187 plÁn piloto de electrificaciÓn de la provincia de...
TRANSCRIPT
187
PLÁN PILOTO DE ELECTRIFICACIÓN DE LA PROVINCIA DE
MORONA SANTIAGO
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO
EN LA ESPECIALIZACION DE ELÉCTRICA EN LA ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
PATRICIO EDUARDÜ CÁRDENAS PAZ Y MIÑO
QUITO MARZO DE 1978
••a?
CERTIFICO QUE EL PRESENTE TRABAJO FUE ELABORADO
POR EL SEÑOR PATRICIO CÁRDENAS PAZ Y MlftO, BAJO
MI DIRECCIÓN.
C N G . LUIS MANZANO
-£Í
AGRADEZCO AL INSTITUTO ECUATORIANO DE ELECTR_I
EICACION, Y A TODOS LOS QUE HAN HECHO POSIBLE
LA ELABORACIÓN DEL PRESENTE ESTUDIO.'
s i w v
Í N D I C E
C A P I T U L O I
1.1 INTRODUCCIÓN ---- . ................ 1 ......................... 11.2 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA ........ • ..... ' .......... . ......... 21.3 ESTUDIO DE MERCADO .........................................1.3.1 Los Postulados básicos de la Electrificación Rural ........ 61.3.2 Objeto . . ......... . ................ . ..................... ... 81.3.3 Usos de la Electricidad y Factores que inciden en el consu-
mo ... .................................................. ... 81.3.4 Fuentes de Información ..................... ....... ....... 101.3.4.1 Población ........................... . ---- . . . . , ............ 101.3.4.2 Consumos ......... ... ......... . ....... . ............. . ...... 131 .3 .4-3 Curvas de Carga ....... ... ............. . ................... 161.3.4.4 Encuestas Industriales .... ..... . .......................... 171.4 ESTUDIO DE DEMANDA ......... . ................. ............. 171.4.1 Tasas de Crecimiento ..... ...... . ................... . ...... 181.4.2 Análisis de la Proyección de la Demanda ................... 181.4-2.1 Análisis del Consumo Residencial ....................... ... 181.4.2.2 Análisis del Consumo Comercial ...... : ........ .. ............ 221.4.2.3 Análisis del Consumo Industrial ... ................. . ...... 241.4.2.4 Análisis del Consumo de Alumbrado Público ................. 251.4.2.5 Análisis de las pérdidas de energía ......... . ....... . ..... 261.4.2.6 Energía Vend ida ... ................ r ....................... 271.4.2.7 Energía Generada .......... , , . . . ..... ............ .......... 291.4.2.8 Factores de Carga . . ................. . ................. .... 291.4-3 Demanda máxima ...... , - . . ......... , ............ ..... ....... 291 .5 Medios de Comunicación ,...., ......... . , . . .............. . . . 30
C A P I T U L O II
2.1 BASES GENERALES ............. '. . .' ........ ,\. ........... 322 . 2 CONFIGURACIÓN ELÉCTRICA ............ . ....... . .......... ... 332.2.1 Dis pos ición de Barra j es .......... . ....................... 352.2.2 Determinación de los Alimentadores ... ...... . ............. 362.2.3 Elección de los Equipos .............. .- ......... . ....... ., 372.3 PROTECCIÓN ................................. . ............. 382.3 .1 Corrientes de Corto Circuito ............................. 382.3.2 Diagramas Secuenciales ................ r ...... . ........... 432.3.3 . Cálculo de Corrientes de Falla ........................... 452.3 .4 Coordinación de Protecciones ... ............. ; ............ 482.3.5 Niveles de Aislamiento y Coordinación ...... , ............. 522.4 DISEflO DE SUBESTACIONES ...... . ........................... 572.4.1 Configuración General de las Subestaciones ............... 572-4.2 Conductores de Puentes de Conexión y de Barras ........... 58
2.4.3 Cálculo de la Malla de Tierra ........................... 60
C A P I T U L O III"
3.1 -CALCULO ELÉCTRICO ............... * ---- '. ......... . ---- .... 643.1.1 Potencia a transmitirse ..... . ........................... 64.3.1.2 -Elección del Voltaje de Transmisión y Distribución ...... 643 .1 .3 Sección de los conductores .......... . ..... ...... ........ 653 .1 .4 Cálculo de Pérdidas de Potencia ........... . ............. 663 .1.5 Regulación de Voltaje .......... 0 ........................ 713.2. CÁLCULO MECÁNICO . ---- . ..... . .................... ' ........ 743.2.1 Composición de los Conductores . . ............ . ..... . ...... 743.2.2 Vano y Conductor Económico .............................. 783.2.2.1 Cálculo de los Costos de las Pérdidas de Energía variable
anualmente .................... « ........... . ............. ' 803.2.2.2 Vano Económico ............... . .............. .......... . . 853.2*3 Cálculo de Es.fuerzos, Flechas y Curvas de Tendido ....... 863 .2.4 Separación entre Conductores ............ ..... ... ........ 97
C A P I T U L O IV
4.1 DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ...... ... ....... ... ---- 1004.1.1 Cargas Residenciales ....... . ........... .... ........... .. 1014-1 .2 Cargas Comerciales ......... ... . ..... . ..... . .............. 1024.1.3 Cargas Industriales ............ .......... . ........... ... 1024.2 CÁLCULO DE LAS REDES DE ALTA TENSIÓN, BAJÁ TENSIÓN Y ÁLUM
BRADO PUBLICO ................. « ......................... 1024.2.1 Cálculo Eléctrico ................. * ..................... 1044.2.1.1 En Alta Tensión ......................................... 1044.2.1.2 ' En Baja Tensión ............................... . ---- . ..... 1144.2.1.3 Para Alumbrado Publico . . ................................ 1184.2.2 Cálculo Mecánico ........... .', . i ........ "..... ............ 119
C A P I T U L O V
5.1 FUENTES DE FINÁNCIAMIENTO ..... . ........ ' ......... . ....... 1275 . 2 FLUJO DE FONDOS Y CRONOGRÁMA DE OBRAS ........ . .......... 1275.2.1 Flujo de Fondos ....... . ................................. 1275.2.2 . Cronograma de Obras ..................................... 1325.3 COSTOS DE INVERSIÓN ........................ .- ............ 1325 .4 COSTO DEL KWH . . ......................................... 1345.4.1 Costo promedio del KWH a nivel de abonado ............... 1345.4.2 Tarifas ..... . ........... . . . . ---- * ---- . ....... . .......... 1355 .5 AMORTIZACIÓN . . . . . ..... . ..... ¿ ................ . .......... 138
Pág.
5.5.1 Cuotas Anuales de Depreciación 1385.5.2 Fondo Acumulado de Depreciación 138
C A P I T U L O VI
RECOMENDACIONES Y CONCLUSIONESBIBLIOGRAFÍA ' •
A N E X O S
ANEXO 1-1 CARACTERÍSTICAS DE .-LOS EQUIPOS DE LAS CENTRALES Y SU33ESTACIONES
ANEXO 1-2 -CURVAS DE CARGA DIARIA DE MÁXIMA DEMANDA-CURVA DE CARGA DIARIA REPRESENTATIVA
ANEXO 1-3 PROYECCIÓN DE DEMANDA SISTEMA MENOR MACAS
ANEXO 1-4 PROYECCIÓN DE DEMANDA SISTEMA MENOR MACASPROYECCIÓN DE ÍNDICES DE ELECTRIFICACIÓN
ANEXO 1-5 MÉTODO GRÁFICO PR.OYECCION DE DEMANDA SISTEMA MENOR MACAS
ANEXO 1-6 CARRETERAS DE LA PROVINCIA DE MORONA SANTIAGO
ANEXO 2-1 DETERMINACIÓN PRELIMINAR DEL "NUMERO DS ALBffiOTADORESDE UNA SUBESTACIÓN
ANEXO 2-2 DETERMINACIÓN PRELÜIINÁR DEL NUMERO DE ALBffiOT ADOBESDE UNA SUBESTACIÓN
ANEXO 2-3 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN FACTORES DE TENSIÓN PARAESTABLECER EL AISLAMIENTO REQUERIDO DE LAS SUBESTACIO-NES
ANEXO 2-4 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN LADO 69 K.V- COORDINACIÓNDEL AISLAMIENTO
ANEXO 2-5 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN LADO 13.2 KV- COORDINA-CIÓN DEL AISLAMIENTO
ANEXO 2-6 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN AISLAMIENTO ÁIRE-DISTAN. CÍAS MÍNIMAS A MASA Y ENTRE FASES LADO 69 KV (BIL 350KV)-LADO 13,2 KV (BIL 110 KV)
ANEXO 2-7 MINIMUN MELTING TIME-CURRENT CHARÁCXER1STIG CURVES SMDFUSE UNITS - USÁSI "K" FÁST SPEED
ANEXO 2-8 TOTAL CLEARING TIME-CURRENT CHARÁCTERISTIC CURVES . SMDFUSE UNITS-USÁS-I "K" FAST SPEED
ANEXO 2-9 MINIMUN MELTING TIME - CUKKENT CHÁRACTERISTIC CURVES..SMD FUSE UNITS - STANDARD SPEED.
ANEXO 2-10 TOTAL CLEARING TIME-CURRENT CHARACTERISTIC CURVES. SMDEUSE UNITS - STANDARD SPEED
ANEXO 2-11 MÚLTIPLES OE RELAY TAP SETTING
ANEXO 2-12 SUBESTACIÓN TIPO. MALLA DE TIERRA
ANEXO 2-13 TRANSFORMADORES DE MEDIDA -
ANEXO 2-14 GABINETE DE MEDICIÓN. DISPOSICIÓN DE EQUIPO
ANEXO 2-15 GABINETE DE MEDICIÓN. ESQUEMA ELÉCTRICO
ANEXO 2-16 S/E MÉNDEZ
ANEXO 3-1 TENSIONES EINALES DE LOS CONDUCTORES
ANEXO 3-2 CURVAS DE TENDIDO
ANEXO 4-1
ANEXO 4-2
ANEXO 4-3
ANEXO 4-4
ANEXO 4-5
ANEXO 4-6
ANEXO 4-7
ANEXO 4-8
ANEXO 4-9
ANEXO P-SDT-
ÁLIMENTADOR RADIAL CON INTERRUPTORES Y CIRCUITOS DEUNION A ALIMENTÁDORES ADYACENTES
ALIMENTÁDOR CENTRAL
DISPOSICIÓN VERTEBRADA
CARTA DE CAÍDA DE VOLTAJE EN LINEAS A 13.200 VOLTIOS
CARTA DE PERDIDAS EN LINEAS A 13.200 V.
REACTANCIA INDUCTIVA EXTERNA
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIOS
CURVAS DE DENSIDAD DE CARGA CONTRA LONGITUD
CALCULO DE LOS CIRCUITOS AÉREOS
01 SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN TIPO
ANEXO 5-1 CRONOGRAMÁ CONSTRUCCIÓN SAN ISIDRO-GENERAL PROASO-MÁCAS-SUCUÁ
PRIMER CAPITULO
1,1 IOTRODUCGION.-
El tema de electrificación rural, es altamente complejo, por
existir un bajo nivel de vida, analfabetismo, escasez de recursos,de
f,L sempleo, baja productividad,- y por tanto poca oportunidad para desa-
rrollarse económica y culturalmente agrabando más aún otros factores
que el de orden político y social, el de la migración desordenada de
los campesinos "hacia los centros urbanos con consecuencias graves co
mo la disminución de la productividad en el agro y.aumento de proble
mas en las ciudades*
Por lo que anteriormente anotamos, podemos darnos cuenta que
el costo de llevar energía eléctrica al campo es alto, anotando ade-
más que la aportación del campesino en el financiamiento de la misma
¿£ es totalmente limitado, siendo igual para las empresas de servicio púET —~
blico. Por lo que la electrificación rural adquiere asi el carácter
/ de servicio social»
Existe una relación directa entre el desarrollo de una comuni
dad y la magnitud de consumo de energía eléctrica por habitante, por
tanto la electrificación es la forma más adecuada de incorporar a una
zona del país al aprovechamiento de los beneficios de la economía na-
cional y proporcionar .facilidades para que pueda progresar.
_ Es por esto, que los programas pequeños de electrificación d_e
' ben recibir el mismo tratamiento que el de los grandes sistemas eléc-
tricos y de esta manera quedar incluidos en el aprovechamiento de los
recursos hidráulicos y combustibles.
En definitiva el plan es mejorar el nivel de vida de colonos
y campesinos de la zona. Se trata de incorporarlos a los beneficios
que ofrece la economía nacional y proporcionarles facilidades para
que puedan progresar,, Dado que los campesinos son los productores de
-2-
materias primas y alimentos con destino a los habitantes urbanos,es a
financiación debe•incorporar al llamado retorno de la ciudad al cam-
po.
La población rural es la población-dispersa en los campos y a
aquellas que se agrupan en reducidos .grupos y se dedican a actividades
agropecuarias.
El área de jurisdicción del plan, motivo de la presente tesis}
comprende las siguientes cabeceras cantonales: Macas, Sucúa^ Méndez
y General Plaza con sus respectivas parroquias, ubicadas en la Provin
cia Oriental de Morona Santiago.
Alcance de los estudios para obras a realizarse: (2)
Remodelación de algunas redes y construcción de casi todas.. Lineas de
transmisión dentro del plan del sistema interconectado, lineas de trans_
misión y distribución, subestaciones de elevación y distribución, es-
tudios económicos del plan.
La electrificación en esta zona oriental delpaís además de los es tu -
dios técnicos, trae consigo investigaciones que abarcan detalles so-
bre la incidencia de los factores sociales y económicos del plan, los
aspectos financieros, la organización y promoción requeridas para la
realización del mismo.
1.2 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA.-
El sistema eléctrico existente de la zona hasta el año de 1975,
ha sido casi exclusivamente particular., inversiones hechas por misio-
neros y compartías explotadoras de los recursos forestales.
A nivel de Concejos Municipales existen pequeños grupos, queTV
-3-
suministran energía a través de sistemas construidos sin criterios
técnicos que no satisfacen adecuadamente las necesidades. Generado
res que por falta de mantenimiento y correcta operación, no cumplen
con el tiempo previsto de vida útil del generador.
Casi toda la generación de servicio público al año de'1976, es
de origen térmico con excepción de una turbina hidráulica instalada en
Macas de 78 KW. La potencia instalada de servicio privado repartida
por la zona de origen hidráulico alcanza los 256 KW.
MACAS que es la capital de la provincia y uno de los centros
más importantes de la zona tiene una capacidad instalada térmica de
250 KW e hidráulica de 78 KW, con una capacidad de transformación de
360 KVA.
SlíCUÁ, es un .centro de gran consumo., tiene capacidad instala-
da de 165 KW con 225 KVÁ en transformación.
MÉNDEZ, es una zona netamente agropecuaria., se encuentra en la
actualidad servida con un grupo térmico viejo de 25 KW y uno de 50 KW3
una capacidad de transformación de 100 KVÁ.
GENERAL PLAZA, (LIMÓN) es el centro de consumo más cercano a
la serranía, importante por la comercialización de la naranjilla que
produce la zona, está servida con 165 KW con una capacidad de transfo_r
mación de 200 KVA.
Los valores de las potencias eléctricas instaladas correspon-
den a datos de placa.
El Instituto Ecuatoriano de Electrificación (INECEL) ., a través
de convenios con los Municipios y Consejos, ha creado los departamen-
tos de servicios eléctricos con autonomía económica y administrativa3
cuya finalidad específica, será la explotación y administración del
servicio eléctrico en el área de concesión establecida.
-4-
Las redes de distribución de Macas para 800 abonados serán am
pliadas y modernizadas.
Las redes de Sucüa, Méndez y General Plaza, serán construidas
de acuerdo a'los convenios "INECEL - MUNICIPIOS11 para 400, 200 y 100
abonados respectivamente*
Se tiene 3 tipos de consumidores cuyos valores promedios son:
comerciales 150 KWH, artesanos 100 KWH y residenciales 50 IÍWH3 sin con.
tar casos excepcionales de consumidores artesanales y residenciales que
tengan consumos de 150 o más KWH.
El estado actual del sistema queda resumido en los cuadros 1 y
2 en cuanto a la potencia instalada y energía generada por categoría
del productor y tipo de generación respectivamente.
