TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN

DEL TITULO DE "INGENIERO ELÉCTRICO"

ESPECIALIZACION "POTENCIA"

DE LA ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

DISEÑO L.E UNA SUBESTACIÓN

PARA DISTRIBUCIÓN RURAL

MANUEL ALEJANDRO SÁNCHEZ ESPINOZA

Quito , Septiembre 1977.

Certifico que la presente Tesis

fue realizada por el señor Ale-

jandro Sánchez E. , bajo mi di-

rección .

Ing. Julio J. Jur/do M.

DIRECTOR DE TEÍSIS

A MIS QUERIDOS PADRES

Y

SRA. PIEDAD DE NARVAEZ

AGRADECIMIENTO

Al Ingeniero Julio Jurado M. , Director de Tesis,

Ing. Víctor Orejuela, Ingeniero Benito Valareso,

Ingeniero Luis Tapia, Señorita Julieta Ramos y

a todas y cada una de las personas que contribu-

yeron para la realización del presente trabajo.

Í N D I C E G E H _E R A L

Página No.

INTRODUCCIÓN.-

GENERALIDADES.-

1.1 Electrificación Rural en otros países 4

1.2 Electrificación Rural en nuestro país 17

1.3 Conclusiones 21

ESTUDIO MECÁNICO.-

11.1 Diagrama Unifilar 23

11.2 Estudio Económico de Estructuras 23

11.2.1 Estructura de madera 23

11.2.2 Estructura de hormigón 30

11.2.3 Estructura metálica 34

11.2.4 Estructura mixta. 38

ESTUDIO ELÉCTRICO.-

III.1 Niveles de cortocircuito 41

111.1.1 Tipos de fallas 41

111.1.2 Cálculo de ]as corrientes de falla 42

III.2. Niveles de aislamiento 43

111.2.1 Tipos de sobretensiones 43

111.2.2 Protección contra sobretensiones 49

111.2.3 Características y factores que Ínter

vienen en la selección de pararrayos 52

Pagina No,

111.2.4 Espacios mínimos recomendables pa_

" ra una subestación

111.2.5 Corrección por condiciones meteo-

rológicas

111.2.6 Coordinación de Aislamiento

111.3. Malla de Tierra

111.3.1 Introducción

111.3.2 Cálculo de la malla de tierra

111.4. Diagrama Unifilar

III.4.1 Diseño de barras

III.U.1 Cálculo de barras-

III. 5. Protección de Líneas

III.6. Protección del Transformador

III.7 Planos

53

53

54

59

59

60

65

65

66

66

67

ESPECIFICACIÓN DE EQUIPOS.-

IV.1. /Normas 72

IV.2. Norma de referencia 72

IV.3. Condiciones de servicio 72

IV. M. Estructura escogida 72

IV, 5. Pararrayos ' 74

IV.6 Transformador, Transformador se servicio

auxiliar . 75

IV.7 Rcconectadores 76

Página No.

IV.8 Seccionadores 77

IV.9 Fusibles 78

IV.10 Malla de tierra 79

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.-

V.l Planos

V. 2 Bibliografía. 86

INTRODUCCIÓN

El grave problema social existente en el Ecuador y en for-

ma general en toda Latinoamérica es la migración del campesino

hacia los grandes centros poblados con el afán de elevar su ba-

jo nivel de vida.

Por otra parte, la carencia de una preparación técnica y

de un nivel cultural adecuado que le permita hallar un lugar -

en el mercado de trabajo existente en la zona hacia la cual e-

migra, determina que sus condiciones de vida lleguen a un ni--

vel de insubsistencia.

El problema, presenta como factor asencial el bajo nivel

de vida del campesino y es por ello que se hace necesario, la

pronta electrificación de las zonas rurales, como parte de la

infraestructura económica necesaria para el desarrollo inte-

gral del pais.

La electrificación rural no es un problema aislado, como

es el de dar servicios de energía eléctrica e iluminación a -

los centros poblados, ya que necesitan una serie de estudios

conjuntos al problema eléctrico en sí como:

- Estudio socio-económico de la región.

- Proyección del desarrollo socio-económico de la región.

- La necesidad de adoptar nuevas prácticas con una aplicación

de la tecnología para proporcionar el aumento de la produc-

ción.

- La necesidad de realizar programas con miras a mejorar los

niveles de higiene, salud, y educación.

Pag. 2

La Construcción de una red de vías de comunicación, dando

facilidades para un mejor y seguro transporte de la produc

ción a, los centros consumidores.

La integración total del capesino a la sociedad, volviendo

cada vez más útil a la misma , tanto como productor como

consumidor.

Estudio económico de proyectos a largo plazo.

Siendo el Ecuador un país agrícola, aprovechando los p es_

tamos que concede el Banco de Fomento y con una programada e-

lectrificación rural, podemos incrementar la producción agrico

la, las artesanías y las pequeñas industrias, etc. Creemos

que de ésta manera podemos elevar el nivel de vida de los sec-

tores populares.

Debido a la extensión del territorio nacional, la baja den

sidad de la población y de la dispersión de la misma, se hace -

necesario cubrir grandes distancias con líneas de transmisión,

lo que representa asi mismo grandes costos.

& subestaciones tal como se ha consevido., representa uni

porcentaje mínimo del costo total de un sistema de transmisión.

El Instituto Ecuatoriano de Electrificación, para cumplir

en forma efectiva el plan trazado hasta 1.990, a procedido a -

dividir al país en zonas bien determinadas y en cada una de las

zonas se están realizando estudios socio-económicos para poder

determinar y proyectar la demanda hasta el año fijado.

El Instituto ha creido conveniente que las subestaciones

Pag. 3

para distribución deben ser normalizadas y diseñadas para una

capacidad de 7.5 - 5.0 - 3.75 - 2.5 - 1.5 - 1.0 MVA y para es-

perar como reductores de 69 a 13.8 KV siendo ésta última la -

tensión de distribución normalizada para todo el territorio -

nacional. Ref. (1)

Considerando por un lado la proyección de la demanda rea_

lizadas por INECEL, encontramos que la demanda para el sector

rural, fluctúa entre 1.5 y 2.0 MVA, y por otro las capacidades

de las subestaciones a nivel de distribución, creemos que se-

ría conveniente instalar subestaciones con capacidades de 2.5

MVA.

Subestaciones de mayor capacidad serian necesarios, sólo

en el caso de que la Subestación esté diseñada para servir a-

demás de la demanda rural a la demanda de centros poblados o

industrias ubicadas en la Zona de Servicio.

CAPITULO I

GENERALIDADES

I . ELECTRIFICACIÓN RURAL EN OTROS PAÍSES

1.1 ELECTRIFICACIÓN RURAL SEGÚN EL BANCO MUNDIAL

En un estudio preliminar de la electrificación rural en

los países en desarrollo, el Banco Mundial ha analizado tres

aspectos principales del problema.

a.- Las prespectivas de éxito de las inversiones en electrifi

cación rural.

b.- Los métodos de análisis de la inversión desde el punto de

vista de la justificación económica, la identificación y

preparación de los proyectos, el financiamiento y los pro

blemas técnicos e institucionales.

c.- Las repercucuiones en la política y procedimientos del

Banco Mundial. (Ref. 2)

1,1.1 Electrificación rural en los países en desarrollo.

1.- Niveles de Inversión.- Los países en desarrollo asignan

actualmente un volumen cada vez mayor de recursos a la

electrificación rural, que crece a medida que aumentan

sus ingresos percápita.

Se estiman que en los próximos diez años provableniente

se invertirán de 10.000 a 15.000 U.S. $ millones, y al-

rededor- do una cuarta parte de la población rural es de

Pag.

cir unos -300 millones de habitantes, recibirán este ser

vicio.

2.- Objetivos.- Los objetivos que se persiguen con éstas in-

vestigaciones son de índole social y económica. En éste

úit-ítíio aspecto, la mayoría de los paises han llegado a -

la conclusión de que los resultados son decepcionantes.

3.- Respuestas.- En muchas zonas rurales la necesidad de e-

lectricidad es escasa, el nivel de crecimiento del consu

mo es bajo y son pocas las oportunidades de utilización

productiva.

No obstante, en algunas regiones la electrificación ru-

ral ha sido sorprendentemente favorable y generalizada.

Esta se refleja en un crecimiento rápido y sostenido de

la demanda proveniente de' los consumidores domésticos,

del comercio rural de las explotaciones agrícolas y de

las agro-industrias.

4.- Etapas de la electrificación rural.- En la mayoría de

los paises hay algún grado de electrificación rural, .-

aunque en diferentes etapas de desarrollo dependiendo -

del nivel de la demanda de electricidad y capital. An-

tes de que una región disponga de suministro público pro^

veniente de la red principal, es común que las empresas

comerciales y las comunidades produzcan su propia elec-

tricidad mediante pequeños generadores a diesel o hidráu

lieos. Apesar de que los costos de éstas fuentes de e-

lectricidad son elevados, éstas empresas suelen ser ren

tables.

A medida que aumenta la demanda y mejoran los factores

de carga, resulta más económica sustituir el sistema de

Pag. 6

autogeneraclon en los principales centros de demandas ha

ciendo llegar la red publica.

En términos generales, los paises Africanos están en las

etapas iniciales, utilizando el sistema de autogeneración

y llevando algún suministro público a los centros de ma-

yor demanda.

Los paises Asiáticos se encuentran en plena labor de ha-

cer llegar el suministro público a los centros principa-

les y los de América Latina están en la fase final.

5.- Costos totales del suministro público.- Los costos de -

llevar éste servicio a las zonas rurales son muy elevadas,

en comparación con lo que cuesta suministrar a las zonas

urbanas. En el cuadro siguiente se puede Apreciar los -

costos promedio de proyectos típicos de electrificación

en zonas urbanas y rurales.

CUADRO # 1

/ZONAS

URBANAS

ZONAS

RURALES

Costo promedio

(US cts/Kwh)

De 6 a 8 inicialmente y

4 después de 10 años.

Factor de carga

( % de utilización 50% 20% inicialmente y 40%

en años posteriores.

Precio promedio

(US cts/Kwh)

Pag. 7

Los costos promedios son muy sencibles al nivel y al ere

cimiento de la demanda, al grado de utilización, a las -

distancias entre los centros de demanda y a las dificul-

tades del terreno.

En las aldeas, los costos iniciales de capital ascienden

a unas US $ 800 por consumidor, pero disminuye a la mi--

tad aproximadamente a medida que el número de consumido-

res y el nivel de la demanda aumenta.

Anualmente los costos de capital representan aproximada-

mente dos terceras partes de los costos totales correspon_

diendo el otro tercio a combustibles, facturación, mante

nimiento y administración.

6.- Rendimiento Financiero.- La experiencia indica que los -

ingresos son bajos en los primeros años. Inicialmente.,

los costos fijos de instalación de redes y establecimien

to de sistemas de facturación y administración son altos,

y la demanda y el factor de carga tienen que ser desarro

liadas desde niveles bajos.

En los primeros años los precios se mantienen inferiores

a los costos promedio con el propósito de impulsar la u-

tilización eficaz de" la electricidad y lograr los objeti_

vos sociales.

Si bien los precios son normalmente suficientes para cu-

brir eficazmente a los costos de inversión, transcurren-

varios años, a menos que la tasa de crecimiento de la de_

manda sea muy elevada, sin embargo la mayoría de los prp_

yectos de electrificación rural en rrmchos paises tienen

menos de 10 años de antigüedad y no han llegado a esta -

última etapa.

Pag.

1.1.2. Justificación de los proyectos.

1.- Inversiones de Costo Mínimo.- Al igual que en otros pro-

yectos, la búsqueda de la solución de costo mínimo es un

aspecto importante de la evaluación. El suministro pú-

blico de la red debe demostrar un costo inferior a:

. a.- El sistema de autogeneración.

b.- Otras alternativas de trazado de la red y de planos

de expanción.

' 2.- Beneficios Económicos.- Todos los beneficios económicos

están relacionados con los usos que se destina la elec-

tricidad y aumenta con el nivel y el crecimiento de la

demanda.

Entre los principales tenemos:

a.- Tratándose de usos productivos, la electricidad es

con frecuencia la forma de energía más varata y eficaz

para la producción de fuerza motriz, refrigeración y

en algunos casos calefacción que permiten al produc—

/ tor aumentar sus beneficios al reducir los costos y am

pliar su producción.

