera como planeamiento la
interconexión al SEIN del SER Sallique que actualmente opera aislado, mediante
el reforzamiento de líneas primarias del SER Huancabamba-Huarmaca existente
desde Huarmaca a Polvazal y la construcción de una línea de Interconexión en
22,9 kV Polvasal -Sallique de 3x70 mm2 AAAC, dicho estudio se llevará a cabo
en dos zonas: En el Departamento de Cajamarca – Provincia de Jaén – Distrito
de Sallique y en el Departamento de Piura – Provincia de Huancabamba –
Distrito de Huarmaca.
Este proyecto generara un incremento socioeconómico tanto para la empresa
como para la zona de proyecto, esta mejora se verá reflejada a favor de los
habitantes con un aumento en opciones laborales.
Para este estudio haremos mención del proceso de instalación, ejecución y
cálculo del proyecto; así como también hablaremos de los cálculos y materiales
requeridos como: postes, conductores, accesorios, registros, transformadores,
etc. necesarios para la media tensión, explicando el procedimiento de montaje en
forma detallada.
El poder contar con un suministro de energía eléctrica en forma continua y
confiable, en un determinado lugar es hoy en día de suma importancia, no tan
solo permite el desarrollo pleno de la población en sí, sino también de las
personas que lo habitan.
El presente trabajo de investigación enfoca la problemática que afrontan las
localidades de Sallique y San Felipe y la respectiva solución que se ha dado
frente a este problema.
La interconexión al SEIN del SER Sallique que actualmente opera aislado
subsanara de esta manera las necesidades de los habitantes que por algunos
años se han venido abasteciendo de energía por medio de un motor el cual les
brinda actualmente 4 horas de energía eléctrica (7:00pm-11:00pm).
Las localidades de Sallique y San Felipe podrán aprovechar ya el fluido eléctrico
durante las 24 horas del día, teniendo como respaldo aún el motor que los viene
abasteciendo de energía en horas punta; permitiendo de esta manera obtener un
ahorro económico en los ciudadanos
11
1.1. REALIDAD PROBLEMÁTICA.
Las localidades de Sallique y San Felipe ubicadas en el Departamento de
Cajamarca – Provincia de Jaén – Distrito de Sallique tienen como actividad
económica el cultivo y la ganadería.
De acuerdo al crecimiento que viene teniendo dichas actividades sobre todo lo
que concierne al cultivo, los pobladores se ven con la necesidad de implementar
sus cosechas a través de motores para lograr una mejor producción.
Un suministro de energía eléctrica en forma ineficiente en estas localidades,
impide el pleno desarrollo tanto personal como económica de los pobladores;
pues estas localidades solo disponen de energía eléctrica durante las horas de
7:00pm hasta las 11:00pm de la noche, (EL SER SALLIQUE OPERA AISLADO)
de esta forma durante las demás horas del día, los pobladores son privados de
desarrollar actividades laborales, y poder desarrollar con más eficiencia su
actividades con las cuales se sustentan día a día así como el de estar
incomunicados (por falta de carga a celulares), y de diversos factores
importantes que hace de alguna manera que las personas existentes aquí se
sientan insatisfechas por este gran problema.
1.2. LIMITACIONES DE LA INVESTIGACION.
El siguiente proyecto se basa en el diseño en media tensión para lograr obtener
un suministro de energía eléctrica eficiente en el SER Sallique.
Dentro de las limitaciones se consideran algunos factores como las lluvias, que
afectan la zona y dificultan la realización del proyecto, sobre todo en la fase de
ejecución.
1.3. ANTECEDENTES.
Cartas, solicitudes por parte de las autoridades de SALLIQUE, SAN FELIPE al
MEM para la debida gestión del proyecto.
Lo que se ha propuesto realizar frente a este problema cualitativamente y
cuantitativamente va a generar mayores beneficios ya que son pocos los que se
obtienen en la actualidad.
12
El proyecto considera como planeamiento la interconexión al SEIN del SER
Sallique que actualmente opera aislado, mediante el reforzamiento de líneas
primarias del SER Huancabamba-Huarmaca existente desde Huarmaca a
Polvazal y la construcción de una línea de Interconexión en 22,9 kV Polvasal -
Sallique de 3x70 mm2 AAAC.
Se requiere reforzar las líneas del TRAMO I a 3ø - 22,9kV 3x35 mm² AAAC,
debido a que la demanda proyectada supera la capacidad de la línea existente.
Se requiere reforzar las líneas del TRAMO II a 3ø - 22,9kV 3-1x70 mm² AAAC,
para poder realizar la Interconexión del SER Huancabamba-Huarmaca al SER
Sallique.
En el presente proyecto se reubicará el Banco de Reguladores de Tensión
(BRT) instalado en la troncal San Miguel del Faique-Huancabamba cerca de la
localidad Juzgara en el distrito de Sondorillo, ya que se ha verificado que en esta
zona no se presentan problemas de regulación de tensión en los 20 años del
proyecto; por lo que será reubicado en una estructura antes de la llegada al
distrito de Huarmaca. Además del BRT se deberá desmontar y trasladar junto
con el BRT los siguientes materiales: Base del BRT, Pararrayos, Seccionadores
de puenteo (by-pass), y perfil de acero estructural.
TRAMO I
Reforzamiento de la LP Agupite-Congona 2ø - 22,9kV 2-1x35 mm² AAAC a
3ø - 22,9kV 3-1x35 mm² AAAC
Reforzamiento de la LP Congona-Cruz Chiquita 1ø–13,2kV 1x25 mm²
AAAC a 3ø - 22,9kV 3-1x35 mm² AAAC
TRAMO II
Reforzamiento de la LP Huarmaca-Lanche 2ø–22,9kV 2-1x25 mm² AAAC a
3ø - 22,9kV 3-1x70 mm² AAAC
Reforzamiento de la LP Lanche-Estribo Tacama 1ø–13,2kV 1x25 mm²
AAAC a 3ø - 22,9kV 3-1x70 mm² AAAC
Reforzamiento de la LP Estribo Tacama-Polvasal 1ø–13,2kV 1x35 mm²
AAAC a 3ø - 22,9kV 3-1x70 mm² AAAC.
13
1.4. OBJETIVOS.
1.4.1. OBJETIVO GENERAL.
Realizar el cálculo para el Reforzamiento de Líneas Primarias del SER
Huancabamba-Huarmaca existentes y Diseñar una Línea de Interconexión en
22,9 kV Polvasal–Sallique que favorecerá a las localidades de San Felipe y
Sallique, ofreciendo así nuevas oportunidades de desarrollo a la zona del
proyecto.
1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS.
Realizar el cálculo de los parámetros eléctricos y mecánicos de la línea
primaria, de acuerdo a lo establecido en las normas vigentes.
Diseñar el trazo de ruta y el perfil de la línea primaria.
Seleccionar los materiales y equipos electromecánicos que conformaran la
línea primaria.
Elaborar los planos de detalle.
1.5. JUSTIFICACION.
1.5.1. JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA.
Con el desarrollo de nuevas oportunidades laborales se obtendrá un beneficio
económico en los habitantes.
Con el suministro de energía eléctrica en forma continua los recursos
económicos se aprovecharan al máximo.
1.5.2 JUSTIFICACIÓN SOCIAL.
Las Localidades pertenecientes a Sallique podrán contar con un suministro de
energía eléctrica en forma continua y confiable que permitirá una mejor
socialización entre habitantes; logrando también realizar eventos de cualquier
ende ya en horario nocturno.
14
1.6. ALCANCES.
Un suministro de energía eléctrica en forma continua a los pobladores de las
localidades de Sallique y San Felipe es lo que brindará este proyecto y dará
solución al problema que ha venido acogiendo por más de cuatro años; pues
durante estos años se han venido abasteciendo de energía eléctrica mediante un
grupo generador que suministraba energía por pocas horas; e inclusive 2 años
sufrieron la ausencia de energía eléctrica, problema que ya hoy en día está en
proceso de solución.
1.7. IMPORTANCIA.
La presente tesis de investigación, nos permitirá conocer a detalle el Diseño y
Las Especificaciones técnicas requeridas para la ejecución de la Línea Primaria
22,9KV Trifásica, y así obtener un suministro de energía eléctrica en forma
continua y confiable.
La ventaja económica es un punto importante a tomar en cuenta ya que con un
mejor servicio eléctrico establecido, los procesos productivos (en los que
concierne a los cultivos) aumentan logrando de esta manera una mejor
producción.
Cabe resaltar que parte importante en este proyecto es la mejora laboral y
económica para los pobladores de las localidades de Sallique y San Felipe.
15
CAPITULO II
ASPECTOS GENERALES
16
2. ASPECTOS GENERALES.
2.1. ANTECEDENTES DEL PROYECTO.
La Ley Nº 28749, “Ley General de Electrificación Rural”, en su artículo 5to.,
determina que el Ministerio de Energía y Minas (MEM), a través de la Dirección
General de Electrificación Rural- DGER/MEM, es competente en materia de
electrificación rural, y tiene el compromiso de ampliar las fronteras eléctricas en
el ámbito nacional, permitiendo el acceso de esta fuente de energía a los centros
poblados del interior del país, como un medio para contribuir al desarrollo socio
económico, mitigar la pobreza, mejorar su calidad de vida y desincentivar la
migración del campo a la ciudad mediante la implementación de proyectos de
electrificación rural con tecnologías y programas de acción destinados a
identificar, evitar, prevenir, mitigar o compensar los impactos culturales, sociales
y ambientales que estos pudieran ocasionar.
Con el objetivo de satisfacer las necesidades de demanda eléctrica requerida por
la población de las localidades que se encuentran en el área de influencia del
proyecto, la Dirección General de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y
Minas, ha creído por conveniente elaborar el Expediente Técnico y la Ejecución
de la Obra: “SISTEMA ELÉCTRICO RURAL HUANCABAMBA – HUARMACA V
ETAPA, EN EL DEPARTAMENTO DE PIURA”.
La Licitación Pública N° LP-0026-2012-MEM/DGER se encuentra incluida con el
N° 109 en el Plan Anual de Contrataciones de la DGER para el Año 2012.
Con fecha 27 de diciembre del 2012, el Comité Especial convocó, a través del
Sistema Electrónico de Contrataciones del estado (SEACE), la LICITACIÓN
PÚBLICA Nº LP-0026-2012-MEM/DGER (Primera Convocatoria) para la
ejecución de la Obra: “SISTEMA ELÉCTRICO RURAL HUANCABAMBA-
HUARMACA V ETAPA, EN EL DEPARTAMENTO DE PIURA”.
El día 04 de junio del 2013 se llevó el acto de otorgamiento de Buena Pro, siendo
favorecido el CONSORCIO INCORP, el consentimiento de la Buena Pro fue
registrado en el SEACE el 17 junio del 2013.
17
Electronoroeste SA es la empresa de distribución eléctrica que tendrá a su cargo
la operación, mantenimiento y comercialización del Proyecto “SISTEMA
ELÉCTRICO RURAL HUANCABAMBA-HUARMACA V ETAPA, EN EL
DEPARTAMENTO DE PIURA”, y asimismo se hará cargo de las etapas
posteriores.
2.2. DIAGNOSTICO DE LA SITUACION ACTUAL.
2.2.1 UBICACIÓN DEL PROYECTO.
El SER Huancabamba-Huarmaca V Etapa se ubica en el departamento de Piura,
en la provincia de Huancabamba; entre las coordenadas UTM-WGS84 17 M: 688
000 E, 9 456 000 N; 660 000 E, 9 456 000 N; 644 000 E, 9 436 000 N; 640 000
E, 9 392 000 N; 640 000 E, 9 392 000 N; 640 000 E, 9 344 000 N; 688 000 E,
9 344 000 N; encontrándose dentro de los cuadrángulos: 10-E Río Canchis, 11-D
Morropón, 11-E Huancabamba, 12-D Olmos y 12-E Pomahuaca de las cartas del
Instituto Geográfico Nacional.
Limita con los siguientes linderos:
· NORTE: Distrito Sóndor, Provincia de Huancabamba.
· SUR: Distrito San Felipe Provincia Jaén.
· ESTE: Distrito Chontalí provincia de Jaén.
· OESTE: Distrito Huarmaca, Provincia Huancabamba.
2.2.2. VIAS DE ACCESO.
Las vías de acceso principales al área del proyecto son las siguientes:
a) VIA TERRESTRE:
Las vías de acceso principales al área del proyecto son las siguientes:
Carretera asfaltada Lima-Piura-Chulucanas-Canchaque
Carretera afirmada Canchaque-Huancabamba-Sondor-Sondorillo.
Carretera afirmada Canchaque-San Miguel de El Faique-Huarmaca.
Carretera asfaltada Chiclayo - Hualapampa -Huarmaca.
La capital Distrito Sallique está situado a 156 Km. de la provincia de Jaén y se
accede a través de una carretera afirmada Olmos - Corral Quemado, con una
longitud de 123 Km, luego se desvía de la trocha carrozable (Km 81 carretera
Olmos - Corral Quemado) hasta llegar a la capital del Distrito de 27 Km.
Cuenta con un centro poblado ubicado a 25.54 Km de la capital del distrito
siendo su único acceso un camino rural.18
b) VIA AEREA:
Se cuenta con vuelos Lima-Piura y Lima-Chiclayo.
2.2.3. CARACTERISTICAS CLIMATOLOGICAS Y GEOGRAFICAS.
Los distritos de la provincia de Huancabamba tienen un clima Templado en la
parte baja y frio en la parte alta.
Las condiciones climatológicas registradas por el SENAMHI (*), son los
siguientes:
Estaciones Meteorológicas Huancabamba CNE Mapa Seleccionado
Años de Registro 2005 al 2008 Zona A Eólico <3000 >3000
Temperatura máxima absoluta ( ºC ) 30 50(**) 45(**)
Temperatura mínima absoluta ( ºC ) 3,7 5 0
Temperatura media ( ºC ) 18 15 10
Velocidad máxima del viento ( km/hr ) 36(*) 70 94(*) 94 94
La altitud del área del proyecto varía entre 362 y 3 3405 m.s.n.m. (*)En el Anexo 04 del Volumen I Parte I Líneas y Redes Primarias se muestra la información del SENAMHI y mapa eólico.
(**) Se está considerando el efecto creep.
La información registrada por el SENAMHI corresponde a la estación mostrada
en el siguiente cuadro:
Nº Estación Dpto Provincia Distrito Longitud LatitudAltura(msnm)
19
1 Huancabamba/000239/DRE-01 Piura Huancabamba Huancabamba 79º 33' 1" W" 5º 15' 1" W" 1 950
2.2.4. EXTENSION.
Cuenta con una extensión territorial de 373.89 km2, que representa el 1.12% de
superficie con respecto al departamento de Cajamarca y el 6.96% de superficie
de la provincia de Jaén.
2.2.5. TEMPERATURA.
Su clima presenta temperaturas máximas de 22º C y temperaturas mínimas de
12º C, con una altitud de 1675 m.s.n.m. (fuente SENAMI). El suelo es
accidentado y ubicado en el pico ecológico de sierra central norte, presenta
regiones naturales como Yunga Fluvial desde los 1200 m.s.n.m. y Quechua por
encima de los 2300 m.s.n.m.
2.2.6. TOPOGRAFIA – ALTITUD DEL AREA DEL PROYECTO.
La topografía del terreno en el área del proyecto por lo general es de una
morfología irregular, con altitudes que van desde 362 a 3 405 m.s.n.m.
Sallique - Altitud de 1675 m.s.n.m.
2.2.7. ACTIVIDADES ECONOMICA Y SOCIAL.
Entre las actividades económicas principales que se desarrollan en la zona del
proyecto, se debe mencionar a la agricultura como una de las principales. Entre
otras actividades se hace una breve descripción:
AGRÍCOLA
La práctica de la agricultura está determinada por las características del terreno,
el acceso al agua de riego, factores climáticos, conocimientos técnicos de los
agricultores, calidad de semillas, disponibilidad de recursos financieros y por los
precios en el mercado que de alguna forma influyen en los niveles de producción
y productividad.
Los principales cultivos en los distritos del proyecto son:
El Café (principal producto de exportación), naranja, granadilla. Entre otros
frutales se tiene: mango, plátano, papaya, chirimoya, limón, guaba, guayaba,
20
palta, lima y maracuyá, destinados para mercado local, regional y para
autoconsumo.
La papa, este ocupa la mayor área instalada, sigue por orden de cantidad de
área el maíz amarillo, el trigo, el fríjol, el maíz seco, el olluco, la oca, la arveja, la
cebada, las habas, el ajo, yuca, kiwicha y frijol.
La caña de azúcar es un cultivo de mucha importancia, con dos centros de
procesamiento Tunal y Guayaquiles (Lalaquiz) en panela.
En la mayoría de productos el destino de la producción agrícola, es básicamente
para el consumo de la familia, y el pequeño excedente para la venta local y
regional.
PECUARIA
En la zona del proyecto predomina el ganado vacuno para la producción de
carne, leche y queso. El sistema de crianza de ganado es de manera extensiva
(sistema tradicional) dejándolos al libre pastoreo o semi-extensiva amarrado
dentro de la “inverna” o con rastrojos después de la cosecha. También se
dedican a la crianza de caprino, ovinos, porcinos y animales de transporte y de
trabajo (burros y mulas).
La crianza de animales menores como aves de corral (gallinas en mayor
cantidad, pavos y patos), es muy común entre las familias de la zona ya que no
requieren de espacios grandes ni de mucho alimento, utilizando para ello
residuos de cocina, de cosecha; además son de fácil transporte hacia el
mercado.
De la lana del ovino es aprovechada para confeccionar, jergas, ponchos y
alforjas para uso personal.
ACTIVIDAD MINERA
Esta actividad se desarrolla en el ámbito del proyecto, en baja escala y en forma
artesanal.
Hay depósitos corresponden a yacimientos de tipo diseminado (pórfidos) de gran
volumen, lo que en términos mineros son de filiación poli metálica, en los que se
reconoce hasta 40 tipos de metales siendo los principales el cobre, plata, zinc,
hierro y oro que son considerados como minerales principales y los denominados
minerales secundarios el molibdeno, bismuto, Estaño, Tungsteno y antimonio. 21
Hay varios yacimientos de minerales no metálicos como: calizas, yeso, arcilla,
entre otros.
ACTIVIDAD ARTESANAL O INDUSTRIAL
La actividad industrial en varios distritos está representada por la existencia de
pequeños productores de cañazo, panaderos, productores de queso y artesanos.
Dedicándose en menor medida a la producción de chancaca y café molido.
SERVICIOS A LA POBLACIÓN
Los servicios básicos, necesitan una serie de implementaciones en la parte de
infraestructura, el servicio de salud presenta problemas de cobertura frente a una
alta demanda de atenciones por la recurrencia de enfermedades, que tienden a
incrementarse de manera alarmante durante los eventos de “el Niño” y las
sequías. En la educación presentan un considerado índice analfabetismo.
EDUCACIÓN
Los factores que contribuyen al bajo nivel educativo son similares en toda la
zona del proyecto dando lugar a una tasa de analfabetismo significativa, entre los
principales factores se encuentra: la deficiente infraestructura y equipamiento,
falta de capacitación de docentes, dependencia de un centralismo administrativo,
familias con bajo nivel económico, deserción o ausentismo escolar, migración de
niños y jóvenes en época de sequía para trabajar en faenas agrícolas, lejanía de
algunos caseríos a los centros educativos, etc.
SALUD
Los servicios de salud se ofrecen a través de centros, postas médicas y algunos
pobladores acuden a agentes comunitarios de salud. Los problemas más
comunes a que está expuesta la población, son las enfermedades respiratorias,
infecciosas intestinales, enfermedades del aparato urinario, enfermedades
22
parasitarias, malaria, afecciones de la piel, que se encuentran vinculadas
directamente a cambios en el medio ambiente, saneamiento y calidad del agua.
SERVICIO BÁSICOS DE AGUA Y ALCANTARILLADO
En las localidades de la zona de estudio se registra déficit de cobertura de los
servicios de agua potable y desagüe. La mayoría caseríos de los distritos
involucrados disponen de sistemas de agua tipo gravedad sin tratamiento y pileta
pública; los centros poblados que carecen de este servicio se abastecen de agua
de las acequias, puquios y quebradas.
ATRACTIVOS TURÍSTICOS
La región presenta visitantes nacionales como también extranjeros. Los
atractivos turísticos que se encuentran dentro de la zona del proyecto son
diversos permitiendo el desarrollo de turismo histórico, costumbrista, ecológico,
de aventura y paisajístico. Sin embargo esta actividad se encuentra limitada
debido a la falta de personal capacitado para el desarrollo adecuado de la
actividad turística.
2.3. SITUACION ACTUAL.
Las pocas horas que cuenta con energía eléctrica las localidades de Sallique y
San Felipe hoy en día viene causando insatisfacción en los moradores, la
necesidad de contar con un servicio eléctrico seguro y confiable es el objetivo en
que apunta Sallique para poder desarrollarse y crecer como el DISTRITO que es.
Actualmente se vienen abasteciendo de energía eléctrica a través de un motor
durante cuatro años, el cual brinda cuatro horas de energía eléctrica, que son
insuficientes para el Distrito.
Las debidas gestiones han hecho que se dé solución a esta problemática, El
diseño de una línea trifásica y su interconexión con el SEIN, dará a este distrito
la oportunidad de ya con contar con un fluido eléctrico las 24 horas, teniendo de
esta manera un desarrollo permanente.
2.4. DEFINICION DEL PROBLEMA.
2.4.1. PROBLEMA.23
El descrito en los puntos anteriores se establece que el problema es Un suministro
de energía eléctrica ineficaz que ofrece el sistema aislado del SER Sallique,
los que nos lleva a preguntarnos ¿es técnica y económicamente viable una
posible interconexión del sistema eléctrico aislado al SEIN?
2.5. ANALISIS DE CAUSAS Y EFECTOS.
Las causas directas e indirectas del problema central, Un suministro de energía
eléctrica no confiable que ofrece el sistema aislado del SER Sallique se detallan
a continuación.
2.5.1. CAUSAS DIRECTAS:
La iniciativa por parte de los moradores de querer incrementar su producción
en lo que concierne a sus cosechas.
Pérdidas en la venta de energía a la empresa distribuidora.
2.5.2. EFECTOS DIRECTOS:
Falta de energía para abastecer a los habitantes.
Reclamos individuales y colectivos por parte de los usuarios.
Inadecuada cálida de vida a la población.
2.5.3. EFECTOS INDIRECTOS:
Inadecuada calidad de servicio eléctrico a la población.
2.6. FORMULACION DE OBJETIVOS.
El objetivo central del proyecto es brindar un servicio de energía eléctrica en
forma continua y confiable en el área de proyecto ofreciendo así nuevas
oportunidades de desarrollo al sector productivo y residencial.
“Demostrando la viabilidad técnica y económica de la interconexión del SER
Sallique al SEIN, mediante el diseño de una línea primaria trifásica 22.9KV”.
2.7. ANALISIS DE MEDIOS.
Al evaluar la zona de proyecto en estudio se ha determinado que para solucionar
los problemas mencionados como lograr un desarrollo socioeconómico, es
24
importante poder dotar de un suministro de energía en forma continua, estable y
confiable a las necesidades de los moradores.
Este objetivo se puede lograr mediante el planeamiento que sean eficaz y
factible.
PLANEAMIENTO 1:
Interconexión del SER Huancabamba – Huarmaca mediante el
REFORZAMIETO de Líneas existentes.
Interconexión del SER Sallique al SEIN.
2.8. ANALISIS DE FINES.
El fin último de este proyecto, Desarrollo socioeconómico a través de un
suministro de energía eléctrica confiable.
FIN DIRECTO
Mejora en la calidad del servicio eléctrico en la zona del proyecto.
Incremento en la actividad productiva de los habitantes.
FIN INDIRECTO
Población satisfecha por la disponibilidad de energía para futuros proyectos.
Evaluar las nuevas oportunidades de desarrollo en las localidades de Sallique
y San Felipe.
Determinar los efectos económicos y sociales con el nuevo suministro de
energía eléctrica.
Supervisar el crecimiento intelectual y tecnológico en la zona de proyecto, y
sus respectivos beneficios.
25
CAPITULO III
MARCO TEORICO
26
3. MARCO TEORICO.
3.4. ALCANCES DEL PROYECTO.
El proyecto comprende el Reforzamiento y diseño de Líneas y Redes
Primarias Trifásicas en 22,9 kV– MRT.
3.5. MODALIDAD DE EJECUCION.
La modalidad será Llave en Mano y a Precios Unitarios.
3.6. ENTIDAD QUE LICITA LOS SUMINISTROS Y LAS OBRAS CIVILES Y
MONTAJE. Dirección General de Electrificación Rural – Ministerio de Energía y Minas
DGER/MEM.
3.7. ENTIDAD QUE ADMINISTRA EL CONTRATO DE OBRAS.
Dirección General de Electrificación Rural – Ministerio de Energía y Minas
DGER/MEM.
3.8. DESCRIPCION DEL PROYECTO.
El proyecto comprende Líneas Primarias y Redes Primarias aéreas
Monofásicas y Trifásicas, así como Redes Secundarias monofásicas con
conductores auto soportados.
3.8.1. NORMAS APLICABLES.
El estudio de ingeniería definitiva y labores de campo se ha desarrollado, en
conformidad a las prescripciones de las Normas Técnicas de la Dirección
General de Electricidad para Electrificación Rural y el Código Nacional de
Electricidad Suministro 2011 y normas Internacionales:
RD 016-2003-EM: Especificaciones Técnicas de Montaje de Líneas y Redes
Primarias para Electrificación Rural.
RD 017-2003-EM: Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales.
RD 018-2003-EM: Bases para el Diseño de Línea y Redes Primarias para
27
Electrificación Rural.
RD 020-2003-EM: Especificaciones Técnicas de Montaje de Redes
Secundarias con Conductor Autoportante para Electrificación Rural.
RD 023-2003-EM: Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados para
Líneas y redes Secundarias para Electrificación Rural.
RD 024-2003-EM: Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados de
Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural.
RD 025-2003-EM: Especificaciones Técnicas para el Suministro de Materiales
y Equipos de Redes Secundarias para Electrificación Rural.
RD 026-2003-EM: Especificaciones Técnicas para el Suministro de Materiales
y Equipos de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural.
RD 030-2003-EM: Especificaciones Técnicas para levantamientos
Topográficos para Electrificación Rural.
RD 031-2003-EM: Bases para el Diseño de Líneas y redes Secundarias con
Conductor Autoportante para Electrificación Rural.
Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento.