La potencia eléctrica instalada hasta el año 1973, no tuvo nin
gún crecimiento. Con el impulso dado por 1NECEL a la Electrificación
RURAL para el período 1973 - 1975 la tasa media de crecimiento fue de
29,45%. Para el período 1973 - 1976, se dio un impulso con la insta-
lación de grupos térmicos alcanzando una tasa de crecimiento del 59,66
por ciento, lo que representa una triplicación de la potencia eléctri
ca en tres años.
En el año de 1976, la capacidad eléctrica instalada alcanzó a
1042 KW de los cuales la capacidad térmica representa un 67395% y la
hidráulica el 32,05%; las instalaciones destinadas al servicio públi-
co alcanzan a un 76,43% correspondiendo un 245577o a los auto-producto
res .
La energía generada en el año de 1976, fue de 1'795.61O KWH
las centrales térmicas han generado el 51,227o y las hidráulicas el 48,78
por ciento. Lo generado por entidades de servicio público representan
-5-
el 685497o y lo generado por los autoproductores el 3135170.
Se tiene que para el período 1973 - 1975, una tasa media de
crecimiento acumulativo del 14%. Para el período de 1973 - 1976, se
alcanzó una tasa de crecimiento acumulativo anual de 45} 327o lo que
representa la triplicación de la energía generada hace tres años.
CUADRO N- 1
CAPACIDAD ELÉCTRICA INSTALADA EN LA PROVINCIA "MORONA SANTIAGO" POR
CATEGORÍA DE PRODUCTOR Y TIPO DE GENERACIÓN EN KW.
SERVICIO PUBLICOA 5Í O Municipios y Otros
AUTO PRODUCTORES TOTAL DE LA PROVIN-CIA
1.972
1.973
1.974
1*975
1.976
Hidráulico
78
78
. 78
Térmico
55
95
630
Total
133
173
708
Hidráu-lico
256
256
256
256
256
TSrmi Totalco
• 256
256
256
256
256
Hidráu-lico
256
256
334
334
334
Térmico
55
95
708
Total
256
256
389
429
1042
-6-
CUADRO N- 2
ENERGÍA GENERADA EN LA PROVINCIA "MORONA SANTIAGO" POR CATEGORÍA Y TIPO DE
GENERACIÓN EN KMH
A Ñ O
1.972
1.973
1.974
1.975
1.976
' SERVICIO PUBLICOMunicipios y otros
Hidráu Térmi Totallico co
•
•
310000 25000 335000
310000 919800 Ir229800
AUTO
Hidráulico
340000
584495
515880
565810
565810
PRODUCTORES
Térmi Totalco
340000
584495
515880
565810
565810
TOTAL DE LACÍA
Hidráu Térmilico co
340000
584495
515880
875810 25000
875810 919800
PROVIN
Total
340000
584495
515800
900810
I1 795610
1*3 ESTUDIO DE MERCADO.
El estudio comprende el establecimiento de las politicas y me
tas del Plan Nacional de Electrificación Rural y un inventario de ne-
cesidades y posibles soluciones, asi como su justificación por los be
neficios directos e indirectos que se tienen no solo para elevar el
nivel de vida de los campesinos, sino 'también para incrementar la eco
nomia nacional.
1,3.1 Los postulados básicos de la Electrificación Rural.-
El estado debe ser preferentemente el productor y distribuidor de
energía eléctrica en el pais3 por su carácter de servicio público
y de beneficio a la comunidad.
Por el carácter prioritario de la energia eléctrica como factor de
*
-7-
desarrollo y de mejoramiento de bienestar, se debe buscar la satis
facción oportuna de las necesidades de es.te servicio.
El Estado debe fomentar la Electrificación Rural, con miras a lo-
grar el armónico desarrollo de las comunidades campesinas, como pr_o
yecto eminentemente social.
El sector eléctrico debe buscar una situación de autofinanciamien-
to con el objeto de liberar recursos de Presupuesto Nacional indis_
pensables en otros sectores prioritarios tales como salud, educa -
ción, etc.
No obstante la situación de autofinanciamiento debe ser entendida
preferentemente a nivel nacional, mediante la creación de mecanis_
mos de transferencia interregionales de recursos.
Se debe propender hacia la nivelación tarifaria en todo el pais
con el objeto de ofrecer oportunidades similares de bienestar y
desarrollo.
Se debe buscar la integración eléctrica nacional con el objeto de
racionalizar las inversiones, disminuir e igualar los costos de
producción y mercadeo,aumentar la conflabilidad, garantizando por
este medio una buena calidad de servicio,
Se debe buscar la gradual sustitución de los recursos energéticos
derivados del petróleo como fuente de producción de energía eléc-
trica, mediante el aprovechamiento de los recursos hidráulicos
existentes.
Se debe procurar una utilización razonable de los recursos del eré
dito en los términos más suaves, los cuales deben ser orientados
preferentemente hacia proyectos costeables.
-8-
Se debe proteger en lo posible a la industria nacional productora
de bienes y servicios eléctricos.
1.3.2 OkJ o-"
Dado que el estudio de mercado, constituye una evaluación de
los requerimientos de energía eléctrica de la zona en estudio, a corto
mediano o largo plazo5 y que ésta evaluación o proyección debe tener
como base un análisis previo de la situación eléctrica presente y pa-
sada, es de fundamental importancia la "recopilación de información",
que permita "hacer es te. análisis t
La información cubre un período de 4 años. Lo que se perse -
güira para eliminar estimaciones influidas por situaciones anormales
que afecten a períodos relativamente cortos»
La recopilación de información, no solamente se reducirá a es_
tudiar el pasado, sino que también es de fundamental importancia ana-
lizar los factores futuros, que por su magnittid pueden hacer variar en
forma significativa la proyección de la demarxda.
103.3 Usos de la Electricidad y Factores que inciden en el consumo.-
Los factores que fundamentalmente inciden en el consumo son
los siguientes:.
a. La Oferta: Constituida por las disponibilidades de pro-
ducción de energía y potencia eléctricas, y
b. La Demanda: Que está constituida'por-los requerimientos
de la población.
Para el análisis de las disponibilidades de producción de ener
-9-
gla y potencias eléctricas, será conveniente conocer la evolución de
la capacidad instalada., las características de las centrales sean es
tas hidráulicas o térmicas, sus horas de operación, su potencia efec
tiva, su año de instalación, número de unidades, potencia de cada uno
de ellas, eficiencia, etc. Ver Anexo 1-1. •
Asi mismo será necesario un análisis detenido del sistema de
distribución de energía a través de subestaciones, revisando las ca-
racterísticas de las mismas3 de manera que, permitan determinar los
porcentajes de regulación y de pérdidas. (Ver Anexo 1-1), Más adelan
te se tendrá un estudio con datos ampliados hacia el sector particular,
Con la finalidad de obtener la información que obedezca a unas
mismas bases? a continuación se define los tipos de consumo de ener-
gía eléctrica„
Residencial o- Ss el consumo destinado exclusivamente para usos domé_s
ticos de la unidad familiar que normalmente constituye
la residencia de dicha unidad.
Comercial»- Es el consumo de energía eléctrica destinada por el _a
bonado o sus inquilinos para fines de negocio o activi-
dades profesionales, educacionales e institucionales3y
. locales destinados a cualquier otra actividad de la que
perciben alguna remuneración del público que a ellos
concurra.
Por tanto se clasificarán como consumo comercial la energía u
tilizada en tiendas, almacenes, salas de cine, hoteles, escuelas, co-
legios,' hospitales, iglesias3 etc*
-10-
Industrial.- Se clasifica como consumo industrial a la energía uti-
lizada en fábricas 3 talleres , aserraderos, molinos jete,
destinados a la elaboración o transformación de produc
tos por cualquier proceso industrial.
Alumbrado públíco.- Se denomina coneumo de alumbrado público a la energía
utilizada para alumbrado de las calles, sitios de re-
creo, parques, pilas luminosas, etc. , que son de libre
ocupación del público,
Oficiales.- Dentro de esta categoría están incluidos los consumos
de energía eléctrica de las oficinas o dependencias de
los municipios, consejos provinciales y en general del
Gobierno^ del Ecuador cuyo funcionamiento se halla tota_l
mente financiado con fondos provenientes del estado.
1,3*4 Fuentes de Información.-
1.3.4.1 Población: (4)
Toda la información relativa al crecimiento de la población,
así como su distribución en el territorio nacional, disi^one
la Dirección de Censos y Estadísticas de la Junta Nacional de
Planificación y Coordinación Económica, en base al Tercer Gen
so de Población realizado el 8 de Junio de 1974, y el Segundo
de Población y Vivienda realizado en la misma fecha.
-11-
A N E X O 1-1
SISTEMA: Área de Macas
UBICACIÓN: Morona Santiago
CLASE DE SERVICIO: Público
CANTÓN: Morona . PARROQUIA : Macas
'TIEMPO DE OPERACIÓN: 13 horas diarias
GRUPOS CERRADORES
a) CENTRALES HIDRÁULICAS
Nombre de la Central
Afío de instalación
N£ de Unidades3
Caudal (m /seg.)
Calda (metros)
Macas
1970
1
0.2
47.4
Turbina:
Tipo
Marca
Potencia (HP/unidad)
Velocidad (RPM)
ERANSIS
OSSBERGERZ
105.09
1800
Generador:
Marca
Potencia (KVA/unidad)
Factor de potencia
Velocidad (RPM)
Voltaje
N£ de fases
SIEMENS
98
0.8 .
1800
230
3 0
-12-
NOMBRE DE LA CENTRAL
AÑO DE INSTALACIÓN
N- DE UNIDADES
TIPO (1)
COMBUSTIBLE
MOTOR 0 TURBINA
MARCA
POTENCIA (HP/Unidad)
VELOCIDAD (RPM)
GENERADOR:
MARCA
POTENCIA (KVÁ/Unidad)
FACTOR DE 'POTENCIA
VELOCIDAD (RPixl)
VOLTAJE
N£ DE FASES
MACAS
1.976
1
Motor/Generador
DIESEL
Motor
Deutz
321,72
1800
AVK
_300
0.8
1800
240
3 0
SUCUÁ
1.976
1
Motor /Generador
DIESEL
Motor
General -Motor
221,18
1800
ElectricGonstruc-tion
206 , 25
0.8
1800 •
230
3 0
GRL. PLAZA
1.977
1
Motor /Generador
DIESEL
Motor
Kohler
73?73
1800
Kohler
68,73
0.8
1800 -
220
3 0 '
GRL, PLAZA
1.975
1
Motor /Generador
DIESEL
Motor
Caterpillar
60,32
1800
GeneralElectric
56,25
0.8
1800
220
3 0
MÉNDEZ
1.977
1
Motor/Generador
DIESEL
Motor
Kohler
60332+ 18,65
1800
Kohler
56S25
0.8
1800
220
3 0
-13-
c) SUBESTACIONES ELEVADORES,
UBICACIÓN
VOLTAJE ENTRADA
VOLTAJE SALIDA
CAPACIDAD (KVA)
N£ DE JASES
MARCA
AÑO INSTALACIÓN
MACAS MACAS
Macas Macas
220 Volt. 240 Volt*
13.8 KV 13.8 KV
3 X 20 300
3 0 3 0
G.Electric G.Electric
1.976 1.976
SUCUA
Sucúa
230 Volt.
13.8 KV
3 X 75
3 0
G.Electric'
1.976
GRAL. PLAZA MÉNDEZ
Gral. Plaza Méndez
220 Volt. 220
13.8 KV 13
3 X 25 + 50 2
3 0 3
Volt
C8 KV
X 50
0
G.Electric G,Electri
1.975 1.977
Es necesario anotar que la_s tasas de crecimiento de población
previstas, no se han cumplido con exactitud, como consecuencia
de un proceso migratorio no controlado hacia los polos indus -
tríales del Ecuador, como son Quito y Guayaquil, y otros facto
res como la fecundidad y la mortalidad, cuyas tasas no son fá-
cilmente previsibles.
1.3D4<,2 Consumos:
La información relativa a la venta de energía y el número de
consumidores está disponible en las dependencias Municipales,
encargadas de éste servicio.
El estudio de la proyección de demanda y energía se hizo en ba
se al sistema eléctrico Municipal de Macas, por ser de caráota
rístícas similares a los sistemas eléctricos Municipales de
Méndez, Sucúa y Limón ya que solamente en Macas, se cuenta con
los datos necesarios para la realización del mencionado es tu-"
dio.
-14-
Debemos mencionar que los Sistemas Eléctricos Municipales de.
Sucúa y Limón son de reciente creación y por lo tanto no se
cuenta con la información estadistica suficiente, lo cual ha
sido establecida en base a Índices resultantes en otras áreas
similares a la analizada.
CUADRO N- 3
SISTEMA ELÉCTRICO MUNICIPAL DE MACAS
1.
2.
3,
4.
5,
6.
7 p
8e
9c
10.
11.
12.
13.
PROYECCIÓN
Número de "habitantes (1)
Habitantes /abonado homogéneo
Número de abonados homogáneos
Consumo /abona do homogé-neo (KWH)
Consumo homogéneo (MWH)
Consumo Industrial (MWH)(3)
Consumo alumbrado püblico (MWH)
Energía vendida (MWH)
Pérdidas de energía %
Energía Generada (MWH)
Factor de carga (7o)
Demanda máxima (KW)
Capacidad Instalada (KW)(2)
DE LA DEMANDA Y ENERGÍA
1975
2.750
13•
214
684
147
15
20
182
20
227
35
74
78
1976
2c888
12
231
720
166
28
30
224
llS
273
32
97
318
NOTAS: (1) Dato sacado de los Resultadoslizado el 8 - VI - 74 c
(2) El nuevo grupo entrará(3) Se esti:ina que entrarán
1977
3.022
.5 12
253
780
197
112
40
349
15 .411
35
134
318
1978
3.184
11.5
277
800
222
160
44
426
15
501
38
•150
318
Provisionales del
en. funcionamientoen funcionamiento
1979
3.343
' 11
304
840
252
184
48
487
15
573
40
163
318
Censo
a mediados dialgunas indu;
(aserraderos. pasteurizadora, curtiembre^ embutidos).
CU
AD
RO
EMER
GÍA
FA
CTU
RAD
A Y
N*
DE-
AB
ON
AD
OS
A N
IVE
L D
E C
ENTR
O P
OBL
AD
O
RE
SID
EN
CIA
L C
OM
ERC
IAL
IND
UST
RIA
L .
ENTI
DA
DES
A
LUM
BRA
DO
OFI
CIA
LE
S PU
BLI
CO
OTR
OS
KWH
- TO
TAL
ABO
KWH
ABO
KW
H A
.BO
KW
H A
BO
.
KWH
ABO
KWH
ABO
KWH
ABO
CANT
ÓN M
ORON
A
Mac
as80159
167 66372 . 47
14944
482
782
244.
307
219
Ln i
CANT
ÓN
SAN
TIA
GO
Man
des
8841
788468
1 2491
52
19.800 131
89000
245 66372
47
14944
' 4
91250
2 2491
52
264.107 350
-16-
Estas informaciones recogidas en los dos Cantones son las que
se pudieron obtener por ser las únicas existentes en un Gonce
jo Municipal relativamente organizado en cuanto a planes y ne
cesidades de trabajo pudiéndoseles tomar como ejemplos tipi -
eos para la zona,
El número de consumidores de los distintos tipos ya indicados
se refiere al promedio anual.
Los consumos son los totales anuales para cada grupo de con.su
midores.
La producción de energía se refiere al total anual, de manera
que se puede comparar con la energia vendida, y hacer posible
la determinación de la energia perdida.
La demanda máxima anual, se refiere a la máxima demanda obser
vada en un intervalo de 15 minutos durante el año» La deman-
da mínima anual, se refiere a la mínima demanda observada en
un intervalo de- 15 minutos durante el año. No se tomará en
consideración las suspensiones del servicio que impliquen una
demanda mínima igual a cero.
Ic3«4.3 Curvas de Carga;
La curva diaria representativa de la energía generada mensual,
es aquella que tenga una energía, que multipli'cada por el nú-
mero de días del mes5 sea igual o semejante a la energía gene
rada mensual *
La curva diaria representativa de la energía generada anual s_e
rá aquella que tenga una energía, que multiplicada por los días
del año, sea igual o semejante a la energía total anual, (ver
Anexo 1-2) .