3.- Tasa de Rentabilidad Económica Interna.- El cálculo de la

tasa de rentabilidad económica Jnterna puede iniciarse

con una previción de la demanda, los ingresos y una esti-

mación de los costos para después realizar los ajustes re_

lativos a precios de cuenta y beneficios adicionales en -

los uso?; productivos.

M .- Política de fijación de precios.- La política de fijación

Pag. 9

de precios requiere llegar a un compromiso entre las me-

tas de carácter económico, social y financiera. Las me-

tas económicas exigen una visión de futuro y unos precios

que guarden relación con los costos marginales de ampliar

las inversiones y la producción.

La necesidad de fomentar el empleo de la electricidad tam

bien requiere una actitud progresiva que introduzca un

elemento proporcional en las tarifas durante los primeros

años, en tanto que las metas de carácter social exigen -

disposiciones que tengan en cuenta a los pequeños consu-

midores.

Por otro lado a fin de obtener recursos para un programa

de ampliación y de limitar las presiones sobre el ingre-

so público, el análisis financiero puede sugerir que a -

los consumidores mayores y en mejor situación económica

se les cobre precios más altos que los que indique el a-

nálisis de costos marginales.

5.- Fuentes de Financiamiento.- En la mayoría de los casos,

el Gobierno o la Compañía central de electricidad debe--

rán hacerse cargo, parte de las necesidades de capital.

Las utilidades de la compañía que pueden ser apreciables,

pueden utilizarse para otorgarla cierta autonomía para am_

plíar y administrar el programa, liberando así fondos pú-

blicos que puedan destinarse a otros proyectos de desarro_

lio rural, por ejemplo: abastecimiento de agua, educación

y s,alud cuyos problemas de financiamiento son más graves,

es posible utilizar las alzas generales do precios de la

electricidad para obtener fondos con destino a la electr^

fricación rural.

6.- Control, Evaluación e Investigación.- Debido a las incer_

tidumbres y a la carencia generalizada de información

Pafi. 10

respecto a la electrificación rural sería conveniente:

a.- Iniciar el programa con proyectos pilotos en zonas

que no dispongan del servicio pero donde hay buenas -

condiciones para introducirlo.

b.- Incorporar técnicas de control y evaluación tanto en

los proyectos regulares como en los de carácter expe

rimcntal.

Esto proporcionaría información para planificar ampliacio_

nes posteriores y servirían de base para efectuar mejoras

en futuros proyectos.

Los problemas que requieren investigación separada son:

a.- El posible margen de reducción de los costos.

b.- Los factores que influyen en la reacción de los con-

sumidores.

c.- Las relaciones entre el crecimiento económico de las

zonas rurales y la demanda se origina en las explotai _./ cíones agrícolas, en las agro-industrias y en el co-

f mercio rural.

1.2 ELECTRIFICACIÓN RURAL EN EL BRASIL

Más de la mitad de la población Brasileña vive en la zo_

na agrícola del país, especialmente en el noroeste. Sin em-

bargo, la productividad es todavía baja, y por ésta razón

existe todavía la migración de la gente a centros de pobla--

ciones mas desarrolladas. (Ref. 3).

Pag. 11

Menos de 3% de casi 5.000.000 de propiedades rurales, -

cuentan con suministro de energía eléctrica.

Innumerables factores negativos afectan a la electrifi-

cación del Brasil, creando problemas de difícil solución.

A continuación presentamos las más relievantes:

a.- Las largas distancias entre consumos de las propiedades

rurales, implican largas distancias de líneas primarias.

b.- El poder adquisitivo relativamente bajo en áreas rurales,

constituyen un serio obstáculo para los agricultores que

necesitan electrificación en sus propiedades.

c.- Cargas relativamente bajas para su basta área rural, aso_

ciados con el escaso nivel de consumo por propiedad, dan

lugar a una insuficiente rentabilidad.

d.- La falta de transportes adecuados y medios de comunica-

ción en cetros rurales dificultan y reducen el flujo de

productos rurales a los centros de comercialización, a-

carreando una disminución del nivel de la población ru-

ral.

e.- La tendencia inflacionaria en Brasil, constituye a un -

constante incremento de costos para llevar la energía e

léctrica al campo, haciendo muy difícil el establecimien

• to de precios unitarios de diversos Ítems necesarios pa_

ra la realización de un proyecto.

f,- Técnicas adecuadas y proyectos de construcción, apropia^

dos para electrificación rural, generalmente no son usa

dos por las empresas responsables de éstas áreas.

Pag. 12

g.- Falta de una ayuda adicional para las cooperativas.

h.- Falta de fuentes de financiamiento a bajo costo y a lar-

go plazo.

Al respecto de los problemas anteriormente descritos, o

nielarse un Programa Nacional para desarrollar la electrifi-

cación rural.

El gobierno brasileño ha creido conveniente constituir

un grupo Ejecutivo subordinado por los Ministerios de Agri-

cultura, Minas y Energía, Interior y. Hacienda. El grupo E-

jecutivo de Electrificación Rural (GEER) administra el finan_

ciainiento de electrificación rural a travéz de cooperativas

en 11 Estados de Brasil.

Un préstamo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID)

proporciona el 50% de recursos para cada proyecto aprobado -

por la GEER, en cuanto que el Gobierno del Brasil participa

con 30% y los 20% restantes son financiados por la cooperati

va beneficiada.

Según el programa de electrificación rural hasta febre-

ro de 1.976 se ha abastecido de energía a 23.000 propiedades

rurales a travéz de 80 cooperativas y 174 proyectos.

Como factores prepondetantes para el desenvolvimiento -

de la electrificación rural en Brasil pueden ser mencionados:

a.- Condiciones y plazos de Financiamiento.

El actual programa GEER/BID de financiamiento para las

cooperativas corresponde a 80% del valor de la obra a

Pag. 13

ejecutar con plazos de 18 años y 12% de ínteres.

b.- Elaboración de Proyectos.

Los proyectos financiados por la GEER/BID hasta ahora son

relativamente pequeños, obteniendo cerca de 180 consumido

res por cada 100 Km. de línea. Debido a gastos de inge-

niería, administración y otros ítems, en la mayor1 parte de

los proyectos deberán ser desarrollados, tal vez por la -

función de pequeñas cooperativas en federación de coopera

tivas, congregando al mayor numero posible de entidades.

En ésta etapa inicial de electrificación rural brasileña,

se deberá tener en consideración la necesidad de un planea

miento a largo plazo de futuros sistemas electro-rurales.

c.- Utilización de Normas Técnicas Adecuadas.

Con excepción de algunos proyectos de electrificación ru-

ral en cuatro estados (Río grande del Sur, Minas Gerais,

Sao Paulo y Goasis). Las empresas y cooperativas usan

normas técnicas apropiadas para las áreas urbanas. De e-

sa forma, el costo de financiamiento para sistemas de elec_

trificación rural se torna muy alto.

Como los recursos públicos son utilizados para la electri_

ficación se están obligando a que adopten normas técnicas

adecuadas y más económicos para el fortalecimiento de ener

gía eléctrica en el área rural. Este factor es importan-

te para reducir los precios de los equipos eléctricos ma-

nufacturados que serán producidos en mayor escala.

d.- Desembolvimiento de las cooperativas.

En virtud de la alta inversión y la baja tasa de retorno

Pag.

las empresas existentes no tienen incentivo suficiente pa

ra emprender la construcción de redes de distribución ru-

ral.

Por otro lado, las personas de comunidades rurales están

motivadas para obtener la energía eléctrica, pues están

consientes de beneficios directos e indirectos que la mis

ma les puede proporcionar. Con el apoyo necesario de en-

tidades como la INCRA, Electrobras, el Banco de Brasil, -

los miembros de comunidades rurales están procurando desa_

rrollar la electrificación rural a travéz del cooperati--

vismo.

e.- Instrucción sobre el Uso de Energía Eléctrica.

Para que el agricultor se beneficie de la energización de

sus propiedades, es instruido a travez del extencionista

rural con infirmación precisa sobre la utilización de la

. energía eléctrica.

Pag. 15

Para el estudio de la electrificación rural se ha esco-

gido a Colombia y México porque la topografía del terreno, el

sistema de vida y los problemas que acarrean,son similares a

nuestro país.

1.3 ELECTRIFICACIÓN RURAL EN COLOMBIA

Para incorporar a la población rural dentro de los beneficios

sociales y económicos, se ha creado el Instituto Colombiano -

de Energía Eléctrica, que guardando la mayor armonía y cohe—

rencia con el Plan Nacional de Desarrollo, ha conformado un -

Plan Nacional de Electrificación Rural.

a.- Políticos:

El Plan es estructurado de acuerdo a las siguientes polí-

ticas:

- Utilizar los sistemas de Subtransmisión, actuales y fu-

turas como base para la Electrificación de Zonas Rurales.

- Emplear los recursos públicos y privados, de acuerdo con

el beneficio de los proyectos.

- Reducir el costo de los proyectos, utilizando materiales

económicos y normalizando la construcción.

- Servir prioritariamente a los consumidores con menores

_ costos por usuario y mayores beneficios sociales, de -

tal manera que se logre una utilización óptima de los

recursos.

b.- Objetivos:

El objetivo del Plan es proporcionar energía eléctrica a

Pag. 16

los habitantes rurales carentes actualmente de este ser-

vicio. Entre ellos tenemos:

- Remodelación y ampliación de los sistemas eléctricos -

existentes.

T Construcción de 9900 Km. de líneas rurales, de subtran_s_

misión, alinientadores y circuitos primarios.

- Construcción de 19.400 Km. de circuitos circundarios.

- La instalación de 160 MVA. en transformadores de distró^

bución.

- (Ref. 4)

1.4 ELECTRIFICACIÓN RURAL EH MÉXICO

Para obtener un alto crecimiento económico, en México se ha -

planteado dos cuestiones fundamentales:

1.- Realizar un mayor volumen de inversiones en las comunida-

des rurales.

2.- Aprobechar los recursos de que disponen esas comunidades.

Para dar mayor coherencia a los distintos programas del medio

rural y con el fin de multiplicar los beneficios de cada in—

~~ versión, el estado Mexicano ha creado un órgano llamado "Pro-

grama de Inversiones Públicas para el Desarrollo Rural" PIDER.

I. Política de Electrificación Rural.

Los funcionarios de la Comisión Federal de Electricidad y

Pag. 17

los dirigentes de las organizaciones agrarias, han estable_

cido una política, cuyas conclusiones son las siguientes:

1.- Electrificar Comunidades rurales, con la aportación de

los campesinos acorde con su nivel económico.

2.- Electrificar todos los sistemas de riego, cordinado

con las dependencias oficiales, encargados de la Perfo

ración de pozos y su equipamiento.

3.- Electrificar todos los sistemas de pozos que tienden a

solucionar el problema de la falta de agua potable en

las comunidades rurales.

'4.- Dar preferencia en la electrificación a todas aquellas

comunidades que para la explotación de sus tierras, se

organicen colectivamente o integren en una industria -

- en la que todos participen como iguales.

5.- Capacitar técnicamente a los campesinos en la fabrica-

ción y el abastecimiento de insumes para sus obras de

electrificación rural.

Inicialmente para producir postes de concreto y maderas.

(Ref. 5).

1.2 . Electrificación Rural en nuestro país.< - - •- — ' '—™ "

En el Ecuador no se ha dado una definición oficial de

electrificación rural.

Considerando útil, para los fines del presente trabajo,

nos permitimos optar la definición utilizada por el Ins

tituto Nacional de Desarrollo Agrario (INDA) del Brasil

Pag. 18

en el I Simposium Nacional de Electrificación Rural de

ese país.

Tal definición en sus aspectos aplicables al Ecuador es -

la siguiente:

Se entiende por electrificación rural, la prestación de -

servicios de energía eléctrica a los consumidores locali-

zados fuera del perímetro urbano a suburbano de ciudades

o poblaciones con más de 2.500 habitantes, dedicados di-

rectamente a la explotación agropecuaria, pequeña industria,

la pesca, forestación, artesanías, etc. (Ref. 6).

El Instituto Ecuatoriano de Electrificación a elaborado -

un Plan Nacional de Electrificación Rural, que tiene por

objeto construir y mejorar los sistemas de transmisión y

distribución de la energía eléctrica dentro del sector ru

ral, creando de esta manera la infraestructura básica nece

saria para el desarrollo de las regiones agrícolas y rura

les.