Guía de Estudios de Impacto Ambiental para las Actividades Eléctricas.
3.8.2. SELECCIÓN DE RUTA.
El planteamiento y selección de la ruta de las líneas y redes primarias se basó en
el análisis de los siguientes criterios y normas de seguridad, enumerados en
orden de importancia:
Evitar el paso por zonas con vestigios arqueológicos.
Evitar el paso por zonas protegidas por el estado (Decreto Supremo N° 010-
90-AG).
Evitar el paso por terrenos inundables, suelos hidromórficos, cauces naturales
provocados por lluvias, terrenos con pendiente pronunciada en los que sean
frecuentes las caídas de piedras y/o árboles y geológicamente inestables.
Minimizar la afectación de terrenos de propiedad privada.
Desarrollo del trazo de la ruta cercana a las carreteras, aprovechando
accesos existentes como trochas comunales; y respetando los derechos de
vía en las carreteras. Esto permitirá la reducción de los impactos al área de
influencia del proyecto, que implica crear menos accesos para el transporte,
28
construcción, operación y mantenimiento de la obra.
Minimizar los fuertes ángulos de desvío, lo cual implica optimizar los
suministros de materiales.
3.8.3. CARACTERISTICAS ELECTRICAS DEL SISTEMA.
La línea primaria proyectada será sistema Trifásicas 3Ø y Monofásica en 13,2 kV
MRT hacia las localidades del proyecto respectivamente.
Para efectos del diseño eléctrico, las líneas primarias se han considerado con las
siguientes características eléctricas del sistema:
Tensión nominal del Sistema : 22,9 kV 3Ø /13,2 kV 1Ø MRT
Tensión máxima : 25 kV
Frecuencia nominal : 60 Hz
Factor de Potencia : 0,9 (atraso)
Conexión del sistema : neutro aterrado en la S.E
Potencia de cortocircuito mínima : 250 MVA.
Nivel isoceraunico : 30
Altitud : Entre los 362 a 3 405 m.s.n.m.
Los cálculos eléctricos se han realizado con los valores que presentará el
sistema en su etapa final, asegurándose así que la línea primaria cumplirá
durante todo el período de estudio los requerimientos técnicos establecidos por
las normas vigentes.
29
3.9. PARTE ELECTRICA
3.9.1. MAXIMA DEMANDA.
La demanda máxima representa para un instante dado, la máxima coincidencia
de cargas eléctricas operando al mismo tiempo. La demanda máxima
corresponde a un valor instantáneo en el tiempo. Por ejemplo, si encienden en
una planta todas su maquinas casi al mismo tiempo, el pico de corriente de
arranque será muy grande, pudiéndose hacer de forma escalonada y reducir
costos en el pago del recibo eléctrico. Los medidores de energía almacenan
únicamente, la lectura correspondiente al máximo valor registrado de demanda,
en cualquier intervalo de 15 minutos de cualquier día del ciclo de lectura. Los
picos por demanda máxima se pueden controlar evitando el arranque y la
operación simultánea de cargas eléctricas.
M .D=¿ L∗f . s∗c .e
Donde:
#L: Número de lotes.
f.s: Factor de simultaneidad.
c.e: Calificación eléctrica.
FACTOR DE SIMULTANEIDAD.
Se define el factor de simultaneidad como la relación de la máxima demanda de
un conjunto de instalaciones o aparatos, y la suma de las de demandas máximas
individuales durante cierto periodo. Para el diseño de las redes secundarias este
periodo es de un día.
CALIFICACION ELECTRICA.
La calificación eléctrica se obtiene de la relación entre la máxima demanda de
potencia y el número de abonados domésticos, determinándose una calificación
eléctrica de 400 W/Lote para ambos tipos de localidades del proyecto, tipo I y II,
valor que está acorde con lo indicado en la Norma DGE – RD-031-2003-EM para
localidades rurales.
Cargas de Uso General: Las cuales pueden ser colegios, escuelas, Pronoei,
centros de salud, postas médicas, locales comunales, oficinas comunales,
capillas e iglesias, las cuales se resumen en el cuadro siguiente:
30
Cuadro Nº: 1 Calificación Eléctrica para Cargas de Uso General
CargaCalificación Eléctrica (W)Loc. Tipo I Loc. Tipo II
Colegio Secundario 1 000 600Escuela Primaria 600 400
Inicial 300 200Posta Médica 1 100 800
Iglesia 500 400Capilla 500 400
Municipalidad 900 -Local Comunal 600 500
Para el alumbrado público se ha considerado el uso de lámpara de vapor de
sodio de 50 W, adicionalmente, se ha considerado las pérdidas en los equipos
auxiliares de 10,0 W, por lo tanto la potencia asignada a cada punto de
iluminación es de 0,06 kW.
Calificación Eléctrica para Proyectos de Subsistemas de Distribución Secundaria de acuerdo a la R.D. N° 015-2004-EM/DGE
Tipo de habilitación
Sector de
Distribución Típico 1
W
Sector de
Distribución Típico 2
W
Sector de
Distribución Típico 3
W
Sector de
Distribución Típico 4
W
Sector de
Distribución Típico 5
W
a) Habilitaciones de baja densidad poblacional, tipo 1 (Zonas R1-S y R1)
1 500 + 3 W/m
2
hasta un máximo de 10 kW (suministro
trifásico)
800 +1 W/m
2
hasta un máximo de 5 kW (suministro
trifásico)
b) Habilitaciones de baja densidad poblacional, tipo 2 (Zona R2)
1 500 800
c) Habilitaciones de media densidad poblacional, tipo 3 (Zona R3)
1 300 700 500
d) Habilitaciones de media densidad poblacional, tipo 4 (Zona R4)
900(suministro monof
ásico)
900(suministro monofásico)
700 (suministro
monofásico)
e) Habilitaciones de alta densidad poblacional, para viviendas multifamiliares
11 W/m2
del área techada total, con un mínimo de 900 W
11 W/m2
del área techada total, con un mínimo de 700 W
f) Habilitaciones para vivienda taller (Zona I1-R) 1 000 1 000 1 000
31
g) Habilitaciones para vivienda en vías de regularización (parcial o totalmente edificadas), calificados como Centros Poblados, incluyendo agrupaciones de vivienda en zonas rurales
700
300 (*)
(suministro monofásico)
300200 (*)
(suministro monofásico)
250200 (*)
(suministro
monofásico)
250200 (*)
(suministro
monofásico)
200 (suminist
ro monofási
co)
h) Habilitaciones para vivienda en vías de regularización (parcial o totalmente edificadas), calificados como Asentamientos Humanos Marginales o Pueblos Jóvenes
700(suministro monofásico)
400(suministro monofásico)
300 (suminist
ro monofás
ico)
300(suminist
ro monofási
co)
250 (suminist
ro monofási
co)
i) Habilitaciones pre-Urbanas, tipos pecuarios o huertas (Zona P-U)
2 000 1 500 1 500 1 000 1 000
j) Lotizaciones para la industria elemental y complementaria de apoyo a la industria de mayor escala (Zona I1)
4 000 1 100
3.9.2. RESISTENCIA ELECTRICA.
Resistencia eléctrica es la propiedad que tienen los cuerpos de oponerse en
cierto grado al paso de la corriente eléctrica. En función del valor de esta
propiedad, los materiales se clasifican en conductores, semiconductores y
aislantes.
Conductores: Son los elementos que presentan una oposición muy pequeña al
paso de los electrones a través de ellos; es decir, presentan una resistencia
eléctrica muy baja. Como ejemplo de buenos conductores eléctricos podemos
nombrar a los metales.
Semiconductores: Son un grupo de elementos, o compuestos, que tienen la
particularidad de que bajo ciertas condiciones, se comportan como conductores.
32
Cuando estas condiciones no se dan, se comportan como aislantes. Como
ejemplo podemos nombrar al germanio, al silicio.
Aislantes: Son los materiales o elementos que no permiten el paso de los
electrones a través de ellos. Como ejemplo podemos nombrar a los plásticos.
3.9.3. REACTANCIA INDUCTIVA.
Las bobinas o inductancias generan un campo magnético cuando las atraviesa
una corriente de determinada frecuencia y este campo magnético a su vez genera
una contracorriente en el bobinado que a determinadas frecuencias puede ser tan
alta que impida el paso de la corriente inicial como si fuera una verdadera
resistencia. A esta resistencia inducida se la llama REACTANCIA. Su valor se
mide en Ohms y depende de dos valores principales la frecuencia.
La reactancia inductiva (xl) es la capacidad que tiene un inductor para reducir la
corriente en un circuito e corriente alterna.
La reactancia inductiva para sistema trifásico equilibrado es:
X L=377¿ Ohm/Km
Donde:
DMG 3∅ : Distancia Media Geométrica (depende de la separación de los
conductores).
DMG 3∅= 3√(D1∗D2∗L¿)¿D1, D2, L: Son las distancias de separación de los conductores para un sistema
trifásico.
r : Radio medio geométrico, depende de la sección del conductor, cuya
expresión matemática es:
ℜ=¿
3.9.4. CAIDA DE TENSION.
Llamamos caída de tensión de un conductor a la diferencia de potencial que
existe entre los extremos del mismo. Este valor se mide en voltios y representa el
gasto de fuerza que implica el paso de la corriente por ese conductor.
33
Para el cálculo de caída de tensión un margen el cual no podemos sobrepasar es
por eso que nos regimos según el código nacional de electrificación – suministro
2011 (RM-214-2011 – MEM-DM) SECCION I -017.D. TOLERANCIA DE LA
VARIACION DE LA TENSION EN EL PUNT DE ENTREGA E ENERGIA, el cual
indica:
Las tolerancias admitidas sobre las tensiones nominales de los puntos de entrega
en todas las etapas y en todos los niveles de tensión de acuerdo a la Norma
Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos rurales, es de +/- 6%.
PARA REDES AÉREAS
Para sistemas trifásicos:
∆V %=PL ¿¿
Z=R50° C cos∅+XLsin∅
Donde:
V L: Tensión entre fases (KV).
L: Longitud del tramo de la línea (Km).
P: Potencia Aparente en (KVA).
Ø: Angulo de desfasaje.
cosØ : Factor de potencia (0.90).
XL: Reactancia inductiva trifásico Ω/Km.
R60 °C : Resistencia el conductor.Ω/Km.
3.9.5. EFECTO JOULE.
Se conoce como efecto Joule al fenómeno irreversible por el cual si en un
conductor circula corriente eléctrica, parte de la energía cinética de los electrones
se transforma en calor debido al choque que sufren con los átomos del material
conductor por el que circulan, elevando la temperatura del mismo.
Estas pérdidas afectan en la potencia de la línea primaria, es por esta razón el
cálculo respectivo para minimizar las pérdidas de potencia por distribución.
3.9.6. PERDIDAS DE POTENCIA.
Es producida principalmente por la resistencia de los conductores de las líneas de
transporte, al paso de la corriente eléctrica. Las pérdidas de potencia eléctrica se
pueden minimizar al seleccionar un adecuado calibre de conductor para el
transporte de energía eléctrica.
34
Para sistemas trifásicos las pérdidas de distribución por efecto joule se calcula
mediante la siguiente formula.
PJ=P2 ( r1 )L
1000V L2 (cos∅ 2)
, en KW
Donde:
P: Demanda de potencia, en KW
R1: Resistencia del conductor a la temperatura de operación, en Ω/Km.
L: Longitud del circuito o tramo del circuito, en Km.
VL: Tensión entre fase, en KV.
Ø: Angulo de factor de potencia.
3.9.7. DETERMINACION DEL NIVEL DE AISLAMIENTO DE LAS LINEAS PRIMARIAS.
Una elección óptima de los aislamientos y de los dispositivos de protección
contra sobretensiones requieren un conocimiento riguroso de:
o El origen y la distribución estadística de las sobretensiones que se pueden
originar.
o La caracterización de los distintos tipos de aislamiento.
o Los dispositivos de protección que es posible seleccionar o instalar.
o El costo de las distintas opciones o estrategias.
3.9.8. SISTEMA DE PROTECCION.
Los objetivos generales de un sistema de protección se resumen así:
• Proteger efectivamente a las personas y los equipos.
• Reducir la influencia de las fallas sobre las líneas y los equipos.
•Cubrir de manera ininterrumpida el Sistema de Potencia (SP), estableciendo
vigilancia el 100% del tiempo.
• Detectar condiciones de falla monitoreando continuamente las variables del SP
(I, V, P, f, Z).
La figura muestra el proceso que sigue la señal de falla desde que es detectada
por los transformadores de medida hasta que se produce el aislamiento de la falla
y los equipos que intervienen.
35
o FUNCIÓN PRINCIPAL.
La función principal de un sistema de protección es fundamentalmente la de
causar la pronta remoción de servicio cuando algún elemento del sistema de
potencia sufre un cortocircuito, o cuando opera de manera anormal. Existe
además una función secundaria la cual consiste en proveer indicación de la
localización y tipo de falla.
o TIPOS DE FALLAS.
Se define el término falla como cualquier cambio no planeado en las variables de
operación de un sistema de potencia, también es llamada perturbación y es
causada por:
Falla en el sistema de potencia (Cortocircuito), Falla extraña al sistema de
potencia (En equipo de protección), Falla de la red (Sobrecarga, fluctuación de
carga, rayos, contaminación, sabotajes, daños).
Las tasas de fallas en sistemas de baja tensión son mayores que las que se
presentan en sistemas de alta tensión por la cantidad de elementos y equipos
involucrados.
Fallas tipo derivación: Flameos
El 72% de las fallas son monofásicas.
El 22% de las fallas involucran dos fases.
El 6% de las fallas son trifásicas.
Falla tipo serie: Fase abierta. [Polo abierto de interruptor, rotura del conductor de
fase].
o CONSECUENCIAS DE LAS FALLAS.
36
Al cambiar las condiciones de operación de un sistema eléctrico se presentan
consecuencias no deseadas que alteran el equilibrio esperado, ellas son:
• Las corrientes de cortocircuito causan sobrecalentamiento y la quema de
conductores y equipos asociados, aumento en las flechas de conductores
(Efectos térmicos), movimientos en conductores, cadenas de aisladores y equipos
(Efectos dinámicos).
• Fluctuaciones severas de voltaje.
• Desbalanceo que ocasionan operación indebida de equipos.
• Fluctuaciones de Potencia.
• Inestabilidad del sistema de potencia.
•Prolongados cortes de energía que causan desde simples incomodidades hasta
grandes pérdidas económicas a los usuarios, dependiendo de si este es
residencial, comercial o industrial.
• Daños graves a equipos y personas.
• Aparición de tensiones peligrosas en diferentes puntos del sistema.
o CAUSAS DE LAS FALLAS.
1. Sobrevoltajes debido a las descargas atmosféricas.
2. Sobrevoltajes debido al suicheo y a la ferrorresonancia.
3. Rompimiento de conductores, aisladores y estructuras de soporte debido a
vientos, sismos, hielo, árboles, automóviles, equipos de excavación, vandalismo,
etc.
4. Daño de aislamientos causado por roedores, aves, serpientes, etc.
5. Incendio.
6. Fallas de equipos y errores de cableado.
3.10. PARTE MECANICA
3.10.1. ESTRUCTURAS.
POSTES DE MADERA
37
Los postes de madera son los más económicos de fabricación y montaje;
constituyen el soporte o apoyo más generalizado para las conducciones eléctricas.
Los esfuerzos comprenden:
El esfuerzo nominal, que es el esfuerzo disponible aplicado a 30cm en la
punta, con un coeficiente de seguridad de 3.
El esfuerzo de deformación permanente, que es el esfuerzo limite que no
debe sobrepasar sin riesgo de flecha permanente el poste independiente de
toda noción de seguridad.
La designación de los postes de madera será la siguiente:
Un número que indique la altura total del poste.
Una segunda especificación que corresponda a la carga de
rotura a una flexión aplicada a 30cm de la punta. (clase).
Una tercera especificación que corresponde al esfuerzo máximo de flexión
(Grupo).
EMPOTRAMIENTO
En terrenos normales, salvo condiciones especiales del terreno, el
empotramiento He será el siguiente:
H e=0,10 H+0,60 (m)
EJEMPLO:
El poste 10 – clase 6 – Grupo D, será un poste de 10m de longitud, con una
carga de rotura de 680 Kg y un esfuerzo máximo de flexión entre 500 a 600
Kg/cm2.
PROPIEDADES
Resistencia mecánica en relación a su masa.
Flexibilidad y resistencia a golpes.
Facilidad de uso.
Propiedades de aislamiento térmico y eléctrico.
Facilidad de transporte y económico.
PROPIEDADES FISICO MECANICAS
Las propiedades físicas son variables dependen de:
38
La velocidad de crecimiento, edad, humedad de la madera, procedencia
del árbol y silvicultura aplicada.
Dureza:
Los árboles de crecimiento rápido son blandas, y duras las de crecimiento
lento.
Humedad:
La madera es higroscópica; absorbe y desprende humedad según el medio
ambiente.
Contracción e hinchamiento:
Cuando la madera pierde humedad se contrae y se hincha al absorber la
humedad.
NORMAS
POSTENOMBRE
BOTANICO CARACTERÍSTICA NORMA
Eucalipto Eucalyptus globulus
Es una especie exótica, adaptada y cultivada en la
Región Sierra del Perú a través de programas de reforestación
para fines sociales
NTP - 251.022
NTP - 251.024
3.10.2. RETENIDAS.
39
La retenida es un elemento mecánico que sirve para contrarrestar las
tensiones mecánicas de los conductores en las estructuras y así eliminar los
esfuerzos de flexión en el poste.
Las retenidas se instalan en sentido opuesto a la resultante de la tensión
de los conductores por retener. Generalmente se deben de anclar en el piso
con un ángulo de 45°; para colocarlas en ángulos diferentes se deben
analizar los esfuerzos mecánicos.
Las anclas para retenidas no deben estar colocadas en:
Paso obligado de peatones, vehículos y animales.
Cauce de agua que pueda aflojar el terreno o deslavarlo.
Propiedades particulares.
La selección de los componentes de la retenida está en función del tipo de
estructura, del tipo de conductor, de la zona: tomando en cuenta el hielo, la
velocidad regional del viento así como las condiciones de ambiente con
contaminación.
Se cavará un hoyo para la colocación de las retenidas rellenadas de tierra y
piedra grande.
3.10.3. ROTULADO DE POSTES.
Deben portar las indicaciones mínimas siguientes:
a. Nombre o marca del proveedor.
b. Nombre del comprador (XYZ) opcionalmente
c. Método de tratamiento designado por su letra de referencia.
d. Año de tratamiento.
40
e. Altura del poste en m.
f. Clase y grupo del poste.
Las indicaciones serán grabadas en la madera, o inscritas en relieve sobre una
placa metálica que se encuentra a 3m de la base del poste. Estas placas que
serán cuadradas de 50 mm de lado, deberán ser de metal resistente a la
corrosión y espesor adecuado, las cuales serán embutidas en rebajos del mismo
lado. Fig. 1
Las placas serán fijadas por los puntos extremos del eje horizontal central con 2
agujeros de 3mm de diámetro.
3.10.4. CRUCETAS DE MADERA.
a. CARACTERISTICAS GENERALES.
Las crucetas deberán ser de madera apropiada para esta finalidad, con los
Requisitos preinscritos para los postes de madera. Cuando van a ser tratados
deberán cepillarse, ranurarse y perforarse antes del tratamiento, de acuerdo a los
términos del pedido.
Las crucetas deberán fijarse rígidamente al poste por medio de pernos pasantes o
bridas de hierro ajustadas con tuercas.
b. DESIGNACION.
Serán designadas por las dimensiones de su sección transversal en mm (pulg),
longitud nominal en metros, y la carga de trabajo, Rx en Kg.
EJEMPLO:
41
76.2 (3) x 76.2 (3) x 2.20/200
Nota: Distancia A y B serán indicadas por el cliente.
Letras del rotulo de 15 mm de altura mínima.
Letras de la placa de 6mm de altura mínima
42
3.10.5. CONDUCTORES DE ELECTRICIDAD (AAAC).
Un conductor eléctrico es aquel material que en el momento en el cual se pone en
contacto con un cuerpo cargado eléctricamente, transmita la electricidad a todos
los puntos de su superficie. Son elementos que contienen electrones libres en su
interior por lo que facilita el desplazamiento de las cargas en el material.
Las principales aplicaciones de un conductor eléctrico son el transporte de
energía eléctrica (cables de red eléctrica domiciliaria, de alta tensión, aparatos
eléctricos, etc.).
Cuando se requiere transportar la electricidad con el mínimo de perdidas, se
utilizan metales que, además de ser buenos conductores, sean razonablemente
económicos (no como la plata o el oro). Entonces, los primeros candidatos son el
cobre (Cu) y el aluminio (Al).
En el diseño de la línea primaria se tendrá en cuenta los siguientes tipos de
conductor:
A. CONDUCTORES DE ALEACION DE ALUMINIO (AAAC).
Para nuestro diseño utilizaremos conductores de aluminio de AAAC, el cable de
Aleación de Aluminio es un conductor cableado concéntrico que se compone de
una o varias capas de alambre de aleación de aluminio. El conductor de Aleación
de Aluminio fue desarrollado para atender a las necesidades de un conductor
económico para aplicaciones en circuitos aéreos que requieren una alta
resistencia mecánica y mayor resistencia a la corrosión.
B. CONDUCTORES DE ALEACION DE ALUMINIO (AAAC).
Aplicación general cable de energía. En redes de distribución de baja tensión,
instalación industriales, en edificios y estaciones de maniobra.
Son conductores de cobre electrolítico recocido, que pueden ser solidos o
trenzados entre sí.
Buenas propiedades eléctricas y mecánicas. La cubierta de PVC le otorga una
adecuada resistencia a los ácidos grasos, aceites y a la abrasión. Facilita
empalmes, derivaciones y terminaciones.
Los conductores mediante la instalación estarán sometidos a esfuerzos es por
eso la consideración de los siguientes parámetros:
43
Dichos cálculos permiten determinar los esfuerzos máximos y mínimos en la
hipótesis correspondientes, lo primero para determinar la robustez de las
estructuras y los segundos para la flecha máxima; además los distanciamientos
entre fase – fase.
a. HIPOTESIS I: ESFUERZO MAXIMO.
Temperatura mínima : 5°C
Velocidad del viento : 70 Km/hr
Coeficiente de Seguridad : 3.0
b. HIPOTESIS II: ESFUERZO NORMALES.
Temperatura mínima : 30°C
Sin viento
T.C.D : 18%
c. HIPOTESIS III: FLECHA MAXIMA.
Temperatura sin viento. : 50°C
NombreMateria
lSección
mm2Diámetro
mmCoef.Dilatacion
1/°C
Masa Unitaria
Kg/m
Tiro de rotura
KN
Mod.de Elasticidad Inicial KN/mm2
Mod.de Elasticidad
Final KN/mm3
N° de hilos
70 mm2 AAAC 70 10.7 0,000023 0,192 20.95 51,382 60,82 7
3.10.6. ESFUERZO DE LOS CONDUCTORES.
Para el cálculo mecánico de los conductores se tendrá en cuenta las
especificaciones técnicas de los conductores y la siguiente
σ 1=Tiro
Coef . Seg∗SeccKg /mm2
Donde:
Coef . seg: 3 (para conductores).
Secc: Sección del conductor.
3.10.7. SEPARACION HORIZONTAL DE LOS CONDUCTORES.
44
Los conductores al transmitir corriente, genera un campo eléctrico cargado
eléctricamente al medio que lo rodea a esto se le conoce como efecto corona. Es
por eso la importancia de obtener una adecuada separación de los conductores,
ya que esto generaría cortos circuitos en la línea.
Para obtener una adecuada separación horizontal mínima de los conductores a
mitad de vano se obtiene de:
S=(0,0076∗V MAX∗Fh)+0,65√ f
Donde:
U: Tensión nominal entre fases, KV
Fc: Factor de corrección por altitud.
f : Flecha del conductor a la temperatura máxima prevista, m.
3.10.8. CATENARIA – CABLE A DESNIVEL.
Una línea es una serie de tramos y el tramo es una serie de estructuras en
alineamiento entre dos anclajes.
Las cadenas de aisladores de suspensión no pueden absorberlas diferencias de
tracción, debido a:
Vanos diferentes.
Desniveles.
Diferentes temperaturas.
Otras condiciones climáticas.
Para el cálculo de la catenaria tenemos la siguiente formula:
f=¿ Wr x L2
8 Aσ
DONDE:
WR Peso resultante del conductor : Kg/m.
L Vano (más desfavorable) : m.
A Sección de conductor : mm2.
σ Esfuerzo en la hipótesis considerada : Kg/mm2
3.10.9. VANO BASICO.
45
El vano básico es el promedio de todos los vanos que encontramos en toda la
distribución de las estructuras. En la distribución de las estructuras nos damos
cuenta que no es uniforme el terreno debido al lugar geográfico de la zona de
proyecto, este inconveniente genera que los vanos sean diferentes esto implica
que los esfuerzos también lo sean. Para solucionar el inconveniente de los
diferentes vanos hayamos un vano que permite la regulación de estas tracciones,
por lo cual utilizaremos una formula cuyo resultado nos indica dicho vano de
regulación.
ar=√ √∑a3 ∗cos ᴪ x
∑a
cosᴪ
3.10.10. AMORTUGUADORES.
El viento da lugar a diversos fenómenos de tipo oscilatorio en las líneas aéreas
eléctricas. De estos, el más conocido es la llamada vibración eólica, por ser el
más extendido (afecta en mayor o menor medida a todas las líneas), y por qué,
siendo de frecuencia relativamente elevada, sin las debidas protecciones da lugar
a problemas de frotamientos – fatiga, incluso roturas, en los propios cables y en
los herrajes y apoyos.
La vibración eólica se produce por excitación resonante del cable por el viento y
por lo tanto su amplitud va a ser aquella que produzca el equilibrio entre la
energía introducida por el viento y la disipada por el conductor, y que esta será
controlada por el amortiguador.
Lo amortiguadores recomendados son los amortiguadores stockbridge, para su
selección se tendrá en cuenta el cálculo de la longitud mínima para el uso de
amortiguador.
3.10.11. DISTANCIA DE SEGURIDAD.
46
La distancia de seguridad permite salvaguardar a las personas y a las
propiedades durante la construcción y mantenimiento de redes eléctricas,
cuidando de no afectar a las personas públicas y privadas, ni a medio ambiente,
ni el patrimonio cultura de la nación.
La distancia de seguridad se aplica a toda nueva instalación, ampliaciones o
modificaciones de instalaciones eléctricas (Generación, transmisión y
distribución).