-17-
Se dispone de servicio eléctrico 13 horas al dia desde las 17
"horas a las 6 horas del siguiente dia; siempre y cuando la
provisión del combustible a las centrales térmicas sea NORMAL,
1»3.4.4 Encuestas Industriales.-
El hecho de que muchas industrias por su magnitud dispongan
de fuentes propias de generación., hace que tengamos que dar-
les importancia3 y en consecuencia debemos tomar toda la in-
formación estadística .de producción y consumo de 'energía elé_c
trica. . •
Hay que tomar en consideración que estas industrias que disp_o
nen de sus propias fuentes de generación, pueden considerarse
clientes potenciales, quienes se integrarían al servicio pú -
blico si disponemos de energía más barata que las que ellas
generan y si se les garantiza continuidad en el servicio, así
como buena calidad„
No se debe descuidar de consultar a las industrias los planes
previstos de ampliaciones para valores de crecimiento menores
j*. de 1.000 ICW se les puede considerar incluidos en la tasa de
crecimiento anual del mercado eléctrico industrial»
1.4. ESTUDIO BE DEMANDA.- (1) , (4)
Para.el estudio de demanda se solicito información y estadís-
ticas a los Municipios de la Zona, obteniéndose resultados parciales
en los de Méndez y Macas y haciendo similitudes regionales para el
resto, pues solamente se lleva registro en los Catastros Municipales
del cobro por servicio de energía eléctrica., sinembargo de lo cual,
esta información me sirvió para estimar las características de consu-
mo de los abonados que fo7:man parte del sistema.
-18-
No hay una distribución uniforme de abonados 3 ni de consumos
entre ellos, debido al alto costo de la energía eléctrica y a la in-
seguridad de tener un servicio aceptable por lo menos durante las ho
ras en las que funcionen las plantas eléctricas locales, •
1.4.1 Tasas de Crecimiento. -
Utilizando la expresión matemática del interés compuesto para
encontrar las tasas de crecimiento de Población, consumo f demanda e ln
dices de electrificación.
P = Po (1 + r)n P = Valor.- final
Po = Valor inicial
r = Tasa de crecimiento medio acu-mulativo anual
n = Número -de años de periodo en a-nálisis ..
La proyección de la demanda se "hará a partir del año 1974 has-
ta el año de 1990. Como no es posible prever la tasa de crecimiento de
los consumos, razón por la cual se toma la tasa media de los 3 o 4 úl-
timos años, y con esto se proyecta los 13 años siguientes:
Siempre se hace el estudio en base a una curva de demanda que
obedece a una tasa de crecimiento medio (ANEXO 1-5) «
1 • 4 . 2 Análisis de la Proyección de la Demanda = -
1.4*2.1 Análisis del consumo Residencial:'
Este tipo de consumo tiene directa relación con el número de
habitantes 3 con el número de abonados residenciales y con sus
-consumos unitarios.
-19-
Consideramos los siguientes parámetros:
a) Tasa de crecimiento de la población totalt
b) Tasa de crecimiento de la población servida.
a) Tasa de crecimiento de la población total:
W . ^ •El consumo de energía eléctrica es en general directamen-
te proporcional a la población. Si la población crece 3
el consumo potencial también debe crecer y viceversa,
En el área de Macas, la tasa de crecimiento, vegetativa es
menor a la de colonización, por gente que migra de la sie
rra hacia el Oriente como nueva zona de explotación y tra
bajo, en los primeros años.
La tasa promedio está en el orden d.el 4338 % cifras esta-
dísticas dadas por los Concejos Municipales de la Región,
las oficinas de los Céneos Nacionales y el Banco Ecuato -
riano de la Viviendaf Este A^alor no puede permanecer cons_
tante debido a que alcanza un nivel de saturación y como
consecuencia a esto la tasa de crecimiento tiende a dismi-
nuir y a hacerse semejante a la media anual del país.
En el Anexo 1-3 para el año de 1974, se obtuvo estadísti-
camente una población de 21.050 habitantes en toda el área
de estudio, y según datos sacados de los registros de las
oficinas de estadísticas de 1NECEL, para el año 1974, hubo
una energía generada de 515«880 KWH siendo la capacidad e-
léctrica instalada de 389 KW* Solamente el 33,5570 de la
energía generada estaba al servicio público y el 66,45% se
encontraba al servicio particular» .por lo que se tomó co-
mo dato básico de energía para la proyección de la demanda
173.100 KWH. Utilizamos la expresión matemática del nume-
ral 1.4.1 para el estudio de la demanda.
-20-
b) Tasa de crecimiento de la población, servida:
En base a estadísticas de los censos de población y de vi-
vienda en los cuales se establecen las viviendas totales
asi como también las que disponen del servicio eléctrico,
estadísticamente se ha podido obtener en tanto por ciento
un crecimiento estimativo de la población servida, con el
siguiente procedimiento:
-f — = An (ideal) Hn - Habitantes 'Án
Án ~ Habitantes por Abonado
El número de 6 "habitantes por abonado es el ideal., y en
porcentaje esta relación representa el 100% = Ánf
El valor inicial de habitantes por abonado es tomado de es_
tadísticas de las oficinas de los Censos Nacionales que nos
dan el número de viviendas con luz y el número de habitan -
tes por vivienda»
Hn 4 — = Año (Estadístico)Ano
Ejemplo: (para el año 1974)
21.050 Hab.Hab.Ábon
= 3,508,33 abon.
21,050 Hab. _ .249,11 abon.84.5 Hab,
Ábon..
Con relación directa se obtiene que la población servida
en porcentaje para 1974 = 7,10 % (ANEXO 1-3).
-21-
Si en el año 1 se toman valores estadísticos, la relación
H1/A1 .representa un dato de mercado que refleja el grado
de electrificación.
Es factible para el año n, imponerse la meta Hn/An con un
W programa acelerado de construcción y ampliación de redes
de distribución este coeficiente debe crecer muy rápida-
mente en los 4 primeros años hasta obtener un valor seme-
jante al 70 u 8070 de la meta Hn/An y de ahí crece linea 1-
mente hasta obtener el valor impuesto Hn/An. _
Dividiendo el dato de población con la relación habitantes
por abonado se obtiene la proyección de abonados residen-
ciales .
^Ejemplo; (para el año de 1974)
Abonados Residenciales 21,050 Hab,— r; — - — „ , • - 249,11 Ab,Resx84.5 Hab. . —
— r — denciales. . Ábon.
(ANEXO 1-3)
Si adoptamos el criterio de que una zona está idealmente
electrificada cuando alcanza una relación de 6 habitantes
por abonado, para el año de 1974 que comienza la electri-
ficación de la zona, tendríamos una tasa de electrifica -
ción de 7.10%. Esto quiere decir que el 92397o está margjL
4 nada del servicio o que dispone de §1 pero sin medidor pro
El consumo unitario Cl es el dato de partida y como ya
se indicó anteriormente éste parámetro crece con una tasa
de crecimiento similar al del ingreso percápita, es decir
del 4,387o medio anual. Aplicamos la fórmula del interés
compues to .
-22-
Se obtienen los puntos de la curva de la proyección de los
Índices promedios de los consumidores residenciales.
Por multiplicación del número de Abonados "A" (ANEXO 1-3)3
con los índices promedios del consumo unitario "C" (ÁKEXO
1-4)3 se obtiene la proyección del consumidor residencial
' (ANEXO 1-3) .
Ejemplo; (a fio 1974)
A =* 249 Abonados
C - 326 KWH
Consumo Residencial = A X G = 81200 KWH.
1*4.2.2 Análisis del Consumo Comercial
La variación de consumidores comerciales varían en la misma
proporción con que varía el número de consumidores residen-
cíales anualmente„
Los consumos promedios unitarios comerciales son mayores que
los residenciales, así como su tasa de crecimiento.
La proyección del consumo comercial puede hacerse por el si-
guiente método en 3 pasos:
1„ Determinación del crecimiento del número de consumidores
comerciales.
2* Determinación del crecimiento de los consumos unitarios.
3. Por producto entre el número de consumidores comerciales
y sus consumos unitarios, determinan el consumo comercial»
Para determinar el crecimiento del número de consumidores co-
merciales, se puede analizar la relación que estos tienen en
porcentaje, de los consumidores residenciales.
Se observa que el número de consumidores comerciales represen
ta entre el 18 y el 47% de los consumidores residenciales
(ANEXO 1-4), Se determina la variación con respecto a la pro
yección del número de consumidores residenciales3se puede ob-
tener la proyección de los consumidores comerciales.
La relación entre los consumos comerciales y el número de con
sumidores comerciales se obtienen los consumos unitarios en
los años de estudio de la proyección de la demanda. Si deter
minamos la tasa de crecimiento de los consumos comerciales u-
nitarios se observará que es bastante mayor que la tasa de ere
cimiento de los consumos unitarios residenciales.
Determinada la tasa de crecimiento podemos hacer la proyección
e inclusive se puede suponer ciertos mejoramientos de la tasa
de crecimiento de este consumo.
Con el producto de la proyección de los consumos unitarios y
del número de abonados comerciales., obtenemos la proyección
del Consumo Comercial,
La variación de las tasas % en el ANEXO 1-4 han sido calcula,
das por estadísticas obtenidas en los 3 primeros afíos del es-
tudio de demanda en la aona según la proyección de Índices de
electrificación.
-24-
Ejemplo:
Dn - Abonados comerciales
en = Consumos unitarios
Cn = Consumos comerciales
Cn = Dn X en
La proyección de estas cantidades se hace a través de la ex-
presión matemática del interés compuesto. El ejemplo hacemos
para el año de 1974»
KWHC = 83 Ábon Com X 436 ., „ = 36190 KWHAbon«Cotru
1.4.2.3 Análisis del Consumo Industrial:
Para el análisis de este tipo de consumo disponemos de una in
formación relativa de la producción anual, refiriéndose al pro
ducto mismo o al valor en sucres que este representa, a las lio
ras de trabajo por año, a la capacidad instalada,
En la mayoría de las industrias se podía encontrar una rela-
ción de consumo por sucre producido, índice que nos permitirá
evaluar los futuros consumos en función de los programas de
producción establecidos.
Es importante en el análisis determinar el factor de carga de
la industria, el factor de demanda y otros que nos permitan
establecer la evaluación del crecimiento del consumo.
• La tasa de crecimiento industrial se 'determinó en una forina
aproximada de la siguiente, manera:
-25-
a. Se realizaron encuestas a nivel forestal y agrícola en
la zona .
Se determinó posibles ampliaciones importantes.
- El contacto con instituciones de desarrollo como: El
Crea, la Junta de Planificación, Cendes, etc. permi-
ten conocer las posibles instalaciones a realizarse
en el futuro, o que se estén promoviendo.
b. Evaluación aproximada de recursos económicos y financie-
ros de la zona que permita adoptar una tasa de crecimien
to del 11.17%.
Cabe anotar que aquí se incluyó el renglón de artesanía
existente en la zona*
El estudio de la proyección de la demanda industrial se
hizo con la expresión 'matemática del .interés compuesto.
(ANEXOS 1-3 y 1-4) .
I»4*2o4 Análisis del consumo de alumbrado publico;
Para este tipo de consumo la proyección se realizó en base de
programas de ampliaciones de redes de distribución y mejora -
miento de los niveles lumínicos de .las calles públicas.
La tasa de crecimiento del consumo de alumbrado público es a-
proximadamente similar a la tasa de crecimiento de los Abona-
dos Residenciales « Él consumo dé alumbrado público por habi-
tante oscila entre 6 y 8 KWH por habitante por año.
Conocida la proyección, de la población y con el índice unita-
• rio de consumo de alumbrado público por habitante,, se puede fá
cilmente ' determinar la proyección de este consumo.
00208:9
*-26-
Ejemplo: (1974) (ANEXOS 1-3- y 1-4).
Consumo Alumbrado Público = 21.050 X 2500 = 42.100 KWH .
Este consumo resulta ser de un Índice sumamente bajo, debido a
que los Concejos Municipales son los que se encargan del finan
ciamiento de este tipo de' consumo a y estos no tienen la capaci-
dad económica para cubrir los gastos,
El mejoramiento de los niveles luminicos no implica necesaria-
mente un incremento proporcional del consumo de energia eléc-
trica, como consecuencia de que una misma potencia puede dar
mayor número de lúmenes, dependiendo del tipo de iluminación,
bien sea esta de mercurio, luz mixta o incandescente t
La relación entre el consumo calculado y el consumo teórico
, que hubieran tenido todas las luminarias considerando que tra-
bajan en forma continua , durante las 12 horas de los dias del
año se denomina "Factor de Mantenimiento11, cuyo valor oscila
entre 0,85 y 1.
1.4o205. Análisis de las pérdidas de energia. -
Las pérdidas de energía eléctrica se determinan comparando la
energía generada (Eg) con la energía facturada (Ef) 3 según la
siguiente expresión matemática:
í x .100Eg
Como se anotó anteriormente no se puede obtener el dato exacto
de las pérdidas de potencia en la provincia por falta de infor_
.mación, por esto tenemos como ejemplos típicos 4 centros de g_e
ner ación con datos de energía facturada y porcentaje de ener -
gía no facturada»
-27-
ENERGIÁ GENERADA - ENERGÍA FACTURADA, PORCENTAJE DE ENBRGIÁ NO FACTURADA
CUADRO N2 5
Estas pérdidas totales son como 'consecuencia de las producidas
en las subestaciones de transformación, transmisión^ redes de distri-
bución, y por los usos ilícitos llamados "CONTRABANDOS". Las pérdidas
de energía aceptables en nuestro país están en los siguientes Acalores;
Transmisión , 500 - 7oO%
Transformación 0.5 - 1.0%
Distribución 5.0 - 7.0%
Es decir que las pérdidas normales que se deben aceptar en los
sistemas eléctricos que operan en la zona, no deber» ser mayores del
15%.
1*4.2.6 Energía Vendida.-
Se encuentra como la suma de las proyecciones de. todos los
consumos (Residencial + Comercial + Industrial 4- Alumbrado
Público + Otros Consumos).
Para el año de 1990 se trata de alcanzar un grado de desa-
rrollo con una tasa media anual alrededor del 870- pero pa-
ra los primeros autos.,. la tasa media de crecimiento demues-
tra ser del orden del 1270> a medida 'que vaya alcanzando un
mayor grado de desarrollo esta tasa irá disminuyendo lige-
ramente .
CU
AD
RO
K
- 5
1975
EK
ER
GIA
GEN
ERA
DA -
EN
ER
GÍA
FA
CTU
RA
DA
PO
RC
EN
TA
JE
DE
EN
ER
GÍA
NO
FA
CTU
RA
DA
(KW
H)
ORGASMO, ADMINISTRADOR
EMERGÍA GENERADA
.
E H B R G I. A FACTURADA
O
Hidráu
Térmica
Total
Residen
Comer
Indus
Alumbra
Otros
Total
Energia no
_ PROPIETARIO _
lica _
'_ _ _
cial _
cial _
trial do Publa _
Facturada
Municipio de Macas
310.000.
310,000
800159 66.372
14.994
-82.782
244.307
21.19
I
Municipio de Méndez
.
25.000
25,000
8.841
8.468
2.491
19.800
20,80
S
Municipio de Sucúa
Cía Ecuatoriana del Té
5650810
.565.810
559,229
• 509.229
10.00
TOTALES
875, 810
25,000 900.810
89.000 66.372 524,223
91™250
2^491
773.336
14.15
P - = 900.810 - 773,336
=
'P
/0
900.810
X ÍUU
Í4?i^
/0
- 29—
1.4.2.7 Energía Generada.-
Determinadas las proyecciones de la Energía Vendida y la de
pérdidas, se calcula la Energía Generada con la siguiente
fórmula:
Eg _ Ev
1-Pérdidas
La tasa de crecimiento de la energía generada será igual a
la tasa de crecimiento de la energía vendida, si permanece
constante el porcentaje de pérdidas. En caso contrario, la
tasa de crecimiento de la "Eg" variará con respecto a la "Sv1
en la misma magnitud en que varía la tasa de disminución de
las pérdidas.
1.4.2.8 Factores de Carga»-
Es el que representa las características del mercado,, El fa_c
tor de carga de la zona (ÁT3EXO 1-3) oscila entre el 20 y 30%
lo que quiere decir que es típicamente residencial. Se ob -
serva que a medida que crece el. porcentaje que relaciona al
consumo industrial con el consumo total, el factor de carga
tiende a crecer.
Conocidas las proyecciones del consumo industrial y total,se
puede calcular para cada año la relación correspondiente en
porcentaje y determinar los factores promedios anuales.