1.- Características y objetivos:

El principal objetivo del Plan es ayudar a la tecnifi

cación de las actividades agropecuarias, mediante la

aplicación de la energía eléctrica como insumo a los

procesos productivos.

También está encargado de suministrar a las empresas,

de todos los elementos necesarios para la construcción

de redes, equipo de mantenimiento en todas sus etapas

y en general de todos los medios necesarios para en--

tregar energía eléctrica en buenas condiciones y a un

mayor numero de usuarios.

Pag. 19

2.- Consideraciones del tipo técnico y económico.

En las zonas donde no han tenido suministro de energía

o su consumo es incipiente, se ha normalizado el tend^

do de líneas de subtransmisión a 13.8 KV. en primer lu

gar con líneas monofásicas y luego trifásicas a medida

que va creciendo la demanda de energía de la zona, lúe

t.c el sistema de 13.8 KV. debe ser robustecido con lí-

neas a 69 KV.

Las líneas a 13.8 KV. no deben ser mayores a 40 Km. ga_

rantizando de esta forma una adecuada regulación de la

tensión. (Ref. 7).

Según el Primer Simposium Nacional de Electrificación

Rural se ha determinado que el voltaje más económico

es de 3M.5 KV. reforzando luego con líneas a 138 KV.

a estas conclusiones se ha llegado luego de los estu-

dios realizados por INECEL conjuntamente con la mayo-

ría de las Empresas Eléctricas del Ecuador.

3.- Presupuesto de inversión.

El costo estimativo del plan para el período de 1978-

1982, en base a una visión general del volumen de o--

bras programadas, alcanzan a 60,73 millones de dólares

descompuestos en:

Divisas 35.87

Moneda local 24.86

Total 60.73

Lo cual implica una inversión promedio de 12.14 millo-

nes de dólares anuales, durante dicho periodo.

- 20

Este presupuesto puede ser financiado con los fondos que -

persíve INECEL por concepto de su participación en las re-

galías del petróleo, adicionalinente a estos fondos el Ins-

tituto obtubo un préstamo de la Agencia Interamericana de

Desarrollo de 3.5 millones de dolares. . (Ref. 8).

6.1 OBRAS PROGRAMADAS PARA EL PERIODO DE 1978 - 1982

O B R A S

GENERACIÓN TÉRMICA

10.050 MVA.

TRANSFORMACIÓN

156 MVA.

SUBTRANSMISION

LINEAS A 69 KV. 1154 Km.

LINEAS A 46 KV. 34 Km.

LINEAS A 22 KV. 440 Km.

LINEAS A 13.8KV. 2563 Km.

DISTRIBUCIÓN PARA

98207 ABONADOS

COSTO ESTIMATIVO

DIVISAS M. LOCAL TOTAL

2.814 603 3.417

9.360 2.496 11.856

11.078

272

1.478

6.151

7.386

163

986

6.151

18.464

435

2.464

13.302

4.714 7.071 11.785

T O T A L 35.867 24.856 60.723

RESUMEN DE OBRAS Y COSTO ESTIMATIVO DEL PROGRAMA

POR SISTEMAS

1.- SISTEMA NORTE -

2.- SISTEMA PICHINCHA

Provincia de Pichincha

Área: Sto. Domingo

3.- SISTEMA CENTRO NORTE

Área: Latacunga

909 961

1.650 1.072

1.870

2.059 841 2.895

1.708 1.095 2.803

2.722

Pag. 21

O B R A S DIVISAS M. LOCAL TOTAL

Área: Ambato-Puyo 1.200 671 1.871

Área de la Prov. Chimborazo 980 1.072 2.060

Área de la Prov. Bolívar 1.979 1.175 3.159

4.- SISTEMA CENTRO SUR

Área Prov. Azuay-Cañar 2.346 2.031 4.377

5.- SISTEMA SUR

Área Prov. Loja-Zarnora 2.847 2.002 4.849

6.- SISTEMA ESMERALDAS 882 408 1.290

7.- SISTEMA MANABI 6.408 4.775 11.183

8.- SISTEMA GUAYAS-LOS RÍOS

Área de Sta. Elena 1.722 957 2.679

Área Milagro-Naranjal-Durán 631 321 952

Área Daule-Balzar 389 451 840

Área Babahoyo-Quevedo 4.190 2.199 6.389

9.- SISTEMA EL ORO 2.896 2.384 5.280

10.- SISTEMAS MENORES

Área Lago Agrio 825 835 1.660

Área Tena-Coca-Quijos 940 654 1.590

Área Macas-Galápagos 1.310 950 2.260/

T O T A L 35.874 24.854 60.728

Conclusiones.

1.- La electrificación rural es un papel imprescindi-

ble y determinante en la creación de la infraes—

tructura básica, soportante de todo plan de desa-

rrollo de la economía rural en general.

2.- La eficiencia económica de las inversiones en la

Pag. 22

electrificación rural no debe medirse por la renta_

bilidad de la actividad eléctrica consideradamente,

sino por lo que ello significa en el desarrollo ar

mónico y planificado de toda la actividad agropecua

ria.

3.- La electrificación rural debe ser consevida, plani_

ficada y ejecutada como elemento del plan de desa-

rrollo integral de la economía del país.

4.- El régimen tarifario en electrificación rural debe

ser suficientemente bajo,, de forma que constituya

un incentivo a la tecnificación de la producción.

5.- Revisando el Plan Nacional de Electrificación Ru-

ral de algunos paises latinoamericanos? coincidi-

mos que solo a travéz de una organización estatal

sin fines de lucro para la generación, transmisión

y distribución eléctrica es posible instituir, fi_

nanciar y cumplir a escala nacional un programa -

de electrificación rural.

6.- Es conveniente que el IERAC, incentive dando asis-

tencia técnica especializada y en coordinación con

el Banco de Fomento, a la formación de cooperati--

vas agrícolas robustas y en cooperación de estos -

incrementar la electrificación rural.

7.- Concluyendo podemos afirmar que "Sin Electrifica-

ción no hay posible desarrollo rural".

CAPITULO II

II.l DIAGRAMA UNIFILIAR.

Con el fin de determinar el diseño más económico para una subes_

tación dada, se hace necesario efectuar un estudio para deterrni_

nar su diagrama unif iliar- y la disposición general de barras y

equipos, en -este análisis consideramos no solo del costo de los

i equipos sino también de los costos por mantenimiento y probabi-

lidades de interrupción.

Para determinar estos costos, debemos efectuar un estudio previo

respecto al tipo de estructuras a utilizar.

Para la subestación rural objeto del estudio se ha escogido el

diagrama unifilar que se muestra en la figura III-l del capítu-

lo III.

II. 2 ESTUDIO' ECONÓMICO DE ESTRUCTURAS.

II. 2.1 Jls-t-nl turas de maderas.

Los postes de maderas son los más económicos por su costo y por

las facilidades en el transporte y montaje, constituyéndose por

estas ventajas en el soporte y apoyo más generalizados en las -

construcciones eléctricas .

a) Selección de los Postes.

Para la obtensión de los postes de madera se requieren cier-

Pag.

tas recomendaciones como:

1.- Los árboles deben ser debidamente seleccionados durante su

crecimiento, porque no todos los árboles son aptos en ins-

talaciones eléctricas.

2.- Deben cumplir ciertas características físicas como: recti-

tud, tamaño, curvatura, nudosidad, etc.

3.- Los postes deben ser cortados y secados de inmediatos por

métodos artificiales. No deben ser abandonados en bosques

porque se pudren, tampoco deben ser secados al aire libre

porque se forman grietas y se secan irregualrmente.

(Ref. 6).

b) Tipos de madera utilizados. •

Existen dos tipos de especies forestales:

- Especies frondosas

- Especies coniferas.

En el Ecuador debido a la poca importancia que se ha dado en

la utilización de los postes -de madera, se ha descuidado en

obtener gran variedad de especies forestales. Entre los prir

cipales tipos de madera existentes en el Ecuador podemos ci-

tar: La Chonta, Colorado fino, Mangle, GuayacSn, Laurel, Eu-

calipto, etc.

En la actualidad aprovechando la gran cantidad se viene uti-

lizando postes de eucalipto que están dando magníficos resul

tados.

Pag. 25

c) Métodos para .el tratamiento de la madera.

Este tipo de postes se putrifican en un tiempo relativamente

corto, bajo la influencia de la interperie. Para aumentar -

su duración, antes de su montage se impregna con sustancias

protectoras.

Los métodos utilizados para el tratamiento de los postes de

madera pueden dividirse en dos grandes grupos:

- Por aplicación superficial

- Por impregnación.

La primera clase comprende las aplicaciones con pincel, por

pulverización o por inmersión5 el material preservativo ge-

neralmente creosota, debe aplicarse en caliente para asegu-

rar una presión máxima.

El tratamiento por impregnación puede subdividirse en:

- Tratamiento sin presión

- Tratamiento a presión.

001V59(Ref. 9). UU

Entre los tratamientos sin presión citaremos el procedimiento

KYAN. llamado también Kyanización.

Consiste en sumergir los postes en una solución acuosa de Bi-

cloruro de Mercurio, en una proporción de 1 Kg. de esta sal -

por cada 150 litros de agua, hasta que la profundidad de im-

pregnación llegue a unos 15 m.m. esta operación se realiza a

la temperatura ambiente y a la presión atmosférica.

En lo que se refiere a los tratamientos a presión existen nú-

Pag. 26

merosos procedimientos y entre ellos tenemos el procedimien-

to BOUCHERIE.

Este tratamiento se aplica a los árboles rosientemente corta,

dos, consiste en reemplazar la sabia, inyectando por el pie

una solución acuosa de sulfato de cobre o de cloruro de zinc

en la proporción de 1 Kg. de sal metálica por cada 100 litros

de agua, hasta que rebosa por la punta del árbol en cuyo mo-

mento se corta la inyección, dándose por terminado el trata-

miento, (ref, 9)

En otras clases de maderas , más resistentes a la putregacción

se trata solamente la parte inferior, hasta unos 50 cm. por

encima del nivel del suelo.

También en zonas expuestas a putrefacción se recubren los pos

tes con un bendaje impregnado con pasta protectora, pero este

tratamiento tiene el inconveniente de que esta pasta contiene

materias venenosas por lo que hay que tomar especiales preocu

paciones.

Las substancias protectoras más empleadas en el tratamiento

de postes de madera son:

CREOSOTA.- Es un destilado de alquitrán, producido por la ca£

bonización de la hulla butiminosa.

CLORURO DE ZINC.- Retarda la combustión y su costo es relati^

vamente bajo.

META ARCENITO DE ZINC.- Es un material de resiente utiliza--

ción, poco soluble en agua, este tra_

tamiento se aplica a presión y a temperatura ambiente.

Pa£. 27

Además de las substancias citadas se emplean también el alqui-

trán de hulla, el sulfato de cobre, el bicloruro de mercurio.

En el Ecuador existen dos plantas de tratamiento como son: Ma-

presa y Inena.

MAPRESA.- V+iliza eucalipto y su sistema de preservación es

con inyección de sales de cromo, cobalto y arsénico

al vacio (OSHOSEK-33)

INEMA.- localizado en Machachi, utiliza el mismo tratamiento

de Mapresa.

d) Características mecánicas.

Los postes de madera utilizados en construcciones eléctri-

cas están sometidos a dos tipos de esfuerzos.

1. Esfuerzo de compresión axial, ocacionado por el peso del

poste y de las líneas. El valor de esta presión no se -

toma en cuenta por ser muy pequeña.

2. Esfuerzo de flexión» debido a la acción del viento que

ejercen las líneas en las estructuras.

Para poder soportar estos esfuerzos los postes de madera

deben cumplir con ciertas condiciones mecánicas corno:

- Compresión.- Deben poder soportar esfuerzos de hasta 350 Kg/

cm con un grado de humedad del 20% en peso.

(Ref. 10).

- Tracción.- Este esfuerzo será igual al esfuerzo de compresión

Pag. 28

multiplicado por 1.5 como dato a aplicación práctica.

(Ref. 9).

A continuación presentamos un cuadro comparativo de 11 maderas

ecuatorianas con tres de sus propiedades mecánicas, tabla # 1,

(Ref. 10 ).

c) Vida útil de la madera tratada.