La distancia de seguridad que tendremos en cuenta para la elaboración de
nuestro diseño es el siguiente.
3.10.12. DISTANCIAS MINIMAS DE SEGURIDAD
1. DISTANCIA MINIMA ENTRE CONDUCTORES DE UN MISMO CIRCUITO EN
DISPOSICION HORIZONTAL Y VERTICAL EN LOA APOYOS:
Horizontal = 0,70m
Vertical = 1,00m
Estas disposiciones son válidas tanto para la separación entre 2 conductores de
fase como entre un conductor de fase y el neutro.
2. DISTANCIA MINIMA ENTRE LOS CONDUCTORES Y SUS ACCESORIOS BAJO
TENSION Y ELEMENTOS PUESTOS A TIERRA.
D = 0,25 m
Esta distancia no es aplicable a conductor neutro.
3. DISTANCIA HORIZONTAL MINIMA ENTRE CONDUCTORES DE UN MISMO
CIRCUITO A MITAD DE VANO.
D = 0,0076(U) (FC) + 0,65 √ fDonde:
U = Tensión nominal entre fases, Kv
Fc = Factor de corrección por altitud.
f = Flecha del conductor a la temperatura máxima prevista, m.
Notas:
47
Cuando se trate de conductores de flechas diferentes, sea por tener distintas
secciones o haberse partido de esfuerzos EDS diferentes, se tomara la mayor de
las flechas para la determinación de la distancia horizontal mínima.
Además de las distancias en estado de reposo, se deberá verificar, también,
que bajo una diferencia del 40% entre las presiones dinámicas de viento sobre los
conductores más cercanos, la distancia D no sea menor que 0,20 m.
4. DISTANCIA VERTICAL MINIMA ENTRE CONDUCTORES DE UN MISMO
CIRCUITO A MITAD DE VANO:
Para vanos hasta 100 m : 0,70m
Para vanos hasta 101 y 350 m : 1,00m
Para vanos hasta 350 y 600 m : 1,20m
Para vanos mayores a 600 m :2,00m
En estructuras con disposición triangular de conductores, donde dos de estos
estén ubicados en un plano horizontal, solo se tomara en cuenta la separación
horizontal de conductores si es que el conductor superior central se encuentra a
una distancia vertical de 1,00 m o 1,20 m (según la longitud de los vanos)
respecto a los 2 conductores.
En líneas con conductor neutro, deberá verificarse, adicionalmente, la distancia
vertical entre el conductor de fase y el neutro para la condición sin viento y
máxima temperatura en el conductor de fase, y temperatura EDS es el conductor
neutro. En esta situación la distancia vertical entre estos dos conductores no
deberá ser inferior a 0,50 m. Esta verificación deberá efectuarse, también,
cuando exista una transición de disposición horizontal a disposición vertical de
conductores con presencia de conductor neutro.
5. DISTANCIA HORIZONTAL MINIMA ENTRE CONDUCTORES DE DIFERENTES
CIRCITOS.
Se aplicara la misma fórmula consignada en 3.
Para la verificación de la distancia de seguridad entre dos conductores de distinto
circuito debido a una diferencia de 40% de las presiones dinámicas de viento,
deberá aplicarse las siguientes fórmulas.
D = 0,00746 (U) (FC), pero no menor que 0,20m
48
Donde:
U = Tensión nominal entre fases del circuito de mayor tensión, en KV.
FC = Factor de corrección por altitud.
6. DISTANCIA VERTICAL MINIMA ENTRE CONDUCTORES DE DIFERENTES
CIRCUITOS.
Esta distancia se determinara mediante la siguiente formula:
D = 1,20 + 0,0102 (FC) (KV1 +KV2 – 50).
Donde:
KV1 = Máxima tensión entre fases del circuito de mayor tensión, en KV
KV2 = Máxima tensión entre fases del circuito e menor tensión, en KV.
Para líneas de 22,9 KV y 22,9/13,2 KV, esta tensión será 25 KV
FC = Factor de corrección por altitud.
La distancia vertical mínima entre líneas de 22,9 KV y líneas de menor tensión
será de 1,00 m.
7. DISTANCIA MINIMAS DEL CONDUCTOR A LA SUPERFICIE DEL TERRENO.
En lugares accesibles solo a peatones. : 5,0 m
En laderas no accesibles a vehículos o personas. : 3,0 m
En lugares con circulación de maquinaria agrícola. : 6,0 m
A lo largo de calles y caminos en zonas. : 5,0 m
En cruce de calles, avenidas y vías. : 5,0 m
NOTAS:
Las distancias mínimas al terreno consignadas en el numeral 3,7 son verticales
y determinadas a la temperatura máxima prevista, con excepción de la distancia a
laderas no accesibles, que será radial y determinada a la temperatura en la
condición EDS final y declinación con carga máxima de viento.
Las distancias solo son válidas para líneas de 22,9 y 22,9/13,2 KV.
Para propósitos de las distancias de seguridad sobre la superficie del terreno,
el conductor neutro se considera igual en un conductor de fase.
En áreas que no sean urbanas, las líneas primarias recorrerán fuera de la
franja de servidumbre de las carreteras. las distancias mínima del eje de la
carretera al eje de la línea primaria eran las siguientes:
49
En carreteras importantes 25m
En carretas no importantes 15m
Estas deberán ser verificadas, en cada caso, en coordinación con la autoridad
competente.
8. DISTANCIAS MINIMAS A TERRENOS ROCOSOS O ARBOLES AISLADOS.
Distancia vertical entre el conductor inferior y los arboles: 2,50m
Distancia radial entre el conductor y los arboles laterales: 0,50m
NOTAS:
Las distancias verticales se determinaran a la máxima temperatura prevista.
Las distancias radiales se determinaran a la temperatura en la condición EDS
final y declinación ccon carga máxima de viento.
La distancias radiales podrán incrementase cuando haya peligro que los
arboles caigan sobre los conductores.
9. DISTANCIA MINIMAS A EDIFICACIONES Y OTRAS CONSTRUCCIONES.
No se permitirá el paso de líneas de media tensión sobre construcciones para
viviendas o que alberguen temporalmente a personas, tales como campos
deportivos, piscinas, campos feriales, etc.
Distancia radial entre el conductor y paredes y otras estructuras no accesibles.
2,5m
Distancia horizontal entre el conductor y parte de una edificación normalmente
accesible a personas incluyendo abertura de ventanas, balcones y lugares
similares. 2,5m
Distancia radial entre el conductor y antenas o distintos tipos de pararrayos.
3,0m
NOTAS:
Las distancias radiales se determinaran a la temperatura en la condición EDS
final y declinación con carga máxima de viento.
Lo inclinado es complementado o superado por las reglas del Código Nacional
de Electricidad Suministro vigente.
50
3.10.13. SERVIDUMBRE.
El ancho de la franja de servidumbre para las líneas primarias del reforzamiento,
por la cual se debe indemnizar a los propietarios de los terrenos afectados, es de
11,0 m (5,5 m a cada lado del eje de la línea) según el Código Nacional de
Suministro 2011 Tabla 219.
Previamente el Contratista, con la participación de un equipo de profesionales
especializados, deberá efectuar el Expediente Técnico para la Gestión de
Servidumbre y coordinar las autorizaciones para la instalación de los postes y
cortes de árboles en el eje de la línea provisional de cada tramo a reforzar.
Toda línea nueva o ampliación (de titular o de tercero) deberá de cumplir con el
ancho mínimo de la franja de servidumbre, este ancho de servidumbre
salvaguardara la seguridad de las líneas y de las personas.
Los gobiernos locales, regionales y nacionales, están obligados a observar,
cumplir y hacer cumplir los criterios técnicos de seguridad eléctrica y mecánica,
de servidumbre o distancias de seguridad.
La servidumbre que afecte a las propiedades de las personas, se tendrá que
indemnizar, el contratista tendrá a obligación a contabilizar los daños, estos
daños pueden ser como la aérea que ocupa la estructura, retenida, los espacio
tanto de los aires como del terreno por donde pasa la línea primaria.
El ancho de la faja de servidumbre depende esencialmente del nivel de tensión,
por la cual es siguiente cuadro nos indicara por cada nivel de tensión su
respectivo ancho.
ANCHO MINIMOS DE FAJAS DE SERVIDUMBRE
Tensión Nominal de la Línea (KV)
Ancho (Metros)
220 25
145-115 20
70-60 16
36-20 11
15-10 6
51
3.11. EVALUACION DE LAS INSTALACIONES ELECTRICAS EXISTENTES.
3.11.1. GENERALIDADES.
El SER Huancabamba-Huarmaca V Etapa tiene como fuente de suministro
eléctrico a la S.E. Loma Larga de 60/22,9 kV; 7-9 MVA ONAN-ONAF, conectada
al SEIN mediante la línea en 60kV Piura Oeste-Chulucanas-Morropón-Loma
Larga.
3.11.2. DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS EXISTENTES RAMAL HUARMACA.
El Distrito de Huarmaca se alimenta mediante la Línea Primaria 3ø SE Loma
Larga – El Faique – Huarmaca (Alimentador 73) en 22,9 kV – 3-1x70 y 3-1x50
mm² AAAC- , cuenta con el siguiente equipamiento: Postes de Madera Pino 12 m
C5-C6, Aisladores tipo Pin Ansi 56-3, Aislador Suspensión Ansi 2x52-3, Crucetas
de Madera de Tornillo, Retenidas Inclinadas con cable de Acero Galvanizado de
10mmø, Varilla de Anclaje de 2,4m, Seccionadores Fusible tipo Cut-Out 27 kV,
Pararrayos tipo Distribución 21 kV, etc., estas instalaciones se encuentran en
buen estado de conservación. A la llegada y/o ingreso al Distrito de Huarmaca
esta LP tiene un Recloser de 400 A para el sistema de protección y maniobra.
La Línea Primaria Huarmaca-Agupite en 22,9 kV – 3-1x35 mm² AAAC- , cuenta
con el siguiente equipamiento: Postes de Madera Pino 12 m C5-C6, Aisladores
tipo Pin Ansi 56-3, suspensión Ansi 2x52-3, Crucetas de Madera de Tornillo,
Retenidas Inclinadas con cable de acero galvanizado de 10mmø, Varilla de
Anclaje de 2,4m, Seccionadores Fusible tipo Cut-Out 27 kV, Pararrayos tipo
Distribución 21 kV, etc., estas instalaciones se encuentran en buen estado de
conservación. A la salida de esta LP se tiene un Recloser de 630 A para el
sistema de protección y maniobra.
3.11.3. DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS EXISTENTES PARA EL REFORZAMIENTO.
En el Estudio y Replanteo del “SER Huancabamba-Huarmaca V Etapa”, se tienen
los siguientes tramos de reforzamiento (30,295 km)
52
TRAMO I
Reforzamiento de la LP Agupite-Congona 2ø - 22,9kV 2-1x35 mm² AAAC a
3ø - 22,9kV 3-1x35 mm² AAAC
: 6,387 km
Reforzamiento de la LP Congona-Cruz Chiquita 1ø–13,2kV 1x25 mm² AAAC a
3ø - 22,9kV 3-1x35 mm² AAAC
: 5,093 km
TRAMO II
Reforzamiento de la LP Huarmaca-Lanche 2ø–22,9kV 2-1x25 mm² AAAC a
3ø - 22,9kV 3-1x70 mm² AAAC
: 6,919 km
Reforzamiento de la LP Lanche-Estribo Tacama 1ø–13,2kV 1x25 mm² AAAC a
3ø - 22,9kV 3-1x70 mm² AAAC
: 4,885 km
Reforzamiento de la LP Estribo Tacama-Polvasal 1ø–13,2kV 1x35 mm² AAAC a
3ø - 22,9kV 3-1x70 mm² AAAC
: 7,011 km
Nota 1: En el TRAMO I, Para los vanos especiales (mayor a 700m) se consideró
la utilización de conductor de 70 mm² AAAC.
Nota 2: En el TRAMO I y II, todas las estructuras la ferretería NO se encuentran
aterrados por lo que para estos reforzamiento de LP, se ha considerado la
implementación de bajada de tierra tipo PAT-1C.
Consideraciones para los trabajos de Reforzamiento – Línea Paralela Provisional
Para cada uno de los cinco tramos de Línea Primaria a reforzar, se ha previsto
efectuar los trabajos de reforzamiento en dos sub-tramos de no más y/o hasta 3,5
km de longitud. Es decir, se implementarán tramos de Líneas Provisionales
Paralelas no mayores a 3,5 km (ver planilla de estructuras), con conductor de 35
mm² AAAC de una o dos fases, según sea el caso. Para lo cual se instalaran 24
postes de madera tratada de 11 metros de altura, crucetas, aisladores, retenidas
y ferretería en general. Este tramo de LP Provisional PARALELA será
53
desmontado y luego instalado para cubrir el siguiente tramo de LP a reforzar, esto
con la finalidad de afectar en lo mínimo necesario a los beneficiarios de la zona
con el corte de Energía.
Se ha considerado que los trabajos de reforzamiento se llevaran a cabo en los
siguientes TRAMOS y RUTAS:
TRAMO I
RUTA AGUPITE - CONGONA - CRUZ CHIQUITA
1.- Reforzamiento de la LP Agupite - Congona (6,387 km)
Este tramo línea existente de 1ø - 13,2 kV-MRT, 1x35 mm² AAAC será reforzado
a 3ø - 22,9kV, 3-1x35 mm² AAAC, el cual se inicia en la estructura bifásica
ubicada en la localidad de Agupite. Esta LP existente se encuentra en buen
estado de conservación en lo que respecta a los postes (la gran mayoría requiere
verticalizar Poste), crucetas y aisladores, sin embargo con respecto a las
retenidas existen varillas de anclajes que no están orientados a los ejes y los
cables de acero están rotos (deshebrados) en el ojal guarcabo de la varilla; es
decir están muy cortos con el peligro que se deslicen cuando se implemente el
cable de 70 mm2, y también los preformes están deshilachados que amerita sean
reemplazados así como existen retenidas con aislador de tracción mal instalados,
por otro lado se debe indicar que existe árboles en la franja de servidumbre (11m)
de esta LP que amerita sea saneado toda vez que es indispensable se corte
estos árboles para la correcta operación del sistema y la construcción de la LP
Paralela.
Los trabajos de reforzamiento para este tramo de línea se realizarán mediante la
implementación e instalación provisional de una línea primaria paralela, la cual,
una vez instalada, permitirá dar continuidad al servicio eléctrico que va hacia la
localidad de Congona y otros que forman parte de este ramal.
En este ramal se ha previsto realizar cortes de energía para los trabajos de
tendido del conductor de la LP paralela y adecuación de las derivaciones, toda
vez que a los extremos de esta LP existente se derivan LP y RP monofásicas
MRT el cual para realizar el tendido de la línea paralela y adecuación de estas
derivaciones, es necesario tramitar cortes de energía por el lapso de 2.5 horas
54
para la conexión y 2.5 horas para los trabajos de desconexión, para lo cual se
deberá comunicar a los usuarios con 48 horas de anticipación de este hecho.
En este ramal por cada corte de energía se afectara a 113 Localidades y
aproximado a 4200 Clientes, por lo que es recomendable realizar la instalación de
un seccionamiento en la localidad de Agupite a fin de no afectar con el corte a las
localidades del tramo derivación Yamalan (que alimenta a un promedio de 1205
clientes).
Una vez instalada la línea provisional paralela con conductor de 2-1x35 mm²,
AAAC, se desconectará ambos extremos del tramo de línea existente a reforzar,
cuya configuración de conductor es 2-1x35 mm² AAAC, y se procederá a hacer
los trabajos de reforzamiento correspondientes para implementar la tercera fase
adicional y pasara a ser de 3-1x35 mm2 AAAC. Es necesario la instalación de
postes adicionales, reubicación de postes por DMS a viviendas y Adecuación de
cruces de Redes de LP, RP y RS a lo largo del tramo de línea a reforzar, el cual
se justifica según la evaluación de campo realizado tal como puede apreciarse en
la planilla de estructuras y presupuesto.
Luego de terminado los trabajos de reforzamiento del tramo de línea se procederá
a desconectar la línea provisional y a reconectar la línea reforzada en ambos
extremos del tramo. Todos los trabajos que involucre la suspensión temporal del
servicio eléctrico para desconectar y volver a conectar la línea a reforzar, deberán
ser coordinados y autorizados por la empresa concesionaria.
Todo el material recuperado de las labores del reforzamiento y del desmontaje
de la LP paralela (conductor, postes, aisladores, crucetas, etc.) será entregado al
propietario (Concesionario) y en presencia del Supervisor de Obra en los
almacenes que indique el propietario dentro del área del Proyecto. Estos
materiales serán clasificados en:
Buenos, aquellos que no presenten ningún daño.
Regulares: aquellos que presenten despostilladuras menores.
Malos: todos los que presenten perforaciones, rajaduras, roturas o
despostilladuras mayores.
Para el desmantelamiento de las instalaciones se deberá seguir los
procedimientos señalados en las Especificaciones Técnicas de Desmontaje.
55
2.- Reforzamiento de la LP Congona - Cruz Chiquita (5,093 km).
Este tramo línea existente de 1ø - 13,2 kV-MRT, 1x25 mm² AAAC será reforzado
a 3ø - 22,9kV, 3-1x35 mm² AAAC, el cual se inicia en la estructura bifásica
ubicada en la localidad de Congona (Tierra Blanca), cuya sección de conductor
será reforzado a 35 mm² AAAC. Esta LP existente se encuentra en buen estado
de conservación en lo que respecta a los postes (la gran mayoría requiere
verticalizar Poste) y aisladores, sin embargo con respecto a las retenidas existen
varillas de anclajes que no están orientados a los ejes y los cables de acero están
rotos (deshebrados) en el ojal guarcabo de la varilla; es decir están muy cortos
con el peligro que se deslicen cuando se implemente el cable de 70 mm2, y
también los preformes están deshilachados que amerita sean reemplazados así
como existen retenidas con aislador de tracción mal instalados, por otro lado se
debe indicar que existe árboles en la franja de servidumbre (11m) de esta LP que
amerita sea saneado toda vez que es indispensable se corte estos árboles para la
correcta operación del sistema y la construcción de la LP Paralela.
Los trabajos de reforzamiento para este tramo de línea se realizarán mediante la
implementación e instalación provisional de una línea primaria paralela, la cual,
una vez instalada, permitirá dar continuidad al servicio eléctrico que va hacia la
localidad de Cruz Chiquita y otros que forman parte de este ramal.
En este ramal se ha previsto realizar cortes de energía para los trabajos de
tendido del conductor de la LP paralela y adecuación de las derivaciones, toda
vez que a los extremos de esta LP existente se derivan LP y RP monofásicas
MRT el cual para realizar el tendido de la línea paralela y adecuación de estas
derivaciones, es necesario tramitar cortes de energía por el lapso de 2 horas para
la conexión y 2 horas para los trabajos de desconexión, para lo cual se deberá
comunicar a los usuarios con 48 horas de anticipación de este hecho. En este
ramal por cada corte de energía se afectara a 56 Localidades y aproximado a
2200 Clientes, por lo que es recomendable realizar la instalación de un
seccionamiento en la localidad de Tierra Blanca a fin de no afectar con el corte a
las localidades del tramo derivación Hualapampa (alimenta a un promedio de
1200 clientes).
Una vez instalada la línea provisional paralela con conductor de 2-1x35 mm²,
AAAC, se desconectará ambos extremos del tramo de línea existente a reforzar,
56
cuya configuración de conductor es 2-1x35 mm² AAAC, y se procederá a hacer
los trabajos de reforzamiento correspondientes para implementar las tres fases
adicionales y pasara a 3-1x35 mm2 AAAC. Es necesario la instalación de postes
adicionales, reubicación de postes por DMS a viviendas y Adecuación de cruces
de Redes de LP, RP y RS a lo largo del tramo de línea a reforzar, el cual se
justifica según la evaluación de campo realizado tal como puede apreciarse en la
planilla de estructuras y presupuesto.
Luego de terminado los trabajos de reforzamiento del tramo de línea se procederá
a desconectar la línea provisional y a reconectar la línea reforzada en ambos
extremos del tramo. Todos los trabajos que involucre la suspensión temporal del
servicio eléctrico para desconectar y volver a conectar la línea a reforzar, deberán
ser coordinados y autorizados por la empresa concesionaria.
Todo el material recuperado de las labores del reforzamiento y del
desmontaje de la LP paralela (conductor, postes, aisladores, crucetas, etc) será
entregado al propietario (Concesionario) y en presencia del Supervisor de Obra
en los almacenes que indique el propietario dentro del área del Proyecto. Estos
materiales serán clasificados en:
Buenos, aquellos que no presenten ningún daño.
Regulares: aquellos que presenten despostilladuras menores.
Malos: todos los que presenten perforaciones, rajaduras, roturas o
despostilladuras mayores.
Para el desmantelamiento de las instalaciones se deberá seguir los
procedimientos señalados en las Especificaciones Técnicas de Desmontaje.
TRAMO II
RUTA: HUARMACA - LANCHE - ESTRIBO TACAMA - POLVASAL
1.- Reforzamiento de la LP Huarmaca-Lanche (6,919 km).
Este tramo de línea existente de 2ø – 22,9kV, 2x25 mm² AAAC será reforzado a
3ø - 22,9kV, 3-1x70 mm² AAAC, el cual se inicia en la estructura trifásica ubicada
en la derivación localidad de Agupite, cuya sección de conductor será reforzada a
70 mm² AAAC. Esta LP existente se encuentra en buen estado de conservación
en lo que respecta a los postes (La gran mayoría requiere Verticalizar Poste),
crucetas y aisladores, sin embargo con respecto a las retenidas existen varillas de
57
anclajes que no están orientados a los ejes y los cables de acero están rotos
(deshebrados) en el ojal guarcabo de la varilla; es decir están muy cortos con el
peligro que se deslicen cuando se implemente el cable de 70 mm2, y también los
preformes están deshilachados que amerita sean reemplazados así como existen
retenidas con aislador de tracción mal instalados, por otro lado se debe indicar
que existe árboles en la franja de servidumbre (11m) de esta LP que amerita sea
saneado toda vez que es indispensable se corte estos árboles para la correcta
operación del sistema y la construcción de la LP Paralela.
Los trabajos de reforzamiento para este tramo de línea se realizarán mediante la
implementación e instalación provisional de una línea primaria paralela, la cual,
una vez instalada, permitirá dar continuidad al servicio eléctrico que va hacia la
localidad de Lanche y otros que forman parte de este ramal.
En esta ramal se ha previsto realizar cortes de energía para los trabajos de
tendido del conductor de la LP paralela y adecuación de las derivaciones, toda
vez que a los extremos de esta LP existente se derivan LP y RP monofásicas
MRT el cual para realizar el tendido de la línea paralela y adecuación de estas
derivaciones, es necesario tramitar cortes de energía por el lapso de 3.5 horas
para la conexión y 3.5 horas para los trabajos de desconexión, para lo cual se
deberá comunicar a los usuarios con 48 horas de anticipación de este hecho.
En este ramal por cada corte de energía se afectara a 22 Localidades y
aproximado a 1000 Clientes, por lo que es recomendable realizar la instalación de
un seccionamiento en la localidad de Lanche-Rodeopampa a fin de no afectar con
el corte a las localidades del tramo indicado.
Asimismo indicar que para la energización de la LP provisional según el sistema
existente se debe realizar un corte de energía de 1 hora para el empalme y
desconexión de la LP nueva y LP a reforzar respectivamente. Para ello se debe
cortar la energía en el Recloser de llegada a Huarmaca y afectara casi al 90% del
distrito de Huarmaca (afectando por este lapso a casi 7000 Clientes).
Una vez instalada la línea provisional paralela con conductor de 2-1x35 mm²,
AAAC, se desconectará ambos extremos del tramo de línea existente a reforzar,
cuya configuración de conductor es 2-1x25 mm² AAAC, y se procederá a hacer
los trabajos de reforzamiento correspondientes para implementar las tres fases
58
adicionales y pasara a 3-1x70 mm2 AAAC. Es necesario la instalación de postes
adicionales, reubicación de postes por DMS a viviendas y Adecuación de cruces
de Redes de LP, RP y RS a lo largo del tramo de línea a reforzar, el cual se
justifica según la evaluación de campo realizado tal como puede apreciarse en la
planilla de estructuras y presupuesto.
Luego de terminado los trabajos de reforzamiento del tramo de línea se procederá
a desconectar la línea provisional y a reconectar la línea reforzada en ambos
extremos del tramo. Todos los trabajos que involucre la suspensión temporal del
servicio eléctrico para desconectar y volver a conectar la línea a reforzar, deberán
ser coordinados y autorizados por la empresa concesionaria.
Todo el material recuperado de las labores del reforzamiento y del
desmontaje de la LP paralela (conductor, postes, aisladores, crucetas, etc.) será
entregado al propietario (Concesionario) y en presencia del Supervisor de Obra
en los almacenes que indique el propietario dentro del área del Proyecto. Estos
materiales serán clasificados en:
Buenos, aquellos que no presenten ningún daño.
Regulares: aquellos que presenten despostilladuras menores.
Malos: todos los que presenten perforaciones, rajaduras, roturas o despostilladuras
mayores.
Para el desmantelamiento de las instalaciones se deberá seguir los
procedimientos señalados en las Especificaciones Técnicas de Desmontaje.
2.- Reforzamiento de la LP Lanche - Estribo Tacama (4,885 km).
Este tramo de línea existente de 1ø – 13,2kV-MRT, 1x25 mm² AAAC será
reforzado a 3ø - 22,9kV, 3-1x70 mm² AAAC, el cual se inicia en la estructura
bifásica ubicada en la derivación a la localidad de Rodeopampa-Succha, cuya
sección de conductor será reforzada a 70 mm² AAAC. Esta LP existente se
encuentra en buen estado de conservación en lo que respecta a los postes (La
gran mayoría requiere Verticalizar Poste) y aisladores, sin embargo con respecto
a las retenidas existen varillas de anclajes que no están orientados a los ejes y
los cables de acero están rotos (deshebrados) en el ojal guarcabo de la varilla (es
decir están muy cortos con el peligro que se deslicen cuando se implemente el
cable de 70 mm2, y también los preformes están deshilachados que amerita sean
59
reemplazados así como existen retenidas con aislador de tracción mal instalados,
por otro lado se debe indicar que existe árboles en la franja de servidumbre (11m)
de esta LP que amerita sea saneado toda vez que es indispensable se corte
estos árboles para la correcta operación del sistema y la construcción de la LP
Paralela.