1.4.3 Demanda Máxima.-
Las demandas en los afíos de la proyección se calculan con la
aplicación de la siguiente expresión:
-30-
Ec.T
Eg - Energía Generada (MvíH)
l?c = Factor de Carga en %
T ' ' ~ 8.760 horas al año
D máx - Demanda Máxima
1.5 MEDIOS DE COMUNICACIÓN (4)
Los medios de comunicación en la zona Oriental, como es de co-
nocimiento publico, están desatendidos casi en su totalidad,
La mayoría de los caminos como podemos apreciar en el ANEXO
1-6 es del tipo herradura, a través de los cuales se tiene que sacar
los productos hacia los grandes centros de consumo. Pensar en un gran
o mediano desarrollo es casi imposible.
Las carreteras de verano y lastradas son los mejores medios de
comunicación con que cuenta la Provincia3 pero por falta de manteni -
miento en una zona lluviosa y con un grado elevado de humedad3 las
vías se encuentran continuamente afectadas por derrumbes y cortes,que
dando las poblaciones aisladas por tiempos indefinidos del resto del
país.
Está en construcción una carretera que unirá a Macas con el Pu-
yo, la cual representará la gran solución a los problemas actuales de
la Provincia.
El otro medio de comunicación es el aéreo., disponen de peque-
ñas pistas de aterrizaje en Macas, Sucúa y "Méndez, a las cuales pres-
tan servicio pequeñas embarcaciones como avionetas sin itinerarios fi
jos. Otras embarcaciones que prestan servicio a través de estas pis-
-31-
tas, son la de los vuelos logisticos de las Fuerzas Armadas.
Podemos concluir que la situación es bastante critica y se es-
pera que conjuntamente con el proyecto eléctrico se prevea una red de
carreteras 3 que integren la -provincia al resto del país.
SEGUNDO CAPITULO
S U B E S T A C I O N E S
-32-
II. SUBESTACIONES
2.1 BASES GENERALES»- (3),(5)
Para, el diseño de un sistema de' potencia en el área de estudio.,
es un factor muy importante escoger las subestaciones adecuadas. El
criterio básico para el correcto dimencionanliento de la instalación si
gue siendo el de la determinación acertada de la carga a servirse du-
rante el periodo propuesto de acuerdo a la proyección de demanda.
En los trabajos de diseño de las subestaciones., debemos pen-
sar en los aspectos técnico y económico, para la construcción, insta-
la ción3 operación, mantenimiento, seguridad y conflabilidad.
Las posibilidades de una futura ampliación, dependen de las in
vestigaciones y las características de la carga y tendencias de desa-
rrollo. En lo posible determinar la dirección de las ampliaciones, de
modo que durante la realización de estas, no se produzcan interrupcio-
nes en el-servicio, o al menos que ellas sean de duración mínima.
El estudio ha sido dividido en dos etapas;
a) Cada uno de los subsistemas Macas, Sucúa, Méndez, y Gene-
ral Plaza (Limón) tendrán su generación (térmica e hidráu
lica) propia .
b) Los subsistemas anteriormente mencionados, serán ínter co-
nectados a través de subestaciones y lineas a 69 KV, ali-
mentados desde el Sistema Nacional con la subestación en
Méndez de 5 MVA. (138/69 KV).
El sistema estará bajo las siguientes bases
*«r
-33™
Barra infinita de 138 KV, impedancia nula
Transformador TI & - 138-69 KV;
5 MVÁ impedancia limite en porcentaje Min. 9,5 Max. 15
Linea de 69 KV. impedancia en porcentaje 5,15 (para mínimas corrientes)
depende de la longitud y calibre (para máximas corrientes)
Transformador T2 A— 69-13,2 KV i
1,5 MVÁ ZT2 impedancia límite en porcentaje Min. 7, Max. 10
Para condiciones-normales de servicio, la subestación debe garantizar
la conexión y/o desconexión de alimentaciones y cargas3 con la rapidez
y seguridad que "su posición en el sistema exijan.
Para el trabajo bajo condiciones de falla, el diseño eléctrico de la
subestación debe garantizar la desconexión selectiva del circuito a~
fectado.
Las características generales para estas subestaciones basándose en
criterios de simplicidad y economía son las siguientes:
Tipo no atendido, para todas las áreas tanto en 69 KV, como en 13.2 KV,
habrá un solo nivel de aislamiento para que el equipo pueda ser utiliza^
do indistintamente hasta a unos 3.000 metros sobre el nivel del mar* El
aislamiento de las instalaciones serán coordinadas con los pararrayos y
las separaciones en aire*
Desde el punto de vista del funcionamiento la subestación de distribu-
ción, será una subestación terminal, alimentada desde una línea radial
de subtransmisión a 69 KV. Mecánicamente estas líneas llegarán con ten
sión reducida, las estructuras para los pórticos de 69 y 13,2 KV serán
con perfiles de hierro,
2.2 " CONFIGURACIÓN ELÉCTRICA.- (7) , (8)
De acuerdo a la carga y al sistema, es posible hacer diferentes
variaciones a la concepción básica, a' fin de ajustar el diseño a considje
raciones de tipo económico.
-34-
La protección contra fallas en los alimentadores de 13.2 KV,
se realiza a través de cortacircuitos y para fallas de origen interno
en el lado de 69 KV con fusibles de potencia.
Los criterios básicos en el diseño de las subestaciones de dis_ '
tribución rural han sido los de simplicidad y uniformidad constructiva3
funcional y operativa., alimentadas desde una linea radial para alcanzar
el grado más elevado de confiabilidad dentro de valores económicos acep
tables.
DIAGRAMA BÁSICO DE LA SUBESTACIÓN
1» Pararrayos para 69 KV.2. Seccionador tripolar3. Portafusible de potencia4. Transformador de fuerza5. Seccionador unipolar6t Transformador de corriente7. Pararrayos para 13.2 KV.8. Fusible del transformador
de potencia.9. Transformador de potencial10. Gabinete de medición y dis_
tribución11. Swiche - Fusible12. Transformador de servicio
•autoprotegido13. Tablero con disyuntor prin
cipal (dis tribución)14. Conductor cableado Al, puen
tes15. Conductor cableado Al, co-
nexiones y barras16. Conductor cableado Al, para
conexiones.
69 KV
-35-
2.2.1 Disposición de Barrajes.- (8),(9)
La configuración eléctrica de una subestación está fundamental
mente determinada por la disposición del barraje. De acuerdo a las
exigencias de nuestro sistema, el barraje será del tipo sencillo.
El problema de configuración 'se reduce a introducir variantes
de operación en el barraje sencillo, el uso de este tipo de barraje es
obligatorio y las variantes en el diseño eléctrico dependen de las al-
ternativas en la conexión de transformadores, equipos de interrupción,
saccionamiento, control, protección y medida.
ESQUEMAS DE JUEGOS DE BAKRA ÚNICA
Estos permiten construir las subestaciones más sencillas y mas econó-
micas, pero no pueden formar sino un solo "nudo" (Fig. 1).
Para satisfacer técnicamente la operación de este tipo de subestacio-
nes, se puede simplificar mediante el fraccionamiento del juego de ba
rra en dos secciones ligadas entre si por un seccionador o un disyun-
tor, según sea que las maniobras puedan efectuarse sin carga o deban
efectuarse bajo carga (Fig0 2). La seguridad de la subestación se en
cuentra mejorada ya que una falla en el juego de barra 110 repercute SJL
110 únicamente en las derivaciones conectadas a la sección respectiva.
FIG. FIG. 2
-36-
2.2.2 Determinación de los alimentadores .-
Como parte integral del diseño, en la configuración eléctrica
de la subestación necesitamos la ubicación y características de la car
ga, para determinar el tipo de circuito primario y la capacidad de la
subestación, esto según el estudio hecho en el capítulo anterior, so-
bre la carga y demanda de la zona .
La determinación del número de alimentadores que debe instalar;
se en la subes tación3 se basa en consideraciones económicas y en la lo
calización física de las cargas.
Se puede hacer un análisis preliminar en base a las siguientes
expresiones y a las curvas de los anexos (2-1 y 2-2):
a) Conociendo la distancia y el requerimiento de potencia,
KVÁ X KM = KVÁ KM
b) Conociendo el número de alimentadores y la potencia reque
rida, determinamos el calibre y longitud de los mismos.
KVÁ X KMKM =
Estas curvas se basan en un voltaje de 13-2 KV, factor de po-
tencia 0.8 y la regulación del 5%. La potencia activa encontramos con
la siguiente relación;
37-
KWf = Kilovatios finales
KWo - Kilovatios iniciales_ p
KWf - Kí-Jo x - — _ -p f =' í>actor de potencia final. . * •
T?po = Factor de potencia ini-
cial.
Para valores distintos al 570,l°s -valores se obtendrán de la relación:
"Df (°/\
KWf « KWo x5%
El valor de KW, es un. dato suministrado por la curva.
Para lineas monofásicas la lectura en las curvas debe dividirse para dos,
2.2.3 Selección de los Equipos.- (8)
Luego del diseño hacemos un análisis técnico económico de los
equipos que vamos a utilizar en la subestación, para esto es necesario
a) El trabajo bajo condiciones normales de servicio
b) El trabajo bajo condiciones de falla,
a) Se establecen las tensiones nominales y las sobretensio-
nes de servicio, a una frecuencia de 60 Hz3 los niveles
necesarios de aislamiento y las corrientes nominales «>
b) Necesitamos hacer cálculos de cortocircuitos para deter-
minar magnitudes térmicas y dinámicas que se presentarán>en los equipos bajo condiciones de falla y además para es
tablecer las capacidades de interrupción en los equipos
de protección.
-38-
2.3 PROTECCIÓN
Contra sobre corrientes se prevee las siguientes- protecciones
para las mejores condiciones de operación y servicio de las subestacio
nes«
1. En el lado de 69 KV, fusible de potencia contra cortocir-
cuitos de origen interno.
2* Para el lado de 13,2 1CV utilizaremos seccionadores fusi-
bles a la salida de los circuitos primarios, para prote-
ger cortocircuitos entre fases o a tierra de los mismos.
2,3.1 Corrientes de Cortocircuito.- (3), (8), (12)
Para determinar la capacidad de interrupción que deben tener
los interruptores automáticos, portafusibles, seccionadores y para el
diseño de las barras, puentes de conexión y mallas de tierra, se cal-
cularán las corrientes de falla en la etapa (B)c
El cálculo de las corrientes de cortocircuito se hará en las
diferentes barras.
DIAGRAMAS UNIFILÁEES Y DE IMPEDÁNCIÁS
ETAPA A.-
KW
/o)
KVA
230/ 13.2 KV
132 KV
1
-39-
Para esta .etapa en que no habrá coordinación de protecciones,
únicamente se calculará la capacidad del fusible para todos los sub-
sistemas de la región, estos subsistemas tienen el mismo diagrama UNÍ
PILAR. Con el valor propio de potencia y el número de alimentadores
en cada uno, calculamos la corriente de- máxima carga como:
IGKVA
13.2 KV 3 X 13.2 KV X f p X N~ de alimentadores
ETAPA B.-
DARRAPAUTE
13,8 KV
TI
A W5 MVA
13.2 KV
A W\-
70 Km.
r x36 Km
i
^~
t s
-iA
iW 1.5 MVA . A WWW
I X ? KV 1^ ? KV r-
-% '
MVA
^
_^-^-
MENDEt
52 Km
X«AÍIA/
.5 MVA A WW 1.5 MVA
GRAU PLAZA SUCUA MACAS
-40-
Para la elaboración de los diagramas de impedancia necesita-
mos calcularles a éstas con el siguiente procedimiento. Imponiéndonos
las siguientes bases de cálculo.
BASES PARA EL CÁLCULO.-
5 MVA,
KV, = (13.2 ; 69) KVbase
(69 X lol = 952 2& j~>¿.y£-5 X 10° VA
7 v. - (13,2 X lüV V2 _Z B - g -°3^ 5 X 10 VA
MVÁ BÁ
BN - Base nueva
BÁ .= Base antigua
El cálculo de la impedancia de la línea para el conductor 3/0
ACSR se realiza para una disposición triangular3 cuyas distancias son
XI = 14 ft ; X7 = 15 ft.
La selección del conductor 3/0 ÁCSR se demostrará en el capí-
tulo de transmisión por el método de regulación.
Encontramos los valores de impedancia para las .secuencias po-
sitiva (Zl) ; negativa (Z2) y cero (ZO) ,
-41-
Valores dados en ft,
Calculamos el GMD = V 14 X 15 X 14 « 14,33
Todos estos valores han sido obtenidos de las tablas de transmisión y
distribución de la Westinghouse.
Xd para 14 ft = 0,3202
interpolando obtenemos el Xd (14,33 ft) = 0,3230
21 = Z2 « ra + j (Xa + Xd) = 0,723 + j (05540 + 053230)
Zl « Z2 = 0,723 + j 0,86 (-^/mill) .
Zo = ra + re + j (Xa + Xe - 2 Xd) » 0,723 '+ 2,47 + j (0,540 + 2,89 - 2 x 0,32
2o = 3,19 + j 2,79
En. valor absoluto z.
2,65
-42-
El valor de la impedancia de la linea
ZL - 0,723 + j 0,86 & 1.1 2-^- /mili
ZL = 1,12 "X 701,6 mili Km
=
mili
ZL1,2 pu - » - - - - °>°52
ZL1 = ZL2 « 0,052 pu
ZLopu = 4,24 X-— 7 — =Trr- x ^^r 1.6 mili Km.
mili
r7T _ Z -TU _ 185,5 - A m e
ZLopu - -g-g — ~ "952 2" ~ °?91:> Pu
ZLo = 03195 pu
En la tabla 2-1 3 encontramos los valores que corresponden a las impa-
daiicias de los tramos de línea : Méndez, General Plaza (70 Km*) Mén-
dez - Súcua (26 Km) j Sucúa - Macas (52 Km.).
TABLA 2-1
VALORES EN POR UNIDAD
Km.
70
52
26
ZL 1
0,052
0,039
0,020
ZL 2
0,052
0,039
0,020
ZL 0
0,195
0,145
0,073
-43-
El cálculo de la resistencia de malla de Tierra
2,5-TL.
13.2
2.3.534,85
= 0,0818 3 Rm « 0,2454 para!3,,2KV,
2.3.2 DIAGRAMAS SECUENGIÁLES
SECUENCIA POSITIVA Y NEGATIVA
PAUTE)38 KV
69 KV U)69KV
Zg= tc.i)
= I 0.065 ( I 0.085)
7-Li* I 0.0 E ( ! O . O S a ) g Z L 2 = j O . O ( |0.02)
0.0 (Q039)
(31S9KV 4)I32KV-
ZT2=1C>075
( f 0-037) (
2T2=JO£I75Í
(10037)^
ZT2 = ] 0.075
( | 0.037) '
13.2 KV ' Q6)I32KV ' (Tj 132 KV—
GRAL, PLAZA SUCUA MACAS
69 KV
Z T 2 = i 0.087 5 { J0.037}
-44-
SECUENCIA CERO
PAUTE
^
0.25
ÍO.D 0.008
= 0.25 0.25
( ] 0.085} F ZT, = i 0.065
69 KV
(0.195} E ZL| = ( j 0.195) E ZLz = i 0.0(0.073}
ZL3 = j 0.0 ( j 0.145)
_rrmrm—.
138 KV
0.25
69 KV • (3)69ííV-
(í 0.03?} d
ZT2 i j 007SF( J 0.037}c
GRAL. PUZA
( I 0.037}
T2 = f 0.075
6) M.2KV-
SUCUA MACAS
( J 0.037 J E ZT2= J 0.075
(4J69KV-
-45-
Valores de las impedancias secuenciales para corrientes
máximas
Los valores entre paréntesis para corrientes mínimas.
2.3.3 Cálculo de corrientes de falla.-
El cálculo se realizará en las barras de 13*2 KV y 69 KV para
fallas trifásicas, fase-fase y fase-tierra en cada una de ellas, para
las subestaciones de 1500 KVAc
Para la Corriente de falla Trifásica:
1 3Ef-t
Para la corriente de falla fase-fase:
I 2Ef-fZl + Z2
\Í3 (Ef-t)2 Zl
\/3~_ 1 3 02
Para la corriente de falla fase'-tierra
I 1 Ef- tZl "I- Z2 + ZO
a) CÁLCULO DE CORRIENTES' MÁXIMAS
Para la Barra (1)
I 30.085
= 11.76 pu
-46-
I 2
I 1
X 11,76 = 10,19 pu
_ 1 _0.085 + 0.085 + 0.085 + 0.008 0,263 = 3,80 pu
TABLA 2-2
1TTJQ ^\^^
"VP T? A T T A """v^JCj r jH.j-JÍJ¿i. \
1 3 0
1 2 0
I 1 p
(1) •pu
11,10,
3,
76
19
80
(2)
pu
11,
10,
3,
76
19
80
(3)
pu
11,76
10,19
3,80
(4)
pu
11,10,
33
76
19
80
(5)
6,25
3", 13
1,55
(6)
6,25
3,13
1,55
(7)
pu
6,25
3,13
1,55
(8)
pu
6,25
3,13
1,55
b) CALCULO DE CORRIENTES MÍNIMAS:
Para la barra (6)
I 3
I 2
10,037 + 0.052 + 0,085 + 0.