Las experiencias no indican que los postes de la madera tra

tada sin ningún mantenimiento duran 15 años, si estos postes

se emplean en sitios secos y sin mantenimiento duran hasta

25 años.

f) Precios de los postes de 9, 10, 11, 12 m. Crucetas de

430x 12 x 9 cm.

T A B L A #2

LONGITUDMTS.

de 8.5 a 12

CARGAS DE ROTURASHORIZONTAL VERTICAL

Kg. Kg/cm

500 310

DIÁMETROEN LA PUNTA

cm.

13

PESO

qq

7-8

PRECIO ENFABRICAS/./m

90

Cruceta de 430 x 1? x 9 cm. = S/. 250.

CUADRO COMPARATIVO DE VALORES DE TRES PROPIEDADES MECÁNICAS

DE ONCE MADERAS ECUATORIANAS

TABLA # 1

No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9

10 ir

MUESTRA

CHANUL

AMARILLO

EUCALIPTO

GUAYACAN

BALSAMO

GUIÓN

LAUREL

MARCELO

MANGLE

SANDE

*

MORAL

FLEXIÓN

ESTÁTICA

Esfuerzo fibras

Límite Proporcio

nal Kg/cm.

870.31

741.00

512.00

1207.00

716.00

1096.29

455.00

1621.37

593.00

549.83

630.00

Módulo de Elas

ticidad

Kg/cm.

183952.63

112000.00

91700.00

178400.00

121400.00

190630.00

93500.00

211687.93

102200.00

131037.02

144000.00

Modulo de Rup-

tura Kg/cm.

1469.00

849.00

684.00

1557.00

1068.00

1378.08

700.00

1390.00

900.00

424.00

1076.00

COMPRESIÓN PARALELA A LA FIBRA

Esfuerzo fibras

Límite proporcio

nal Kg/cm.

490.64

481.00 .

310.00

639.00

411.00

551.78

328.00

760.25

358.00

282.68

277.00

Modulo elas-

ticidad

Kg/cm.

248114

.'10

156000.00

205000.00

201700.00

1218.00

228492.31

129600.00

193692.60

192500.00

13024.29

181000.00

DUREZA

Kg/cm.

1084. G

609.0

551.0

848.0

755.0

861.0

228.0

568.0

568.0

390.0

454.0

Pag. 30

¡

II.2.2 ESTRUCTURA DE HORMIGÓN.

Hormigón es un producto obtenido por la mezcla de cemento, are_

na y agua, suele reforzárselo con hierro, en cuyo caso este se

llama Hormigón Armado.

La principal característica del hormigón en su resistencia a la

compresión que depende en gran parte del contenido de agua, pe-

ro en contraste es frágil para esfuerzos transversales (choques

laterales).

a) Métodos de fabricación.

En lo que se refiere a los postes empleados en las instala-

ciones eléctricas de líneas aéreas, se utilizan los siguien

tes tipos:

a.l. Postes de hormigón armados

a.2. Postes de hormigón vibrado

a.3. Postes de hormigón centrifugado

a.4. Postes de hormigón pretensado

a.l Poste de hormigón armado. (Ref. 9)i

En este tipo de postes las armaduras empleadas son de hie-2

rro con carga a Ja ruptura de UO a M-2 Kg/mm . actualmente

se utilizan aceros con resistencia a la tracción de 50 Kg/2

mm . Para los postes que se construyen a pie de obra se -

emplean aceros especiales con menor peso, con resistencias

de hasta 120 Kg/mm y se obtienen apreciables ventajas eco-

nómicas sobre los postes construidos en fábricas, las des-

ventajas es que resultan execivamente pesados y difíciles

en el montaje.

Pag. 31

a. 2. Poste de hormigón vibrado.

Para mejorar las cualidades del hormigón armado puede some

terse a vibraciones, obteniéndose el hormigón vibrado.

Estas vibraciones consiste en sacudidas de elevada frecuen

cia de (3.000 a 22.000 vibraciones/min), reduciéndose el -

volumen de aire y se obtiene un material mucho más resis-

tente a los esfuerzos mecánicos.

Tomando en cuenta que el material más caro es el cemento

con la vibración se obtiene una reducción de hasta el 20%

de cemento.

Debido a la reducción del peso en este tipo de postes se

pueden construirse en fábricas en donde se someten a los

siguientes ensayos: esfuerzos de tracción y de compre-

sión» cargos de rotura, límite elásticos, etc.

a. 3. "Postes de hormigón centrifugado.

El procedimiento consiste en someter a un movimiento rá-

pido al rededor se du eje, generalmente se fabrica en for_

ma cilindrica tubular, presenta una importante ventaja de •

que tiene igual resistencia mecánica en todos los sentidos.

El tiempo de centrifugación varía entre 2 y 10! según sea

las dimenciones de la pieza.

a.4. Postes de hormigón pretensado.

Se parte generalmente de hormigón vibrado, dentro de cuya

masa se coloca unos anillos de acero que se tensan antes

de colar el hormigón, resiste mucho mejor que el hormigón

Pag. 32

armado a los esfuerzos de tracción de tracción con una sec_

ción bastante menor.

Este tipo de postes resulta más económico y requiere un -

mantenimiento muy reducido. También presenta otras venta

jbs como el empleo eficaz de acero y hormigón de alta re-

sistencia a la fisuración, resistencia a las cargas diná-

micas.

b.- Esfuerzos mecánicos.

Los postes de hormigón deben cumplir con ciertas condicio

nes en los que a esfuerzos mecánicos se refiere, pero po-

demos analizar de acuerdo a su tipo de fabricación.

b.l. Hormigón armado.

Su principal característica es su resistencia a la compre

sión que depende del contenido de agua en la mezcla primi2 ~~

tiva y varía desde 232 Kg/cm . ( 35 litros de agua por sa_2 ~~

co de cemento) hasta 422 Kg/cm (22 litros de agua por sa_

co de cemento).

Las armaduras de hierro no solamente ayudan a soportar los

esfuerzos de compresión, si no también los esfuerzos de -

tracción provocados por la flexión o por el pandeo.

b.2. Hormigón vibrado.

TABLAh (mts)

II

14

16

18

Esfuerzo libre(Kg.)

200

300

700

1.500

en la punta

b.3. Postes de hormigón centrifugado

En este tipo de estructuras de sección circular, presenta

la importante ventaja de que tiene igual resistencia en tp_

dos los sentidos.

2La carga de rotura a la compresión es de 500 Kg/cm y la

2carga de rotura a la tracción del acero es de 80 Kg/cm .

b.4. Postes de hormigón pretensado.

Para tener mejor resistencia pueden combinarse el pretensa

do con el vibrado o con el centrifugado o con ambos trata-

mientos a la vez, y se obtienen postes muy robustos.

Este tipo de postes se fabrican con hormigón compacto cuya2

resistencia a la compresión es de 200 a 700 Kg/cm .

La resistencia de la armadura a la tracción está comprendí2 2 "

da entre 120 Kg/mm para las barras y 175 Kg/mm para las

varillas, en todos los casos se trata de aceros.de alta ca

lidad.ii

• /

Si bien el concreto es muy resistente esto no siempre quie

re decir que sea durable. Postes de concreto sometidos a

cargas transversales por prolongados períodos de tiempo, -

adquiriendo reformaciones permanentes, se agrietan e inclu

so puede el concreto comenzar a desprenderse.

El deterioro debido a la salinidad, destruye la integridad

física en un relativo corto período de tiempo.

J-'ag. 34

;.- Precios de los postes 9, 10, 11, 12 mts.

El precio de los postes de hormigón depende de la altura,

cargas de roturas horizontales y verticales.

En el siguiente cuadro presentamos los valores de los es--

fuerzos mecánicos y el precio de cada uno de ellos.

TABLA # 4

LONGITUD

Mts.

9

9

9

10

10

10

11

11

11

12 ;i

12 '

12

CARGAS DE ROTURA

HORIZONTAL VERTICALKg. Kg.

400 4.850

500 6.100

700 9.100

400 4.450

500 5.575

700 "8.350

400 4.050

500 5.050

700 7.600

800 3.610

500 4.325

700 7.030

P E S O

qq

14,5

14,6

14,8

16,8

17,0

17,1

19,4

19,8

19,9

19,5

20,8

22.0

PRECIOS DE FABRICA

s/.

2.045

2.180

2.560

2.200

2.375

2.805

2.375

2.575

3.070

2.550

2.770

3.315

II.2.3 Estructuras metálicas.

Generalmente se emplea el acero de calidad normal, en tubos,

perfiles deminndos, en L-U-T-I y planchas.

Pora casos especiales se utiliza también el hierro fundido.

Actualmente se estudia el empleo de diversas aleaciones a base

de aluminio y acero, como elementos de unión se utilizan pernos,

tornillos y remaches.

Las ventajas de este tipo de estructuras se basa en su mayor -

resistencia mecánica con respecto a los demás tipos de estruc-

turas y se presta a la descomposición en piezas sencillas que

luego se arman en el lugar deseado.

Tomando en cuenta que los postes metálicos son extensamente u-

tilizados, se clasifican en:

Postes de perfiles laminados

Postes tubulares

Postes en celosía, de perfiles laminados

Postes en celosía, tubulares

Postes en celosía, mixta.

a. Mantenimiento y Protección.

Las estructuras metálicas deben proteger contra la acción -

de los agentes atmosféricos. En todos los casos contra la

oxidación, y en las proximidades de las zonas industriales,

también contra la corrosión producida por vapores ácidos.

Los procedimientos más empleados son:

a.l. Pintado

a.2. Galvanizado

a.3. Metalizado

Pag. 36

a.l. Para el pintado de postes metálicos se emplean el aceite

de linaza, este y los demás procedimientos exigen que las

partes metálicas estén completamente limpios.

Para una buena conservación de este tipo de estructuras -

es necesario pintarlas cada dos o tres arios.

a.2. El galvanizado resulta más económico que la pintura.

Se utiliza sobre todo el galvanizado en caliente, limpian

do previamente la superficie metálica de óxido, grasa3pin

tas de suelda, etc. , y dar un baño de ácidos y luego un -

baño de metálico fundido.

a. 3-, El metalizado de los postes consiste en cubrir las partes

metálicas con una capa de zinc fundido a soplete. La di-

ficultad de aplicación de este procedimiento no es posi--

ble más que en el caso de que la superficie metálica es-

té perfectamente limpia, lo que obliga a una limpieza pre_

via mediante un chorro de arena, operación muy costosa.

b.- Costo de las estructuras para 9, 10, 11, 12 mts.

El costo de una estructura metálica puede determinarse co-

cociendo el peso de la misma. El peso de una estructura -

metálica se evalúa mediante la siguiente fórmula: (Ref.ll).

Peso = 0.002H x H xV M ' (F - 1)

Donde:

H = altura total de la torre desde el suelo en pies

M = Momento total en miles de libras pies

Pag. 37

El peso se obtiene en toneladas, (Ref.-ll)

M = 3 x H.T

Como una aplicación de la formula F - 1 se. harán algunos cálcu_

los correspondientes a las estructuras ubicadas a la entrada -

de la subestación, de 69 KV. que se realiza con conductor cuyo

calibre es No. 2/0 y cuya tensión es de 5.345 libras.

1.- Pórtico de 9 mts.

Peso = 0.0024 x 28.8 xV 3 x 28.8 x 5,345*

P = 1,4846 Ton.

Considerando que el Kg. de hierro trabajado cuesta S/.25

Peso - 1.484,6 Kg.

Costo S/. 37.115

2.- Pórtico de 10 mts.

Peso = 1,739 Ton.

Costo S/. 43.492

3.- Pórtico de 10.5 mts.

Peso = 1,872 Ton.

Costo S/. 46.794

4.- Pórtico de 11 mts.

Peso = 2,007 Ton.

Costo S/. 50.176

38

5.- Pórtico de 12 mts.

Peso - 2,286 Ton.

Costo S/. 57.171

Si la salida de los alimentadores (13.8 KV) se realiza con un

conductor No. 2 AWG cuya tensión es de 3.525 libras.

1.- Pórtico de 8.5 mts.

Peso = 1,107 Ton.

Costo S/i 27.668,6

II.2.4 Estructura Mixta.

a) Costo que se obtendrían en cada una de las combinaciones po-

sibles.