Los trabajos de reforzamiento para este tramo de línea se realizarán mediante la
implementación e instalación provisional de una línea primaria paralela, la cual,
una vez instalada, permitirá dar continuidad al servicio eléctrico que va hacia la
localidad de Trigal-Estribo Tacama y otros que forman parte de este ramal.
En esta ramal se ha previsto realizar cortes de energía para los trabajos de
tendido del conductor de la LP paralela y adecuación de las derivaciones, toda
vez que a los extremos de esta LP existente se derivan LP y RP monofásicas
MRT el cual para realizar el tendido de la línea paralela y adecuación de estas
derivaciones, es necesario tramitar cortes de energía por el lapso de 2 horas para
la conexión y 2 horas para los trabajos de desconexión, para lo cual se deberá
comunicar a los usuarios con 48 horas de anticipación de este hecho. En este
ramal por cada corte de energía se afectara a 10 Localidades y aproximado a 500
Clientes.
Una vez instalada la línea provisional paralela con conductor de 2-1x35 mm²,
AAAC, se desconectará ambos extremos del tramo de línea existente a reforzar,
cuya configuración de conductor es 1x25 mm² AAAC, y se procederá a hacer los
trabajos de reforzamiento correspondientes para implementar las tres fases
adicionales y pasara a 3-1x70 mm2 AAAC. Es necesario la instalación de postes
adicionales, reubicación de postes por DMS a viviendas y Adecuación de cruces
de Redes de LP, RP y RS a lo largo del tramo de línea a reforzar, el cual se
justifica según la evaluación de campo realizado tal como puede apreciarse en la
planilla de estructuras y presupuesto.
Luego de terminado los trabajos de reforzamiento del tramo de línea se procederá
a desconectar la línea provisional y a reconectar la línea reforzada en ambos
extremos del tramo. Todos los trabajos que involucre la suspensión temporal del
servicio eléctrico para desconectar y volver a conectar la línea a reforzar, deberán
ser coordinados y autorizados por la empresa concesionaria.
60
Todo el material recuperado de las labores del reforzamiento y del desmontaje
de la LP paralela (conductor, postes, aisladores, crucetas, etc) será entregado al
propietario (Concesionario) y en presencia del Supervisor de Obra en los
almacenes que indique el propietario dentro del área del Proyecto. Estos
materiales serán clasificados en:
Buenos, aquellos que no presenten ningún daño.
Regulares: aquellos que presenten despostilladuras menores.
Malos: todos los que presenten perforaciones, rajaduras, roturas o despostilladuras
mayores.
Para el desmantelamiento de las instalaciones se deberá seguir los
procedimientos señalados en las Especificaciones Técnicas de Desmontaje.
3.- Reforzamiento de la LP Estribo Tacama - Polvasal (7,011 km).
Este tramo de línea existente de 1ø – 13,2kV-MRT, 1x35 mm² AAAC será
reforzado a 3ø - 22,9kV, 3-1x70 mm² AAAC, el cual se inicia en la estructura
trifásica ubicada en la derivación localidad de Trigal-Estribo Tacama, cuya
sección de conductor será reforzada a 70 mm² AAAC. Esta LP existente se
encuentra en buen estado de conservación en lo que respecta a los postes y
aisladores, sin embargo con respecto a las retenidas existen varillas de anclajes
que no están orientados a los ejes y los cables de acero están rotos
(deshebrados) en el ojal guarcabo de la varilla (es decir están muy cortos con el
peligro que se deslicen cuando se implemente el cable de 70 mm2, y también los
preformes están deshilachados que amerita sean reemplazados así como existen
retenidas con aislador de tracción mal instalados, por otro lado se debe indicar
que existe árboles en la franja de servidumbre (11m) de esta LP que amerita sea
saneado toda vez que es indispensable se corte estos árboles para la correcta
operación del sistema y la construcción de la LP Paralela.
Los trabajos de reforzamiento para este tramo de línea se realizarán mediante la
implementación e instalación provisional de una línea primaria paralela, la cual,
una vez instalada, permitirá dar continuidad al servicio eléctrico que va hacia la
localidad de Estribo Tacama-Polvasal.
En esta ramal se ha previsto realizar cortes de energía para los trabajos de
tendido del conductor de la LP paralela y adecuación de las derivaciones, toda
vez que a los extremos de esta LP existente se derivan LP y RP monofásicas
61
MRT el cual para realizar el tendido de la línea paralela y adecuación de estas
derivaciones, es necesario tramitar cortes de energía por el lapso de 2.5 horas
para la conexión y 2.5 horas para los trabajos de desconexión, para lo cual se
deberá comunicar a los usuarios con 48 horas de anticipación. En este ramal
por cada corte de energía se afectara a 02 Localidades y aproximado a 80
Clientes.
Una vez instalada la línea provisional paralela con conductor de 2-1x35 mm²,
AAAC, se desconectará ambos extremos del tramo de línea existente a reforzar,
cuya configuración de conductor es 1x25 mm² AAAC, y se procederá a hacer los
trabajos de reforzamiento correspondientes para implementar las tres fases
adicionales y pasara a 3-1x70 mm2 AAAC. Es necesario la instalación de postes
adicionales, reubicación de postes por DMS a viviendas y Adecuación de cruces
de Redes de RP y RS a lo largo del tramo de línea a reforzar, el cual se justifica
según la evaluación de campo realizado tal como puede apreciarse en la planilla
de estructuras y presupuesto.
Luego de terminado los trabajos de reforzamiento del tramo de línea se procederá
a desconectar la línea provisional y a reconectar la línea reforzada en ambos
extremos del tramo. Todos los trabajos que involucre la suspensión temporal del
servicio eléctrico para desconectar y volver a conectar la línea a reforzar, deberán
ser coordinados y autorizados por la empresa concesionaria.
Todo el material recuperado de las labores del reforzamiento y del desmontaje
de la LP paralela (conductor, postes, aisladores, crucetas, etc) será entregado al
propietario (Concesionario) y en presencia del Supervisor de Obra en los
almacenes que indique el propietario dentro del área del Proyecto. Estos
materiales serán clasificados en:
Buenos, aquellos que no presenten ningún daño.
Regulares: aquellos que presenten despostilladuras menores.
Malos: todos los que presenten perforaciones, rajaduras, roturas o
despostilladuras mayores.
Para el desmantelamiento de las instalaciones se deberá seguir los
procedimientos señalados en las Especificaciones Técnicas de Desmontaje.
62
3.12. DOCUMENTO DE FACTIBILIDAD DE SUMINISTRO Y FIJACION DE PUNTO DE DISEÑO:
Determinación del punto de diseño y de la factibilidad de suministro para el diseño
inicial del sistema eléctrico otorgado de la empresa de distribución eléctrica
respectiva, cuando corresponde. Cualquier otro caso debe contar con un
documento de compromiso de la entidad encargada de dar el recibo de energía
desde el punto de diseño.
Empresa Concesionaria : ELECTRONOROESTE S.A
Documento que otorga la Factibilidad de Suministro y Fijación del Punto de Diseño
:En tramite:Carta N° 014-2013-C.INCORP/ROCarta N° 033-2013-C.INCORP/RO
Fecha de Emisión (solicitud) :28 de Octubre del 201322 de Noviembre del 2013
Punto de Diseño : Varios
3.13. INTERCONEXIÓN DEL SER SALLIQUE AL SER HUANCABAMBA- HUARMACA.
3.13.1. INSTALACIONES EXISTENTES
El SER Sallique
El SER Sallique actualmente es un sistema aislado, teniendo como principales
fuentes de suministro eléctrico las centrales de Sallique, El Palto – San Felipe y
Carrizal. Y cuenta con las siguientes instalaciones:
M.C.H. Sallique 115 kW: Es la principal fuente de energía al sistema aislado,
pero ha sufrido desperfectos por los deslizamientos en la zona quedando
inutilizada y por eso no se integrará al sistema.
M.C.H. El Palto – San Felipe 100 kW: Durante los meses de riego, el agua del
canal de conducción es desviada para el riego de las chacras, dejando fuera de
operación a la MCH, no siendo factible su integración al sistema eléctrico y
también ha quedado inutilizada.
M.C.H. Carrizal 35 kW: Por ser pequeña, no es factible su integración al sistema
eléctrico
Líneas y Redes Primarias del SER Sallique, Estas instalaciones se encuentran en
regular estado de conservación.
63
El SER Sallique, actualmente aislado, se incorporara al SER Huancabamba-
Huarmaca, debiéndose para ello reforzar el tramo de líneas existententes que
parte desde Huarmaca a Polvasal, con líneas 2 y 1-MRT de 25 y 35 mm2, a 3ø
- 22,9kV 3-1x70 mm² AAAC, y completar un tramo de línea nueva hasta llegar a la
PCH Sallique.
Adicionalmente se requiere, para lograr una buena regulación de tensión e
incrementar la confiabilidad de la línea, instalar los siguientes equipos:
1.- 01 reconectador automático 27 kV, 150 kV-BIL, a instalarse en una
estructura después de la capital distrital de Huarmaca (E1 Tramo de
reforzamiento LP Huarmaca – Lanche Estructura E1). Este equipo servirá como
protección y seccionamiento para asegurar la continuidad de servicio eléctrico en
la línea troncal en 22,9 kV Huarmaca-Sallique.
2.- 01 Punto de Medición a la Intemperie en 22,9kV a instalarse en la
estructura de interconexión con el SER Sallique (E20 LP Interconexión del SER
Sallique), para una potencia contratada de hasta 1000 kW, el cual será el sistema
de medición de la interconexión y estará conformado por: 01 Medidor Trifásico,
Electrónico Multifunción, 3 hilos, 120-480V, 2.5/20A, clase 0,2; 01 Transformador
3 de Tensión/Corriente, Exterior, 22,9/0.10kV 30/5 A, clase 0.2; 03
Seccionadores-Fusible Unipolar Tipo Expulsión (Cut-Out) de 27/38 kV, 100A,
150kV-BIL y 03 Pararrayos de Oxido Metálico, 21 kV, 10 kA Clase 1.
3.- Traslado del banco de Reguladores de Tensión-BRT instalado en
Huancabamba (Sondorillo), ya que en esa troncal se ha verificado que no habrá
problemas de regulación de tensión en los 20 años de análisis, debido a una
redistribución de cargas en dicho circuito, y se reubicará antes de la llegada a
Huarmaca, con lo cual se logra una buena regulación en los extremos de los
circuitos de los distritos de Huarmaca y San Felipe.
Para el desmontaje del Regulador de Tensión (BRT) se debe solicitar corte de
energía entre los horarios de: 6:00 am a 06:00 pm, para lo cual se deberá
64
comunicar a los usuarios con 48 horas de anticipación. En esta ramal el corte
de energía afectara a un aproximado de 7000 Clientes de los distritos de
Huancabamba, Sondor, Sondorillo y Carmen de la Frontera y localidades rurales.
El corte se debe realizar desde el Recloser ubicado a la salida del distrito de
Canchaque.
Para el montaje del Regulador de Tensión (BRT) en la localidad de Huarmaca, se
debe solicitar corte de energía entre los horarios de: 6:00 am a 06:00 pm, para lo
cual se deberá comunicar a los usuarios con 48 horas de anticipación. En este
ramal el corte de energía afectara a un aproximado de 7000 Clientes del distrito
de Huarmaca y localidades rurales. El corte se debe realizar desde el Recloser
ubicado a la llegada del distrito de Huarmaca.
Todo el material recuperado de las labores del desmontaje y montaje del
Regulador de Tensión (conductor, postes, aisladores, crucetas, etc.) será
entregado al propietario (Concesionario) y en presencia del Supervisor de Obra
en los almacenes que indique el propietario dentro del área del Proyecto. Estos
materiales serán clasificados en:
Buenos, aquellos que no presenten ningún daño.
Regulares: aquellos que presenten despostilladuras menores.
Malos: todos los que presenten perforaciones, rajaduras, roturas o
despostilladuras mayores.
Para el desmantelamiento de las instalaciones se deberá seguir los
procedimientos señalados en las Especificaciones Técnicas de Desmontaje.
3.14. RESUMEN DEL ESTUDIO DE MERCADO ELECTRICO.
3.14.1. ANTECEDENTES.
El proyecto “SISTEMA ELÉCTRICO RURAL HUANCABAMBA – HUARMACA V
ETAPA, EN EL DEPARTAMENTO DE PIURA” se encuentra incluido e
identificado en el Sistema Nacional de Inversión Pública-SNIP con código Nº
211068, el estudio del perfil fue presentado el 08 de Abril del 2012 y se le dio
viabilidad con fecha 09 de Julio del 2012.
El estudio de mercado eléctrico tiene por objetivo cuantificar la demanda de
potencia y energía eléctrica de las localidades pertenecientes al proyecto
65
mencionado que permitirá definir la configuración del sistema eléctrico para un
horizonte de 20 años.
Teniendo en consideración las características propias de cada localidad respecto
a la ubicación geográfica, forma de vida, densidad y crecimiento poblacional,
actividades socioeconómicas, a su infraestructura existente y proyectado, sus
recursos naturales, su demanda para fines productivos artesanales, proyectos de
desarrollo, etc.; se realiza la evaluación específica de su potencial de desarrollo y
su futura demanda de energía y potencia para su posterior electrificación.
La estimación de la máxima demanda de potencia y de energía eléctrica en el
área de estudio, se realizó identificando en forma previa las localidades del
proyecto: sus nombres, categoría política, ubicación, población y número de
viviendas; así como los diferentes tipos de cargas especiales.
El análisis se realiza definiendo el Consumo Unitario de energía para cada tipo de
carga, por sectores: doméstico, comercial, industrial, uso general, etc.
Para el análisis se efectuó la clasificación de las localidades en tipo II. La
proyección de la máxima demanda se realiza año por año, en base a factores de
carga adecuados y coeficientes de electrificación en concordancia con los planos
de ubicaciones de las viviendas y los radios de acción de los transformadores de
distribución con el grado de dispersión de las viviendas y las condiciones
socioeconómicas de la zona del proyecto.
Para el estudio de la demanda se asume las siguientes premisas:
El suministro de energía será continuo y confiable, sin restricciones de orden
técnico (calidad de servicio) y con óptimos niveles de tensión (calidad de
producto), y a costo razonable, de tal manera que cubra la demanda de cada
localidad.
En el análisis se consideran todas las localidades ubicadas en el área de
influencia del proyecto, cuya determinación se efectuó previo reconocimiento y
evaluación de la zona geográfica presentada en los Términos de Referencia.
Se realiza la proyección de la demanda de potencia y energía para las
localidades del proyecto, para el resto de localidades tales como; localidades
con servicio eléctrico, localidades en ejecución de obras, evaluación por el
SNIP o futuras, solo se proyecta la demanda de potencia.
66
Como localidad futura solo se considera localidades superiores a 10 viviendas,
las mismas que se proyectan con el mismo criterio de las localidades del
proyecto.
El análisis y definición del sistema eléctrico considera las cargas existentes, en
proyecto y de futuras etapas.
3.14.2. METODOLOGÍA
Los requerimientos de potencia y energía en toda el área de influencia del
proyecto, se ha determinado para un horizonte de planeamiento de 20 años,
tomando como año cero el 2013.
Para centros poblados pequeños y medianos (zonas rurales), la metodología más
adecuada es aquella que se basa en el establecimiento de una relación funcional
creciente entre el consumo de energía por abonado doméstico (consumo unitario,
kWh/abon) y el número de abonados estimados para cada año.
Además el crecimiento del consumo de energía de la población está íntimamente
vinculado con el número de abonados y su actividad económica, por consiguiente
puede mejorar los niveles de ingreso, y que se traduce en un crecimiento
percápita del consumo de energía eléctrica.
3.14.3. DETERMINACIÓN DE LA TASA DE CRECIMIENTO POBLACIONAL.
Para la determinación de la tasa de crecimiento se ha tomado en consideración
las poblaciones a nivel distrital de los censos de población y vivienda de 1993 y
2007, los cuales se muestra a continuación:
Cuadro Nº: 2 Número de Habitantes y Tasas de Crecimiento Poblacional
ITEM DEPARTAMENTO PROVINCIA DISTRITO POB. POB.
TASA DE CRECIMIENT
O
1993 2007 1993-2007
1 PIURA HUANCABAMBA Canchaque 10,183 8,957 -0.9%2 PIURA HUANCABAMBA Huancabamba 28,802 30,116 0.3%3 PIURA HUANCABAMBA Huarmaca 35,265 39,416 0.8%4 PIURA HUANCABAMBA Lalaquiz 5,999 5,115 -1.1%
5 PIURA HUANCABAMBASan Miguel de el
Faique 9,044 9,096 0.0%6 PIURA HUANCABAMBA Sondorillo 9,816 10,518 0.5%7 PIURA HUANCABAMBA Sondor 7,901 8,399 0.4%
8 PIURA HUANCABAMBAEl Carmen de la
Frontera 10,449 12,681 1.4%
Fuente: INEI. Proyecciones de Datos de Población y Vivienda para los años 1993 y 2007.
67
Para la proyección del número de habitantes se ha calculado la tasa de
crecimiento intercensal a nivel distrital resultando una tasa de 0,18%, pero para
efectos de la proyección de los habitantes se selecciona una tasa de crecimiento
de 1,00%, asimismo para la proyección de las viviendas se ha tomado la relación
de habitantes por vivienda (Hab/Viv) y se obtuvo el número de viviendas
proyectado.
3.14.4. CONSUMO UNITARIO DOMÉSTICO EN LOCALIDADES SIMILARES CON SERVICIO ELÉCTRICO.
Se han obtenido los consumos unitarios domésticos (CUD) de energía de las
localidades que presentan un nivel de desarrollo socio-económico similar a las
localidades que forman parte del presente proyecto, pertenecientes al sistema
eléctrico San Ignacio, obteniéndose valores promedio anuales de los últimos 5
años, conforme se resume en el cuadro siguiente:
Cuadro Nº: 3 CUD Promedio Anual en Localidades Similares con Servicio Eléctrico
Nº Código SED Localidad Distrito Provincia CUD (Prom) - Kwh. Mes Tipo de
2007 2008 2009 2010 2011 Localidad1 140540 Rodeo Pampa Huarmaca Huancabamba 18,7 20,3 21,8 II
2 140460 San Antonio San Miguel de El Faique Huancabamba 22,8 32,6 24,9 II
3 140464 Pulun El Carmen de la Frontera Huancabamba 22,7 26,4 30,6 II
4 140443 Huaylas Sondorillo Huancabamba 21,7 26,8 34,3 II
5Sector
"B"Canchaque - Sector "B" Canchaque Huancabamba 28,5 26,4 28,1 27,7 30,8 II
6 140475 Salalá El Carmen de la Frontera Huancabamba 16,9 29,5 26,5 22,5 II
7Sector "BG"
Huancabamba Sector "BG" Huancabamba Huancabamba 9,4 9,5 18,2 23,4 16,5 II
8 140548 San Isidro Huarmaca Huancabamba 11,0 11,3 12,7 II9 140511 Succhirca Huarmaca Huancabamba 15,9 11,4 13,6 II
10 140445 Singo Huancabamba Huancabamba 12,3 13,7 15,9 II
11 140518 Naranjo San Miguel de El Faique Huancabamba 11,0 9,7 9,8 II
Fuente: Información proporcionada por ELECTRONOROESTE S.A.
3.14.5. CRECIMIENTO DEL CONSUMO UNITARIO.
3.14.5.1. Determinación de la Tasa de Crecimiento del Consumo de Energía.
Para obtener el consumo unitario final se requiere contar con información
estadística de años pasados de localidades similares en desarrollo socio
68
económico y de región, determinando la curva de tendencia del crecimiento, para
ello se obtiene el promedio de CUD de cada año (2007, 2008, 2009, 2010 y
2011).
El CUDi y CUf se obtiene con la ecuación potencial por tipo de localidad AxB, la
cual se obtiene del registro histórico de los consumos unitarios de energía, cuyos
valores se muestran en el cuadro y figura siguiente:
Y = A *XB
A = 17,65
B = 0,102
Cuadro Nº: 4 Diagrama de la Proyección del CUD por año
Reemplazando en la ecuación potencial para el año inicial 1 (2014) se determina
el CUD inicial.
Reemplazando en las ecuaciones potenciales para el año 20 (2033) se determina
el CUD final, conforme se resume en el cuadro siguiente:
Cuadro Nº: 5 CUD final (kWh-mes/abonado)
Descripción(kW.h-mes/abonado)
(kW.h-año/abonado)
CUDi 21,82 261,84
CUDf 24,70 296,43
T.C de Consumo de Energía 0,66% 0,66%
3.14.6. DETERMINACIÓN DEL COEFICIENTE DE ELECTRIFICACIÓN.
69
El coeficiente de electrificación es la relación entre el número de abonados
electrificables entre el número total de lotes de la localidad.
Para las localidades del PROYECTO “SISTEMA ELÉCTRICO RURAL
HUANCABAMBA – HUARMACA V ETAPA, EN EL DEPARTAMENTO DE PIURA”
se calcula el coeficiente de electrificación del número de encuestados totales que
figuran en el padrón entre el número de abonados electrificables de acuerdo al
radio de acción de la subestación de distribución. Para ello el número de
abonados electrificables puede ser visto en los planos de ubicación de usuarios
correspondientes.
En algunas localidades se ha considerado el coeficiente de electrificación del
100% en el año inicial, el cual se debe principalmente al radio de alcance de las
subestaciones de distribución y de la ubicación de los abonados.
3.14.7. METODOLOGÍA DE LA PROYECCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO.
La metodología utilizada para la proyección del consumo de energía y de la
máxima demanda, con ligeras variantes es la metodología recomendada y
formulada por la Agencia de Cooperación Alemana y por la Consultora
Canadiense AGRA MONENCO (Montreal Engineering Consultants); metodología
utilizada para países en vías de desarrollo, recomendada para pequeños centros
poblados rurales
La metodología más adecuada es aquella que se basa en el establecimiento de
una relación funcional creciente entre el consumo de energía por abonado
doméstico (kW.h/Abon) y el número de abonados para cada año. Esta relación
considera que la expansión urbana a consecuencia del crecimiento poblacional
está íntimamente vinculada con el desarrollo de actividades productivas que
conducen a mejorar los niveles de ingreso y por consecuencia, el crecimiento per-
cápita del consumo de energía eléctrica. A continuación, se describe
secuencialmente los cálculos que se efectuarán para la determinación de la
proyección de la demanda de localidades del Proyecto “SISTEMA ELÉCTRICO
RURAL HUANCABAMBA – HUARMACA V ETAPA, EN EL DEPARTAMENTO DE
PIURA”:
70
3.14.8. PROYECCIÓN DE NÚMERO DE HABITANTES.
Para determinar el crecimiento de la población de las localidades del proyecto, se
toman las Tasas a nivel Distrital calculadas en base a la Información del INEI de
los Años, 1993 y 2007, adoptando valores según el distrito al cual pertenezcan.
Se proyecta el número de habitantes para cada centro poblado con su respectiva
tasa de crecimiento, para un horizonte de 20 años.
La población base para el año 2013 es la obtenida de los datos de campo,
relacionándolos con los índices de crecimiento poblacional asumidos, se
determinó la proyección de la población; la cual para el horizonte de
planeamiento, se ha calculado con la siguiente relación
Donde:Pn: Población al año “n”Po : Población al año inicial (2 013).Tcrec: Tasa de crecimiento de la población, constante en el periodo de análisis.n : Año a proyectarse la población.
No. Localidad2,014 2,018 2,023 2,028 2,033Año 1 Año 5 Año 10 Año 16 Año 20
Localidades del SER 1 5 10 15 201 Localidades del SER 10 843 11 277 11 850 12 456 13 088
Total 10 843 11 277 11 850 12 456 13 088
El detalle de la proyección de la población beneficiada por localidad se muestra
en el Anexo 2 Cálculos Justificativos de la Línea y Red Primaria Vol IV Parte I
(Mercado Eléctrico).
3.14.9. PROYECCIÓN DE NÚMERO DE VIVIENDAS.
Sobre la base de los resultados de la visita de campo, en donde se contabiliza la
población y el número de vivienda, se determina número de viviendas tomando
como base la proyección de la población y la densidad familiar que se encontró
durante las encuestas realizadas en los trabajos de campo para todo el horizonte
de planeamiento.
Los valores asumidos de la densidad familiar para el análisis de la demanda, se
mantiene constante para todo el período de análisis y se muestra por cada
localidad.
El número de viviendas se determina en función a la siguiente relación:
Nviv= Nhab(Hab /Viv )
71
Pn=Po (1+Tcrec )n
Donde:Nviv : Número de ViviendasNhab : Número de habitante de cada año (resultado de la proyección).Hab/Viv: Relación de Habitantes por viviendas.
El detalle de la proyección del número de viviendas se muestra en el Anexo 2 Cálculos Justificativos de la Línea y Red Primaria Vol IV Parte I (Mercado Eléctrico).
3.14.10. PROYECCIÓN DE NÚMERO DE ABONADOS TOTALES.
El número de abonados totales se obtiene de la multiplicación del número de
viviendas totales y el coeficiente de electrificación.
SISTEMA ELÉCTRICO RURAL HUANCABAMBA – HUARMACA V ETAPA, EN EL DEPARTAMENTO
DE PIURA
2 014 2 018 2 023 2 028 2 033
TOTAL ABONADOS 2 685 2 786 2 952 3 100 3 273
El detalle de la proyección de los abonados domésticos se muestra en el Anexo 2
Cálculos Justificativos de la Línea y Red Primaria Vol IV Parte I (Mercado
Eléctrico).
3.14.11. PROYECCIÓN DE MÁXIMA DEMANDA.
La máxima demanda ha sido determinada en función del consumo bruto previsto
y las horas de utilización asumida.
La máxima demanda será la suma de las máximas demandas de cada localidad
la cual se resume se muestra a continuación:
Cuadro Nº: 6 Resumen de la Proy. de la Máxima Demanda de Potencia – kW
PROYECTO SISTEMA ELÉCTRICO RURAL HUANCABAMBA – HUARMACA V ETAPA, EN EL
DEPARTAMENTO DE PIURA2 014 2 018 2 023 2 028 2 033
TOTAL (kW) 478 514 547 571 595
El detalle de la proyección de la Máxima Demanda de cada localidad se muestra
en el Anexo 2 Cálculos Justificativos de la Línea y Red Primaria Vol IV Parte I
(Mercado Eléctrico).
72
3.14.12. PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA.
La proyección del consumo de energía corresponde para los siguientes sectores
de consumo:
Consumo residencial. Consumo comercial. Consumo por pequeñas industrias. Consumo por usos generales. Consumo por alumbrado público (Norma DGE RD017-2003-EM).