N/T
',65 pu
X 3,65 = 3,16
10,037+0,052+0,085+0,1+0,037+0,052+0,085+0,1+0,037+0,25 = 1,20 pu
-47-
TÁBLA 2-3
ÍÍPC^fDE PALLAD
1 3 0
1 2 0
1 1 0
JUS (1)
PU
5,41
4 > 6 9
2,16
(2)pu
4,22
3,66
1,31
(3)pu
4,88
4,23
1,74
(4)pu
4501
3,55
1,25
•(5)pu
4,51
3,90
1,37
(6)PU
3,65
3,16
1,20 •
(7)Pu
4,13
3,58
1,30
(8)pu
3,56
.3,01
1,18
a) Para el cálculo de corrientes máximas, en que las subes-
taciones sean alimentadas desde el Sistema Nacional a tra_
vés de la subestación 138-69 KV b'ajo las siguientes canda
ciones ;
Barra infinita Impedancia nula
Transformador 1 A - 138-69 KV 5 MVÁ Z = 8,5%
Linea de 69 KV depende de la longitud y calibre
Transformador 2 A - V^__ 69-13-2 KV 1,5 MVÁ Z - 7,5%
b) .Para las corrientes mínimas, tendremos las mismas condi-
ciones que para las corrientes máximas con las siguientes
variantes:
Se considera que la impedancia de la fuente a 138 KV es
el 10% sobre las bases de 5 MVA y 69 KV, y la impedancia
de las líneas de interconexión a 69 KV dependen de la Ion
gitud de las mismas (Tabla 2-1) .
Ib, 5.000
\/3 X 13 0 2= 218,7 Ámp.
-48-
Tl_ o 5 . U U O _ . - o , .
Va" x 69
I real =* Ib X I pu (Amp) .
CORRIENTES MÁXIMAS (Amperios)
^"\^BÁRRAS 1 2 3 4 5 6 7 8TIPO ^\^^
1 3 0 492 492 492 492 1367 1367 1367
1 2 0 426 426 426 426 685 685 685
110 1.59 159 159 159 339 339 339
1367
685
339
CUBRIENTES MÍNIMAS (Amperios)
"^\BARRAS 1 2 3 4 5 6 7 8TIPO ^\
1 3 0 . 226 177 204 168 . 986 .798 903
1 2 0 196 153 177 149 853 691 783
1 1 0 90 55 73 52 300 2 6 2 - 284
779
658
258
2.3.4 Coordinación de protecciones.- . (9) 3 (13)
Para las subestaciones de 1,5 y 5 MVA realizaremos coordina-
ción entre FUSIBLE-FUSIBLE y FUSIBLE-RELE.
-49-
a) Coordinación entre FUSIBLE - FUSIBLE.- La coordinación
de este tipo tendremos, desde la salida de los alimenta
dores a 13.2 KV "hasta la salida de las lineas a 69 KV en
la subestación de 5 MVÁ. El procedimiento adoptado se-
rá el siguiente:
a.l. Determinamos la corriente de carga para el fusible e lee
tricamente más alejado de la fuente.
a. 2 Con este valor de corriente, esco jemos en las curvas de
fusión el fusible con características adecuadas.
3r3 Seleccionamos la corriente de falla critica para efectos
de .coordinación*
a -4 Para la corriente de falla critica encontramos el tiempo
de despeje (curva de despeje) *
a. 5 Encontramos el intervalo de coordinación, multiplicándo-
le el tiempo de despeje obtenido anteriormente por un fa_c
tor de seguridad de 0,25.
a «6 Con la corriente de falla critica referida al lado de 69
KV y el tiempo de despeje más el intervalo de coordina -
ción, determinamos el fusible que usa estos dos requeri-
mientos, empleando las curvas características de los fu-
sibles, pero para 69 KVC
Corrientes de base Lado 13,2 KV Ib « 5.000 KVÁ _ 218,70 Amp,
N/3X13.2KV
-50-
T ^ «o Trcr TV 5,000 KVA ., 0/Lado 69 KV Ib « "\/3 x 69 KV " 41'84
I = Ib X I pu (Amp.)
Ejemplo para la barra (8) a 13.2 KV.
a.l Tenemos 4 alimentadores por subestación
T , o o ™ _ . 1.500 KVA _I 13.2 KV = —— = 16,41 Amp.
/3 X 1332 KV X 4 Ali.
a. 2 Del Á>1EXO 2.7 escojemos, la curva 20 K.
au3 Escojemos la falla trifásica 1 3 0 = 3,56 pu de la TABLA (2-3)
I 1332 KV = 218,70 X 3,56 = 779 Amp.
I 69 KV - 41,84 X 3,56 « 149 Amp.
a = 4 Del ANEXO 2-8 para 779 Amp. tiempo de despeje = 03062 seg.
a»5 Intervalo de coordinación - 0,25 X 0,062 = 0,0155 seg,,
a.6 Tiempo de ajuste = 0,062 + 050155 - 0^0775 seg. para 149 Amp.
Del ANEXO 2-9 obtenemos la curva 10 E
Comprobación que el fusible seleccionado es el adecuado
Calculamos la corriente de carga (69 KV).
_ _ 1.500 KVA. „ -,0 -_ ,Ic = • - 12,55 Amp,
" 69
-51-
Se puede observar que la capacidad del fusible escogido
no es suficiente, por tanto del ANEXO 2-9 se elige el
13 E,
Verificamos si el fusible soporta la corriente de INRUSH
(12 veces corriente de carga para 0,01 seg.).
IHKUSH « 12 X 12,55 151 Ámp.
Del ANEXO 2-9 I = 620 Amp. para 0.01. seg.
demostrándose que el fusible 13 E está bien escogido,
b. COORDINACIÓN ENTRE FUSIBLE-RELE DE SOBRE CORRIENTE.-
La coordinación se hará entre los fusibles ubicados en
las salidas de las líneas a 69 KV y el relé ubicado en
el lado de 69 KV del transformador de 5 MVÁ. Las cur-
vas tiempo sobrecorriente del relé serán del tipo ex -
tremadamente inverso. (Para poder efectuar la coordina*
ción)e
Para la coordinación seguiremos los siguientes pasos:
b*l Se selecciona la corriente de falla crítica.
b,2 Determinamos el tiempo de. despeje del fusible de mayor
capacidad para la falla critica.
b.3 Calculamos el intervalo de coordinación (0.25 X tiempo
de despeje). ANEXO 2-10.
La suma del tiempo de despeje más el intervalo de coordi
nación^ nos da el punto de ajuste del tiempo del relé.
-52-
b.4 Escojamos la puesta en trabajo del relé ( aproximado al
doble de la corriente de plena carga) .
Con este valor de corriente, y utilizando la relación de
• transformación del transformador de corriente, seleccio-
namos el TAP del relé.'
b.5 Expresar la corriente de falla critica como múltiplo del
TAP del relé,
b.6 Utilizando el punto de ajuste del tiempo, y el múltiplo
del TAP del relé para la falla critica, del ANEXO 2-11
determinamos el retardo del tiempo adecuado.
El estudio de protecciones abarca hasta la barra del 69
KV en la subestación de 5 MVÁ del Sistema Nacional, sin
embargo, podemos anotar que la coordinación RELE-RELE sji.
guc- el mismo procedimiento anteriormente descrito.
2.3.5 Niveles de Aislamiento y Coordinación.- (6) , (8)
El nivel de aislamiento de los . equipos será el que correspon
da según ANSÍ, a la clase 69 KV y 15 KV, para los lados de alta y ba-
ja tensión con respecto a las tensiones de impulso y de baja frecuen-
cia que deben resistir los equipos.
El aislamiento aire de barras y puentes de conexión se coor-
dinará con el aislamiento porcelana, a base de las tensiones de descar-
ga o impulso y a 60 Hz de la disposición de prueba varilla-varilla .
La coordinación del aislamiento de la subestación en general
se hará a base de pararrayos del tipo de resistencia variable-
-53-
La subestación tendrá razonable apantallamiento contra desca_r
gas directas, y en zonas muy amagadas por las- descargas atmosféricas.
Condiciones que prevalecen para estas subestaciones:
Lineas de alimentación radial y relativamente cortas.
Pequeña capacidad de los (transformadores).
Corrientes de cortocircuito más bien reducidas
Inexistencia de capacitores en las lineas
Neutro sólidamente puesto a tierra.
Por tanto la posibilidad de sobre tensiones de impulso de ma-
niobra no son significativas, es por esto que el diseño y coordinación
del aislamiento con las características de los pararrayos se basarán en
las sobretensiones máximas, de 60 Hz.
Para los equipos: transformadores, reconectadores, swiches ,
etc., se recomiendan los aislamientos normales: BIL de 350 KV y de 110
ICV para los niveles de 69 KV y de 13.2 KV respectivamente, "hasta 1.000
metros sobre el nivel del mar.
Los factores de seguridad de la protección, son reducidos al
aumentar la altura de instalación del equipo, pero el margen de protec-
ción de los pararrayos en estos niveles de tensiones, es bastante alto.,
se tiene todavía a 3.000 metros un BIL reducido al 8070, un factor de sje
guridad superior a 1.2 recomendado por ANSÍ C 62.2 - 1969 "Cuide for a~
pplication of valué-type Lightning Arrestors".
a . AISLAMIENTOS RECOMENDADOS . -
a.l Aislamiento del equipo.- El normalizado según ANSÍ defi-
nido por la tensión que debe resistir el equipo a impul-
sos de onda normalizado (BIL) y por la tensión que debe
resistir el equipo a frecuencia industrial.
-54-
a.2 Aislamiento porcelana de barras y puente de conexión,- x
El principio es similar al del equipo, pero como puede
verse en los ANEXOS 2-4 , 2-53 de coordinación de aisla
miento a 60 Ha, es un tanto mayor que el del equipo3por
• razones prácticas de selección de las unidades de aisla
dores3 por obtener gradientes de potencial más adecúa -
dos en el camino de fuga.
a.3 Aislamiento aire.- Distancia a masa y entre fases ANEXOS
(2-3, 2-43 2-5). Las distancias mínimas a masa de ba -
rras y puentes han sido determinadas a base de los Ínter;
valos en aire que resultan del ensayo varilla-varilla,
con las tensiones de impulso y a 60 Ha.
Las distancias resultaron de la coordinación con las ten
siones de contorneo de los aisladores, y un ajuste a las
distancias recomendadas de REA; CEI; A1EE y BS«, Ver el
ANEXO 2-6.
Las distancias mínimas entre fases recomendadas exceden
en mucho a las recomendadas en las normas en mención, s_o
lo con respecto a NEMA, resultan menores en la separa -
ción de fusibles de tipo expulsión. La posibilidad de
.operación de estos fusibles, resulta .remota en las apli-
caciones, previstas, su disposición de montaje es favora
ble, los gases expedidos son en general poco conducti -
vos, por lo que es posible reducir las separaciones en-
tre fusibles ¡ en relación con NEMA para disminuir el cos_
to de las estructuras.
b . COORDINACIÓN iDEL AISLAMIENTO . -
La protección del aislamiento contra sobre tensiones de
-55-
impulso de origen atmosférico., mediante el empleo de pji
rarrayos del tipo resistencia variable, realizamos coor;
diñando el .aislamiento de los equipos y las instalacio-
nes con el nivel de protección de los pararrayos.
b.l La selección de pararrayos.- Con BIL de 350 y 110 KV p_a
ra tensiones de 69 y 13,2 KV respectivamente, "han sido
seleccionados de la siguiente manera;
Para 69 KV pararrayos clase intermedia, tensión no-
minal 60 KVc
Para 13.2 KV pararrayos tipo distribución, tensión
nominal 10 KV.
En el lado de 69 KV, con el sistema sólidamente puesto a
tierra, se estima qué la máxima tensión fase-tierra no
exceda del 80% de la máxima tensión entre fases (72 X 0=8)
57,6 KV.
Para el lado de 13.2 KV la tensión fase-tierra no excede
rá el 1.2 veces lo nominal fase - neutro3 por tanto en los
pararrayos no se tendrá más de 10'KV.
13.2 X 1.05 X 1.2 7 V3 « 9.6 KV
. Las características normales de los pararrayos, satisfa-
cen la capacidad térmica debida a descarga de líneas que
se energizan (lado de 69 KV), descargas de larga duración
o de alta intensidad de tipo atmosférico,
b.2 Factores de protección.- La relación nivel de aislamien-
to- a nivel de protección es la siguiente:
-56-
Lado de 69 KV.
Nivel "de aislamiento 350 KV (BIL)
Máxima tensión de descarga o residual con 2000 Amp.
180 KV. - '
Factor de protección con BIL reducido al 807o
Factor de protección 350/180 = 1.95
0.8 X 350180 °
Lado de 13,2 KV
Nivel de aislamiento de equipos 110 KV (BIL)
Máxima tensión de descarga o residual
Con 20.000 Ámpe 45 KV,
Factor de protección 110/45 - 2,4
Factor de protección con BIL reducido al 80%
0.8 X 'llQ45
El factor de protección mínimo recomendado por ANSÍ
C 62.2-1969; es de 1.2
La corriente máxima de descarga de 20.000 Amp. adoptada
ha sido para el caso de subestaciones con un apantalla-
miento no efectivo y linea no apantallada.
En el caso de apantallamiento ideal el factor de protec-
ción serla mejor y la corriente máxima no pasaría de 5000
Amp.
c. LOGALIZA.GION DE LOS PARARRAYOS.-
-57-
Para los pararrayos de 60 KV la distancia máxima perito.
sible al transformador de fuerza es de 15 a 20 metros,
colocados en la llegada de la lineat sobre el pórtico.
Pero para tener todavía un margen adecuado de protege
ción del transformador serían colocados sobre el tan -
que del mismo para asegurar la protección de éste y te
ner todavía un margen adecuado de protección del sec -
cionador de línea y de los fusibles, en razón del posó,
ble crecimiento de la onda de impulso mayor que la su-
pues-ta de 500 K.V/NS que podría reducir la distancia per
misible indicada.
En el lado de 13.2 KV, se recomienda que los pararra -
yos de 10 KV vayan directamente montados sobre el tan-
que del transformador o muy cerca de éste, además de
disponer de pararrayos similares-sobre cada salida de
primario (REA, bulletin 65-1) „
2.4 DISECO DE SUBESTACIONES.- (8),(16),(17)
2*4.1 La configuración general de las subes tacioiies de distribución
serán semejantes a la que consta en el plano ANEXO N- P-SDT-010
Lado -de 69 KV.
Espaciamiento entre fases en el pórtico .reducido de 180 cm.
Ubicación de los pararrayos sobre el tanque del transforma
dor.
Lado de 13.2 KV.
58-
En el cuadro de distribución, reducción, el espaciamien
to entre fases es de 90 cm. y del de fase a masa es de
80 cm.
Ubicación de pararrayos en cada primario. .
Seccionadores fusibles en cada uno de los alimentadores ,
- El transformador de servicio estará ubicado en el compar;
timiento de llegada de la alimentación.
2.4.2 Conductores de puentes de conexión y de barras.- (17)
En el lado de 69 107 se usaría un conductor de aluminio,
calibre 2/0 ÁWG para una elevación de temperatura menor
a 10°C sobre un ambiente de 40°C, siendo la capacidad
de transformación 1.500 KVÁ, y para corrientes de corto
circuito de unos 15.000 amperios durante un segundo, y
de 4CQOO amperios durante 3 segundeo, sin exceder el 11
mita de calentamiento que puede producir pérdidas de re
sistencia mecánica*
Se estima que la corriente de cortocircuito en el lado
de 69 KV no alcanzará los 2-000 amperios aún suponiendo
que la falla ocurriera junto a la subes tacióii de 138/69
KV y que se la considerara como barra infinita, bajo la
hipótesis de que esta subestación será de unos 5 MVA y
de que la impedancia del transformador será de 8,5703 su
ponemos que al tiempo de despeje de una falla en este ca
. so no alcanzaría a 1 segundo.