En cuanto a las estructuras mixtas se podrían tener una se--

rie de combinaciones, en este trabajo analizaremos las siguie:n

tes:

A. POSTAS DE MADERA Y CRUCETAS DE MADERAI

• fN o . D e s c r i p c i ó n Cantidad

1 Postes de madera de 12 m

2 Postes de madera de 10 m

3 Crucetas de madera de650 x 12 x 9 cm.

4 Crucetas de madera de470 x 12 x 9 cm.

5 Crucetas de madera de380 x 12 x 9 cm.

Precio S/.

2

4

8

36

4

2.

3.

2.

9.

160

600

985,3

837,2

881,8

TOTAL 19.437,3

B. POSTES DE MADERA Y CRUCETAS DE HIERRO

Pag. 39

N o . D e s c r i p c i ó n Cantidad Precio S/,

12

3

4

5

C.

No

1

2

3

4

5

D.

No

1

2

3

4

5

Postes de madera de 12 mts. 2

Postes de madera de 10 mts. 4

Perfil tipo U de G.5 mts. 8

Perfil tipo U de 4.7 mts. 36

Perfil tipo U de 3.8 mts. 4

TOTAL

POSTES DE HORMIGÓN CRÚCELAS.. .DE MADERA

D e s c r i p c i ó n Cantidad

Postes de hormigón 12 mts. 2

Postes de hormigón 10 mts. 4

Crucetas de madera de

650 x 12 x 9 cm. 8

Crucetas de madera de

470 x 12 x 9 cm. 36

Crucetas de madera de

380 x 12 x 9 cm. 4

TOTAL

POSTES DE HORMIGÓN Y CRUCETAS DE HIERRO

D e s c r i p c i ó n Cantidad

Postes de hormigón 12 mts. 2

Postes de hormigón 10 mts. 4

Perfil tipo U de 6.5 mts. 8

Perfil tipo U de 4.7 mts. 36

Perfil tipo U de 3.8 mts. 4

2.160

3.600

15.340

49.914

4.484

75.498

Precio S/.

7.200

12/000

2.985,3

9.837,2

881,6

32.904,1

Precio S/.

7.200

12.000

15.340

49.914

4.484

TOTAL 88.938

Pag. 40

Del análisis de costo se comprueba que la estructura con

postes de madera y crucetas de madera es la más económi-

ca, pero considerando la poca seguridad que nos puede o_

frecer las crucetas de madera, hemos decidido instalar -

postes de madera fijados con crucetas de hierro.

C A P I T U L O I I I

E S T U D I O E L É C T R I C O

III.1. NIVELES DE CORTOCIRCUITOS.

III.1.1. Tipos de fallas.

Un cortociercuito produce un cambio abrupto de las condiciones

en que opera un sistema, en general la presencia de un corto--

circuito en~ una red provoca:

Calentamientos debidos a altas corrientes y averías origi-

nadas por los arcos.

Esfuerzos electrodinámicos anormales

Elevadas caídas de tensión

Desequilibrio de tensiones en las fases

Los cortocircuitos pueden ser:

Simétricos (fallas trifásicas)

Asimétricos

Entre las fallas asimétricas tenemos:

Falla fase tierra

Falla entre dos fases

Fallas entre dos fases y t.ierra,

Pag. U2

III.1.2 Cálculo de las'Corrientes de Falla.

Las corrientes de fallas en la subestación asumida, se calcu-

laron para establecer la capacidad momentánea y de interrup--

ción de los aparatos y equipos.

138 KV jr¥ A 69 KV A KV

1 "* -

SISTEMA NACIONAL

^^ ^> ^>

; 'T I

X ^ §§ 55 •

Tz

FzYA

120 MVA 6%

J 0.0532 Pu J 2.4 Pu

Fig. í III-l

Los valores de impedancias del Sistema Nacional han sido toma_

dos del estudio Je cortocircuitos realizados por el Departamen_

to de Diseño Eléctrico de INECEL, y son los que se indican en

la figura # III-l

Valores de Impedancias

- Sistema Nacional

Secuencia (+) = 0.0493 + jO.1895 = 0.1958 / 75.42° PU.

Secuencia (-) = O.OM93 -í- jO.1895 = 0.1958 / 75.42° Pu.

Secuencia (0) = 0.1111 t J0.3M49 = 0.3623 / 72.15° Pu.

- Transformador # 1

Secuencia ( +, -, 0) = J0.0532 Pu.

Pag.

Línea de Transmisión a 69 KV,

Para diseñar en las condiciones más desfavorables se asume

que: Z. = O

Transformador # 2

Secuencia ( +, -, 0) = J 2 . 4 Pu.

T A B L A # 5

Tipo de falla

Fase - Tierra

Entre dos fases

Trifásica

Corrientes de cortocircuito (Amp)

Punto 1

0

2908.02

3351

Punto 2

1132.07

- - -

1519.7

III.2. Niveles de aislamiento.

III.2.1 Tipos de sobretensiones.

Para el diseño de una subestación debemos considerar las so-

bretensiones que pueden ser:

a) de origen externo

b) de origen interno,

Pag.

a) Sobretensiones de Origen Externo.

Las sobretensiones de origen externo son aquellas produc_i_

das por perturbaciones atmosféricas y son independientes

de la tensión de servicio de la red.

La severidad de este tipo de ondas frente al aislamiento

de la subestación depende de ciertas condiciones variables

como:

- Resistencia en el pie de la estructura

- Lugar en donde ocurre la descarga

- Superposición de ondas.

Magnitud de la corriente de descarga.

1.- Características Generales de las Descargas Atmosféricas.

En general las corrientes originadas por descargas atmos-

féricas tienen una forma de onda similar al de la Fig. #

III-2, estas ondas se caracterizan por tener un frente -

de; onda con un valor inicial alto y de corta duración

(del orden de 1 a 10 us), seguida de una porción de bajo

valor y de relativa-larga duración, (llamado cola de onda),

responsable de daños térmicos.

La figura # III-3 nos indica las curvas de distribución -

de las magnitudes de corriente.

Otra característica importante es el tiempo de cresta de

la onda de corriente, en la figura // III-4 se nota que cp_.

rrientes muy grandes no coinciden con tiempos de cresta -

Pag.

muy cortos, los datos de campo indican que el 50% de las co-

rrientes de descarga tienen una pendiente de hasta 7.5 KA/us

y el 10% exede de 25 KA/us. (Ref.-12).

Las corrientes producidas por descargas atmosféricas originan

sobretensiones de muy corta duración, pero sus magnitudes re-

sultan peligrosas, por lo que se hace necesario proteger los

equipos e instalaciones.

b.- Sobretensiones de Origen Interno.

Las sobretensiones de origen interno se producen al variar

con mayor o menor rapidez los valores de energía acumulada

. en los elementos inductivos y capacitivos de una red.

Las sobretensiones de origen interno pueden clasificarse en:

1.- Sobretensiones a Frecuencia Industrial.

2.- Sobretensiones Transitorias o de Maniobra.

De estos tipos de sobretensiones las más importantes a con

siderarse son aquellas que corresponden a maniobras y a -

fallas en los equipos ubicados en la subestación.

1.- Sobretensiones a frecuencia industrial.

Las sobretensiones a frecuencia industrial pueden producir^

se por las siguientes causas:

a.- Pérdida súbita de carga

b.- Conexión unilateral de línes largas

c.- Efecto ferranti

Pag. 46

d.- Fallas a tierra

a.- Pérdida súbita de carga.

La pérdida súbita de carga produce sobrexcitación en los

generadores, obteniéndose una simultanea aceleración en

las máquinas.

La magnitud de estos sobrevoltajes no es determinante en

la selección del aislamiento ya que son del orden de 0.65

0.75 de la tensión línea-línea. (Ref. -13)

b.- Conexión Unilateral de Líneas Largas.

Durante la reposición de líneas, se efectúan modificacio-

nes momentáneas del sistema, las cuales se realizan por e

tapas intermedias, aunque relativamente normales hasta que

el sistema adquiera la configuración definitiva, porque al

reponer una línea se producen reflexiones y refracciones

del voltaje aplicado, la magnitud del sobrevoltaje depende

de la longitud de la línea. (Ref.-13).

c.- Efecto Ferranti.

Al desconectar una carga fuerte al extremo de una línea

se produce una elevación dinámica de la tensión con fre-

cuencia industrial en el punto de energización de la lí-

nea, este efecto se puede controlar mediante la instala-

ción de reactores shunt.

El efecto Ferranti en líneas no compensadas pueden calcu

larse aplicando la siguiente fórmula:

Pag. 47

/ V = 1/cos B x L (F-2)

Donde:

= Voltaje en el lado de generación

V = Voltaje en el lado de recepción.

B = Constante, depende de la longitud

Por ejemplo se toma 7.2°/100 Km. a 60 Hz.

L = Longitud

En líneas compensadas el 'cálculo es más complejo, en la figu-

ra # III-5 podemos observar el efecto mitigante de compensar

con reactores shunt. (Ref.-12).

d.- Fallas a Tierra.

Las fallas fase tierra producen sobretensiones en las fa-

ses sanas, la magnitud depende principalmente de la efec-

tividad de la puesta a tierra del sistema, los valores de

sobrevoltajes resultan más severos cuando el neutro es a-

islado o cuando se utilizan bobinas y pueden ser calcula-

dos por componentes simétricas o por las curvas represen-

tadas en la figura # I I 1-6

- Cálculo por componentes simétricas.

^ Ko - Rl. t ( Xo - 1}Va = O ; Vs = - 1/2 - JN/sT1- XI XI _ XI

(F-3).

. U8

Ro - Rl_ + j ( —. _ DVe _ _ , .VT _ XI XI _ (F-4)E1 ^ 2 2R1 + Ro_ + j/Xo , + 3Rf

XI XI ^Xl XI

(Ref.-15).

Las fórmulas (F-3), (F-U) nos dan los voltajes a tierra de las

fases sanas "b" y "c", en el lugar de la falla, expresados en

tanto por uno del voltaje a tierra que existía en ese punto an

tes de ocurrir la falla.

Concluyendo el valor de las sobretensiones a frecuencia indus

trial en líneas se puede calcular mediante la siguiente ecua-

ción:

Vmax = Kl x K x V / t (F-5); (Ref.-16)

Donde:

K - Factor de sobretensión, varía entre 1.5 a 2.0

= Factor por regulación de tensión, varía hasta 1.10

V. = Voltaje lanea-línea.

2.- Sobretensiones Transitorias o de Maniobras.

Las sobretensiones transitorias son de muy corta duración,

pero tienen gran influencia en la determinación del aislamien-

to, la magnitud y la forma de onda depende de los siguientes

factores:

- Longitud de las líneas

Pag.

- Características eléctricas de los equipos .?

- Configuración del sistema

- Programación de ondas

- Presencia de energía atrapada en la línea,

La magnitud de las sobretensiones transitorias en líneas pue-

de determinarse mediante la siguiente fórmula:

Vsw = K x v* x V. x Kn (F-6) (Ref.-16)y 3 i 2

K = valor máximo de tensión de cresta entre fase y tierra,

varía entre 2.5 a 4.0S se usa K = 2.5

III. 2. 2. Protección contra Sobretensiones.

En un sistema eléctrico es de gran importancia el evitar o re

ducir las sobretensiones, para obtener bajos niveles de aisla

miento y por tanto considerables ahorros en cuanto al precio

de los equipos.

La protección puede hacerse con elementos de prevención o de

i-ncion, entre ellos tenemos:

- Conexión del neutro sólidamente a tierra, (asegura una disrni

nución de las sobretensiones en caso de falla).

- Cables de guardia (probabilidad de descarga l°/oo)

- Mástil (probabilidad de descarga l°/oo) (Ref.-20)

Pag. 50

- Pararrayos

a,- Importancia del Cable de Guardia.

El cable de guardia juega un papel muy importante, ya que

reduce del 50 al 70% las sobretensiones provocadas por

descargas atmosféricas, por lo tanto es conveniente que -

las líneas sean protegidas con cables de guardia los mis-

mos que'deberán cubrir toda el área de la subestación lo

que dará seguridad a los equipos contra descargas directas.

b.» Funcionamiento del Pararrayo.

Básicamente el pararrayo consta de los siguientes elemen-

tos:

- Explosores

- Resistor -no lineal

Los explosores actúan como un expinterómetro, cuyo dieléc-

trico falla a un cierto valor de sobrevoltaje.

El resistor no lineal es un elemento que está conectado en

serie con los explosores, presenta alta resistencia para -

bajas corrientes y baja resistencia en altas corrientes con

el objeto de facilitar descargas de intensidades altas

(orden KA), por esta razón los pararrayos que usan este sis

tema se llama pararrayos tipo válvula.