El detalle del consumo de energía de cada localidad se muestra en el Anexo 2
Cálculos Justificativos de la Línea y Red Primaria Vol IV Parte I (Mercado
Eléctrico).
3.14.13. DETERMINACIÓN DE LA CALIFICACIÓN ELÉCTRICA.
Para la asignación de la calificación eléctrica se ha realizado la proyección de la
máxima demanda unitaria para las cargas domésticas y comerciales, del cual se
ha obtenido la máxima demanda diversificada y la asignación de la calificación
eléctrica respectiva por cada tipo de localidad.
Del resumen de la asignación de la calificación eléctrica se ha obtenido lo
siguiente;
Para las localidades se ha asignado una calificación eléctrica de 400 W/lote.
Para las Cargas de Uso General (Colegios, escuelas, Pronoei, centros de salud,
postas médicas, locales comunales, oficinas comunales, capillas e iglesias), se ha
asignado la calificación eléctrica conforme se muestra a continuación:
Para el caso de centros de salud y posta médica se ha asignado una calificación
eléctrica de 1000 W/lote.
Para el caso de colegios (escuelas secundarias) y municipales se ha asignado
una calificación eléctrica de 1000 W/lote.
Para el caso de locales de Capilla, local comunal, iglesia y escuela primaria se ha
asignado una calificación eléctrica de 500 W/lote y
Para el caso de escuela inicial, comedor popular y club de madres se ha asignado
una calificación eléctrica de 400 W/lote.
Para el alumbrado público se ha considerado el uso de lámpara de vapor de
sodio de 50 W, adicionalmente, se ha considerado las pérdidas en los equipos
auxiliares de 10,0 W
73
Factor de Simultaneidad
El factor de simultaneidad considerado para la zona del proyecto es 1,00, debido
a las características del desarrollo similares de sus actividades diarias en las
localidades del área del proyecto.
3.14.14. ANÁLISIS DE LA OFERTA DEMANDA.
3.14.14.1. Oferta del Sistema Eléctrico.
La oferta disponible para el proyecto “SISTEMA ELÉCTRICO RURAL
HUANCABAMBA – HUARMACA V ETAPA, EN EL DEPARTAMENTO DE
PIURA”: esta dada a través de la interconexión con el SEIN y a través de la SE
Loma Larga 60/22,9kV; 7-9MVA ONAN-ONAF.
Se han realizado los calculos de flujo de potencia y se garantiza la oferta de
energia en el horizonte del proyecto.
3.14.14.2. Balance Oferta Demanda.
El balance Oferta/Demanda determina si la demanda existente y proyectada será
cubierta por la oferta disponible de la SE Loma Larga 60/22,9kV; 7-9MVA ONAN-
ONAF y a traves del sistema interconectado en todo el horizonte del proyecto de
(20años) cuyo resumen se presenta en el siguiente cuadro:
Cuadro Nº: 7 Balance Oferta Demanda del Sistema Eléctrico
DESCRIPCIÓN2 014 2 018 2 023 2 028 2 033
1 5 10 15 20
OfertaS.E. Loma Larga 60/22,9kV; 7-9MVA Onan-Onaf (1) 6 650 6 650 6 650 8 550 8 550
Oferta Total - (kW) 6 650 6 650 6 650 8 550 8 550
- €
Demanda
Demanda Existente 2 277 2 510 2 771 3 039 3 329
SER Huancabamba - Huarmaca V Etapa 478 514 547 571 595
SER Huancabamba - Huarmaca III Etapa, en ejecución 572 648 698 737 775
Localidades con proyecto de ejecución de obras (DGER Grupo Nº13) 679 724 783 847 917
Localidades Futuras (VI Etapa) - 246 265 285 307
SER Santo Domingo - Chalaco V Etapa, en ejecución 176 340 365 380 399Interconexión del SER Sallique 544 713 783 850 936Total Demanda del Sistema Eléctrico (kW) 4 725 5 695 6 212 6 711 7 257
Balance Balance Oferta - Demanda - (kW) 1 925 955 438 1 839 1 293
1. El transformador 60/22,9kV, 7-9MVA Onan-Onaf opera con ventilación forzada desde el año 2028.
74
2. El proyecto considera la interconexión al SEIN del SER Sallique que actualmente opera aislado, mediante el
reforzamiento de líneas primarias del SER Huancabamba-Huarmaca existente y la construcción de una línea de
Interconexión en 22,9 kV SER Huancabamba-SER Sallique de 3x70 mm2 AAAC.
3.El Sistema aislado SER Sallique tiene como fuentes de Suministro a: La MCH Sallique 115 kW no se interconectará
al Sistema debido que han quedado deterioradas por deslizamientos en la zona. La M.C.H. El Palto – San Felipe 100
kW: Durante los meses de riego, el agua del canal de conducción es desviada para el riego de las chacras, dejando
fuera de operación a la MCH, no siendo factible su integración al sistema eléctrico y también ha quedado inutilizada.
M.C.H. Carrizal 35 kW: Por ser pequeña, no es factible su integración al sistema eléctrico.
4. Del Balance Oferta-Demanda se observa que la SE Loma Larga 60/22,9 kV 7-9 MVA Onan-Onaf podrá
atender la demanda del sistema eléctrico y del proyecto para el horizonte de 20 años del proyecto.
CAPITULO IV
CALCULOS ELECTROMECANICOS
75
4. CÁLCULOS ELÉCTROMECANICOS.
4.1. CALCULOS ELECTRICOS.4.1.1. NORMAS APLICABLES Y CONSIDERACIONES DE DISEÑO.
El estudio de ingeniería definitiva se ha desarrollado, en conformidad a las
prescripciones de las Normas Técnicas de la Dirección General de Electricidad
para Electrificación Rural y el Código Nacional de Electricidad Suministro 2011 y
normas Internacionales:
RD 016-2003-EM: Especificaciones Técnicas de Montaje de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural.
RD 018-2003-EM: Bases para el Diseño de Línea y Redes Primarias para Electrificación Rural.
RD 024-2003-EM: Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural.
RD 026-2003-EM: Especificaciones Técnicas para el Suministro de Materiales y Equipos de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural.
RD 030-2003-EM: Especificaciones Técnicas para levantamientos Topográficos para Electrificación Rural.
RD 016-2008-EM/DGE: Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos Rurales.
Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. Guía de Estudios de Impacto Ambiental para las Actividades Eléctricas. Normas internacionales IEC, ANSI-IEEE, VDE, REA y DIN.
Las condiciones climatológicas del área del proyecto son sustentadas con
información de temperaturas y velocidades de viento utilizado en el estudio del
Perfil. Esta información ha sido validada con información obtenido de SENAMHI,
y las cargas definidas en el Código Nacional de Electricidad Suministro 2011.
4.1.2. CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA.
76
El proyecto comprende el diseño de Línea Primaria Trifásica en 22,9 kV y
Monofásica 13,2 kV Retorno Total por Tierra (MRT), con conductores AAAC de
35 mm2 y de 70 mm2 para vanos especiales.
Para efectos del diseño eléctrico de líneas y redes primarias se ha considerado
las siguientes características:
Tensión Nominal del sistema : 22,9 kV 3Ø y 13,2 kV 1Ø MRT Tensión máxima de servicio : 25/14,5 kV Frecuencia nominal : 60 Hz Factor de Potencia : 0,90 (atraso) Conexión del sistema : neutro aterrado en SE Principal Potencia de cortocircuito mínima : 250 MVA. Nivel isoceráunico : 30 Altitud : 362 a 3405 m.s.n.m
Los cálculos eléctricos se han realizado con los valores que presentará el sistema
en su etapa final, asegurándose así que la línea primaria cumplirá durante todo el
período de estudio con los requerimientos técnicos establecidos por las normas
vigentes.
4.1.3. DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD.
Sobre la base de las Normas indicadas anteriormente, se consideró como
distancias mínimas de seguridad, tomando en cuenta las condiciones
meteorológicas de la zona del Proyecto, lo siguiente:
a. Separación mínima horizontal o vertical entre conductores de un mismo circuito en los apoyos.
Para Tensiones entre 0,75 - 11,00 kV : es 0,40 m Para Tensiones mayores a 11,00 kV : 0,40 m + 0,01 m/kV en exceso
de 11 kV Para tensión = 10,0 kV : se tiene 0,40 m Para tensión = 22,9 kV : se tiene 0,52 m
Para el proyecto se considera:
Horizontal = 0,70 m Vertical = 1,00 m
Esta distancia es válida tanto para la separación entre dos conductores de fase
como entre un conductor de fase y uno neutro
b. Distancia mínima entre los conductores y sus accesorios bajo tensión y elementos puestos a tierra.
77
D = 0,25 m
c. Distancia horizontal mínima entre conductores de un mismo circuito a mitad de vano.
D = 0,0076 (U )(FC)+ 0,65 √ fDonde:
U = Tensión nominal entre fases, kVFC = Factor de corrección por altitud.f = Flecha del conductor a la temperatura máxima prevista, m
Notas:
Cuando se trate de conductores de flechas diferentes, sea por tener distintas
secciones o haberse partido de esfuerzos EDS diferentes, se tomará la mayor
de las flechas para la determinación de la distancia horizontal mínima.
Además de las distancias en estado de reposo, se deberá verificar, también,
que bajo una diferencia del 40% entre las presiones dinámicas de viento sobre
los conductores más cercanos, la distancia D no sea menor que 0,20 m.
d. Distancia vertical mínima entre conductores de un mismo circuito a mitad de vano.
- Para vanos hasta 100 m : 0,70 m- Para vanos entre 101 y 350 m : 1,00 m- Para vanos entre 350 y 600 m : 1,20 m- Para vanos mayores a 600 m : 2,00 m
En estructuras con disposición triangular de conductores, donde dos de éstos
estén ubicados en un plano horizontal, sólo se tomará en cuenta la separación
horizontal de conductores si es que el conductor superior central se encuentra
a una distancia vertical de 1,00 m o 1,20 m (Según la longitud de los vanos)
respecto a los otros 2 conductores.
e. Distancia horizontal mínima entre conductores de diferentes circuitos.
En caso sea necesario, se aplicará la misma fórmula consignada en el ítem c).
Para la verificación de la distancia de seguridad entre dos conductores de
distinto circuito debido a una diferencia de 40% de las presiones dinámicas de
viento, deberá aplicarse las siguientes fórmulas:
D = 0,00746 (U) (FC), pero no menor que 0,20 mDonde:
U = Tensión nominal entre fases del circuito de mayor tensión, en kV.
78
FC = Factor de corrección por altitud.
f. Distancia vertical mínima entre conductores de diferentes circuitos.
Esta distancia se determinará mediante la siguiente fórmula:
D = 1,20 + 0,0102 (FC) (kV1 + kV2 - 50)Donde:
kV1= Máxima tensión entre fases del circuito de mayor tensión, en kVkV2= Máxima tensión entre fases del circuito de menor tensión, en kV
Para líneas de 22,9 kV, esta tensión será 25 kV FC = Factor de corrección por altitud
La distancia vertical mínima entre: Líneas en 22,9 kV será de 1,20 m Líneas de 22,9 kV y líneas de menor tensión será de 1,00 m
Según CNE 2011(Tabla Nº 233-1): Entre conductores de hasta 23 kV 1,20 m Entre conductores de hasta 23 kV, sobre cables
auto soportados menores a 750V 1.20 m Entre conductores de 23 kV, sobre conductores de
comunicaciones1.80 m
g. Distancias verticales mínimas a la superficie del terreno.
Lugares accesibles solo a peatones : 5,0 mLaderas no accesibles a vehículos o personas : 5,0 mLugares con circulación de maquinaria agrícola : 6,5 mAl cruce de carreteras, calles y avenidas : 7,0 mA lo largo de carreteras y avenidas : 6,5 m A lo largo de caminos, calles o callejones : 6,0 m A lo largo de caminos y calles en zonas rurales : 6,0 m
h. Distancias Mínimas a Terrenos Boscosos o Árboles Aislados.
Distancia vertical entre el conductor inferior y los árboles : 2,5 mDistancia radial entre el conductor y los árboles laterales : 0,5 mDistancia radial entre el conductor y paredes y otrasEstructuras no accesibles. : 2,5 m
i. Distancias mínimas a carreteras.
En áreas que no sean urbanas, las líneas primarias recorrerán fuera de la
franja de servidumbre de las carreteras.
79
Las distancias mínimas del eje de la carretera al eje de la línea primaria serán
las siguientes:
En carreteras importantes : 25 mEn carreteras no importantes : 15 m
Según CNE 2011(Tabla Nº 233-1):
Cuando los conductores recorren a lo largo y dentro de los límites de las carreteras u otras fajas de servidumbre de caminos pero que no sobresalen del camino:
Carreteras y avenidas : 6,5m
Caminos, calles o callejones : 6,0m
Espacios y guías peatonales o áreas no transitables por vehículos 5,0m
Calles y caminos en zonas rurales : 6,0 m
Caminos no carrozables en zonas rurales : 5,0 m
Cuando los conductores cruzan o sobresalen:
Carreteras y avenidas sujetas al tráfico de camiones : 7,0m
Caminos, calles y otras áreas sujetas al tráfico de camiones : 6,5m
Calzadas, zonas de parqueo y callejones : 6,5m
Otros terrenos recorridos por vehículos, tales como cultivos,
Pastos, bosques, huertos, etc. : 6,5m
Espacios y vías peatonales o áreas no transitables por vehículos : 5,0m
Calle y caminos en zonas rurales : 6,5m
Nota: Las distancias verticales se determinarán a la máxima temperatura y las
distancias radiales se determinarán a la temperatura en la condición EDS y
declinación con carga máxima de viento. Las distancias radiales podrán
incrementarse cuando haya peligro que los árboles caigan sobre los
conductores.
j. Distancias mínimas al espejo de agua en cruces de ríos
Cuando los conductores cruzan o sobresalen:
Áreas de agua no adecuadas para barcos de vela o donde su
80
navegación está prohibida 7,0m
Áreas de agua para barcos de vela, incluyendo lagos, charcas, represas aguas de marea, ríos, corrientes y canales con un área superficial no obstruida de: 17 y 18
a.-Menos de 8 hectáreas 7,5mb.- Más de 8 a 80 hectáreas 9,0mc.- Más de 80 a 800 hectáreas 11,0 md.- Más de 800 hectáreas 12,5m
17Para embalsamientos controlados el área de superficie y sus distancias
correspondientes deberán basarse en el diseño del nivel de altura del agua.
Para otras masas de agua el área de superficie será aquella encerrada por su
marca anual de altura del agua, y las distancias de seguridad se basarán en el
nivel normal de flujo. La distancia de seguridad en los ríos, corrientes y canales
se basará en el área superficial más grande de cualquier segmento de 1,6 km
de largo que incluye el cruce. La distancia de seguridad sobre un canal, río o
corriente por lo general utilizado para proporcionar acceso a los barcos de vela
a una masa de agua más grande será la misma que la requerida para la masa
de agua más grande.
18Donde un obstáculo sobre el agua restringe la altura de un barco a menos de
la altura referencial aplicable indicada en la Tabla 232-3, la distancia de
seguridad requerida puede reducirse por la diferencia entre la altura de
referencia y la altura del obstáculo sobre el agua, a excepción que la distancia
de seguridad reducida no será menor que la exigida para el área superficial en
el lado del cruce de línea del obstáculo.
4.1.4. CÁLCULO DE PARÁMETROS DE CONDUCTORES.
4.1.4.1. Resistencia de los conductores.
La resistencia de los conductores a la temperatura de operación “RL”, se ha
calculado mediante la siguiente fórmula:
RL=R20 °C [1+α ( t−20 °C )]
Donde:
81
R20°C : Resistencia del conductor en c.c. a 20°C en ohm/km : Coeficiente de variación térmica del conductor en °C-1 = 0.00360°C-1: para conductores de aleación de aluminio AAACt : Temperatura máxima de operación en °C ( t=45°C ).
Para las derivaciones monofásicas con retorno total por tierra (MRT), se
consideró además la componente resistiva en función de la frecuencia, lo que
puede expresarse mediante la siguiente relación:
RLT=RL+π2∗f∗10−4ohm /km
Para f = 60 Hz:
RLT=RL+0,06
Donde:
RLT : Resistencia equivalente en el sistema MRT, en ohm/km.RL : Resistencia propia del conductor a la temperatura de operación, en ohm/km.
4.1.4.2. Reactancia inductiva.
La reactancia inductiva “XL”, para sistemas trifásicos equilibrados, se ha calculado
mediante la siguiente relación:
X L3=377(0.5+4.6DMGr )∗10−4
Donde:
X L3 : Reactancia inductiva en ohm/km
DMG : Distancia media geométrica Para sistema trifásico : 1,694 m
R : Radio del conductor en m.
La fórmula es la misma que para sistemas trifásicos, pero la distancia media
geométrica (DMG) será igual a 2,20 m
La reactancia inductiva equivalente para las derivaciones con sistema monofásico
con retorno total por tierra (MRT), a su vez, se ha calculado mediante la siguiente
relación:
X ¿=0,1734DeDs
Donde:
X LT : Reactancia inductiva equivalente en ohm/km.
82
De : Distancia equivalente entre el conductor y el camino de retorno a
Través de la tierra, en m.
Ds :Radio equivalente del conductor en m.
El diámetro eléctrico “De” es función de la resistividad e igual a:
De=658.9¿
Para f = 60 Hz se tiene:
De=85√ ρ ;enm
Donde:
: Resistividad eléctrica del terreno en ohm-m
Por su parte el radio equivalente “Ds” para conductores de 7 alambres es igual a:
Ds=2.117 γ ´ ;enm
Donde:
’ = radio de los alambres del conductor, en m.
Para efectos de los cálculos de los parámetros de los conductores y tomando como resistividad un valor medio de = 250 Ohm – m, se calculan los valores para los conductores de aleación de aluminio empleados en el proyecto y se muestran en el Anexo 01.
4.1.4.3. Parámetros de secuencia positiva, negativa y cero.
Para efectos del cálculo de las corrientes de cortocircuito, se han obtenido las
resistencias y reactancias inductivas unitarias de la línea primaria de secuencia
positiva, negativa y cero (homopolar). Para el sistema existente los parámetros de
secuencia positiva y negativa son los mismos que se han calculado en el acápite
anterior.
La resistencia homopolar Ro se ha calculado según la siguiente relación:
R0=R1+3( μo∗ω8
)
Donde:
Ro : Resistencia unitaria de secuencia cero en Ohm/km.
R1 : Resistencia unitaria de secuencia positiva del conductor, a la temperatura
83
de operación en Ohm/km.
o : Constante de inducción magnética. o = 4 x 10 –4 H/km
: Frecuencia angular = 2 f Seg-1
f : Frecuencia del sistema
Para f = 60 Hz se tiene:
R0=R1+0,17765
La reactancia inductiva de secuencia cero Xo, a su vez, ha sido calculada
mediante la ecuación siguiente:
X 0=μo∗ω
2 π¿
Donde:
X0 : Reactancia inductiva de secuencia cero, en ohm/km
: Índice de penetración en m.
δ= 1,85
√μo∗ω / ρ
Donde:
: Resistividad eléctrica del terreno en ohm-mL : Permeabilidad relativa del conductor. Usualmente igual a 1n : Número de conductores parciales. En este caso n = 1RMG : Radio medio geométrico del conductor
RMG=0.726∗r
r : Radio del conductor en m.
DMG : Distancia media geométrica en m.
En el Anexo 01, se muestra los valores calculados para los conductores de
aleación de aluminio empleados en el proyecto.
4.1.5. ANALISIS DEL SISTEMA ELECTRICO.
4.1.5.1. Resultados del estudio de mercado eléctrico.
El estudio de mercado eléctrico ha sido actualizado para las localidades del
proyecto, para un horizonte 20 años (2033), los resultados del consolidado del
estudio de mercado eléctrico se presenta en el Anexo 02.
84
4.1.5.2. Flujo de carga y regulación de tensión.
El objetivo principal del flujo de potencia es evaluar el funcionamiento de los
sistemas existentes y proyectados para su control y planificación para
expansiones futuras, en el cual se define principalmente las potencias activa y
reactiva y los perfiles de tensión, con el cual se definen los calibres de los
conductores a utilizar, equipos de protección y maniobra apropiados para mejorar
la confiabilidad del suministro eléctrico, garantizar la oferta disponible y
determinar el incremento de pérdidas producido por la integración del proyecto al
sistema eléctrico existente.
Para el análisis de flujo de carga y pérdidas se utilizará el Software de Flujo de
Carga DigSilent. El programa requiere del ingreso de datos de resistencias,
reactancias, tensión de generación, carga y distancias. Los resultados del
programa muestran los flujos de potencia y pérdidas en kW ó kVAR; así como el
nivel de tensión de cada barra en kV y pu.
Para la regulación de tensión, se tendrá en cuenta las normas vigentes, para lo
cual se considerará como valor límite para la caída de tensión desde la salida de
los circuitos troncales hasta los primarios de los transformadores de distribución,
el ± 5 % de la tensión nominal. Los resultados del flujo de potencia se presentan
en el Anexo N° 03.
4.1.6. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITO.
El cálculo de cortocircuito se realizará para todo el sistema desde la Subestación
de Potencia hasta las Subestaciones de Distribución de cada localidad
beneficiadas que tienen suministros trifásicos y monofásicos.
Con el propósito de brindar seguridad a los diferentes equipos a ser instalados en
el proyecto, se ha previsto limitar las corrientes de falla que pudieran suscitarse,
mediante dispositivos de protección adecuadamente dimensionados y
coordinados. Con este propósito se ha efectuado el cálculo de las corrientes de
falla. Los resultados del cálculo se presentan en el Anexo 04.
4.1.7. CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO EXISTENTE.
El proyecto “SISTEMA ELÉCTRICO RURAL HUANCABAMBA – HUARMACA V
ETAPA” EN EL DEPARTAMENTO DE PIURA” tiene como fuente de suministro
85
eléctrico la S.E. Loma Larga 60/22,9kV; 7-9MVA Onan-Onaf, y es un sistema
aterrado.
4.1.7.1. Estudio de coordinación de protección.
La coordinación de protecciones, para nuestro caso consiste en determinar las
capacidades de interrupción de corriente de los elementos de protección
(fusibles) ante la ocurrencia de un evento. Evidentemente la coordinación basada
en la selectividad es efectuada por consideración de valores de corriente, con la
finalidad de desconectar una mínima parte de la red.
Para fallas severas especialmente fallas permanentes (como el caso de rotura de
conductores, rotura de aisladores, corto circuito en devanado de transformadores,
etc.), el equipo fallado debe ser reparado o reemplazado.
El estudio de la coordinación de protección del Proyecto, implica el análisis de los
elementos de protección para la derivación a los ramales de localidades del
proyecto.
4.1.7.2. Coordinación Reconectador Automático – Fusible.
La coordinación de los equipos de protección entre los reconectadores
automáticos y los fusibles tipo expulsión se ha realizado para garantizar que las
fallas que ocurran en las redes primarias sean despejadas por los equipos de
protección principales de cada sector.
Hay dos reglas generales que definen la coordinación de la protección adecuada:
Para todos los valores de corriente de falla en la sección protegida por el fusible,
el tiempo mínimo de fusión del fusible deber ser mayor que el tiempo de despeje
de la operación rápida del reconectador automático.
Para todos los valores posibles de corriente de falla en la sección de línea
protegido por el fusible, el tiempo máximo de despeje del fusible no debe ser
mayor que el mínimo tiempo de despeje lento del reconectador automático.
En el Anexo Nº 5.0 se muestran las curvas características tiempo-corriente del
reconectador automático, estas curvas están sobrepuestas con las características
tiempo-corriente de los fusibles seleccionados en la línea primaria. Las curvas de
los fusibles están formadas por dos partes; es decir la parte superior de la curva
(rango de baja corriente) representa la curva de tiempo total de eliminación de la
86
falla y la parte inferior (rango de alta corriente) representa la fusión del fusible
(Ver la figura Nº 02).
Figura Nº 02
4.1.7.3. Característica tiempo-corriente del reconectador y el fusible.
Los puntos de intersección de las curvas del fusible con las curvas rápida y lenta
del reconectador ilustran los límites entre los cuales es de esperarse la
coordinación. No obstante, para establecer con precisión los puntos de
intersección, es necesario que las curvas características del reconectador y del
fusible se desplacen, o modifiquen para tomar en cuenta el calentamiento y
enfriamiento alternados del elemento fusible conforme el reconectador pasa por
su secuencia de operación.
4.1.7.4. Explicación de la coordinación entre el reconectador y el fusible.
La curva A de la figura Nº 03 es la característica equivalente de dos aperturas
instantáneas (A) y se compara con la curva de daño para el fusible, lo cual es el
75% de la curva de tiempo de fusión del mismo. Con esto se establece el límite
de corriente alta de coordinación satisfactoria, indicada por el punto de
intersección b´. Para establecer el límite de corriente baja de coordinación con
éxito, se compara la entrada total de calor al fusible, representada por la curva B,
la cual es igual a la suma de dos operaciones instantáneas (A) más dos diferidas
(B), con la curva de tiempo total de eliminación de la falla del fusible. El punto de
intersección está indicado por a´. Sobre la base de todas las correcciones
87
agregadas, el fusible estará bien coordinado con el reconectador, entre los límites
a´y b´.
Este procedimiento ha sido utilizado para la coordinación entre el reconectador y
los fusibles seleccionados de la línea primaria.
Figura Nº 03 - Característica tiempo-corriente del reconectador y fusible
En general, se obtiene máxima coordinación para el reconectador automático
para dos operaciones rápidas seguidas por dos lentas (ajuste actual),
despejándose de 90 a 95% de las fallas transitorias.
4.1.8. ANÁLISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICO INVOLUCRADO.
El análisis está referido a los equipos de protección que se encuentran aguas
arriba de los puntos de suministro y desde el punto de generación, así como
también de los equipos que se encuentran aguas abajo del punto antes indicado.
Del estudio de cortocircuito efectuado al sistema eléctrico, se determina las
corrientes de falla en los diferentes puntos del sistema. Los dispositivos de
protección deberán estar en la capacidad de operar convenientemente ante la
presencia de las corrientes antes mencionadas.
Asimismo, en el estudio de flujo de carga se determina las corrientes máximas
que fluyen a través del sistema eléctrico, Los dispositivos de protección deberán
estar en la capacidad de soportar dichos valores de corrientes/
Los dispositivos de protección deberán coordinar teniendo en consideración las
corrientes de cortocircuito y las corrientes de carga.