Bajo similares consideraciones, para las barras y conexio
nes del lado de 13 o 2 KV se considera adecuado un conduc
tor de aluminio .calibre 4/0 ÁWG para una elevación de
temperatura de 15°C sobre un ambiente de 40°C, y para
una corriente' de cortocircuito de 6000 amperios durante
-59-
5 segundos. Para una corriente de cortocircuito en el
lado de 13.2 KV que.no excederá de 3.000 amperios, la s_i
tuación será más favorable.
Las conexiones de los seccionadores en las salidas de los
primarios se harían con conductor 1/0 ÁWG de aluminio pa_
ra una elevación de temperatura menor de 10°C sobre un am
biente de 40°G admitiendo unos 1.400 KVÁ de carga máxima
en los primarios.
Desde el punto de vista de esfuerzos mecánicos en las ba
rras de 13.2 KV y en los puntos de conexión por razón de
cortocircuitos 5 con las separaciones adoptadas, con las
corrientes de cortocircuitos máximas supuestas y- con los
vanos entre apoyos que son cortos.
Se ha verificado para la disposición plana de las fases,
para separación de 0,90 metros y para 2.000 amperios, va
lor eficaz simétrico de cortocircuito.
W = K 0,2045 X II X 12 X 10"7 ,T, , ,-* - - (Kg/m)
4,17 X 0,2045 X (4.000)2 X 10"? n •= -2 - ? - ~ - - = 1'52
En el lado de 69 KV se verificó el comportamiento del con.
ductor 2/0 ÁCSR frente al efecto corona con una densidad
relativa del aire de 0,70 que corresponde aproximadamen-
te a 3.000 metros sobre el nivel del mar y para coridicio
nes de tiempo lluvioso, mediante la ecuación de Peterson
El voltaje de iniciación de la corona, según Peterson pa.
ra buen tiempo.
-60-
Vo = 123,4 r.m. ¿ 2/3 (log
Con r = 0,224"
m = 0,87
2/3 = 0572/3 - 0,79
10 -2- + 0,0677) KV/neutro.
'"S = DMG = 73'
Vo - 123,4 x 0,224 x 0,87 x 0,79 (Iog10 + Oí0677) Kv/n£utro
Vo = 49 KV/neutro
Para tiempo lluvioso
V ' o = Vo x 0,8 = 49 x 0.8 = 39,2 KV/neutro
2.4.3 CALCULO DE LA MALLA DE TIERRA: (Anexo 2-12) (5) , (18)
!„ Criterios de Diseño. -
a« Resistividad: Se han tomado las características de un
suelo ; con condiciones medias de humedad (1570) , cuya re
sistividad es aproximadamente de 100 ohmios /m. Esta re
sistividad es variable a lo largo del afío3 por cambio
de las condiciones climáticas.
Se prevé un enterramiento de la malla a no menos de 60 cm. y
el empleo de varillas relativamente largas, esperándose que
en general no sobrepasen la relación 1/1 *5.
b e Resistencia de -la malla: Considero que una resistencia
de alrededor de 5 ohmios será "apropiada para esta clase
dé subes taciones sin incurrir en costos exagerados «Según
-61-
REA, en subestaciones de menos de 2.000 KVA, es recomen-
dable una resistencia de 5 a 10 ohmios , y en subestacio-
nes de 2000 a 10.000 KVA una resistencia de 2,5 a 5 ohmios.,
se dimensiona entonces la malla de modo que su resistencia
se encuentre alrededor de los 3 ohmios, según las ecuacio-
nes de E.B. Dwight."
c. Elevación de potencial de la malla: Tendremos el neutro
del sistema, puesto directamente a tierra, es la corrien
te de falla fase-tierra la que se toma en cuenta para el
cálculo de elevación del potencial de la malla.
Las puestas a tierra de protección se conectarán al mis-
mo electrodo de tierra de servicio (la malla da tierra) „
Según AIEE N2 80 (1961), la tensión de paso debe estar
por debajo de la tensión de peligro paira una persona. Si
el terreno de la subestación es de alta resistividad, se
recomienda añadir mallas superficiales, conectadas a tie
rra alrededor del equipo, y en relación con la tensión de
contacto, rejillas delante de los sitios de maniobra, por
lo que se recomienda utilizar ripio grueso en. todos los
sitios de circulación.
Por razones de seguridad, todas las estructuras metálicas,
carcasas de equipos, etc, deberán conectarse a la malla- ' ' ,
común» La cerca metálica de la subestación deberá tam -
bien ponerse a tierra.
2. Resistencia de la malla y potenciales .-
a. Características de la malla:
-62-
4 conductores longitudinales de 17 m,
4 conductores transversales de 13 m.
9 varillas COPPERWELD de 3 m. c/u.
Profundidad de 60 a 70
Conductor de cobre suave 2/0 AWG
Resistividad media del suelo o/ 100 -Ti./m.
be Cálculo de la resistencia a tierra de la malla:
P - 4-m ~ ~~ +
Donde:
y = Resistividad del suelo -TL-nu
L = Longitud total -conductores, metros
r - Radio del círculo cuya área es igual a la ocupadar — ~
por la malla (r =v A//7) s metros2
A = Área ocupada 223 m .
30 ' DETERMINACIÓN DEL APÁNXÁLLAMIENTO ELECTROSTÁTICO DE LA SUBES-'
TAClONo-
La protección electrostática de la subestación, contra desear;
gas atmosféricas se hace a través de la colocación de un mástil de de_s
carga sobre cada columna del pórtico de 6-9 KV»
Si las columnas son de 10,50 metros y la distancia al extremo
de la estructura de 13.2 KV a proteger es de 1054 m. y la altura de es_
te extremo es de 6 m.3 se tiene que el mástil .puede elevarse 3 metros
sobre la columna,. para un factor de seguridad del 99,97o en las instala
cion.es de la subestación, esto es que sólo 0«1% de los rayos directos
-63"
podrían alcanzarlas »
4. . MEDICIÓN Y DISTRIBUCIÓN.- .
Sobre la medición de magnitudes eléctricas y sobre la distribuí
ción del servicio local de energía eléctrica a 120/240 V, se adjuntan
las siguientes características »
a. Características de los transformadores de potencial y de
corriente (ANEXO 2-13).
b. Disposición de los instrumentos- en el gabinete (ANEXO 2-14)
c. Esquema eléctrico de la medición (ANEXO 2-15).
NOTA: Se adjunta a este estudio el ANEXO 2-16 que corresponde a la
ubicación de equipos para la subestación 138/69 KV del SISTE-
MA NACIONAL en MÉNDEZ para efectos de diseño del sistema elé_c
trico en el área de Macas.
TERCER CAPITULO
LINEAS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN
-64-
III, LINEAS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN
3.1- CALCULO ELÉCTRICO
3.1.1 Potencia a transmitirse . - (I) , ( 2)
Según, el estudio de demanda realizado en el Primer Capitulo
del presente estudio, se necesita transportar una potencia
de 3 MW para satisfacer los consumos residenciales, comercia
les y alumbrado público, correspondientes al 975570 de la car;
ga y 0.5 MVAK. para el 2.5?0 restante de consumo semi- industrial
y artesanal. La alimentación de la ' transmisión está en la
subestación del Sistema Nacional en MÉNDEZ.
Tenemos una carga de 2 MW concentrada en Macas y una de 1 Í4W
en General Plaza, a 78 Km y 70 Km respectivamente de la ali-.
mentación.
3.1.2 Elección del voltaje de Transmisión y Distribución .
Voltaje de Transmisión: La elección del voltaje debe reali-
zarse en base a un análisis técnico - económico a partir de
las características de la carga, longitud de la linea, tipos
de apoyo , conductores y el costo correspondiente.
Las evaluaciones económicas de las alternativas deberán tener
en cuenta, además, de la inversión inicial', los costos corre_s
pendientes a pérdidas, y a la de los equipos asociados en las
subes taciones .
Estas evaluaciones se 'basarán en la determinación de los cos-
tos anuales , tales como: costos de financiación de la iriver-
-65-
sión anual, depreciación y operación.
\n las características de la carga, el Instituto Ecuatoria
no de Electrificación calculó que la linea de alimentación a
la subestación de 5 MVA en MÉNDEZ, será llevada a 138 KV des-
de la subestación en la Central Paute. .Las lineas MÉNDEZ- MA
CAS y MÉNDEZ - GENERAL PLAZA, troncales de este sistema regio
nal, serán a 69 KV según cálculos de Regulación de Voltaje y
Pérdidas. Debido a su importancia y longitud se le considera
para el cálculo como lineas de transmisión t
Voltaje de Distribución: El criterio básico para el diseño
' de lineas de distribución son: la proyección de la demanda y
la capacidad de intercambio de energía.
Estas lineas parten desdeñas barras a 13.2 KV, en las subes-
taciones cíe distribución ubicadas en Macas, Sucúa, Méndez, y
General Plaza, hasta los difefentes puntos que están dentro
del plan general de electrificación, para servir a las redes
de distribución, de las zonas urbanas y las cargas que se pre
sentan a lo largo de la línea, esta tensión está normalizada
por el Instituto de Electrificación,
3ol*3 Sección de los Conductores»- (1) , (2)
La determinación de la sección del conductor se hizo a tra-
vés de los siguientes factores:
La potencia a ser transmitida según el estudio de deman
da realizado para la región.
La configuración de las lineas
Naturaleza de los conductores
Voltaje de operación
-66-
Ásumiendo un factor de potencia de 0.8 y mediante el método
de distancia virtual, examinamos las secciones de los conductores más
apropiados para obtener regulaciones que estén dentro del rango aproxi
mado del T/0 - 10% y de esta manera seleccionar el conductor.
Se pone a consideración los siguientes tipos de conductor en
ACSR: para las lineas de transmisión a 69 KV 1/0, 2/0 y 3/0, y para
las líneas de distribución a 13 „ 2 KV los conductores Nos. 1/0 2 y 4,
la selección del conductor se realizó pensando en la regulación reco-
mendada desde el punto de vista técnico - económico.
Tanto para transmisión, como para distribución, se harán los
cálculos para las mayores cargas por efectos de uniformidad técnica .
facilidad en la adquisición de los materiales y facilidad en la cons-
trucción.
3.1.4 Cálculo de pérdidas de potencia.-
Las pérdidas dé tensión por resistencia y reactancia en una
linea, se calcula a través de los siguientes circuitos equivalentes:
A. Para líneas medias de transmisión a 69 KV el circuito "W
Be Para líneas trifásicas, cortas de distribución, el cir-
cuito por fase Rl + j
VG
A-
IG
S"
ZLA
r iRL H- j X u
AVAVA nrmn
l'c - I T T • l'c
IR
-^ 2Zc 2Zc ~J^
VR Zc
C I R C U I T O I I
-67-
ZL = RL + JXL
2ZC = -J2XC
Utilizando las impedancias en derivación:.
XC =
L —
2ZC =
Reactancia.capacitiva fase-neutro total-de la
línea XGL
Longitud de la linea-ÍXCL/2
= - J2XC para la mitad de la linea
Analizamos los conductores 1/0, 2/0, 3/0 en ACSR para
la línea MÉNDEZ - MACAS de 78 Km de longitud, que transmitirá 2,5 MVA
a 69 KV, 60 Hz y un factor de potencia 0.8 inductivo.
Realizamos el cálculo para el conductor 3/0 :
Resistencia efectiva a 50°G : Rl = 56.39
Reactancia inductiva : XI - 73.63 _n_
Reactancia capacitiva : X = 3982dl
Necesitamos calcular:
Voltaje y corriente de generación
Potencias reales y reactivas en el lado de la generación
y de la carga..
Pérdidas reales y reactivas ,'
Eficiencia o rendimiento de la linea
IGiñ IR
VG
levwvw uujju
RL = 56.39 XL= 73 6"*
__ 2ZC = j 7.964,22 2ZC= i 796^,2^1
|íc
~~- VR 1 CARGA
-68-
Previameate calculamos los valores de corriente Ir, Ic e I
para conocer la corriente de generación.
Vr - "•'•y^' = 39837,17 Vol (Vector de referencia)/3 -
Ir „ — _ = 2Q,92 Amp.
Cos (f = 0.8
s en iP - 0 . 6
Ir = 20.92 (0.8-J0.6) = 16,73 - j 12,55
Ir = 20.91 1-36,88 Ámp39837,17 . - .
I'*- - j 7964, 22 = J 5 A"*
,-. IJT = Ir 4- I'c - 16.73 - j 7,55
Ilf' = 16,73 - j 7,55 Ámp
177" « 18,35 | -24,29 Amp
1) Cálculo del voltaje de generación "Vg"
Vg - 39837,17 4- (16,73 - j 7,55) (56,39 + J73,63)
Vg « 41336 P48 -f j 806 3 09 Voltios
Vg = 41344,34 ll>12
2) Cálculo de la corriente de generación "Ig"
T M - Vg = 41336,48 + 1 806,09 _ '"2Z -j 7964,22 "
Ic" « -0,10 + j 5,19 Ámp
Ig = I TT + Ic" « 16,63 - j 2336 Ámp
Ig « 16,63 - j 2,36 Amp
Ig = 16,80 1-8,08 Ámp
-69-
El factor de potencia en el lado generador
eos (8,08 + 1,12) = eos 9,20° = 0,99
DIAGRAMA FASORIÁL
Xr = 20s91 | -36,88 Arap
Ig
Vr
16,8 1 - 8,08 Amp
39537,17 ' 1 O Vol
Vg = 41344,34 I 1,12 Vol
3) Potencia real y reactiva a arabos extremos
LADO GENERADOR.-
Calculamos la potencia aparente por fase
Sg = Pg + jQg « Vg Ig* .
-70-
Sg - ( 41336,48 + j 806,09 ) ( 16,63 + j 2,36 )
Sg - 685523,29 + j 110959,37 VA
Sg = 694.445,22 | 9,19 VA
Potencia real trifásica Pg 30 - 3 X 685,52 = 2056,56 KW
Potencia reactiva trifásica Qg 30 = 3 X 110,96 = 332,88 KVÁR
- LADO RECEPTOR.-
Potencias trifásicas Pr = 2500 X 0,8 = 2000 KW
Qr = 2500 X 0,6 = 1500 KVÁR
4) Pérdidas reales y reactivas
- PERDIDAS REALES TRIFÁSICAS .-
p = 3 irr2 RI x io-3
P = 3 X 56,39 ( 279,89 ) x' 1Q-3
P = • 57 KW
•Otro método p = Pg 30 - Pr 30
P - 2056,56 - 2,000 «
P « 56,56 KW
- PERDIDAS REACTIVAS TRIFASICÁS.-
« 332,88 - 1500 =
= - 1167,12 KVÁR '
-71-
5) Rendimiento de la linea
y fa Pr 30 = 2.000?OQ =Pg 30 2.065556
^ = 059683
3.1.5 Regulación de Voltaje.-
Haceraos el cálculo de la corriente en vacio
- / Vg / 'loRl + jXl - JXc
41336,48 + j 806,0910 56?39 + 73,63 - j 7964,22
lo «» ¿.1344,34 Ü 12_ Amp7980,79 |-89>59
lo = 5,24 90,71 Ámp
lo = 0506 4- j 524 Auip
lo # J5.24
•Tensión en vacio extremo receptor
Vro = -j7964,22 X j5,24 = 41732,51 Voltios
R% = Vro - Vr X 100%Vr
w - 41732,51 - 39837,17R/' " 39837,17 ^ X /0
R% = 4,76 %
Hacemos el cálculo además para los conductores 2/0 ; 1/0.
-72-
Los valores indicados en la Tabla 3-1, corresponden a las lí
neas de interconexión a 69 KV entre MÉNDEZ- GENERAL PLAZA y MENDEZ-MÁ
CAS, el escogitamiento de conductor se hará a través del criterio téc
nico - económico que se justifique en el área de estudio.
B- Para las lineas de distribución a 13.2 KV estudiamos a conti-
nuación los conductores: 1/0, 2 y 4 ACSR - AWG en una distancia máxima
de 40 Km, y para transmitir una potencia de 500 KVA, tomamos como ejem
pío el conductor N- 2 ACSR - AWG. El circuito equivalente es el de RL
+ j XL y la selección haremos a través de la regulación de voltaje.