Pag,

Fig. # III-7

Para una distribución uniforme de la tensión en el pararrayo,

se puede colocar resistencias en paralelo con los explosores

principales, que sirven como divisores de tensión y capacito-

res en paralelo para una buena estabilidad de la descarga.

c.- Clases y Tipos de Pararrayos,

c.l. Tipos

Hay dos tipos de pararrayos a saber:

- Tipo válvula

- Tipo expulsión.

Los pararrayos tipo válvula, constan de un explosor que -

funciona con un retardo corto tiempo del orden de 0.2 x~610 seg. la tensión de encebamiento por choque puede ser

regulada por separación de los electrodos a un valor infe_

rior al del aislamiento que se requiere proteger.

Los pararrayos tipo expulsión ñon aquellos que emplean u

Pag. 52

na cámara de extensión del arco, conectados en serie con -

el descargador para interumpir la corriente. (Ref.-17).

c.2. Clases

Los pararrayos se clasifican en tres categorías:

- Distribución

- Intermedia

- Estación.

En la Tabla # 6 podemos apreciar las características de

cada uno de ellos (Ref.-17).

III.2.3. Características y Factores que Intervienen en la Selección de

Pararrayos.

a.- Valor máximo de tensión entre los terminales a 60 Hz, pue

de ser permanente o de larga duración por encima de la

cual no se puede garantizar el buen comportamiento del des

cargador, este se relaciona con la tensión nominal del de_s_

cargador.

b.- Altura a la que está instalado la subestación.

c.- Zona en la cual va a usarse, (zona templada, tórrida), Ni-

vel isoceraünico (relaciona el numero de descargas anuales)

d.- Valor máximo de tensión entre los terminales del descarga-

dor como consecuencia de la descarga de una onda completa

convencional correspondient-es a las sobretensiones de mani

obra.

53

e.- Tipo de conexión del sistema.

III. 2. 4. Espacios mínimos recomendables para una Subestación.

Los espacios mínimos recomendables para una subestación las

podemos ver en la tabla # 75 (Ref.-18).

III. 2. 5. Correcciones por Condiciones Meteorológicas.

Las condiciones normales son:

- Temperatura del aire: 25°C.

- Presión Barométrica : 760 mm Hg

- Humedad (presión de vapor) : 15. M 5 mm Hg

- Resistividad de la lluvia : 17.800 -m

- Cantidad de precipitación : 5.08 mm/min.

- Ángulo de precipitación : 45°

a.- Correcciones por efectos dé altura.

Si las subestaciones son construidas en lugares que no cum

plan con las condiciones normales anteriormente anotadas,

los efectos por altura de instalación pueden ser corregi-

dos con los valores presentados en la tabla #8.0 aplican-

do la siguiente fórmula: (Ref.-lG)

V , -n"?x (F-7)

Donde:

V = tensión corregida

Pag. 54

Vmax = Sobretensiones de origen interno

(F - 7)

jf 0.3926 x b , . - , , . .cí = b = presión barométrica en mm Hg

273 + tt - temperatura en *C

(F - 8)

b.- Corrección por efecto de humedad. (Rcf.-21)

V = Vmax xH (F - 9) H = factor de corrección porhumedad

III. 2, 6. Cordinación de Aislamiento.

La cordinación de aislamiento comprende un conjunto de dispo-

siciones con el objeto de evitar daños en los materiales > apa

ratos y equipos, debidos a sobretensiones.

La figura III-8 nos ilustra el concepto básico a seguirse en

la coordinación de], aislamiento, de la figura la curva A mues_

tra el nivel de tensión de impulso que puede soportar el el -

aislaniiento de un equipo, la curva B nos muestra el nivel de

aislamiento del pararrayo.

A . - Selección del Tipo de Pararrayos .

A.l. Pararrayos para 69 KV.

Según la figura # III-l, de la sección III. 1.1 de

te misino capítulo Ja entrada a la subestación se

liza con el neutro aislado.

Pag. 55

- Voltaje Nominal

El voltaje nominal del pararrayo se puede calcular aplican

do la siguiente fórmula:

Vn° = K x Ce x Vffmax (F-10) (Ref-19)

Donde:

Vn = voltaje cominal del pararrayo

K - Efecto capacitivo de las líneas

no se considera para líneas cortas.

Ce = Efectividad de la puesta a tierra

Vffmax = Voltaje máximo fase-fase.

Vn = 1 x 1 x 1.05 x 69 = 72.45 KV.

Corriente de Descarga,

La corriente de descarga del pararrayo puede calcularse por

medio de la siguiente formula: (Ref.-21)

Id = 2E " Es (F-ll)

Donde:

Id - corriente de descarga en el pararrayo

E - tensión de onda incidente

Es = tensión de descarga en el pararrayo

2 = Impedancjía característica.

Pag. 56

E = 1.2 V ' (F-12) Donde: V = voltaje crítico de

contorneo.

Z - y L/C' (F-13) Donde: L = inductancia de la linea

C = capacitancia de la linea

L = ( -~~ + 2 Ln —— ) 10~ Henrios/m

-9Faradios/m

18 x Ln 2hr

Z = 60 Ln (F-1U) Donde: h = altura del conduc

tor sobre el nivel

del suelo.

r - radio medio del

conductor.

- Cálculo de la impedancia característica.

Z = 60 Ln 16°0.56

Z = 147.35 ohms

- Cálculo de la onda incidente.

VCFO = 35° KV-

E = 1.2 x 350

E = 4 2 0 KV.

Pag. 57

- Cálculo de la corriente de Descarga,

Id =2 x 420 - 261

147.35

Id = 4 KA.

- Margen de Protección.

El margen de protección dado por el pararrayo al transfor-

mador de potencia puede calcularse por la siguiente reía—

ción: (Ref.-17)

BIL " Vp

Vpx 100 (F-15)

Donde: M = margen de protección

BIL = Nivel básico de aisla

Vp = Voltaje de descarga en

pararrayo para corriente

normalizada de 5 KA.

350-245--/ 245

x .100

M = 43%

Por lo tanto el pararrayo será: tipo válvula, de 73 KV, 5 KA

de descarga, clase estación.

No es recomendable el uso de pararrayos clase intermedia por

que no nos ofrece el margen de protección adecuado>M<C20%,

(Ref.-17).

Pag. 58

A. 2. Pararrayos para 13.8 KV.

Considerando que los alimentadores que salen de la subes

taciÓn están efectivamente puestos a tierra porque cuín —

píen con las siguientes relaciones:

Xo / X1 /_ 3 ; Ro / X1 /_ 1; el coheficiente de puesta a

tierra.

Ce es = 0.8 (Ref.-21)

- Voltaje Nominal.

Vn = 1 x 0.8 x 1.05 x 13.8 =

Vn = 11.59 KV.

f Cálculo de impedancia característica.

Z = 60 Ln0.41

Z = 154 ohms

- Cálculo de la onda incidente

Vo = 110 KV

E = 1.2 x 110

E = 132 KV.

- Cálculo de la corriente de descarga.

_, 2 x 132 - 63Id =

Pag. S9

Id = 2 KA

+ Margen de protección.

110 - U9 1rtn -M = — — x 10049

M - 12U %

Los pararrayos a utilizarse en los aliraentadores a 13.8 KV se

rárj de : 12 KV, 5 KA de descarga, clase distribución.

III.3 MALLA DE TIERRA.

III.3.1. Introducción.

El sistema de tierra en una subestación tiene por objeto dar

seguridad al personal y al equipo instalado.

a. Propósitos del sistema de tierras.

Entre otros»los propósitos del sistema de tierras son los

siguientes:

- Protección a sobretensiones externas y de maniobra.

- Protección contra corrientes de cortocircuito que en ca_

so de fallas causan sobretensiones.

- Estabilizar los potenciales del circuito

- Dar seguridad al personal, conectando a tierra las estruc

turas, equipos, accesorios y circuitos auxiliares.

b» Kequei^imiento.

El principal requerimiento de la puesta a tierra de una su_

bestación, es una baja resistencia y una adecuada capaci--

dad de conducción de la corriente.

Una baja resistencia es importante para que altas corrien-

tes, generalmente de corta duración pasen rápidamente a

tierra, evitando de esta forma averías en los equipos y el

aislamiento de la línea.

III.3.2. Cálculo de la Malla de Tierra.

A. Resistividad del suelo. (Ref.-22)

La resistividad del suelo puede medirse con el uso del e-

quipo indicado en la figura # III-9, para lo cual» se co-

locan dos electrodos de corriente y dos de potencial a i-

gual distancia (X), en una misma dirección.

Con los valores de voltaje y corriente medidos con el equj

po anteriormente citado, podemos calcular en caso de que

el instrumento no de directamente el valor de la resisten

cia mutua (R) aplicando la siguiente formula:

R, '= — (F-16)I

Luego:

/ = 2 t f x R x X (F-17)

/ = resistividad del suelo en ohms-m

b. Corriente máxima de Falla a Tierra.

La corriente máxima de falla a tierra puede calcularse a--

plicando la siguiente formula:

Pag. 61

I = D x I" (F-10)

Donde:

I = corriente máxima de falla a tierra

D = factor de decremento, depende del tiempo de des-

carga

I" = corriente de falla a tierra.

c. Calibre del conductor.

El calibre del conductor puede hallarse aplicando la si-

euiente formula: (Ref.-22)

I ( c i r c u l a r - m i l s )"

. • (Ref.-22)33 x S

Donde:

A = área de la sección recta del conductor en circular

mil

i I = corriente máxima, calculada con la (F-18)

Tm = temperatura máxima permisible °C: M50 °C para unio-

nes soldadas,

250 °C para conec_

tores atorni-

llados.

Ta = temperatura ambiente

S = duración máxima de la descarga.

d.- Longitud efectiva de la malla de tierra,

En la long. efectiva está considerado la Long. de las vari-

Pag. 62

lias de puesta a tierra.

/ - Km x Ki x I x / x v t .-„ „«>.

~ 165 + 0.25 /s

Donde:

Km -—i- A n (5| -) +-i- / n (3/U) (5/6) (7/8)— 1 6 x h x d n —

2n

Ki = 0.65 + 0.172 x n

s = resistividad del piso

h = profundidad a la cual .está enterrado la regula (M)

d = diámetro del conductor.

D ~ separación entre los conductores

n = numero de conductores paralelos tomados en cual-

- quier dirección.

El número de factores encerrados en paréntesis, debe

ser igual a (n-2)

e.- Resistencia del sistema de tierra.

1. Para el cálculo de la resistencia del sistema de tie-

rras aplicaremos la siguiente fórmula: (Ref.-22)

R = — — + — • — (ohms) (F-21)4r L

r =

A = área del sistema de tierras

2. Según las Recomendaciones de la (Ref.-ll), en S/E de

2.000 a 10.000 KVA es recomendable una resistencia de

Pag. 63

2.5 .

f.- Aumento de potencial de la red.

El máximo aumento del potencial de la red respecto a tie

rra puede clacularse aplicando la siguiente formula:

E = I x R (F-22)

1.- Tensión que puede soportar una persona (E ).

La máxima tensión que puede soportar una persona sin

sufrir daño alguno, podemos calcular por medio de la

fórmula siguiente: (Ref.-22)

= 165 + 0.25X fs. _

D

Para que el diseño sea correcto E <£ E 5 en-caso contrario

se debe comprobar si las tensiones del piso exterior a la -

red son menores a E -

g.- Tensiones del piso en el exterior inmediato a la red (Es)

El cálculo de estas tensiones pueden realizarse aplicando

la siguiente ecuación:

fEs = Ks x Ki x -^— (F - 24)

L

i- -£r + ~- + • - -) (Ref.-22)

El numero de términos dentro del paréntesis debe ser i-

Pag. 64

gual a n.

Para que no presente ningún peligro Es debe ser menor

a E , en caso contrario se debe aumentar la longitud

efectiva del conductor.

h.- Conclusiones:

En general es más económico, diseñar y construir el sis

tema de tierras para una capacidad futura.

Pag. 65

III.4. DIAGRAMA UNIFILAR.

III.4.1. Diseño de Barras.

La configuración eléctrica de una subestación cualquiera, es-

tá determinada por la disposición del barraje, el mismo que es

seleccionado en base a las necesidades del sistema de poten—

cía en conjunto.