88
Los seccionadores fusibles (Cut Outs) se instalarán en todas las subestaciones
de distribución, en los seccionamientos de derivaciones mayores a 5,0 km, con la
finalidad de brindar protección y facilidad durante la operación del sistema.
Con el propósito de brindar seguridad y continuidad del servicio se ha
considerado la selectividad entre seccionadores fusibles (Cut Outs), considerando
que el tiempo de operación de los fusibles es una función del tiempo de la
corriente de prefalla y el tiempo de la corriente de falla.
NORMA
- ANSI C37.43. Características de los fusibles tipo K y T
- IEC 60282 High-voltage fuses
a) Criterios para coordinación de protección entre fusibles.
Los criterios para la coordinación de protección entre fusibles son los siguientes:
- Para asegurar una correcta coordinación entre dos fusibles en serie es
necesario asegurar que el valor total I2 x T tomado por el fusible de menor
capacidad no sea mayor que el valor total I2 x T de prefalla del fusible de mayor
Capacidad de corriente.
- Para asegurar una coordinación satisfactoria, el radio de corriente entre dos
fusibles deberá ser mayor que dos, a fin de garantizar la actuación coordinada de
los fusibles.
- Otro criterio utilizado para una correcta coordinación entre dos fusibles en
serie, es que el tiempo final de falla (total clearing o fin de fusión) del fusible de
menor capacidad no deberá ser mayor que el 75 % del tiempo de inicio de falla
(minimum melting o inicio de fusión) del fusible de mayor capacidad.
- La calibración se ha efectuado para las condiciones más extremas, es decir
para una falla monofásica.
- Cuando los fusibles se pone en coordinación con relés, en este coso el relé
actuará como un respaldo de los fusibles y no viceversa. Para una correcta
coordinación entre un relé y un fusible, la calibración de la corriente del relé
deberá ser aproximadamente tres veces de la corriente nominal del fusible.
- Cuando se efectúa la coordinación de protección entre un recloser con
fusibles y considerando que muchas de las fallas son transitorias, el relé del
89
recloser debe ser calibrado de manera que los fusibles no se quemen. Si la falla
persiste el recloser se queda en la posición cerrado después de una apertura y el
fusible se quema para aislar la falla.
b) Descripción de coordinación de protección entre fusibles.
La coordinación de protección entre fusibles se ha efectuado teniendo en cuenta
los criterios expuestos en item b). Se ha considerado como equipos de protección
a seccionadores fusibles (cut-out). Las corrientes de carga de cada tramo de línea
protegido se ha obtenido de los resultados de flujo de carga y los tiempos
minimum melting time y total clearing time se ha obtenido del manual de S&C
ELECTRIC COMPANY – Chicago – TCC NUMBER 165-2 y 165 –2-2.
La curva característica de los fusibles tipo K se muestran en el siguiente gráfico:
Características de los fusibles tipo K
- El tiempo largo de la corriente continua de un fusible es generalmente sería 150%
de rating para fusibles de estaño y 100% de rating para fusibles de plata.- Las temperaturas extremas y las precargas afectan las curvas t-I es necesario
tener presente.
90
Selección de fusibles
- Intensidad Mínima (Imin.): Corriente mínima de operación que origina la
fusión del hilo fusible (este valores sitúa entre 1,6 a 2 veces la corriente nominal del fusible).- Tiempo de Operación (top.): Tiempo en que el hilo fusible demora en
fundirse.- Intensidad Nominal (In): Corriente nominal del protector fusible.
Los cálculos y resultados se muestran en el ANEXO N° 5.0.
91
4.1.9. ESTUDIO DE RESISTIVIDAD Y CÁLCULO DE PUESTA A TIERRA.
4.1.9.1. Premisas de diseño.
Los criterios para el dimensionamiento de las puestas a tierra en líneas de media
tensión, incluyendo las de electrificación rural son los siguientes:
Seguridad de las personas.
Operación del sistema
Facilidad para el recorrido a tierra de las corrientes de fuga
Para subestaciones de distribución, el diseño de puesta a tierra se hará con el
criterio de operación del sistema y protección al equipo, y se seleccionará entre
diferentes configuraciones la que tenga menor resistencia y cumpla con las
exigencias de la Norma DGE rd018-2003-EM, las que están en función de la
potencia del transformador.
Los circuitos primario y secundario del transformador utilizarán un solo conductor
de puesta a tierra, para ello, se efectuará una conexión directa entre el neutro del
primario con el neutro del secundario y tendrán un sistema de puesta a tierra
común.
La sección mínima del conductor de puesta a tierra, será 16 mm2,
correspondiente para un conductor de cobre o su equivalente si fuese otro tipo de
conductor.
4.1.9.2. Medición de resistividad.
Para la elaboración del presente estudio se realizó las mediciones en campo en
los puntos posibles de la ubicación de las subestación.
El equipo de medición utilizado es Digital Earth Testers, telurómetro digital
modelo MDT20KWE de la marca MEGABRAS, el cual mide la resistencia de
aterramiento y la resistividad específica del terreno con una precisión del 2,5%.
Es apto para medir resistividad específica del terreno por el Método de Wenner.
El equipo funciona con 4 jabalinas de 45 cm de longitud y 10 mm de diámetro, de
acero galvanizado. Cumple con las normas VDE 0143 Parte 7 (1982) y BS 7430
(1992).
92
Para el levantamiento de la curva de resistividad del suelo, se ha aplicado el
método de Wenner, el cual es internacionalmente aceptado para la consecución
de datos para el diseño de puestas a tierra. Este método consiste en clavar 4
electrodos de exploración a una profundidad “b”, debiendo estar igualmente
espaciados y a una distancia “a”. Por los electrodos de los extremos se inyecta
una corriente I, mientras que entre los electrodos intermedios se mide la
diferencia de potencial V.
En estas condiciones, la fórmula general para el cálculo de la resistividad a partir
del valor de la resistencia medida es:
Donde:C1 y C2 Electrodos de corriente.P1 y P2 Electrodos de potencial.M Instrumento de medida de resistencia de tierra.a Separación equidistante de electrodos en m.b Profundidad de clavado de los electrodos (ba/20) en m. Resistividad del terreno en Ohm.m.R Resistencia del terreno en Ohm.
Las separaciones entre los electrodos de medida se tomaron con variaciones de 1, 2, 4 y 8 metros.
93
ρ=2×π×a×R Ohm−m
4.1.9.3. Análisis de la información.
La información obtenida de las mediciones fue analizada y clasificada
estadísticamente, tomando en cuenta lo siguiente:
Se calculó la media aritmética de los valores de resistividad medidos para cada
espaciamiento adoptado:
Donde:
M(aj) : Resistividad media para un espaciamiento aj
n : Número de mediciones efectuadas para un espaciamiento aj
i(aj) : Valor de la i-ésima medición de resistividad con un espaciamiento aj
q : Número de espaciamientos considerados.
Se determinó la desviación de cada medida con respecto al valor medio
Se despreció a los valores de resistividad que presentaron un desvío mayor que 50% con respecto a la media aritmética.
Con los valores aceptados, se recalcularon las medias aritméticas de los valores de resistividad, obteniéndose los valores definitivos y representativos.
4.1.9.4. Estratificación del suelo.
Usando la teoría de electromagnetismo, es posible desarrollar un modelo
matemático, que con auxilio de las medidas efectuadas por el método de Wenner,
se puede calcular la resistividad de la primera y segunda capa, así como de su
altura respectiva.
Una corriente eléctrica “” ingresando por el punto “A”, en un suelo de dos capas
tal como se muestra en la Figura Nº 8.1, genera potenciales en la primera capa,
que deben satisfacer la siguiente ecuación conocida como la ecuación de
Laplace.
94
ρ M (a j )=1n∑
1
n
ρ i (a i) ∀ j=1 , q i=1 , n
|ρ i( a j )−ρ M (a j )| ∀ j=1 , q i=1 , n
|ρ i(a j)−ρM (a j )
ρ M (a j )|×100≥50 % ∀ j=1 , q i=1 , n
Resolviendo la ecuación de Laplace se tiene la siguiente expresión:
Donde:
De la expresión anterior se verifica que la variación del coeficiente de reflexión “K”, está limitado entre –1 y +1.
El método empleado para la estratificación del suelo fue el método de Pirson, que
recoge la propiedad de la constante K y que utiliza la familia de curvas de ρ( a)/ ρ1
en función de h /a para una serie de valores de K negativos y positivos, cubriendo
todo el rango de variación.
La curva típica para K negativo, esto es la curva ρ( a)×a descendente es la siguiente:
95
a
a
K= ρ2−ρ1ρ2+ρ1
Vp= Iρ 1
2π [1r+2∑
n=1
∞ K n
√r2+(2nh)2 ]
−1≤K≤1
Asimismo, la curva típica para K positivo, esto es la curva ρ( a)×a ascendente será:
Curvas (a)/(1) vs h/a k positivos
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0
h/a
(1)/(a)
1
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
K
96
a
a
Para la reducción de capas, considerando paralelismo entre las capas, se ha
empleado la fórmula de Hummel, que transforma directamente el suelo en dos
capas equivalentes:
Donde:di : Espesor de la i-ésima capa en mi : Resistividad de i-ésima capa en Ohm.mn : Número de capas reducidaseq : Resistividad equivalente en Ohm -mdeq : Distancia equivalente en m.
En el Anexo 06, se presenta los resultados de la estratificación del terreno, así
como el número de estratos equivalentes, resistividad y la profundidad de cada
capa.
4.1.10. CÁLCULO DE PUESTA A TIERRA.
Configuración analizada.
Para el cálculo de la resistencia teórica de los sistemas de puesta a tierra, a
través de la resistividad aparente, se ha tenido en cuenta la configuración de
electrodos en disposición vertical.
La resistencia propia para un sistema de puesta a tierra compuesta por un
electrodo, se estima de acuerdo con la siguiente expresión:
Rhh= ρa2πL
Ln( 4 Ld )
Donde:
Rhh Resistencia propia de un electrodo (ohm)a Resistividad aparente del terreno (ohm – m)L Longitud del electrodo (m)d Diámetro del electrodo
97
d eq= d 1+d2+d3+. . .. .+dn=∑i=1
ndi m
ρ eq= d 1+d 2+d3+ .. .. .+dnd 1ρ1
+ d 2ρ2
+ d 3ρ3
+ .. .. .+ dnρn
=∑i=1
ndi
∑i=1
n diρi
Ohm−m
Resistencia equivalente de un electrodo considerando efecto mutuo de demás electrodos en paralelos (Rh).
La resistencia equivalente de un electrodo de puesta a tierra considerando el
efecto mutuo de los demás electrodos en paralelo, se estima a través de la
siguiente relación:
Rh=Rhh+ ∑m=1 m≠h
n
Rhm
Donde:
Rh : Resistencia equivalente de un electrodo h (ohm)Rhh : Resistencia propia del electrodo (ohm)Rhm : Resistencia mutua debido a la interferencia de electrodos en paralelo n : Número de electrodos en paralelo.
La resistencia mutua se estima utilizando la siguiente expresión:
Donde:
Rhm Resistencia mutua debido a la interferencia de electrodos en paraleloa : Resistividad aparente del terreno (ohm-m)L : Longitud de un electrodo (m)bhm : Longitud de la diagonal entre electrodos en análisis (m)ehm : Separación horizontal entre electrodos en análisis (m)h y m : Electrodos en análisis.
Resistencia equivalente de electrodos en paralelo (Re).
La resistencia equivalente de puesta a tierra de varios electrodos en paralelos se
estima con la ayuda de la siguiente relación:
Re= 1
∑i=1
n1Ri
Donde:
Re : Resistencia equivalente de puesta a tierra del conjunto de electrodos.
98
Rhm= ρa4 πL
Ln( (bhm+L )2−ehm2
ehm2−(bhm−L )2 )
Ri : Resistencia inicial de cada electrodo (ohm).n : Número de electrodos en paralelo.
Configuraciones empleadas.
Para estimar la resistencia teórica de los sistemas de puesta a tierra, mediante la
utilización de la resistividad aparente, se considera las siguientes configuraciones:
Configuración PAT-1C– Sistema a tierra con un conductor de contrapeso.
El sistema de puesta a tierra tipo PAT-1C, consiste en llevar el conductor de
cobre recocido de 16 mm2 desnudo por debajo de la tierra junto al poste como
contrapeso, se instalarán en las estructuras no provistas de equipos de
seccionamiento, protección y transformador.
RPAT−1C=ρ
π×L×[Ln( 2×L
√(2×r×p ) )−1]Donde:
= Resistividad eléctrica aparente del terreno (ohm-m).r = radio del conductor (contrapeso).L = longitud del conductor (contrapeso).H = Profundidad de enterramiento.
Configuración PAT-1 – Sistema a tierra con un electrodo en disposición vertical.
Esta configuración está compuesta por un electrodo vertical de cobre o coperweld
de 2,4 m de longitud y 16 mm de diámetro, enterrado a una profundidad del nivel del
suelo de 0,3 m.
Configuración PAT-2 – Sistema a tierra con dos electrodos verticales.
Esta configuración está compuesta por dos electrodos verticales, las cuales se
encuentran alineadas respecto del poste con una separación entre estos de 5 m.
Estas se conectan entre ellas a través de una varilla horizontal y ésta al poste.
Configuración PAT-3 – Sistema a tierra con tres electrodos verticales.
99
2,5 m 2,5 m
2,5 m
Configuración compuesta por tres electrodos verticales, las cuales se encuentran
alineadas con una separación entre estos de 5 m. Estas se conecta entre ellas a
través de una varilla horizontal y ésta al poste, la disposición puede ser horizontal,
tal como se aprecia en la siguiente figura:
En el Anexo 06, se muestra el resultado del cálculo de puesta a tierra para las
configuraciones adoptadas.
4.1.10.1. Puesta a tierra de líneas y redes primarias.
La configuración del sistema de puesta a tierra será de dos tipos:
El tipo PAT-1C, se instalarán en todas las estructuras de las líneas y redes
primarias, que consiste de un conductor de cobre en anillo en la base de la
estructura.
El tipo PAT-1, se instalará en todas las estructuras de seccionamiento, que
consiste de un electrodo en posición vertical.
4.1.10.2. Puesta a tierra de subestaciones de distribución.
Para los proyectos de electrificación rural, la DGE/MEM, basado en normas
internacionales y en los criterios que actualmente se aplican, ha normalizado la
instalación de una sola puesta a tierra tanto para la media tensión como para la
baja tensión.
El numeral 5.1.3 de la norma de transformadores de distribución ANSI C57.12.20-
1974 establece que los terminales neutros de los transformadores monofásicos,
tanto del lado de media tensión como el de baja tensión deben unirse mediante
pernos al tanque del transformador.
Según las Norma DGE rd018-2003-EM, el valor máximo para la resistencia de
puesta a tierra a considerarse en las subestaciones de distribución es:
En subestaciones trifásicas y monofásicas conectadas entre fases (bifásicas): 25 Ω.
100
5,0 m2,5 m 2,5 m
En transformadores monofásicos de sistemas con retorno total por tierra: los
siguientes valores de acuerdo a la potencia de los transformadores.
Potencia del TransformadorkVA
Resistencia de Puesta a Tierra (Ohmios)
5 2510 2515 2025 15
Con los valores de resistividad de diseño y con la premisa de obtener un valor de
resistencia de puesta a tierra menor a lo especificado en el cuadro anterior, se ha
efectuado el diseño de puesta a tierra para las subestaciones de las localidades
involucrados en el proyecto, los resultados se presentan en el Anexo 06.
4.1.10.3. Tensiones de toque y de paso.
La seguridad de una persona depende de la prevención de cantidades críticas de
energía de choque absorbidas por el cuerpo humano, antes de que la falla sea
despejada y el sistema desenergizado. El cálculo mostrado se basa en la norma
IEEE 80.
Tensión de Toque
Circuito típico casual mano-pies, desde una estructura con falla y puesta a tierra.
La ecuación que nos da el valor del potencial de toque admisible es:
101
V tAdmisible=(RCH+1 .5 xC s x ρs ) x0 .116√t , para personas de 50 kg
Donde:
C s=1 (Suelo Homogeneo)
ρ s = ρ eq ; para K=0
t = tiempo de despeje de falla.
ρ s : Resistividad superficial del Suelo (ohm-m)
RCH : Resistencia promedio del cuerpo humano = 1000 ohm
Luego la tensión de toque de la red será:
V tred=ρeq x I f
2xΠ xd , La d.d.p. depende de la distancia a los dos pies (d=1m)
Se debe cumplir que la tensión de toque admisisble debe ser mayor que la
tensión de toque de la red.
Ver valores obtenidos en Anexo Nº 06.
Tensión de Paso
Contacto casual pie-pie próximo a estructura con falla y puesto a tierra, la
magnitud depende de la distancia entre los pies.
La ecuación de tensión de paso admisible será:
102
V PAdmisible=(RCH+6 xC s x ρs )x0. 116√t , para personas de 50kg
C s=1 (Suelo Homogéneo)
ρ s = ρ eq ; para K=0
t = tiempo de despeje de falla.
ρ s : Resistividad superficial del Suelo (ohm-m)
Luego la tensión de paso de la red será:
V pred=ρ eq x I f
2 xΠ xd
La d.d.p. depende de la distancia entre La persona y punto energizado (d=2m)
Se debe cumplir que la tensión de paso admisisble debe ser mayor que la tensión
de paso de la red.
Ver valores en Anexo Nº 06.
En Conclusión para tener una mayor confiabilidad en el sistema así como un
mayor grado de seguridad de las personas se considerará PAT`s del tipo PAT-3
en todas la Subestaciones de distribución para cumplir con los valores mínimos
de seguridad de las tensiones de Toque y Paso.
4.1.11. ESTUDIO DE COORDINACION DE AISLAMIENTO.
4.1.11.1. Estudio de coordinación del aislamiento.
Se entiende por coordinación del aislamiento al conjunto de disposiciones que se
toman a fin de evitar que las sobretensiones causen daño a los equipos eléctricos
y que cuando los arcos de defecto no puedan ser eludidos con medios que
resulten económicos sean localizados en puntos del sistema donde produzcan la
mínima afectación al funcionamiento y a las instalaciones de este último.
Por tal razón es imprescindible la instalación de los pararrayos para la adecuada
protección del aislamiento interno de los transformadores, con cuyo objeto
deberán ser conectados a estos últimos en forma más directa e inmediata posible
tanto entre bornes de AT como entre bornes de puesta a tierra.
103
Los parámetros característicos de los pararrayos deberán quedar conveniente
comprendidos (teniendo en cuenta márgenes de seguridad) entre los valores de
niveles de tensión que pueden soportar por los aislamiento y los valores de
ciertas sobretensiones que no deberán provocar o mantener descarga interna del
pararrayo.
Los márgenes mínimos de seguridad recomendado por ANSI, según guía de
aplicación C62.2-1981 es:
MP1 : Margen del nivel de onda cortada = 120 %
MP2 : Margen del nivel básico de aislamiento (BIL) = 120 %
MP3 : Margen por maniobra = 115 %
Donde:
MP1 =TSIACFNPFO +∆V
TSIACF : Tensión soportable de impulso atmosférico cortado
NPFO : Nivel de protección del pararrayos para frente de onda
∆V : Valores de tensión a ser adicionados para los niveles de de protección del pararrayos
Protección del pararrayo, debido al efecto de la distancia de separación de la
conexión del pararrayo al equipo protegido.
MP2 =TSNIANPIA + ∆V
TSNIA : Tensión soportable nominal de impulso atmosférico del equipo
NPIA : Nivel de protección del pararrayos para impulso atmosférico
∆V : Valores de tensión a ser adicionados para los niveles de de protección del pararrayos
MP3 =TSNIM NPIM
TSNIM : Tensión soportable nominal de impulso maniobra del equipo
NPIM : Nivel de protección del pararrayos para impulso de maniobra
Para el estudio se utilizará el método determinístico de coordinación de
aislamiento para determinar los márgenes de protección ofrecidos por el
104
pararrayo para un nivel de tensión de 22,9 kV para un equipamiento con tensión
máxima de operación de 25 kV, que representa una tensión soportable de
impulso atmosférico de 125 kV.
Datos para los cálculos:
Tensión Nominal sistema 22,9 kV
Tensión máxima del sistema 25 kV
Tensión soportable de impulso atmosférico de 125kV
Tensión residual para impulso de onda cortada – 10 kA: 59,1 kV
Tensión residual para impulso atmosférico – 10 kA: 52,3 kV
Tensión residual para impulso de maniobra – 0,5 kA: 40,9 kV
Determinación de los márgenes de protección – Impulso de Onda Cortada: MP1
TSIACF = 1,15 x TSNIA = 143,75 kV
NPFO = 59,1
MP1 = TSIACF/NPFO = 243,2%
Determinación de los márgenes de protección – Impulso Atmosférico: MP2
TSNIA = 125 kV
NIPA = 52,3 kV
MP2 = 239,0%
Determinación de los márgenes de protección – Impulso de Maniobra: MP3
TSNIM = 0, 83 x TSNIA = 103, 75 kV
NPIM = 40, 9 kV
MP3 = 78,85/31,5 = 253,7%
En el siguiente cuadro se presenta el resumen de la coordinación del aislamiento:
Cuadro Resumen de márgenes de protección
Vp (kV) MP1 MP2 MP325 243,2% 239,0% 253,7%
Podemos observar que para los pararrayos analizados, se tiene márgenes de
seguridad por encima de los valores permitidos por la norma, por lo que no
debería haber problemas en el aislamiento.
105
4.1.11.2. Criterios para la selección del nivel de aislamiento
Para la determinación del nivel de aislamiento se ha considerado los siguientes
aspectos, según la Norma IEC 71-1:
Sobretensiones a frecuencia industrial en seco Sobretensiones atmosféricas Contaminación ambiental
Condiciones de Operación del Sistema:
Tensión nominal del sistema :22,9kV 3Ø y 13,2kV 1Ø MRT Tensión máxima del sistema : 25/14,5 kV Contaminación ambiental del área del proyecto : ligera Altitud máxima sobre el nivel del mar : 362 a 3405 m.s.n.m.
4.1.11.3. Factor de corrección.
Según normas vigentes, así como recomendaciones de la Norma IEC 71-1, para
líneas ubicadas a más de 1000 m sobre el nivel del mar, el aislamiento se
incrementará con los factores de corrección determinados mediante la relación
siguiente:
1,25 (h-1 000)Fc = 1 + --------------------
10 000
Donde:
Fc : factor de corrección por altitudh : altitud en metros sobre el nivel del mar
4.1.11.4. Determinación del nivel de aislamiento.
Sobretensiones a frecuencia industrial
Según la Norma DGE rd018-2003-MEM la tensión de sostenimiento a frecuencia
industrial entre fases y fase-tierra, en condiciones estándar, para una línea de
nivel de tensión en 22,9/13,2 kV, es de 50 kV.
La sobretensión a frecuencia industrial para condiciones distintas a la atmosférica
estándar, se obtiene en base a la tensión de servicio continuo máxima Umax (25
kV eficaz, fase-fase). Esta sobretensión se produce debido a fallas en el sistema,
y está dada por la siguiente expresión:
106
Vfi=f sg×f s×Umax×H
√3×(1−N×σ )×δn×fl
Donde:fsg : Factor de seguridad por aislamiento externo (1,05)fs : Factor de sobretensión a frecuencia industrial (1,5)Umax : Tensión máxima (25)H : Factor por Humedad (1,0)
N : Número de desviaciones estándar alrededor de la media (3)
: Desviación estándar (2%) : Densidad relativa del airen : Exponente empírico ( n=0,8)fl : Factor por lluvia (0,7)
log b=log 76−msnm18336
Para t = 15 ºC y de acuerdo a las cotas que presentan las zonas del proyecto, se
obtienen las siguientes tensiones de sostenimiento a frecuencia industrial entre
fases y fase-tierra:
ZonaTensión Nominal
(kV)
Altura Max.
(msnm)
(densidad relativa)
Vfi Estandar
(kV)
Vfi No Estandar
(kV)II 22,9 3405 0,67 50 47,3
Sobretensiones atmosféricas
El nivel básico de aislamiento (BIL) en condiciones atmosférica estándar para
líneas y redes primarias, de acuerdo a la Norma DGE rd018-2003-MEM, para
22,9/13,2 kV es de 125 kVp.
Esta sobretensión para condiciones distintas a la atmosférica estándar, se
determina mediante la siguiente expresión:
Vi= BIL(1−N×σ )×δ
Donde:
107
δ=3 ,92xb273+t
BIL : Nivel Básico de Aislamiento según norma ANSI (125 kV) N : Número de desviaciones estándar alrededor de la media
(1,3) : Desviación estándar (3%) : Densidad relativa del aire
Para t = 15 ºC y de acuerdo a las cotas que presentan las zonas del proyecto,
obtenemos los siguientes resultados:
ZonaTensión
Nominal (kV)Altura Max.
(msnm) (densidad
relativa)
Vfi Estandar
(kV)
Vfi No Estandar
(kV)
II 22,9 3405 0,67 50 189,7
Aislamiento por Contaminación ambiental
La zona del proyecto presenta un ambiente con escasa contaminación ambiental y producción de lluvias constantes en los meses de verano.
De acuerdo a la Norma IEC 815 Tabla II, se determina el nivel de contaminación y
la longitud de la mínima línea de fuga específica (LIEC). La mínima línea de fuga
total (Lf) a considerar, será el resultado del producto de la mínima longitud de
fuga específica por la máxima tensión de servicio entre fases, considerando el
factor de corrección determinado:
Lf=L IEC×Fc×Umax
Los resultados de acuerdo a las zonas identificadas, se muestran en el cuadro siguiente:
Zona Umáx (kV)Altura Max.
(msnm)Nivel
Contamina.LIEC
(mm/kV)Fc (factor
altura)Lf (mm)
II 25 3405 Ligero 16 1,31 520
Nivel de aislamiento requerido.