El espaciamiento entre conductores para líneas de 13.2 KV3 s_e
gún lo normalizado por INECEL, es de aproximadamente 90 cm., tomamos
como ejemplo la siguiente disposición de los conductores.
70
La distancia media geométrica DKG = 132,76, al v.alor obteni-
do en las tablas de la reactancia inductiva le sumamos el valor de Xd=
4'4,32" = 0,1779.
El circuito equivalente será:
RL
-AWWLXL
RL XL, MViWA TTTTP
RL XL
^s
-73-
TABLÁ 3-1
RL -J^/mill
XL -A. /mili'
XG M -A- /mili
RL .n.
xL_n.XC -n-
VR Vol
IR Amp 0
I 'C Amp.
177" Amp.
VG Vol.
I" Amp.c
XG Amp.
SG VA
PG30 KW
QG30 KVAR
PR30 KW
QR30 KVAR
P30 reales KW
Q30 reactivas KVAR
¿ eficiencia %
lo Amp.
VRo Vol.
R %
3/0
0,723
0,944
0,193
56,39
73,63
3982,11
39837,17
20,911-36,88
5 [90°
18,351-24,29
4Í344,34 -11,12
5,19 |91,12 '
16', 801-8, 08
694445,22^19
2056,56
332388
2000,00
1500,00
57,00
-1167,12
97,25
5,24 |90°
41732,51
4376
2/0
0,895
0,964'
0,197 '
69,81
75,19
4064,64
39837,17
20,911-36,88
4,9 | 90°
18,40[-24357
41586,29 | 1°
5,12 |91°
16,83[:8;65°
699897, 26j 9, 65
2070,00
351,97
2000,00
1500,00
70,00
-1148,03
96,62
10,42| 90°
42353,55
6,32
i/o
1,12
0,979
0,20
87,36
76,36
4126,54
39837,17
20,9l| -36,88
4,83 90°
18,421-24,77
41891393| 0,82
5,08 | 90,82
16^87Ll!
706716, 86 | 9,82
2089,09
361,6
2000,00
1500,00
89,09
-1138,40
95,74
10,34 [S9;58
42668,42 -0,32
7,11
-74-
V/VR/
/IR/
/VG/
¿30
R %
ff
3
S 3
v/? Vff
3. eos 0 + IR x RL)2 + (VR sen 0 + IR XL) 2
(/VG/ - /VR/) 3 .
JLjíLJ-L Y i no/VR/ X 1UU
TABLA 3.2
PAÜÍ ^ L.
RL •-rL
XL -K-
/VR/ Vol
/IR/' Amp
VG Vol
R- %
. i/o •
0,700
0,723
7621,02
21,87
7642,76
0,49
2
1,056
0;729
7621,02
21,87
7649,04
0,64
4
2.570
0,837
7621,02
21,87
7676,99
1,27
3.2 CALCULO MECÁNICO (2),(10)
3.2o! Gomposicióp.. de los Conductores:
El aluminio es un metal dúctil de color blanco plateado que
puede ser trabajado por laminación, estirado, hilado y forjado, cuya
-75-
densidad a 20°C es de 2,703 g/cm3 (0,09765 lbs/in3). La densidad del
aluminio refinado eléctricamente (99,97% Al) o del alambre duro estira_3
do de la misma pureza es de 2698 g/cm , la densidad del conductor de3
Aleación de Aluminio a 20°C es de 2,7333 g /cía y la de alambre de a ce• 3
ro galvanizado (Acero EEB> BB) 7.86 g /cm .
El aluminio funde a 660°G (1220°?).
Tiene conductividad térmica y conductividad eléctrica relati-
vamente altas «
El metal está casi siempre cubierto de una capa delgada de óxi-
do que es protectora e impermeable.
El aluminio en contacto eléctrico con el cobre, latón niquel,
estaño o acero_, produce ataques galvánicos.
Las soluciones de hidróxido de sodio o pota'cio, atacan al alu-
minio t
El aluminio puro, aún cuando haya sido trabajado para tener re
sistencia mecánica., es un metal relativamente débil.
Las aleaciones aumentan la resistencia del aluminio, por alea-2
ción se puede alcanzar tensiones de rotura .alrededor de 58 Kg/mm , mie_n
tras que el aluminio por tratamientos mecánicos y térmicos alcanza a una2
tensión de rotura de hasta 16- Kg / mm .
Para lineas de mediano voltaje generalmente se utilizan conduc
tores de aleación de aluminio., los mismos que toman diferentes denomina
ciones dependiendo del país de origen. ÁIDREY en Suiza; ALMELEC en Fran
cia; AELVIDAL En Canadá; etc. y cuya composición es la siguiente:
-76-
Magnesio 0.5 %
Silicio ' 0.5 %
Hierro 0.3 %
Aluminio 98.7 %
La resistencia mecánica- es poco menor que la del cobre.
Los conductores cableados, son conductores compuestos por ca_
pas de hilos de diámetros iguales (a excepción del conductor tipo AGSR)
En general en cada capa tiene 6 hilos más que el precedente.
El número total de hilos en un conductor viene dado por las
fórmulas:
a) Para conductores de núcleo unifilar
W = 3 n (n + 1) + 1 (1, 6, 12, 18, 24, etc)
W = 3 n (n + 1) + n + 1 (1, 7, 13, 19, 25, etc)
b) - Para los conductores con núcleo trifilar
N « 3 n (n + 2) + 3 (3, 12, 21, 30, 39, etc.)
H - Número total de hilos
n = Es el número de capas sobre el núcleo que no se
cuenta como capa.
Las dimensiones de los hilos de los conductores, cablea-
dos vienen dadas por las siguientes relaciones:
A - Sección del conductor en, Circular milsÑ~ N " Número total de hilos
d = Diámetro del conductor enmils
«77-
2A = Sección del conductor en mm
\ Ad = 1Í128\/——- d = Diámetro del conductor en mm
N = Número de hilos
Diámetro de los conductores cableados
d = Diámetro de los hilos componentes
D = d (2n + K)" n ~ Número de capas sobre el núcleo
K = 1 para conductores de núcleo u-nifilar y 2,155 para conducto -res de núcleo trifilar.
La resistencia mecánica del conductor cableado normalmen
te es el 9070 de la del correspondiente conductor sólido.
Esta relación aumenta cuando la relación de paso disiuinu
ye
Longitud axial de la hélicediámetro
La eficiencia mecánica de un conductor cableado es la re
lación entre su carga de rotura y la suma de las cargas
de rotura de todos los alambres individuales.
(Eficiencia mecánica) =ti -f t?. + t3 4- + tn
-78-
3.2.2 Vano y Coaductor Económico.-
El valor total de una línea está dado por la inversión nece-
saria en la construcción y pérdidas de energía eléctrica producidas du
rante la vida útil de la línea.
Por lo que la decisión económica no será la de menor costo en
su construcción, ya que esa ventaja inicial puede ser anulada por los
mayores costos de las pérdidas de energía5 en el tiempo considerado co
mo vida útil de una línea.
La línea con el conductor de menor sección será la más econó-
mica, pero en ella se producirán las mayores pérdidas por efecto Joule
por tratarse de conductores de mayor resistencia ohmíca* Por tanto se
deben comparar las diferentes alternativas; "haciendo la suma de los tér_
minos inversión inicial y costo de las pérdidas de energía.
De esta manera quedará determinada, no la sección mínima sino
la sección óptima»
Generalmente las líneas de transmisión que se construyen en
nuestro país no transportan ínicialmente .el máximo de potencia que per_
mitirían sus características constructivas«
Inicialmente, la línea no trabajará a plena carga, pero lue-
go, año tras año se elevará la demanda hasta alcanzar la máxima poten
cía que permitan las propiedades físico-constructivas de la línea, ta-
les como tensión de transmisión, sección, longitud, tipo de conducto -
res, etc.
De acuerdo a los datos estadísticos de la zona} se fijará un
determinado porcentaje anual acumulativo de incremento con respecto a
la carga inicial * Siendo variable anualmente la energía que transmití
-79-
rá, serán variables también las pérdidas anuales de energía y sus cos
tos .
El cálculo del costo total en un determinado número de años ,
es efectuado por medio de la fórmula siguiente:
Ct = Po (1 + t)n + P 1 (l+t)11"1 + P2 (1 + t)n~2 + —
— + Pn-1 (l+t)11" 11"15 + Pn.
Po = Inversión que comprende el precio del cable, incluidos
todos los accesorios y mano de obra para su tendido c
Pl ., P2 5 Pn- 1 , Pn = Gos tos correspondientes a las pérdidas de e
nergia producidas desde el primer año de funcionamien-
to de la linea hasta n años , pasando por los valores in
termedios .
Número de años considerado a A^ida útil del cable.
Tasa de interés del capital
Los términos (1 + t)n"X ; (1 + t)n"2 ; ----- ; (1 + t) n" (n~i;>
que afectan en la fórmula a los costos P que representan factores de
capitalización de los costos por pérdidas de energía anual.
Cada uno de estos factores, corresponden a la capitalización
de los costos "P" por un número de- años igual 'al tiempo n (anos de
vida útil de la línea) menos el número de aítos transcurridos desde el
año de la iniciación del funcionamiento de la línea y los años suces_i
vos considerados paira los cálculos de las pérdidas de energía. En la
fórmula las pérdidas de energía Pn correspondiente al año n., último
del período de vida útil de la línea, no SG encuentra afectado por nin
gún factor de capitalización.
-80-
3.2.2<. 1 Cálculo da loa Costos de las Pérdidas de energía variable a-
nualmente. (10)
Los gastos producidos por pérdidas de energía en la línea púa
de expresarse por la siguiente fórmula:
n = ... r* • r' — T 2 T b ( <3 / ^p 1000 • • L- ic ^ b/' }
r = Resistencia ohmica de una fase ( _/X /Km.)
1 = Longitud de la línea (km)
I - Valor eficaz de la intensidad correspondiente a la po-
tencia máxima (Amp.)
T = Tiempo equivalente de pérdidas anuales (horas)
b = Precio del KWH (S/0
3 r 1Llamamos" K = —1QQQ * T*'b Tendremos que:
p « K. I2 .
A partir de esta fórmula se desarrollará el estudio cuyas con
clusiones y resultados permitirán obtener los gastos produci-
dos por pérdidas de energía en'una línea aérea de transmisión
en la cual la carga inicial se irá elevando anualmente cierto
incremento porcentual que llamaremos X.
A continuación se expresa los gastos producidos por pérdidas
de energía anual en la línea:
2Primer año 3?1 = K. I_
Segundo año P2 = K, I 2
-81-
2Tercer año P3 « K. I
-n _ v Tn -. afío Pn = K. In
Los gastos anuales por pérdidas de energía, proporcionales a
las distintas corrientes II; 12; 13; ... In, pueden ser expre
sados en función de la corriente inicial II.
In « II (1 + X)100
en el que:
X = Incremento anual de la carga.
El costo de las pérdidas de energía producidas en el arto n
será:
Pn = K In2
Pn « K I 2 (1 + X100
Denominamos coeficiente de carga variable KV al valor
KV =100
cuyo valor será función del incremento anual de carga X % y
del número n de años considerados.
Para completar al cálculo se utilisan los coeficientes de ca
-82-
pitalización "B", obtenidos en función del número de años n
que se considere,, y de una determinada tasa de interés t 70
anual a la cual se considerará invertido el capital represen
tado por los gastos anuales que producen las pérdidas de enejr
gía,
Bn = (1 •+ t)11"1
V rEn forma general: CTP - > P-, n
El cálculo haremos para los conductores, 3/0; 2/0; 1/0
Ejemplo de cálculo para el conductor 3/0:
Para la línea de alta tensión (69 KV.) de una longitud de 787
Km. construida con conductor de aluminio - acero de 99,23 mm~
de sección, que debe suministrar energía a MACAS cuya demanda
inicial será 2.500 KVA.
El incremento porcentual anual de carga X = 10% según el es-
tudio de demanda realizado en el primer Capítulo y un tiempo
equivalente de pérdidas anual de 2000 horas., tomado de la ta-
bla 3.1
Para efectos de capitalizar los costos se considerará una ta-
sa de interés anual t = 1070. Se requiere conocer cuáles s e
rán los gastos correspondientes a las pérdidas de energía du-
rante un período de 16 años.
La corriente inicial I- = —^ = 20,92 AV3 .69
-83-
Pl = K.I2 KV1
Siendo r - 0,452 ohm/Km para conductor de Aluminio- Ace-
ro de 99,23 mm2 y b - 1,50 S/./KWH
K = x 2000 x 1,50 = 31753 K = 317,3
KVl = 1
Pl = 317,3 x 20,922 = 138865,2
B = (1 + O.l)1"1 - 1
-84-
TABLÁ 3-3
"
ASO
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
KV
1
1.21
1.46
1.77
2,14
2.59
3.14
3.80
4.59
5.56
6.73
8.14
9.85
11.92
14.42
17.45
P « K.lJ KV.
138.865.20
168.026,90
202.743.20
245.791.41
297,171.53
359.660.87
436.036.74
527.687,77
637.391.28
772.090,53
934.562.81 '
11130.362.75
1!367.822.25
1*655.273.22
21002. 436.22
2I423.197.79
B
4.18
3.80
3.45
3.14
2.85
2.59
2.36
2.14
1,95
1.77
1.61
1.46
1,33
1.21
1.10
1.00
P.B.
s/.
580.456.54
638.502.22
699.464.04
771.785.03
846.938.86
931.521.65
1'029.046.71
1'129.251.83
1'242.913.0Q
1 '366. 600. 24
1'504.646.12
1'650.329.62
1'819.203.59
2'002.880.60
2'202. 679. 84
2'423.197.79
P = S/, 13!299.120.47
GTP -« P Bn = S/. 20'839.417.68
Por lo que, el costo total capitalizado de las pérdidas de _e
nergía en la linea durante los 16 años considerados será de
S/. 20*839.417.68
-85-
En la Tabla 3-4 queda resumido para los 3 tipos de conductor.,
el costo total capitalizado de las pérdidas de energía en la
linea durante los 16 años.
Cabe anotar que para el calculó los valores de MKV" y "B" del
ejemplo anterior es el mismo- para el conductor 2/0 y 1/0, va-
riando los valores de K para cada uno de ellos por ser dife -
rente la resistencia eléctrica en cada conductor.
TABLA 3-4
CONDUCTORACSR
3/0
2/0
i/o
I K
20,92 317
20,92 392
20,92 491
.30
.42
,40
S/'.
20 '839
25 '773
32' 273
B
.417.68
.098.87
,841.21
S/.
13 '299
16 '447
' 20'596
«120
.654
.242
.47
.75
.65
Concluimos que tanto por regulación de tensión como por costo
total capitalizado, el conductor a ser utilizado seria el 3/0
ACSR.
3.2.2.2 Vano Económico.-
Para construcción de líneas rectas, el costo menor correspon-
de generalmente a vanos más largos> mientras se pueda elimi -
nar problemas tales como los de oscilaciones, vibraciones y
desequilibrio de tensiones. Para conseguir vanos largos nece
sitamos conductores de muy alta resistencia mecánica y la ad-
misión, de esfuerzos elevados de tensión mecánica conduce a la
adopción de vanos largos, con la correspondiente disminución
del número de estructuras de apoyo y fundaciones. Los tramos
largos conseguimos a expensas de estructuras más costosas ne-
cesarias para sostener el conductor en caso de rotura. Un e_s_
tudio comparativo demostrará generalmente que la economía de
los tramos largos se alcanza mejor aumentando la altura de las
estructuras de apoyo, que por el uso de conductores de muy aj.
ta resistencia mecánica.
Para zonas en que existan muchos obstáculos y ángulos se nece
sitarán estructuras al'tas que pueden resultar más económicas
si adoptamos esfuerzos de tensión del conductor., inferiores a
• los normales ;
El aumento de costo debido a un aumento moderado de altura de
las estructuras no es tan alto como se supondría.
Concluímos que se justifica aumentar la altura de las es truc
turas para alcanzar vanos largos y economizar el costo de la
línea, sin aumentar la resistencia mecánica de los conductores.
3»2.3 Cálculo de Esfuerzos, Flechas y Curvas de Tendido: (10)3 (11)
A) Para calcular los esfuerzos iniciales y finales en una
línea de transmisióii, hacemos uso de la ecuación, de cam-
bio de estado.