Entre los factores que afectan al diseño del diagrama unifi-

lar tenemos:

- Continuidad de servicio

- Regulación de voltaje

- Flexibilidad en el servicio de carga de alta demanda

- Facilidad de expanción

- Facilidades para el mantenimiento

- Facilidades operativas

- Protección.

De acuerdo a las exigencias del sistema en cuanto a confiabi-

lidad de servicio el barraje puede ser:

- Barra simple

- Doble barra

- Interuptor y medio

- En anillo.

Estas disposiciones las podemos apreciar en la figura III.-10

Además de estas cuatro disposiciones básicas, de acuerdo al nü

Pag. 66

mero y ubicación de los interuptores y seccionadores, existen

numerosas posibilidades de conexión las mismas que dependerán

de los requerimientos y criterios aplicados para la determina

ción de la configuración de una subestación específica.

De acuerdo a las exigencias de un sistema de distribución ru-

ral, principalmente considerando el aspecto económico creemos

que lo más conveniente es la construcción de subestaciones con

barraje simple, como se muestra en la fig. III-ll.

Aunque nuestro proposito es servir cargas netamente rurales,

en algunos casos se puede utilizar para el suministro de ener

gía eléctrica a pequeñas industrias, introduciendo modifica

clones tales como bay-pass para los reconectadores, los que

mejorarían la continuidad del servicio.

III.4.2. Cálculo de barrac.

Considerando la capacidad de la subestación (2.5 MVA)S proce^

demos a calcular el barraje a nivel- de 13.8 KV.

P = VT. V. I (F - 25)

P _ 2.500 = 105 Amp.

. V . 13.8

corriente esta que considerando esfuerzos de cortocircuito co_

rresponde según el Transmisión and Distribution Refence Book

a un conductor # 2/0.

III. 5. PROTECCIÓN -DE LINEAS.

Protección con Reconectadores.

La experiencia a demostrado que del 70 al 95 % de todas las

Pag. 67

fallas en líneas cíe transmisión, subtransmisión y distribución

de alta tensión no son persistentes.

Esto se debe a que la mayor parte de las fallas en líneas son

originadas por descargas atmosféricas y si se evita que el ar-

co que se produce por la falla dure mucho tiempo como para da-

ñar conductores y aisladores, la línea puede ponerse en servi-

cio inmediatamente.

Allí donde la falla persiste después del primer disparo y cié

rre, es preferible realizar dos o tres recierres más antes de

sacar del servicio la línea hasta que pueda encontrarse y re-

pararse la falla.

Tomando en cuenta las ventajas que presenta los reconectado-

res, creemos conveniente instalar estos equipos en los ali—

mentadores principales que salen de la barra a 13.8 KV5 en o

tro caso si la carga no es importante la protección puede ha-

cerse con fusibles.

En el lado de alta tensión (69 KV), creemos que lo más conve

niente es la instalación de fusibles, porque el uso de dis--

yuntores o reconectadores no se justifica ya que el costo de

la subestación se incrementaría en un 50%.

III.6. PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR.

Si existe un cortocircuito a nivel de 13.8 KV. que tenga lu-

gar entre los reconectadores y el transformador de fuerza o

si existe un cortocircuito a nivel de 69 KV que tenga lugar

entre el transformador de fuerza y los fusibles, la protec--

ción se hace mediante los fusibles instalados en el lado de

Pag. 66

69 KV, estos fusibles, deben operar en caso de cortocircuito

interno del transformador.

Los fusibles no actúan para casos en los que tampoco operan -

los reconectadores como en:

a) Fallas a tierra de alta iinpedancia, cuya corriente está

comprendida entre 150 y 200 % de la corriente nominal.

b) Fallas a tierra en los transformadores de corriente, si

las tiene.

La conección delta en el lado de alta del transformador

de fuerza impide que los fusibles vean las fallas a tie

rra con el consiguiente daño del transformador de'fuer-

za.

En ambos casos la utilización de fusibles imposibilita

la utilización del relé bucholts, este problema podemos

resolver utilizando un sistema que opere el seccionador

tripolar.

Pag. 69

T A B L A No. 6

C O M P A R A C I Ó N D E L O S R E Q U E R I M I E N T O S P A R A V A R I O S

T I P O S D E P A R A R R A Y O S

Distribución Intermedio Estación Estación (2)"LIGHT D" o Est."HEAVY

( 2 )( 1 ) DUTY" ( 3 ).

Ciclo de trabajo

Volt. Nominal

Corriente baja, largaduración

Corriente alta de cortaduración.

Diafragma de seguridadde pres.

5 KA 5 KA 10 KA 10 KA

hasta 30KV(2) hasta 120KV 3KV en a- 3KV en adel.hasta 39KV(3) delante.

75 Amp. Pruebas de 150 Adescarga delínea

2000 useg

65 KA

No requiere

65 KA

Alta co-rriente:16KA rmsSim.

100 KA

Prueba dedescarga delínea

100 KA

Alta corr: Alta corr.:10 KA rms. condicionadoSim.(min). a la cías.

(2) 10 KA-

rms. Sim.(rain) (3)

NOTAS :

1) También corresponde a los requerimientos mínimos para pararra

yos 10 KA. a la ASC 338, 1.965.

2) A las normas ANSÍ C62-1 y NEMA LA.l

3) A la norma BS.291M- e IEC 99-1

IEC 99-1 y BS.291lf reconocen tres clases de diafragma de segu-

bO 03

ESPACIOS

MÍNIMOS

RECOMENDABLES

EN

UNA

SUBESTACIÓN

lase

de Voltaje

BIL

Standars NEMA

-

para espacios entre

-F=s oac-

Switchs desconec

tadores.

Fusibles

de poder

Espacios

y partes

Recomen

do

entre tierra •

rígidas

Mínimo

Espacios mínimos en

Fases (o par

tes vivas) a

partes rígi-

das , metal a

metal

j

v.

tipo ex-

soportes de barras,

; .„.

^

-ui

j

j

+. • pulsión,

fusibles de poder ti r

KV 15 23 34.5

46 69 115

133

161

KV 110

150

200

250

350

550

650

750

po no expulsión

cmts.

60.96

76.2

91.44

121.92

152.4

213.36

243.84

274.32

1

cmt s .

91.44

191.92

152.4

182.88

,! 213.36

304.8

i 1365.76

426.72

cmts.

25.4

30.48

38.1

45.72

73.66

119.38

133.35

156.21

cmts.

17.78

25.4

33.02

43.18

63.5

106.68

127

347.32

cmts.

30-48

38.1

45.72

53.34

78.74

134.62

157.48

182.88

conducto-

res aéreos

y el nivel

interno de

la subesta

ción.

cmts.

274.32

304.8

'

304.8

304.8

335.28

365.76

396.24

426.77

tre

varillas y

calzadas cer

eos internos

de la subes-

ción

cmts.

609. 6

670.56

670.56

670.56

701.04

762

762

792.48

TABLA No. 7

Pag. 71

FACTORES DE CORRECCIÓN POR ALTURA

PARA APLICARSE AL EQUIPO DE SUBESTACIONES

FACTORES DE CORRECCIÓN POR ALTIJRA A SER APLICADO A

A L T U T A

Pies

3300

4000 :

500

6000

7000

8000

9000

10000

12000

14000

Metros

1000

1200

1500

1800

2100

2400

2700

3000

3600

4200

A

Esfuerzosdieléctricos

1.00

0.98

0.95

0.92

0.89

0.86

0.83

0.80

0.75

0.70

B

Rango decorriente

1.00

0.995

0.99

0.985

0.89

0.97

0.965

0.96

0.95

0.935

TemperaturaAmbiente

1,00

0.992

0.980

0.968

0.956

0.944

0.932

0.920

0.896

0.872

TABLA # 8

O B 200

KA

OSCILOGRAMA TIRO DE CORRIENTE DE UN RAYO

Figura III -2

0.0520 40 50 100

Corr iente de dese.Trrp

200

DISTRIBUCIÓN) ACUMULATIVA DE LAS MAGNITUDES

DE CORRIENTE DE DESCARGA DE UN RAYO

Figura III-3

100

« oO* oí

O T3-§ s

1 3 3 4 5 6

TIEMPO DE CRESTA (¿¿*)

TIEMPO DE CRESTA DE LA CORRIENTE

FIGURA III- 4

O 300 600

LONGITUD DE LA LINEA (Km )

EFECTO FERRANTI

1. S in c o m p e n s a c ion

2. C o m p e n s a c i ó n del 50% decapacitancia serie

3. Compensación del 50% de capacitanciaserie y 70% reactor shunt

FIGURA III- 5

MÁXIMO VOLTAJE LINEA-TIERRA

Ro/Xi

R, = R* = 0.1 X

Figura III-6

CO

OR

DIN

AC

IÓN

D

E

AIS

LA

MIE

NT

O

Fig

ura

III-

8

MEDIDA DE LA RESISTIVIDAD

O O O

Vt-

I

V V

1. Electrodos de corriente

2. Electrodos de potencial

V

FIGURA III - 9

TIPOS DE BARRAS

\A SIMPLE Figura IlUO-a

\E BARRA

Figura III 1Q-b

t ti—

i—i

i iEN ANILLO Figura III 10- c

IINTERUPTOR Y MEDIO

Figura I I I10 -d

DIAGRAMA UNIFILAR

P A R A R R A Y O S 60 KV

S E C C I O N A D O R T R I P O L A R

f U SI BLE

A \AÁA/ T R A N S F O R M A D O R DE P O T E N C I A

;ZZZI= 2500 K V A

Y AAAA G 9 / I 3 B K V

T R A N S F . P A R A SER V I C I O S

A U X I L I A R E S 5 K V A

ii.800/ 220 / no v

r

T R A N S F O R M A D O R

DE P O T E N C I A L

¿ r

P A R A R R A Y O S

I i KV V V

Figura III- 11

Pag. 72

CAPITULO IV

ESPECIFICACIÓN DE EQUIPOS

El presente capítulo tiene como objeto, establecer las ca_

racterísticas técnicas y particulares que deben satisfacer -

los equipos y materiales a utilizarse.

IV.1 Normas.

Todos los materiales y equipos, desde su fabricación y las -

pruebas que se puedan realizarse en ellas, deben satisfacer

los requerimientos mínimos de las normas asumidas por INECEL

en sus especificaciones técnicas.

Entre las principales tenemos:

ASTM - American Society for Testing and Materials.

ANSÍ - American National Standar Institute.

NEMA - National Electric Manufactures Associations.

IEC - International Electrotechnical Comissions.

IV.2 Normas de Referencia.

Para cumplir con el objetivo del presente trabajo, la refe-

rencia de las normas indicaremos al especificar cada uno de

los materiales y equipos.

IV.3 Condiciones de Servicio.

Pag. 73

El equipo aquí utilizado será disenado para el BIL necesario

a cada nivel de voltaje, las correcciones por condiciones at

mosféricas y de altura de instalación deben realizarse de a-

cuerdo con los factores dados por las normas ANSÍ o NEMA,

IV.4. Estructura Escogida.

Considerando los años de vida útil (25) y su costo relativa

mente bajo al comparar con otros tipos de estructuras se ha

decidido instalar postes de madera tratada.

a.- Tipo de tratamiento.

El tratamiento que se deberá dar a la madera, debe cum-

plir con las normas AWPA ( American Wood Preservers Assp_

ciation), es a vacio - presión con sales de Cobre, cro-

mo y Arsénico (CCA). Tipo B - OSMOSE K - 33, el cual es

tilizado por MAPRESA.

b.- Dimensiones.

T A B L A #9

Sección

de 69 KV

de 13.8 KV

Altura

m.

12

10

0 base

cm.

50

50

0 punta

cm.

25

20

Esfuerzolibre punta

Kg.

350

350

Cantidad

2

u

Pag. 74

La disposición general de la subestación objeto del presente

estudio, consta en la Fig. IV.I.

IV.5. Pararrayos.

Las características de operación y los valores de prueba de

los pararrayos deben estar de acuerdo con las normas ANSÍ

C-62-1.

A.- Pararrayos para 69 KV.

1. Numero requerido 1 juego

2. Tipo válvula, monofásico, clase estación,

con base metálica para montaje directo so_

bre perfiles de hierro en U.

3. Uso: se utiliza para proteger el transformador

potencia.