El nivel de aislamiento exterior, calculado según las recomendaciones de la
Norma IEC 71-2, para la línea y red primaria se muestra en el siguiente cuadro:
Nivel de Aislamiento para líneas y redes primarias
108
log b=log 76−msnm18336
δ=3 ,92xb273+t
DESCRIPCION UndZona Zona
I IITensión nominal del sistema kV 22,9 22,9Tensión máxima entre fases kV 25 25Tensión de sostenimiento a la onda 1,2/50 entre fases y fase a tierra
kVp 159,77 162,48
Tensión de sostenimiento a frecuencia industrial entre fases y fase a tierra
kV 63,91 64,99
Línea de fuga total mm 511 520
El nivel de aislamiento para los equipos, considerando la Norma IEC 71-1 y el
criterio de aislamiento reducido para sistemas con neutro efectivamente puesto a
tierra en la subestación, se muestra en el siguiente cuadro:
Nivel de Aislamiento para Equipos
DESCRIPCION Unidad ValorTensión nominal del sistema kV 22,9Tensión máxima entre fases kV 25Tensión de sostenimiento a la onda 1,2/50 entre fases y fase a tierra (externo)
kVp 150
Tensión de sostenimiento a la onda 1,2/50 entre fases y fase a tierra (interno)
kVp 80
Tensión de sostenimiento a frecuencia industrial entre fases y fase a tierra
kV 50
4.1.11.5. Criterios para selección de aisladores.
La selección y aplicación de los aisladores depende de las necesidades
específicas de los sistemas en los que se pretende utilizarlos, y dependiendo del
medio en el cual van a operar los aisladores, su adecuada elección permitirá
asegurar un perfecto funcionamiento. Entre las variables importantes a considerar
en la selección y aplicación deben tenerse en cuenta:
Voltaje de operación
El voltaje de operación de los aisladores siempre es el voltaje de fase del sistema
y con base en este valor, se pueden seleccionar los voltajes de flameo de baja
frecuencia en húmedo.
Sobretensiones por operaciones internas
Si se tiene en cuenta que en las redes actuales las sobretensiones que se
originan por operaciones internas de las mismas cuando más pueden llegar a 3,5
109
veces la tensión de servicio, una pieza cuyo voltaje de flameo en húmedo sea
mayor de 4 veces la tensión de servicio (fase), garantizará que en condiciones de
disturbios internos de la red no producirá flameo.
Zonas geográficas - altura sobre el nivel del mar
Con especial cuidado se debe estudiar la zona geográfica que va a atravesar la
línea bajo diseño, pues la altura sobre el nivel del mar afecta los valores de
voltaje de flameo de los aisladores, en virtud de que la reducción de la presión
atmosférica hace más propicias las condiciones de ionización del aire. Para la
corrección de los valores de flameo por efecto de la altura, deben consultarse los
factores de corrección en las normas ANSI C29.1 e IEEE standard 4.
Cargas mecánicas estáticas y dinámicas
Cada tipo de aislador posee una resistencia mecánica normalizada y para la cual
ha sido diseñada. Es importante tener en cuenta que las piezas deben solicitarse
con un factor de seguridad desde el punto de vista de esfuerzos mecánicos
estáticos y dinámicos, si se quiere lograr un perfecto comportamiento de las
mismas. En aisladores de suspensión este valor mecánico se refiere al valor de
resistencia electromecánica combinada y en aisladores tipo espiga y tipo line post
se refiere a su resistencia mecánica al cantilever (en voladizo).
Condiciones de contaminación atmosférica
Cuando las líneas deban cruzar zonas donde las condiciones de contaminación
sean un factor de peso en las consideraciones del aislamiento, debe estudiarse la
posibilidad de sobreaislar la línea o utilizar aisladores con diseños especiales anti-
contaminación o bien aisladores con esmaltes de resistencia graduada (esmaltes
RG). En cualquiera de los casos debe hacerse un serio estudio económico que
justifique la elección final. Ver norma IEC 815.
Niveles de radio - ruido
El nivel de radio-ruido admitido tiene cada vez más condiciones y es motivo de
mayor cuidado por la importancia que están adquiriendo las comunicaciones y su
recepción en condiciones óptimas. Los aisladores que mayor cuidado requieren
para su selección, desde este punto de vista, son los aisladores tipo espiga de
110
media y alta tensión. Es recomendable en este caso, y cuando el nivel de ruido lo
requiera, utilizar aisladores cubiertos con esmaltes semiconductores, RF (Radio
Freed), que reducen considerablemente los niveles de radio-interferencia y
minimizan las pérdidas de energía.
4.1.12. CÁLCULO DEL NIVEL DE AISLAMIENTO DE ESTRUCTURAS.
Los criterios para los cálculos del nivel de aislamiento de estructuras dependen
de los siguientes factores:
El aislamiento de las estructuras se logra con la combinación del CIFO de sus componentes: aislador y cruceta de madera, la cual contribuye a elevar el aislamiento de la línea.
Los obstáculos en la franja de servidumbre de las líneas son limitados, teniéndose algunas lomas que contribuyen a amortiguar las descargas directas, y reducir la magnitud de las indirectas.
Las salidas de servicio por cada 100 km/año se reducen cuando se logra un voltaje de flameo al impulso crítico (VFIC, o critical impulse flashover voltage-CIFO) de la línea de 300 kV, motivo por el cual en los diseños de las estructuras se debe tender a obtener dicho valor, por medio de la utilización de aisladores adecuados y crucetas de madera.
No es conveniente superar los 300 kV, porque el mayor aislamiento en la línea
podría ocasionar sobretensiones severas en los equipos.
Los pararrayos de las subestaciones de distribución proveen un grado de
reducción de flámeos por tensiones inducidas, por lo que en el SER se cuenta
con una cantidad de localidades distribuidas a lo largo de las líneas, los
pararrayos contribuyen a mejorar el comportamiento eléctrico.
4.1.13. SELECCIÓN DE AISLADORES.
Considerando los criterios mencionados en los ítem 7.3, 7.4 y 7.5, se debe
analizar cuidadosamente para lograr una acertada elección de los aisladores a
utilizar, pues en muchos casos es importante, en vista de las características
requeridas, tomar decisiones que produzcan resultados confiables y económicos
a los sistemas.
111
Teniendo en cuenta los análisis de coordinación de aislamiento realizados, y
sobre la base de la Norma RD-026-2003-EM/DGE se ha seleccionado los
aisladores.
Se recomienda el uso de aisladores tipo Pin de porcelana y poliméricos tipo
suspensión. Los primeros se deberá instalar en estructuras de alineamiento y
ángulos de desvío topográfico moderados. Los aisladores tipo suspensión en
estructuras terminales, ángulos de desvío importantes y retención, se utilizarán
aisladores de tipo polimérico.
a) Aislador para estructuras de alineamiento ó ángulo hasta 30°
Teniendo en cuenta que la tensión de servicio es baja, se decide seleccionar los
aisladores tipo PIN, por estar el nivel de tensión de servicio en el rango de 5 kV -
60 kV. Las principales características de los aisladores tipo PIN, se muestra en el
siguiente cuadro:
Características de los Aisladores(Norma ANSI C29.6)
Características Aisladores tipo Pin 56-3
Voltaje de Flameo Promedio
A frecuencia Industrial (kV
RMS)
Seco 125
Húmedo 80
Al impulso (kV pico)
Positivo 200Negativo 265
Línea de fuga (mm) 533
b) Aislador para estructuras de anclaje y ángulos fuertes hasta 90°
La naturaleza y función de estas estructuras exige la utilización de aisladores tipo
suspensión. Las características principales del aislador de tipo suspensión, se
muestra en el siguiente cuadro:
Características de los Aisladores de Suspensión(Norma ANSI C29.11 - IEC1109)
Tipo Suspensión Polimérico
Voltaje de Flameo Promedio
A frecuencia Industrial (kV RMS)
Seco 160Húmedo 100
Al impulso (kV pico)Positivo 250Negativo 260
Línea de fuga (mm) 650
112
c) Conclusiones.
Considerando el nivel de aislamiento requerido, las características de los
aisladores, la capacidad de sostenimiento al impulso atmosférico del material de
las estructuras, para la línea primaria, se determina el uso de los siguientes
aisladores:
Características de aisladores seleccionadosde 1000 hasta
3600msnmEstructuras de alineamiento 56-3Estructuras de ángulo y anclaje POLIM_36kV
4.1.14. SELECCIÓN DE PARRAYOS
4.1.14.1. Criterios para la selección de pararrayos.
Para seleccionar los pararrayos se ha considerado los siguientes criterios:
a) Equipo a proteger
Los pararrayos a emplearse en el proyecto serán para proteger los
transformadores de distribución y evitar los flámeos de los aisladores en las
líneas primarias, ante sobretensiones inducidas por descargas atmosféricas
indirectas. Por tanto, se emplearán pararrayos autovalvulares de óxido metálico,
clase distribución.
b) Factor de aterramiento
Se determina la capacidad del pararrayo ante sobretensiones temporarias
TOVPR, considerando la amplitud de la tensión máxima que puede producirse en
una fase sana (TOVSIST), ante una falla monofásica a tierra:
TOVSIST = K x Umax
Donde:
TOVsist : Amplitud de sobretensión en el punto de fallaK : Factor de sobretensión o factor de aterramientoUmax : Amplitud máxima de la tensión fase a tierra
El factor de aterramiento se determina mediante la siguiente relación:
K = 0,5 x (3 x Z0/Z1)/(2 + Z0/Z1) + j 0,865
Reemplazando los valores de Z0 y Z1 determinados en los puntos de falla, se tiene el valor del factor de aterramiento:
113
K = 0,87925
TOVSIST = 21,98 < 1,4 x Umax = 35,00
Luego la TOVSIST, es menor del resultado de 1,4 x Umax
c) Tensión máxima de operación continúa del pararrayos
La tensión máxima de operación continua del pararrayo (MCOV) deberá ser
mayor a la tensión eficaz máxima fase - tierra del sistema; por tanto:
MCOVPR Vn x 1,25 (3)1/2
MCOVPR 16,5 kV
Para un pararrayos de 21 kV, el MCOV según normas IEC y ANSI/IEEE C62.11 es de 17 kV, lo cual resulta adecuado.
Para cada ubicación del pararrayos, el TOVPR deber ser igual o mayor que el impuesto por el sistema.
TOVPR = 2 x MCOV = 24,04 kVp, lo cual es mayor a 22,9 kVp.
4.1.14.2. Selección de pararrayos.
De las consideraciones expuestas en los párrafos anteriores, el pararrayos a
utilizarse en el presente proyecto será: OZn, 21 kV, 10 kA, clase 1.
4.1.14.3. Conclusiones.
De los análisis se concluye que el equipamiento tendrá las siguientes
características:
a) Nivel de aislamiento de los equipos
Nivel de aislamiento al impulso 1,2/50 :150 kVp Nivel de aislamiento a 60 Hz :50 kVef
b) Características del pararrayos
Pararrayo : OZn, Clase 1 Tensión nominal : 21 kV Corriente nominal de descarga : 10 kA
114
4.2. CÁLCULOS MECÁNICOS.
4.2.1. NORMAS APLICABLES Y CONSIDERACIONES DE DISEÑO.
El estudio de ingeniería definitiva se ha desarrollado, en conformidad a las
prescripciones de las Normas Técnicas de la Dirección General de Electricidad
para Electrificación Rural y el Código Nacional de Electricidad Suministro 2011 y
normas Internacionales:
RD 016-2003-EM: Especificaciones Técnicas de Montaje de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural.
RD 018-2003-EM: Bases para el Diseño de Línea y Redes Primarias para Electrificación Rural.
RD 024-2003-EM: Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural.
RD 026-2003-EM: Especificaciones Técnicas para el Suministro de Materiales y Equipos de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural.
RD 030-2003-EM: Especificaciones Técnicas para levantamientos Topográficos para Electrificación Rural.
Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. Guía de Estudios de Impacto Ambiental para las Actividades Eléctricas. Normas internacionales IEC, ANSI-IEEE, VDE, REA y DIN.
Las condiciones climatológicas del área del proyecto, son sustentadas con
información de temperaturas y velocidades de viento, utilizada en el estudio de
Perfil del proyecto y validada con información obtenido de SENAMHI, y con las
áreas de carga y zonificación consignadas en el Código Nacional de Electricidad
Suministro 2011.
4.2.2. CÁLCULO MECÁNICO DE CONDUCTORES.
4.2.2.1. Consideraciones de diseño.
Estos cálculos tienen el objetivo de determinar las siguientes magnitudes relativas
a los conductores de líneas y redes primarias aéreas en todas las hipótesis de
trabajo:
Esfuerzo horizontal del conductor. Esfuerzo tangencial del conductor en los apoyos. Flecha del conductor. Parámetros del conductor.
115
Coordenadas de plantillas de flecha máxima (sólo en hipótesis de máxima temperatura). Ángulos de salida del conductor respecto a la línea horizontal, en los apoyos. Vano - peso de los apoyos. Vano - medio de los apoyos.
Los cálculos mecánicos se basan en las indicaciones de la Norma RD-018-2003
Bases Para el Diseño de Líneas y Redes Primarias Para Electrificación Rural y de
acuerdo a las condiciones ambientales de la zona, indicadas en el Código
Nacional de Electricidad Suministro.
4.2.2.2. Formulación de hipótesis de cálculo.
Para plantear las hipótesis de carga que rigen el cambio de estado del conductor,
se ha teniendo en cuenta las características particulares del conductor
seleccionado, así como la curva esfuerzo-deformación-creep del fabricante, y que
corresponde al conductor AAAC.
Las hipótesis de carga que rigen el cambio de estado del conductor seleccionado,
para las Líneas y Redes Primarias son las siguientes:
ZONA I: de 362 hasta 3 000 msnm:
HIPOTESIS 1 : Condición de mayor duración (EDS inicial)
- EDS inicial : 18%
- Temperatura : 25°C
- Velocidad de viento : nula
- Sobrecarga de hielo : nula
HIPOTESIS 2 : De Máximo Esfuerzo
- Temperatura : 15°C
- Velocidad de viento : 94 km/h
- Sobrecarga de hielo : nula
HIPOTESIS 3 : De Máxima Temperatura (*)
- Temperatura : 50°C
- Velocidad de viento : nula
- Sobrecarga de hielo : nula
HIPOTESIS 4 : De Mínima Temperatura
- Temperatura : 5°C
116
- Velocidad de viento : nula
- Sobrecarga de hielo : nula
ZONA II: de 3001 hasta 3 405 msnm:
HIPOTESIS 1 : Condición de mayor duración (EDS inicial)
- EDS inicial : 18%
- Temperatura : 15°C
- Velocidad de viento : nula
- Sobrecarga de hielo : nula
HIPOTESIS 2 : De Máximo Esfuerzo
- Temperatura : 10°C
- Velocidad de viento : 94 km/h
- Sobrecarga de hielo : nula
HIPOTESIS 3 : De Máxima Temperatura (*)
- Temperatura : 45°C
- Velocidad de viento : nula
- Sobrecarga de hielo : nula
HIPOTESIS 4 : De Mínima Temperatura
- Temperatura : 0°C
- Velocidad de viento : nula
- Sobrecarga de hielo : nula
(*): Para esta hipótesis la Temperatura Máxima del Ambiente es de 30°C,
considerando el fenómeno CREEP (10 °C) obtenemos 40°C, para efectos de
cálculo asumiremos 50° y 45°C para las dos zonas definidas.
Las condiciones climatológicas registradas por el SENAMHI(*) , son los siguientes:
117
Estaciones Meteorológicas Huancabamba CNE Mapa Seleccionado
Años de Registro 2005 al 2008 Zona A Eólico <3000 >3000
Temperatura máxima absoluta ( ºC ) 30 50(**) 45(**)Temperatura mínima absoluta ( ºC ) 3,7 5 0
Temperatura media ( ºC ) 18 15 10Velocidad máxima del viento ( km/hr ) 36(*) 70 94(*) 94 94
La altitud del área del proyecto varía entre 362 y 3 3405 m.s.n.m. (*) En el Volumen I Parte I Memoria Descriptiva de la Linea y Red Primaria Anexo 04 se muestra la
información del SENAMHI y mapa eólico. (**) Se está considerando el efecto creep.
4.2.2.3. Esfuerzos admisibles.
De acuerdo a normas vigentes, el esfuerzo máximo admisible (tangencial) en los
conductores, no debe ser superior al 60% del esfuerzo de rotura del conductor
“r”. Para el conductor de AAAC, se tiene:
Esfuerzo Mínimo de Rotura : r = 300 N/mm² Esfuerzo Máximo Admisible : max = 180 N/mm²
Para el presente proyecto se ha considerado un esfuerzo inicial EDS tal que el
esfuerzo final EDS resultante sea menor o igual a 44 N/mm², según
recomendación de la Norma VDE 0201 y evitar el uso de amortiguadores en
vanos regulares. En el Anexo 07 se presenta el cálculo mecánico del conductor.
Con las consideraciones mencionadas, en este proyecto se considera como
esfuerzo EDS inicial el 18 % de la capacidad de rotura del conductor. Con este
esfuerzo resultante se calculará la capacidad mecánica de las estructuras y se
determinarán las prestaciones de estructuras.
El EDS final, que depende de los vanos y oscila alrededor del 15% del esfuerzo
de rotura, con este valor se efectuará la distribución de estructuras.
4.2.2.4. Características mecánicas de los conductores empleados.
El conductor usado para las líneas y redes primarias, serán de aleación de
aluminio (AAAC), fabricados según las prescripciones de las normas ASTM B398,
ASTM B99 o IEC 1089, con las siguientes características:
Sección : 35 mm2Sección real : 34,36 mm2N° de alambres : 7
118
Diámetro exterior : 7,5 mmDiámetro alambre : 2,62 mmMasa total : 0,0922 kg/mCoef. Expansión Térmica : 23 x 10 –6Módulo de elasticidad Final: 60 760 N/mm2Carga de rotura mínima : 10,35 KN
4.2.2.5. Consideraciones para el cálculo.
El régimen de tensado de los conductores corresponde básicamente a las
condiciones de EDS o tracción media de cada día, de temperatura mínima,
esfuerzo máximo, de mínima temperatura y de flecha máxima.
Condiciones de Esfuerzo Medio (EDS):
Se considerará como esfuerzo inicial, para los conductores AAAC en condiciones
de esfuerzo medio (EDS), el 18 % del esfuerzo de rotura.
Condición de Temperatura Máximo Esfuerzo:
En esta condición se considera la presión por viento máximo. Esta condición
define usualmente el límite de las prestaciones mecánicas de las estructuras
seleccionadas; cuyos valores corresponden a las condiciones límites en que se
dan los esfuerzos longitudinales producidos por los conductores, esto es hasta el
60 % de esfuerzo de rotura.
Condición de Temperatura Máxima o Flecha Máxima:
Esta condición corresponde a la máxima dilatación térmica que se prevé en los
conductores, con la máxima temperatura y sin considerar sobrecarga de viento.
Condición de Temperatura Mínima:
Corresponde al esfuerzo que se da en las condiciones de mínima temperatura
ambiente.
Carga unitaria resultante del conductor: (Wr)
Wr = [ (Wc+ 0.0029(C² +c C)) 2 + (Pv(c+2C)/1000)2 ]½
Pv = K x V2
Donde:
Wc : Peso propio del conductor
119
v : Velocidad del viento c : Diámetro exterior del conductorC : Espesor de hielo sobre el conductorPv : Carga adicional debido a la presión del vientoK : Constante de los Conductores de Superficie Cilíndrico (0,041)
Esfuerzo del conductor en el extremo superior derecho: (TD)
TD = T0 Cosh(XD /p)
Donde:
p = T0 * S / WR , y:Wr : Carga resultante del conductorXD : Distancia del punto más bajo de la catenaria al apoyo derecho S : Sección del conductor
Esfuerzo del conductor en el extremo superior izquierdo: (TI)
TD = T0 Cosh(XI /p)
Angulo del conductor respecto a la línea horizontal en el apoyo derecho:
(D)
D = cos-1 (T0 / TD)
Angulo del conductor respecto a la línea horizontal en el apoyo izquierdo:
(I)
I = cos-1 (T0 / TI)
Distancia del punto más bajo de la catenaria al apoyo izquierdo: (XI)
XI = -p [senh-1 (. h/d ) - tgh-1 (Cosh (d/p)-1)] [Sen2h(d/p)- (Cosh (d/p)-1)2]1/2 Senh(d/p)
Donde:
p = T0 * S / WR , y:
Wr : Carga resultante del conductorS : Sección del conductorT : Esfuerzo en la hipótesis consideradad : Vanoh : Desnivel del vano.
Distancia del punto más bajo de la catenaria al apoyo izquierdo: (XD)
XD = d - XI
120
Longitud del conductor: (L)
L = [ 2 p Senh(d/2p)]2 + h2 1/2
Flecha del conductor: (f)
f = p [ Cosh(XI /p) - Cosh(d - XI ) / p] + h.. 2 2
Saeta del conductor: (s)
s = p [ Cosh(XI /p) - 1]
Vano - Peso: (Vp)
Vp = XD (i) + XI (i+1)
Vano - Medio: (VM)
VM = d (i) + d (i+1) 2
4.2.3. CÁLCULO DEL VANO BÁSICO (VB)
El vano básico o equivalente será igual a cada vano real para estructuras con
aisladores rígidos tipo PIN. En estructuras con cadena de aisladores tipo
Suspensión, el vano equivalente será único para los tramos comprendidos entre
estructuras de anclaje, y a este vano equivalente, le corresponde un esfuerzo
horizontal constante.
La fórmula empleada es la siguiente:
Vb = [ (Li3 Cos ) / (Li
/ Cos )]1/2
4.2.3.1. Resultados.
Con las consideraciones de diseño descritas, se ha realizado el cálculo mecánico
de conductores empleando un programa de cómputo especializado.
De los resultados de los cálculos mecánico se ha verificado que la hipótesis
limitante es el correspondiente a la de máxima velocidad de viento, pudiéndose
llegar por resistencia mecánica del conductor a vanos mayores de 500 m. Los
resultados de los cálculos se presentan en el Anexo 07.
121
4.2.3.2. Separación Horizontal entre Conductores.
Según recomendaciones de la norma DGE, la separación horizontal mínima a
mitad de vano se obtiene de:
D=0,0076(U) (Fc)+0,65√f
Donde:
U : Tensión nominal entre fases (kV).Fc : Factor de corrección por altitud.f : Flecha del conductor a la temperatura máxima prevista.
En el Anexo Nº 7 se muestra la separación horizontal máxima que presentarían
los armados de la línea primaria, ya sea entre armados del mismo tipo, o
diferentes armados para las secciones de 35 y 70 mm² de AAAC; mostrándose
también el cálculo por cada tipo de zona.
4.2.4 CÁLCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS.
4.2.4.1. Consideraciones de diseño.
Estos cálculos tienen por objeto determinar las cargas mecánicas en postes,
cables de retenida y sus accesorios, de manera que en las condiciones más
críticas, no se supere los esfuerzos máximos previstos en las normas indicadas
en el ítem 1 y demás normas vigentes.
Para el cálculo mecánico de estructuras se ha considerado las siguientes cargas:
Cargas Horizontales: Carga debida al viento sobre los conductores y las
estructuras y carga debido a la tracción del conductor en ángulos de desvío
topográfico. Solamente para condiciones normales (Hipótesis I) y la de máxima
carga de viento (Hipótesis II)
Cargas Verticales: Carga vertical debida al peso de los conductores,
aisladores, crucetas, peso adicional de un hombre con herramientas y
componente vertical transmitida por las retenidas en el caso que existieran. Se
determinará el vano peso en cada una de las estructuras y para cada una de las
hipótesis de diseño (I, II, III y IV), el cual definirá la utilización de una estructura de
suspensión o de anclaje.
Cargas Longitudinales: Cargas producidas por cada uno de los vanos a
ambos lados de la estructura y para cada una de las hipótesis de diseño (I, II, III y
IV).
122
Deflexión del poste: Se calculará para todas las estructuras verificando no
superar la deflexión máxima de 4% de la longitud libre del poste en la hipótesis
EDS.
4.2.4.2. Tipos de estructuras.
Las estructuras de las líneas primarias están conformadas por un poste, y tienen la
configuración de acuerdo con la función que van a cumplir.
Los parámetros que definen la configuración de las estructuras y sus características mecánicas son:
Distancia mínima al terreno en la condición de hipótesis de mayor flecha Angulo de desvío topográfico Vano – viento Vano – peso.
Según la función de la línea, las estructuras serán seleccionadas como sigue:
Estructuras de alineamiento: Se usarán fundamentalmente para sostén de la
línea en alineaciones rectas. También se considera estructuras de alineamiento a
una estructura situada entre dos alineaciones distintas que forman un ángulo de
desviación de hasta 5º.
Estructuras angulares: Se usarán para sostén de la línea en los vértices de los
ángulos que forman dos alineaciones distintas cuyo ángulo de desviación excede
de 5º.
Estructuras terminales: Se utilizará para resistir en sentido de la línea el tiro
máximo de todos los conductores de un mismo lado de la estructura.
Estructuras especiales: Serán aquellas que tienen una función diferente a las
estructuras definidas anteriormente, entre ellas tenemos las estructuras de
derivación utilizada para derivar la línea en dirección transversal a su recorrido
principal.
4.2.4.3. Hipótesis de cálculo.
En el presente proyecto, tratándose de líneas y redes primarias de electrificación
rural, se considera para los cálculos de las estructuras, solo las condiciones
normales; por tanto, no se considerará hipótesis de rotura de conductor, de acuerdo
a la Norma DGE rd018-2003-EM.
123
4.2.4.4 Factores de seguridad.
Los factores de seguridad para estructuras y crucetas serán las siguientes:
Postes de Madera : 2,2Cruceta de madera : 4,0Retenidas : 2,0
4.2.4.5. Cargas previstas.
Para el cálculo de las prestaciones mecánicas de estructuras, de acuerdo al tipo de
estructura, se ha previsto las siguientes cargas:
Estructuras de alineamiento: PS1-3, PS1-0 Conductor sano Viento máximo perpendicular al eje de la línea
Estructuras de ángulo: PA1-3, PA1-0 Conductor sano Resultante angular del tiro máximo Carga del viento correspondiente al estado de tiro máximo en la dirección de la
resultante.
Estructuras de ángulo: PA2-3, PA2-0 Conductor sano Resultante angular del tiro máximo Carga del viento correspondiente al estado de tiro máximo en la dirección de la
resultante.
Estructuras de ángulo: PA3-3, PA3-0 Conductor sano Resultante angular del tiro máximo Carga del viento correspondiente al estado de tiro máximo en la dirección de la
resultante.
Estructuras de anclaje: PR3-3, PR3-0 Conductor sano Tiro Máximo del conductor Carga del viento correspondiente al estado de tiro máximo en dirección
perpendicular a la línea.
124
Características de los postes.
Los postes a emplearse serán las que necesariamente cumplan con las
especificaciones técnicas establecidas en la Oferta Técnica.