4. Características generales:

- Tensión nominal 73 Kv.

f - Tensión máxima 77 Kv./- Voltaje de descarga 245 Kv.

- Frecuencia 60 Hz

- BIL 350 Kv.

B,- Pararrayos para 13.8 KV.

1. Número requerido 3 juegos

2. Tipo válvula, monofásico, clase Distribución,

con base metálica para montage directo so_

Pag. 75

bre perfiles de hierro en U.

3. Uso: se utilizan para proteger al

reconectador.

4. Características nominales

- Tensión nominal 12 KV,

- Tensión máxima 15.5 KV.

- Voltaje de descarga M-0 KV.

- Frecuencia 60 Hz

- BIL 110 KV.

IV,6. Transformador de Potencia y Transformadores de Servicios

Auxiliares.

A.- Transformador de Potencia.

1. Numero requerido 1

2. Tipo: Subestación? trifásico, clase OA

3. Características nominales.

- Capacidad continua 2500 KVA.

- Voltaje nominal

Primario 69 KV.

Secundario 13.8 KV.

- BIL

69 KV. 350 KV.

13.8 KV. 110 KV

Frecuencia 60 Hz

Pag. 76

D.- Transformador de potencial

1. Número requerido 3

2. Tipo: Conselector de fase, aislamiento con resina

epoxi, fusible en el primario.

3. Uso: medición

A.- Características nominales:

Voltaje nominal 13.8 /VT Kv.

- Clase de aislamiento 15 H

Frecuencia 60 H2

- Burden Y

IV.7 Reconectador.

Los reconectadores automáticos estarán de acuerdo con las ñor

mas ANSÍ C-3760

1. número requerido 3

2. tipo: Trifásico en aceite automático con acciona-

miento hidráulico.

3. Uso: protección de los alimentadores.

4. características nominadas

- Voltaje nominal 13.8 KV.

- Voltaje máximo 15.5 KV.

- Corriente mínimo de desconección 2 x In

- Voltaje máximo 15.5 KV.

- Corriente mínimo de desconección j£x In

Pag. 77

- Corriente simétrica de Operación

- Capacidad nominal de las bobinas

- Números de operaciones

- Frecuencia

- BIL

1750 Amp.

50 Amp.

2 rápidos y 2 lentos

60 H2

110 KV.

IV.8 Seccionador.

El mecanismo de control debe permitir una operación rápida

y efectiva3 pudiendo ser manual.

La especificación debe estar de acuerdo con las normas ANSÍ

C-37-30

A.- Para 69 KV.

1. Número 1

2. Tipo: Tripolar, para instalación a la interperie

y de ruptura en aire

3. Uso: Protección del transformador de potencia

U. Características nominales.

Tensión nominal

Tensión máxima de diseño

Corriente nominal

BIL

Frecuencia

Tipo de montaje

69 KV

72.5 KV

100 Amp.

350 KV

60 H2

vertical apto para

ser colocados sobre

perfiles de acero -

tipo U.

Pag. 78

B.- Para 13.8 KV.

1. Numero requerido 18

2. Tipo: monofásico, operable con pértiga, con sistema

de fijación sobre perfiles de acero tipo U

_.—- ~3. Uso: protección del reconectador.

4. Características nominales

- Tensión nominal 13.8 KV.

- Tensión máxima 15.5 KV.

- Corriente nominal 150 Amp.

- BIL 110 KV.

- Frecuencia 60 H2

IV.9 Fusibles.

Las características de los fusibles deben estar de acuerdo

con la norma ANSÍ C-37-46

1. Numero requerido 3

2. Tipo: monopolar, operación con pértiga, con sistema de

fijación al perfil en "U".

3.- Uso: Protección del transformador de potencia.

4.- Características nominales:

-. Tensión nominal 69 KV.

- Tensión máxima 72,5 KV.

- Capacidad continua 100 Amp.

- Corriente simétrica de operación 3350 Amp.

- BIL - 350 KV.

- Frecuencia 60 112

Pag. 79

IV.10 Malla de tierra.

Todo el equipo eléctrico, las estructuras y todas las partes

metálicas de la subestación, deben tener conexiones con la

malla de tierra.

Los materiales que constituyen la malla de tierra deben cum-

plir con las siguientes condiciones:

1.- Los conductores de la malla principal serán de cobre sua_

ve, desnudo, cuyo calibre es # 2/0 AWG5 las derivaciones

pueden hacerse con # 2/0 o con 1/0 AWG.5 estarán de acuer

do con las normas ASTM B-8-56, la malla debe estar ente-

rrado de 0.5 - 0.8 m del piso.

2.- Para asegurar una perfecta conección eléctrica entre los

cables debe colocarse conectores tipo apernado cuya capa_

cidad será igual al conductor de tierra.

A continuación indicaremos los tipos de conectores a utili-

zarse:

a.- Conector para barra plana a conductor 2/0 AWG similar al

tipo de, rango # 1 - 4/0, Cat. No. 9583 - Anixter Royal.

b.- Conector para cable-cable # 2/0 AWG similar al tipo CC2

de BURNDY.

c.- Conector en cruz cable-cable # 2/0 AWG, similar al tipo

CC4 de BURNDY.

Pag. 80

d.- Conector simple para cable 2/0 AWG, similar al tipo CC1

de BURNDY.

e.- Conector cable 2/0 AWG - a barilla 5/8" x 8', similar al

tipo D Q, cat No. 2023 - Anixter Royal.

3.- En cada unión es conveniente poner barillas de copper-

weld de' 5/8" x 8f.

La configuración física de la malla de tierra la podemos a-

preciar en la Fig. IV -2.

CAPITULO

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

1. Considerando que los planes y programas de ELECTRIFICACIÓN

RURAL deben ser llevados a cabo en coordinación con planes

y programas generales de su desarrollo.

Se recomienda que el Gobierno Nacional a través de la Junta

Nacional de Planificación y Coordinación Económica, organi-

ce un comité permanente de desarrollo rural, el mismo que

debe estar integrado por los representantes de todos los

. organismos públicos y privados, vinculados con el proceso

de desarrollo socio-económico del país.

2. De los planes y programas de ELECTRIFICACIÓN RURAL deben e-

levarse para cada año o período.

INECEL debería constituir dentro del área de planificación

un grupo especial de trabajo, dedicado específicamente a

Electrificación Rural, suficientemente equipado tanto en -

el aspecto humano como en el económico.

3. Como la Electrificación en áreas rurales produce elevados

costos de inversión y operación; obteniéndose una baja ren

tabilidad.

RECOMENDACIONES:

- Que INECEL realice un incremento de los fondos para ELEC_

TRIFICACION RURAL.

- Que se transfiera con oportunidad debida los recursos a_

signados anualmente de acuerdo a la planificación presenta-

da por cada una de las Empresas Eléctricas del país.

4. Tomando en cuenta que la mayoría de los usuarios del área

rural se localizan generalmente junto a las vías de acceso.

El trazado de las líneas y redes se los construya lo más cer

canos a estas, con el objeto de optimizar los costos de cons

trucción, operación y mantenimiento.

5. Pedir al Ministerio de Industrias y Comercio de las facilo_

dades necesarias para que se instalen en el País, fábricas

que produzcan todos los materiales y equipos utilizados en

ELECTRIFICACIÓN RURAL.

6. El Ministerio de Agricultura y Ganadería a través del Depar

tamento de Reforestación, la creación de grandes áreas expe

rímenteles para el cultivo de nuevas especies de árboles

que sean útiles para la construcción de líneas y redes en el

área rural.

7. Los institutos de enseñanza superior; Escuelas Politécnicas,

Universidades Técnicas, con el apoyo del gobierno a través

de INECEL, incrementat los programas de investigación volca

_ - - 'das al área rural, por ejemplo tratamiento de los diferen--

tes tipos de madera.

VIS

TA

A

-A

0

ÍTE

M

DE

LA

LIS

TA

DE

MA

TE

RIA

LES

ES

CU

EL

A

PO

LIT

ÉC

NIC

A

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CIO

NA

L

SU

BE

STA

CIÓ

N

PAR

A

DIS

TRIB

UC

IÓN

R

UR

AL

L E Y E N D A

Pag. 83

"

;

No.

1

2

3

U

5

6

7

8

9

10

11

12

13

D e s c r i p c i ó n

Poste de madera Tratada de 12 mts. de Long.

Doble Perfil Tipo U de 6.5 mts. para fijación

Doble Perfil Tipo U de 3.7 mts. para fijación

Transformador de Potencia 69/13.8 KV. 2500KVA

Doble Perfil Tipo U de M-.7 mts. para fijación

Pararrayo Tipo S/E de 60 KV.

Cadena de 4 Aisladores de Suspensión con per-no y tuerca de ojo, para fijación con perfilU tipo U.

Seccionador Tripolar, 69 KVi

/Fusible para 69 KV.

Poste de Madera Tratada de 10 mts. de Long.

Cadena de 2 Aisladores de Suspensión con per-no y Tuerca de ojo} para fijación en perfilTipo U.

Pararrayo Tipo Distribución, 12 KV

Seccionador Monopolar para 15 KV.

Cantidad

2

8

4

1

36

3

3

1

3

4

24

9

18

Pag.

No.

14

15

16

D e s c r i p c i ó n

Reconectador Automático Trifásico 13.8 KV

Conductor ACSR. # 2/0 para conección de

la Subestación.

Hilo de Guardia

Cantidad

3

100 Mts.

30 Mts.

MA

LL

A

DE

T

IER

RA

r

"-O 4.

6

ro

O

4.6

1-5

4.6

L E Y E N D A

Pag. 85

No. D e s c r i p c i ó n Cantidad

Conductor de Cobre Desnudo # 2/0 AWG. 100 mts.

Conector en Cruz para Conector # 2/0 AWG. 10

Conductor de Cobre Desnudo # 1/0 AWG. 50 mts.

Varilla de Cooperweld 5/8" x 81 15

Conector en T para Conductores # 2 a 2/0

AWG. 50

Postes de madera

Pag. 86

B I B L I O G R A F Í A

1. Estudio de Mercadeo de Energía Eléctrica del Ecuador

Período 1973 - 1990

INECEL, Quito, Febrero 1976

2. Banco Mundial.- Documento presentado a la VI Conferencia

Latinoamericana de Electrificación Rural.

Caracas9 Octubre 1975

3. Electrificación Rural en Brasil.- Socumento presentado a

la VI Conferencia Latinoamericana de Electrificación Ru_

ral.

Caracas. Octubre 1975.

U. Plan Nacional de Electrificación Rural.- Iiidtituto Colom-

biano de Energía eléctrica.

Noviembre 1976.

5. Electrificación Rural en México.- Documento presentado a

la VI Conferencia Latinoamericana de Electrificación Ru-

ral,i

Caracas, Octubre 1975

6. II Simposium de Electrificación Rural

Quito, Abril 1976.

7. Primer Simposium Nacional de Electrificación Rural del E_

cuador.

Guayaquil, Febrero 1974.

8. Programa de Obras de los Sistemas Regionales. Período

1977 - 1982

INECEL, Agosto 1977

Pag. 87

9. Instalaciones Eléctricas Generales

Enciclopedia CEAC. Tomo III. Barcelona España,

Ira. Edición - Febrero 1973.

10. Tesis de Grado # 271

Ing, Fernando Velastegui

Quito, 1975

11. Steel Tower Economies.

P.J. Yele, Octubre 1945,

32. Tesis de Grado # 530

Ing. José Altatnií^ano,

• Quito 1975

13. TRANSIENT NETWORK ANALYZER STUDY

General Electric Co5

14. TRANSIENTS TU POWER SYSTEMS

Haralda Peterson

15. REDES ELÉCTRICAS

Jacinto V. Landa

México, 1968

16. Ing. Julio Jurado

Apuntes personales

Quito, 1577

17. SURGE DIVERTER SELECTION GUIDE

For system voltages up to 230 Kv.

E.M.P. Electric División.

Pag. 88

18. CUIDE FOR THE DESING OF S/E

Rea Bulletin 65-1; 1970

19. Ing. Víctor Orejuela

Apuntes personales,

Quito, 1976

20. SURGE PROTECTION OF POWER SYSTEMS

Protection of substation

Westinghouse Electric Co,

March 1975

21. TRANSMISSION AND DISTRIBUTION

Reforence Book.

Westinghouse Electric Co.

22. GROUNDING FOR SUBSTATIONS

C. M. Jensen.