La estructura de soporte de la línea y red primaria será de poste de madera, con
las siguientes características:
Tipo de poste : madera tratadaEspecie forestal : Southern Yellow PineLongitud de poste pies : 40 35 35Clase : 5 6 6Carga de rotura en la cabeza (kN) : 8,44 6,67 6,67Esfuerzo máximo a la flexión (MPa) : 55,2 55,2 55,2Módulo de elasticidad (MPa) : 18 400
4.2.4.6. Consideraciones para el cálculo.
a) Momento debido a la carga del viento sobre los conductores:
MVC = (Pv) (d) (Øc) (hi) Cos /2
b) Momento debido a la carga de los conductores en estructuras de alineamiento y ángulo:
MTC = 2 (Tc) (hi) Sen /2
c) Momento debido a la carga de los conductores en estructuras terminales:
MTC = (Tc) (hi)
d) Momento debido a la carga del viento sobre la estructura:
MVP = [(Pv) (hl) ² (Dm + 2 Do)] / 600
e) Momento debido al desequilibrio de cargas verticales:
MCW = (Bc) [(Wc) (d) (Kr) + WCA + WAD]
f) Momento total para hipótesis de condiciones normales en estructuras de alineamiento y ángulo sin retenidas:
MRN = MVC + MTC + MCW + MVP
g) Momento total en estructuras terminales:
MRN = MTC + MVP.
i) Esfuerzo de flexión en crucetas de madera:
Rc=MaWs
125
Ma=b (hc )2
6
Ma=(ΣQv )×(BC )
Donde:
Pv : Presión de viento sobre superficies cilíndricas en PaD : Longitud del vano viento en mTc : Carga del conductor en NØc : Diámetro del conductor en m : Angulo de desvío topográficoDo : Diámetro del poste en la punta en cmDm : Diámetro del poste en la línea de empotramiento en cmhl : Altura libre del poste en mhi : Altura de la carga i en la estructura con respecto al terreno en mBc : Brazo de la cruceta en mKr : Relación entre el vano peso y vano vientoRc : Peso del conductor en N/mWCA: Peso de la cruceta, aisladores y accesorios en NWAD : Peso de un hombre con herramientas igual a 1 000 NC : Circunferencia del poste en la línea de empotramiento en cml : Altura respecto al suelo del punto de aplicación de la retenida en mhc : Lado de la cruceta paralelo a la carga en cmb : Lado de la cruceta perpendicular a la carga en cmQv : Sumatoria de cargas verticales en NCon las premisas y consideraciones de cálculo establecidas, se efectuó el cálculo de estructuras, cuyo resultado se presenta en el Anexo 08.
4.2.5. SELECCIÓN Y CÁLCULO DE PRESTACION DE LAS
ESTRUCTURAS.
La prestación mecánica y eléctrica de las estructuras se ha definido teniendo en
cuenta los siguientes parámetros:
Resistencia mecánica del conductor (resultados de los cálculos mecánicos) Poste, longitud, clase y características de las crucetas. Distancia mínima al terreno en la condición de máxima temperatura Separación horizontal mínima entre conductores a mitad de vano para la
condición de flecha de máxima temperatura Angulo de desvío topográfico Vano – viento Vano – peso Requerimiento del uso de amortiguadores, según la recomendación de la Norma
VDE 0201.
Independiente de la resistencia mecánica del conductor, se tendrán en cuenta las
siguientes prestaciones:
Prestación por espaciamiento eléctrico a mitad de vano
126
Prestación por distancia mínima al terreno Prestación por resistencia de la estructura sin y con retenida
En el Anexo 08, se presenta los cuadros de prestaciones.
4.2.6. DISTRIBUCIÓN DE ESTRUCTURAS.
Definida la prestación de estructuras y definidos los vanos laterales, vanos
vientos y vanos pesos, se efectuó la distribución de estructuras, considerando el
EDS final esperado, con el programa DLT CAD 2006. Con los reportes de
resultados del programa se comprobará la óptima distribución y se verificarán los
esfuerzos máximos, comprobando los factores de seguridad para cada
componente de la línea.
Todos los armados utilizados corresponden a los armados normalizados según
norma DGE rd024-2003-EM.
Se comprobó los esfuerzos resultantes hacia arriba, especialmente en aisladores
tipo PIN.
Se comprobó que el ángulo vertical de la línea (Tiro Vertical / Tiro Horizontal) no
sea superior a 25 °.
El resultado de la distribución de estructuras se presenta en los planos de Perfil y
Planimetría, presentados en el Volumen III, así como la planilla de estructuras
presentado en el Volumen I.
4.2.7. CÁLCULO DE ESPIGAS Y CADENAS DE ANCLAJE.
4.2.7.1. Aisladores de porcelana tipo Pin.
Los aisladores tipo Pin, son utilizados en los armados para ángulos comprendidos
entre 0º–30º de la línea.
La fuerza de tracción que están sometidos los aisladores tiene la siguiente relación:
Fc = Fvc + Tc
Fc = L x Pv x Фc x Cos α/2 + 2 x T Sen α/2
Q = Cs x Fc
Según tabla de datos garantizados: Resistencia a la flexión: 13 kN
127
4.2.7.2. Aisladores de anclaje.
Los aisladores de anclaje, son utilizados en los armados para ángulos
comprendidos entre 30º – 90º de la línea.
Sabemos que:
Fc = Fvc + Tc
Fc = L x Pv x Фc x Cos α/2 + 2 x T Sen α/2
Q = Cs x FC
Según tabla de datos garantizados: Carga mecánica de rutina: 35 kN
En el anexo 09 se presentan los cálculos de aisladores.
4.2.7.3. Cálculo de espigas rectas.
Considerando las características del acero A36 y de la tabla de datos
garantizados se cumplen con las características mecánicas solicitados, según
tabla de datos garantizados: Carga de prueba a 10º de flexión: 12,04 kN.
En el anexo 10 se presentan los cálculos respectivos.
4.2.8. CALCULO DE AMORTIGUADORES.
El dimensionamiento, selección y ubicación de los amortiguadores en los vanos
depende del diseño del amortiguador, tipo y marca, características del conductor
(tensión, peso y diámetro), así como del rango de velocidades de viento. En el
mercado existen diversos fabricantes de amortiguadores, para su adquisición el
fabricante solicita los datos de la línea, en este informe se presenta el formato de
uno de los fabricantes.
4.2.8.1. Descripción de las vibraciones eólicas.
Los conductores aéreos en las líneas de alta tensión están sujetos a las vibraciones
eólicas producidas por vientos permanentes de bajas velocidades (hasta 30 km/h).
La frecuencia de vibración depende principalmente del diámetro del conductor y de
la velocidad del viento y está determinada por la siguiente expresión:
f=51 ,5× VDc
128
Donde:
V Velocidad del viento en km/h
Dc Diámetro del conductor en milímetros y
f Frecuencia resultante en Hz
Para secciones hasta 19 mm, la información técnica de los fabricantes recomienda
el uso de amortiguadores tipo stockbridge preformados, ya que tiene un mejor
comportamiento ante rangos altos de frecuencia de vibración.
Los valores pico a pico de la amplitud de estas vibraciones producen falla por fatiga
en los alambres de los conductores en los puntos de sujeción, siendo el efecto
pronunciado en vanos grandes y en zonas abiertas y descampadas en las cuales
los vientos permanentes son frecuentes.
La longitud de la onda de vibración (sin considerar el efecto de rugosidad del
conductor) está dada por la siguiente expresión:
λ= 12 f √T EDS×g
Wc
Donde:
f Es la frecuencia resultante en Hz
TEDS La tensión promedio del conductor en N
Wc el peso unitario del conductor en N/m
g 9,81 m/s²
λ La longitud de onda de vibración
A continuación se comentan los métodos y prácticas de éxito probado para
contrarrestar el efecto de las vibraciones en conductores.
4.2.8.2. Soluciones prácticas al problema de vibración de conductores.
a. Efecto de la tensión de cada día (EDS).
Las dos variables de diseño de líneas de alta y media tensión que tienen gran
impacto en los problemas de vibración de conductores son el esfuerzo final de
129
templado (EDS) y la longitud del vano. Estas dos variables, tratadas individualmente
o en combinación pueden reducir el fenómeno de vibración a un nivel no peligroso,
siendo innecesaria la utilización de dispositivos para amortiguar las vibraciones.
El Manual de Diseño de Líneas de Alta Tensión del Rural Utilities Service (RUS
Bulletin 1724E-200 – Set 92) indica que para conductores de aluminio y aleación
de aluminio se logra minimizar los efectos vibratorios templando la línea (EDS
inicial) con valores de hasta el 20% del tiro de rotura del conductor, sin necesidad de
recurrir a amortiguadores de vibración.
La Norma VDE 0210/5.69 “Determinaciones para la Construcción de Líneas
Aéreas de Energía Eléctrica mayores de 1 kV” determina las tracciones medias
admisibles sin protección antivibrante (amortiguadores) en función a los vanos y al
tipo de conductor, siendo éstos valores los siguientes:
Tracciones Medias Admisibles sin Protección AntivibranteVanos en metros 0-150 200 300 400 500 700
Templado (%)(kg/mm²)
16,44.6
16,14,51
15,54,3
14,94,2
14,34
12,93,6
Asimismo define la Tracción Media como la componente horizontal de la tensión de
tracción en el conductor que aparece a temperatura media anual sin carga de viento
en su estado final (luego de dos años).
b. Uso de dispositivos de amortiguamiento.
Las Varillas de Armar son un refuerzo para el conductor en los puntos de soporte
incidiendo en la reducción de la amplitud de las vibraciones debido al aumento
aparente del diámetro del conjunto conductor-varilla. Según el “Manual de diseño de
Líneas de Alta Tensión RUS Bulletin 1724E-200” la aplicación de Varillas de Armar
es una solución eficaz al problema de vibración eólica para líneas con conductores
de menor sección, sometidos a bajo esfuerzo y para vanos cortos. Indica a su vez
que estos dispositivos proveen un amortiguamiento suficiente evitando la fatiga de
los alambres del conductor.
Los amortiguadores son dispositivos efectivos para controlar la vibración. El
dimensionamiento, selección y ubicación de los amortiguadores en los vanos
depende del diseño del amortiguador, tensión, peso y diámetro del conductor, así
130
como del rango de velocidades de viento. Existen en los medios diversos tipos de
amortiguadores, describiéndose a continuación las características y aplicación de
los más comunes.
4.2.8.3. Selección del EDS de la amortiguación de la vibración.
Con la finalidad de reducir el efecto de la vibración de los conductores, se plantea
un Tiro de Templado Final (EDS final) de 16% del tiro de rotura del conductor lo
cual permite evitar el uso de amortiguadores en los vanos normales, tal como lo
recomienda la Norma VDE 0210/5.69 y el Boletín RUS 1724E-200. Este valor de
templado tiene una incidencia económica positiva por los siguientes factores:
1° Evita el uso de amortiguadores en los vanos normales
2° Menor dimensionamiento de las estructuras y conductores
3° La configuración topográfica accidentada del terreno contribuye a no afectar el
vano promedio de las estructuras.
4.2.8.4. Características de Amortiguadores Stockbridge.
La utilización de los amortiguadores stockbridge está basada en aplicaciones
prácticas y recomendaciones que da el fabricante. La formulación que determina
los espaciamientos de los amortiguadores es la siguiente:
A≡0 ,0013∗D∗√c ; B≡0 ,0026∗D∗√c ; C≡0 ,0039∗D∗√c ;Donde:
D : Diámetro del conductor o cable de guarda (mm)
c : Parámetro de la catenaria en la hipótesis de templado (m)
A, B y C: Distancias (m) de separación de los amortiguadores al borde de la grapa
de suspensión o anclaje.
Se obtiene:
Características \ Distancias A (m) B (m) C (m)Conductor AAAC 70 mm² 0,63 1,25 1,88Conductor AAAC 35 mm² 0,44 0,88 1,32
En el Anexo 11 se muestran los cálculos respectivos para vanos básicos de 100,
150, 200, 250, 300, 350, 400 450 y 500mts y para EDS 15, 12 y 10.
131
4.2.9. CIMENTACION DE ESTRUCTURAS.
4.2.9.1. Cálculo y diseño.
En el presente proyecto se utilizarán como estructuras de soporte postes de
Madera Tratada.
En el diseño de cimentaciones se ha considerado las condiciones reales del
terreno, las cargas críticas por tipo de soporte y conductor; y para el cálculo de
las cimentaciones se ha utilizado el método de equilibrio de fuerzas, los cuales
permiten determinar las dimensiones de la excavación y verificar las presiones
laterales y verticales según corresponda el caso.
Para el diseño de cimentaciones de los postes sin retenida se verifica la presión
lateral que ejerce la estructura sobre el terreno, la cual se compara con la presión
del terreno natural.
En el caso de los postes con retenida se verifica la presión vertical que ejerce la
retenida y fuerzas verticales del poste sobre el terreno.
El tipo de cimentación de los postes simplemente enterrada en tierra apisonada.
Sin embargo, cuando la presión lateral que ejerce la estructura sobre el terreno
sea mayor que la presión del terreno natural, la tierra con la que se va apisonar
debe ser mejorada con grava arcillosa incluyendo además 25% de piedra
mediana para obtener una mayor resistencia lateral.
4.2.9.2. Parámetros de cimentación.
Para el cálculo de cimentación se ha tenido en cuenta el tipo de suelo según la
clasificación SUCS, así como las propiedades del suelo y parámetros de
cimentación, para cada una de las unidades geotécnicas.
4.2.9.3. Resultados.
Las características de la fundación de los postes, serán de forma circular de
acuerdo a las hojas de cálculo con el método descrito, en donde los postes serán
directamente enterrados, debido a las condiciones del terreno, esto cálculos se
muestran en el Anexo 12.
132
4.2.10. CÁLCULO DE RETENIDAS.
Para compensar los esfuerzos mayores al esfuerzo de rotura del poste para la
línea y red primaria se usarán retenidas, cuyas características han sido definidas
en las especificaciones de materiales.
Las retenidas serán de cables de acero Siemens Martin de 50 mm² de sección y
10 mm (3/8”) de diámetro, con un tiro de rotura de 30,90 kN.
Una retenida en disposición longitudinal:
FR sen x HR = FP x He
FR = MRN / (HR x Sen)
Donde:
FR : Tiro de trabajo de la retenida
HR : Altura de la retenida
He : Altura de aplicación de la fuerza equivalente
FP : Fuerza equivalente en la punta
: Angulo de la retenida
MRN : Momento total resultante.
En el Anexo 13 se presenta el resultado de cálculo de retenida
4.3. CARACTERISTICAS DEL EQUIPAMIENTO DE LA LINEA PRIMARIA.
4.3.1. POSTES.
Se utilizaran postes de Madera de 35 y 40 pies. Las crucetas serán de madera las
cuales serán preservados (Tratados) por el método de Vacio Presión, con sales
hidrosolubles CCA (Cromo-Cobre-Arsénico) o CCB (Cromo-Cobre-Bromo). Los
postes serán directamente enterrados.
Los postes a emplearse serán las que necesariamente cumplan con las
especificaciones técnicas establecidas en las Normas DGE RD 025-2003-MEM
Los accesorios metálicos para los postes son: pernos maquinados, perno-ojo
maquinado, tuerca-ojo, perno tipo doble armado, espaciador para espigas de
cabeza de poste, Soporte Separador de Vértice de Poste de A°G°, brazo angular,.
Para la identificación de las estructuras se adjunta la lámina de Detalle de
Señalización de Estructuras.
133
4.3.2. CONDUCTOR.
El conductor a utilizar es de aleación de aluminio de 35 mm² y 70 mm², que se ha
definido tomando en cuenta los siguientes factores:
- Corrientes de cortocircuito
- Esfuerzos mecánicos
- Capacidad de corriente en régimen normal y caída de tensión
- Capacidad de autoamortiguamiento al fenómeno vibratorio del conductor.
Los accesorios de los conductores que se utilizan en las líneas y redes primarias
son: grapa de ángulos, grapa de anclaje, grapa de doble vía, varilla de armar,
manguito de empalme, manguito de reparación, pasta para aplicación de
empalmes, amortiguadores de vibración y alambre de amarre
4.3.3. AISLADORES.
Sobre la base de los criterios normalizados por la DGE RD018-2003-MEM y de
acuerdo a los análisis de aislamiento, se utilizarán aisladores de porcelana tipo
PIN clase ANSI 56-3, y Aislador de suspension tipo Polimerico. Los aisladores
del tipo Pin se instalarán en estructuras de alineamiento y ángulos de desvío
topográfico moderados y los aisladores de suspensión tipo poliméricos en
estructuras terminales, ángulos de desvío importantes y retención.
4.3.4. RETENIDAS Y ANCLAJES.
Las retenidas y anclajes se instalarán en las estructuras de ángulo, terminal y
retención con la finalidad de compensar las cargas mecánicas que las estructuras
no puedan soportar por sí solas.
El ángulo que forma el cable de retenida con el eje del poste no deberá ser menor
de 37°. Los cálculos mecánicos de las estructuras y las retenidas se han
efectuado considerando este ángulo mínimo. Valores menores producirán
mayores cargas en las retenidas y transmitirán mayor carga de comprensión al
poste.
Las retenidas y anclajes estarán compuestos por los siguientes elementos:
Cable de acero grado SIEMENS MARTIN de 10 mm de diámetro.
Varillas de anclaje con ojal-guardacabo.
Mordazas preformadas.
Aislador Polimérico con Conexión Horquilla (Estructura) y Lengüeta (Línea) de
36 kV
134
Grillete tipo LIRA de A°G°
Guardacabo de A°G° de 3/8” diámetro x 1.6 mm espesor
Conector Doble Via Bimetálico para Cable de Acero de 10 mm ø y Cobre de 16
mm²
Perno con ojal-guardacabo para fijación al poste.
Bloque de concreto armado.
4.3.5. PUESTA A TIERRA.
Las puestas a tierra estarán conformadas por los siguientes elementos:
Electrodo de acero recubierto de cobre
Cable de acero con recubrimiento metalúrgico de Cu de 4awg (21.15 mm²),
para Puesta a Tierra.
Accesorios de conexión y fijación (Conector de Bronce para Electrodo de 16
mm ø Plancha Doblada de Cobre, Conector de Cobre Tipo Perno Partido,
Conector Doble Vía Bimetálico).
En las subestaciones de distribución, el número de electrodos será el necesario
para obtener los valores de resistencia de puesta a tierra requeridos por la norma
DGE RD018-2003-MEM.
4.3.6. MATERIAL DE FERRETERÍA.
Todos los elementos de fierro y acero, tales como pernos, abrazaderas y
accesorios de aisladores, serán galvanizados en caliente a fin de protegerlos
contra la corrosión. Las características mecánicas de estos elementos han sido
definidas sobre la base de las cargas a las que estarán sometidas.
4.3.7. SUB-ESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN (SED):
Las subestaciones de distribución serán monofásicas de acuerdo a las
características y potencia del cuadro del ítem 5.4.8, según la magnitud de las
cargas eléctricas de las localidades, equipadas con seccionadores fusibles tipo k
de expulsión, pararrayos, sistema de puesta a tierra y un tablero de distribución
para baja tensión.
4.3.8. TABLERO DE DISTRIBUCIÓN.
Los tableros de distribución serán los adecuados y de acuerdo a la configuración
y potencia de cada subestación. Serán construidos para montaje exterior y
135
estarán ensamblados con todos sus partes de tal manera que puedan estar listos
para su puesta operación con la coordinación debida de sus equipos de
protección; todas sus partes estarán diseñados para soportar corrientes de
cortocircuito, de acuerdo a las normas técnicas vigentes. El equipamiento del
tablero es el siguiente.
Características de los Tableros de Distribución
TransformadorInterruptor
Termomagnético (A)Contactor Medidor Fusible
C-1 C-2 C-3 AP A de Energía Expulsión5 kVA-1ø 2x16 1x6 3x20 A 10(40) A 2 A, k10 kVA-1ø 2x32 1x6 3x20 A 10(40) A 2 A, k15 kVA-1ø 2x25 2x25 1x15 3x20 A 10(60) A 3 A, k
Altitud Promedio : 362 m.s.n.m.(mínimo) – 3 405 m.s.n.m.(máximo)Conductor : Aleación de Aluminio (AAAC) de 35 mm² y 70 mm² de sección.
Estructuras :
- Configuración: según normalización de la DGE/MEM.- Postes de Madera Importada 35 p y 40 p de longitud- Cimentación: directamente enterrados, sin solado ni cimentación de
concreto.Crucetas : Madera tratada tornillo de 2,40 m,1,20 my 4,30 mde longitud.Vano Máximo : 1 486 mVano Mínimo : 17 mVano Promedio : 595 mDisposición de conductores. : Horizontal y Vertical
Aisladores :Aisladores de Suspensión Tipo Polimérico de 36 kVAislador Tipo Pin Clase ANSI 56-3
Equipos de protección y maniobra
:
- Seccionador Fusible Unipolar Tipo Expulsión (CutOut), 27/38 kV, 150 kV-BIL, 100 A.
- Pararrayos de Oxido MetálicoSistema 22,9/13,2 kV: 21 kV, 10 kA, Clase 1 (IEC)
- Recloser 27kV; 150kV-Bil; 630A, 12kA, incluye estructura soporte para instalación en poste.
Sistema de Puesta a Tierra :
- Estructuras de seccionamiento, protección o medición: Electrodo(s) vertical(es) de puesta a tierra, sin caja de registro. 25 ohmios de valor máximo de la resistencia de puesta a tierra. Armados PAT-1, PAT-2 y PAT-3 para poste de madera.
- Estructuras sin equipos de seccionamiento, protección o medición: Contrapeso Circular sin electrodo vertical de puesta a tierra. Armado PAT-1C para poste de madera.
- Conductor de cobre desnudo 16 mm² de sección y Electrodo de acero recubierto de cobre de 16 mm x 2,40 m de longitud
- Retenidas: Aisladas conectadas a tierra en todas las estructuras.- Accesorios de ferretería: puestos a tierra en todas las estructuras.
136
CAPITULO V
CRONOGRAMA, METRADO Y PRESUPUESTO
137
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES
El proyecto considera la interconexión al SEIN del SER Sallique que
actualmente opera aislado, mediante el reforzamiento de líneas
primarias del SER Huancabamba-Huarmaca existente y la construcción
de una línea de Interconexión en 22,9 kV SER Huancabamba-SER
Sallique de 3x70 mm2 AAAC.
Se realizaron los cálculos eléctricos y mecánicos de acuerdo a las
normas vigentes.
Se seleccionaron los equipos electromecánicos y materiales que
conforman la línea.
Se elaboraron los planos correspondientes.
El Sistema aislado SER Sallique tiene como fuentes de Suministro a: La
MCH Sallique 115 kW no se interconectará al Sistema debido que han
quedado deterioradas por deslizamientos en la zona. La M.C.H. El Palto
– San Felipe 100 kW: Durante los meses de riego, el agua del canal de
conducción es desviada para el riego de las chacras, dejando fuera de
operación a la MCH, no siendo factible su integración al sistema
eléctrico y también ha quedado inutilizada. M.C.H. Carrizal 35 kW: Por
ser pequeña, no es factible su integración al sistema eléctrico.
Del Balance Oferta-Demanda se observa que la SE Loma Larga 60/22,9
kV 7-9 MVA Onan-Onaf podrá atender la demanda del sistema eléctrico
y del proyecto para el horizonte de 20 años del proyecto.
Los criterios de diseño que se utilizaron en la elaboración del Estudio
Definitivo, se refiere a las condiciones de diseño establecidas en el
estudio de pre inversión, y que se reflejan en los documentos de
licitación, parámetros y factores de seguridad asumidos de acuerdo a lo
establecido en las normas técnicas vigentes de la DGE/MEM y Código
Nacional de Electricidad (Suministro 2011).
138
RECOMENDACIONES
En el diseño de un proyecto se debe tomar en cuenta las experiencias
anteriores del país o en países similares. Los proyectos deben ser
desarrollados con apertura y convocatoria para discutir y recibir aportes
y consejos de los principales actores e instituciones con experiencia en
implementación de electrificación y energías renovables. Se debe tomar
en cuenta que el proyecto tenga una adecuada prioridad a nivel nacional
que permita asegurar los fondos de contraparte y la sostenibilidad del
mantenimiento de los resultados del proyecto.
Diseñar criterios y procedimientos que faciliten la consistencia,
transparencia y eficiencia en la toma de decisiones para la operación y
ejecución del proyecto.
Replantear equipos profesionales apropiados y capacitados,
especialmente, en las zonas de proyecto en las que tendrán fuerte
incidencia por la complejidad del acceso.
En general, se recomienda al MEM tener más flexibilidad en identificar
oportunidades de electrificación y modelos de gestión, adecuándolos a
las circunstancias locales socioeconómicas y culturales
El cumplimiento de las normas de las medidas de mitigación durante el
desarrollo del proyecto es el factor más importante para la normal
operación del proyecto de tal forma que no ocurran accidentes laborales.
El personal deberá estar adecuadamente capacitado en las medidas de
seguridad y contar con sus equipos de contingencia necesarios.
Se debe tener en cuenta que es importante la comunicación en las
distintas actividades que pudieran realizarse fuera de lo proyectado, con
la comunidad.
139
BIBLIOGRAFIA
Normas técnicas vigentes de la DGE/MEM y Código Nacional de
Electricidad (Suministro 2011).
Código Nacional de Electricidad Suministro 2001
Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844
Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844
Normas para la Electrificación Rural de la DGE/MEM vigentes,
Resoluciones Ministeriales (relativo a Sistemas Eléctricos para tensiones
entre 1 y 36 kV - Media Tensión), vigentes.
Información estadística del Instituto Nacional de Estadística e
Informática (INEI) correspondiente a los Censos Nacionales IX de
Población y IV de Vivienda 1993 y VIII de población 2005 del
Departamento de Piura - del Instituto Nacional de Estadística e
Informática.
Concejo Distrital: autoridad local con quienes se coordina la información
referente a su localidad, como viviendas, habitantes, cargas productivas,
etc.
Guía para la Evaluación Económica de Proyectos de Electrificación de
localidades Aisladas Rurales.
https://transmisiondesenales.wikispaces.com/1.7+Inductancia,
+capacitancia+y+reactancia.
http://gama.fime.uanl.mx/~omeza/pro/PROTECCION.pdf
http://www.uv.es/~ivorra/Libros/Catenaria.pdf
http://web.ing.puc.cl/power/alumno98/rural/rural.html
http://www.osinerg.gob.pe/newweb/uploads/GFE/DocTrabajo-23-
GFE.pdf
http://www.olade.org/es/dep/electricidad-electrifcacion-rural
140
ANEXOS:
ANEXOS I: CALCULOS JUSTIFICATIVOS.
ANEXOS II: PANEL FOTOGRAFICO.
ANEXOS III:PLANOS Y LAMINAS.
141
SALLIQUE
PANEL FOTOGRÁFICO