Esta expresión matemática establece que a partir de cier
tas condiciones dadas, es posible obtener el comportamien
to de los parámetros de la línea de transmisión para con
diciones diferentes de las anteriores. Esta expresión co
rresponde a un polinomio cubico de la forma.
3 ?X - P X - Q = O
-87-
La solución puede obtenerse por dos métodos:
lc- El método de CARDAN
2.- El método iterativo de NEWTON
Nosotros utilizamos el -método de CARDÁN
B) Principio de Cálculo.- Se requiere de los siguientes
datos:
a) TENSIONES FINALES DE LOS CONDUCTORES (Se calcula
a través del módulo de elasticidad final de los con
ductores) en función de los claros y en las condi-
ciones siguientes: (ANEXO 3-1)
"" ¿•fe1-^^ 1- Temperatura máxima sin Aliento: Permite determinar
la plantilla utiliaada en la localización de torres
sobre el perfil (curva 1).
2° Temperatura media obtenida sin viento: Permite ve_
rificar las tensiones alcanzadas en este caso sean
conformes a las tensiones admitidas para limitar
las vibraciones (curva 2).
3£ Temperatura mínima sin viento: Permite verificar
el libramiento en caso de cruce abajo de una linea
existente (curva 3).
4- Temperatura mínima con viento máximo: Permite tener
la tensión máxima resultante en los cables cuyo va
lor es necesario para determinar el coeficiente de
seguridad mínima en los conductores., y también para
calcular las estructuras (curva 4).
Los puntos de este diagrama de tensiones finales ,
' son calculados a partir de la ecuación de cambio
de estado.
- 0)
2 2+ fo1 a + Kr (01 - 0) - T! = Km'2 a2+ Kr (01 - 0) - T! =
Con K = W J?£ y K1 - Ef -
2Siendo W peso especifico del cable (en Kg/m/mm )
2Ef = Módulo de elasticidad final (en Kg/mm )
°£- - Coeficiente de dilatación del cable /oC
X = Tensión en Kg/mm (esfuerzo de)
Q = Temperatura en 0°Centigrados ['En el estado inicial
m - . Coeficiente de sobrecarga
T1 = Tensión (esfuerzo de)
0' = Temperatura }- En el estado buscado
m1 - Coeficiente de sobrecarga
a = Claro (en metros)
El coeficiente de sobrecarga es igual a:
. P ~ Peso del cable sin. o con hielo
m = \ r - - Pr= Peso del cable(en Kg/m) sin hielo
v » Viento sobre el cable (en Kg/m
sin o con hielo
El estado base (estado inicial) corresponde a una
tensión constante en función de los claros a la tem
-89-
peratura máxima sin viento, pero el principio de
cálculo permite tomar cualquier hipótesis como ba-
se.
b) TENSIONES INICIALES DE LOS CONDUCTORES (Curvas de
Tendido) El módulo de elasticidad inicial de un
cable nuevo es diferente al módulo que tendrá es-
te cable cuando haya sido sometido al esfuerzo co
. rrespondiente a la tensión máxima «, Para la cons-
trucción, debemos calcular las tensiones de los
conductores con el módulo de elasticidad inicial y
eso, a partir de la tensión máxima en el conductor
con módulo de elasticidad final (valores de los pun
. tos de la curvg 4) »
Las tensiones necesarias para el tendido de los con
ductores son las tensiones sin viento a varias tem-
peraturas- (20°C3 25°C; 30°C, 35°C3 etc.) ,
Para calcular los varios puntos, la ecuación es la
misma que en el primer caso, pero el módulo de alas
ticidad que entra en la fórmula es el módulo de e-
lasticidad inicial.
,. 2
f 2T
r,2 T,.W El
2I F ' -í1 Is, 1
v i •:
i' - 9) - TJ Kim'2 2
Con Ki = - y K'i = o¿ Ei
c) FLECHAS INICIALES PARA EL TENDIDO DE'LOS CONDUCTO-
RES: Para el tendido de los conductores., necesita
mos para una temperatura fija, las flechas en. fun-
ción del vano, entre las estructuras adyacentes y
-90-
de la tensión en el tramo de arreglo (entre es truc
turas de retención),
1- Debemos definir los tramos de arreglo
2° En cada tramo de arreglo debemos calcular el claro
regla igual a:
3 . j. 3a + --- + an
al 4- a 2 + + an
Siendo al, a23 ? an los claros del tramo arre-
glo.
3£ • Por el vano regla Á sacamos de las curvas de tensio
nes con módulo de elasticida-d inicial, las tensio -
nes a las diferentes temperaturas para el tramo con-
siderado.
4S Á partir de estas tensiones, hacemos el cálculo de
las flechas en la siguiente forma:
Si a - -~~z~ asimilamos la catenaria del conduc-
tor .a una parábola3 error máximo
0,5%; la flecha en este caso es:
2Con h ¿ -~ f =10 8p.
op.
p _
nos de la catenaria y la flecha es
Si a > —z- utilizamos los dos primeros térmi-
-91-
2 4^ -u _ a ,. _ a , aCon h ~ ~Tñ £ ~ o "•" "o o~/10 8p 384
\ O. T,2 3 \ 2 _Ls. .e a V a + h . a V a -f-h
10 Q ' o o / 38p 384 p
Siendo p = Parámetro de la.parábola
t = Tensión inicial a la temperatura con
siderada.
w - Peso específico
a = Vano
h - Desnivel
CALCULO DE LAS TENSIONES DEL CONDUCTOR 3/0 ACSR CON MODULO DE ELASTIGI
DAD FINAL (ANEXO 3-1)
a) Características de los conductores
Tipo del cable ' PIGEON
Sección 99,23 mm2
Diámetro 12,75 mm
Peso Kilométrico 342390 Kg/Km2
Peso Específico 0,00346 Kg/m/mm2
Módulo de elasticidad inicial 6430 Kg/mm2
Módulo de elasticidad final 7910 Kg/mm-6
. Coeficiente de dilatación 19,10 x 10 /°C
Carga a la rotura 3030500 Kg.
b) Hipótesis de cálculo
Para tener conocimiento del comportamiento del conductor, a conti-
nuación citaremos 3 limitaciones mecánicas del conductor tomadas de
estadísticas realizadas por la Comisión Federal de Electriciadad
de México.
1-92-
TENSION CONDUCTOR TEMPERATURA VIE1SÍTO MODULO DE ELASTICIDAD
17
25
33
45
Kg
,5 % TR
% TR
% TR
% TR •
°C
50
0
o • •10
Kg/ m2-
. 0
0
0
39
Kg/ mía
Final
Final
Inicial
Final
Calculamos la. presión del viento para una velocidad máxima de 70
Km/h según el Boletín emitido por el IGM para esa zona.
2 v2P (Kg/m) = c.K —jg— Siendo c « 0,85 (19,44m/seg()
K « 1,10
2P = 0,85 x 1.10 x • 19-1°P). = 22,08 Kg/m2
- Hipótesis de base: Tensión final a + 50°C sin viento
T = 530325 Kg o sea
t =• 5,34 Kg/mm2
De donde el parámetro será igual a
t _ 5,34P =
w 3,46 x 10"3 Kg/m x mm2
2™ Tensiones sin viento a la temperatura media del 16°C.
3- Tensiones viento a la temperatura mínima de -10°C*
24° Tensiones con viento de 22?08 Kg/m a la temperatura mínima de -10°C
-93-
c) Cálculo de las tensiones del conductor con módulo de elasticidad
final:
t 1 ^ t„ 2 2
i _i Km a + K' - 0) - t]2 2
- Km1 a
24
r\
3,46 •>: 10" x 7910 =_ , -3
K l = o¿ = 19,10 x 10"6 x 7910 = 151,1 x 10"3
i 2 [ 7 i _ i _ 3.95 x lÓ"3 x m2 x a 2' ' I í- ' _f- . . ... ........ i , .t2
+ 151,1 x 10 " (Q ' -Q) - t l= 3395 x 10"3 x iti'"2x a2
2S Determinación de las tensiones a + 16°C sin viento
t = 5,34 Kg/ram2]
e « + 50°C [Estado inicial
m - 1
16°C
m
Estado buscado
m = m! ~ 1 no existe "hielo en nuestra zona de estudio y es al-
ternativa sin viento o
,., ' 3,95 x 10"3 x 1 x a2
" 25,34
151,1 x 10"? (16-50) - 5,34"!
3595 K 10"3x 1 x a2
-A 9t1 H- (1.39 x 10 * x a - 10,48)
= O
-94-
Cálculo de las tensiones para los siguientes vanos:
a = 100 mts. t1 = 9,53 Kgr/mra T = 945,20 Kgr.
a = ZOO " t1 « 7,63 " T - 757,36 "
a = 300 " t1 =.6,47 " • • . T « 641,81 "
a = 400 '" t1 - 5,97 " T = 592,44 ll.
a = 500 " t1 - 5,74 " T « 569,25 "
Para la condición de -10°G sin viento seguimos el procedimiento
anterior, y sus valores se encuentran tabulados en la.TABLA 3-5.
2Para la condición de -10°C con viento de 22,08 Kg/m encontramos
el valor de
(22,08 x 0,0128)2
0,343
Por no existir hielo p = p1
Los valores se encuentran en la TABLA 3-5
• TABLA 3-5
CON MODULO BE ELASTICIDAD FINAL
16°C sin viento -10°C sin viento -10°G con viento de22,08 Kg/ 2
VANO mts.
100
200
300
400
500
t1 Kg/mra2
9.53
7.63
6.47
5.97
5.74
TENSIÓN Kg t1
945 . 20
757.36
641.81
592.44
569.25
Kg/mm
13.25
10.33
7.78
6061
6.11
TENSIÓN Kg
1314,80
1025,05
772,01
656,37
606.31
2t ' Kg/mm
13,31
10,66
8,42
7,36
6,87
TENSIÓN kg
1320,74
1057,61
835,46
729,89
681,60
-95-
CÁLCULO DE FLECHAS: Para el conductor PIGEON cuyo peso es 0,34292
ICg/m y de sección. 99,23 mm .
2 2 . 2r; _ a x p _ a x 0,3429 a , « _ -4J- 0 . . i o ¡ • r\r\ o i • • X ' + j . J í i X J L U8 x tmm x d 8 x tnu. x 99,23 t rain
2 -f = -~— x 4,32 x 10"4 mts.
d) Cálculo de las tensiones de arreglo con módulo de elasticidad i-
nicial. (ANEXO 3-2)
Parámetro de base a + 50°G sin viento p = 1630 mts.
Base de los cálculos: Tensiones a -10°C con viento de 22,08 Kg/r
Con módulo de elasticidad final
29 f~ V-i -ni a ~! 9 9
4- ' 4- I _|_ ... Sl?r.-.J^--^—,„- 4, v t ' /'O I Cf\ — 17 ¿* ¿~L t2 ^ J " i m2 a
v- - W2 Ei _ 3,462 x 6430 _ 00 n_ -4Kx = = * - 32,07 x 1024 24 x 10b
K' i = oC Ei = 19,1 x 10~6 x 6430 = 0,123
2mi « 1.69
= 1.00
TABLA 3-6
COK MODULO DE ELASTICIDAD INICIAL
2K
g/m
m13
,31
me-
10
0 .
.tr
os
TEM
P.-°
C 20 25 30 35 40 50
t1
TEN
SIÓ
N
FLEC
HA
2K
g/m
m
Kg
mts
9,6
5
9,08
8,52
7,97
7,43
6,40
957,
98
901,
37
845,
60
790,
85
737,
36
635,
31
0,45
0,48
0,51
0,54
0,58
0,68
10,6
6
200
tr
TEN
SIÓ
N
F
Kg/
mm
K
g
7,52
7,1
6
6,80
6,48
6,17
5,6
3
746 , 2
1
710,
49
674,
76
643,
01
612,
25
558,
66
LEC
HA
mts
2,30
2,4
1
2,54
2,67
2,80
3,07
8,42 30
0
t1
TEN
SIÓ
N
FLEC
HA
2K
g/m
m
' K
g m
ts
5,96
5,8
1'
5,65
5?5
1
5,38
5,13
591,
82
576,
53
560,
65
546 , 9
1
533,
48
509,
00
6,52
6,69
6,88
7,06
7,23
7,58
7,36
400
t1' T
ENSI
ÓN
FLE
CH
A2
Kg/
mm
K
g m
ts
5,3
8
5,3
0
5,23
5,15
5,08
4,95
533,
86
526,
07
518,
48
511,
17
504,
13
490,
79
12
,85
13,0
4
13
,22
13,4
2
13,6
1
13,9
6
- 6
,87
500
t1
TEN
SIÓ
N F
LECH
A2
Kg/
mm
K
g m
ts
5,11
5,0
7
5,02
4,98
4,93
4,8
5
5073
56
502,
91
498,
39
493,
97
489,
67
481,
36
21,1
4
21,3
0
21,5
1
21,6
9
21,9
1
22
,27
-97-
3 .2*4 Separación entre Conductores.- (2),(10),(11)
La distancia entre conductores y estos con el cable de guar-
dia será tal que no haya riesgo alguno de cortocircuito, debido a las
oscilaciones producidas por.el viento. •
El cálculo se hará con el siguiente procedimiento:
a) Separación horizontal mínima:
La expresión matemática determinada en función de la
tensión nominal de servicio (Un), de las característi
cas de los conductores y de su flecha máxima»
E = K 1 V f + le + -J Q
De donde:
Kl = factor que depende de. la naturaleza y caracte-
rísticas del conductor correspondiente al impul
so de oscilación, debido al viento y que se de-
duce de la tabla adjunta.
Ángulo de oscilación Valores de Kl
Superior a 65° ' 0,70
Comprendido entre 40°y 65° . 0,65
Inferior a 40° 0,60
f = Flecha máxima en metros 22,27 mts.
le = Longitud en metros de la cadena de aisladores,
tomamos el valor máximo de 1,15 mts. para 6 ais_
ladores.
-98-
69H = 0,65 y 22,27 4- 1,15 +
E « 3,44 mts.
b) Separación vertical mínima:
La expresión matemática será similar a la anterior pero
afectada por un factor K2
V - K2 \ f + l'c + ~~
De donde:
K2 un factor dependiente de la naturaleza y caracte-
ristica del conductor según la Tabla adjunta-
Ángulo de oscilación Valores de K2
Superior a 65° 0,60
Comprendido entre 40° y 65° 0,55
Inferior a 40° 0,50
V = 0,60 y 22,27 + 1,15 + ~"
V = 3,36 mts.
c) Gomo la disposición de los conductores es en triángulo.,
se comprobará que las separaciones proyectadas cumplen,
con. la siguiente expresión matemática:
v_ . h ^ 1 en la que
V H2
-99-
v = Distancia real de los conductores en proyección
vertical
h = Distancia real de los conductores en proyección
horizontal»
V = Separación vertical obtenida de acuerdo con la
fórmula indicada anteriormente.
H = Separación horizontal de acuerdo con la fórmula
indicada anteriormente.
2.29 3.662 _ .3.36 + „ ..2 " l981j> l
3.44
d) Distancia a masa:
La separación mínima entre conductores y sus accesorios
en tensión y los apoyos no será inferior a:
0.1 4- —- = 0.1 -1- ~|- = 0,56 mts.150 150
CUARTO CAPITULO
R E D E S D E D I S T R I B U C I Ó N
-100-
XV. REDES DE DISTRIBUCIÓN
4.1 DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (1) , (2) , (15)
re¿es distribuidoras de energía emplazadas en los pueblos
llegan a corta distancia del consumidor y son las encargadas de distri
buir esa energía que les llega de los centros generadores por medio
'de líneas de transmisión y subestaciones. Las redes son de Alta y Ba-
ja Tensión:
Alta Tensión.- Son las que conducen la energía a los pun
tos de alimentación (transformadores) donde se transfor-
man para ser utilizados en baja tensión5 estas redes tie-
nen dos tipos de alimentadores ; principales y ramales la-
terales y sublaterales . Generalmente los alimentadores
principales están conformados en todo su recorrido por
las tres fases3 mientras que los laterales y sublatera -
les soií bifásicos y monofásicos.
Baja Tensión.- La que llega a los bornes del consumidor
para cubrir sus necesidades sin correr mayor peligro en
la manipulación. Esta red también puede ser: monofásica
a dos o tres hilos y trifásica, se la incluye el hilo p_i
loto para alumbsado público.
Estas redes son del sistema múltiple o neutro común, y de con.
figuración estrella con neutro sólidamente puesto a tierra. Las tensio
nes en los diferentes circuitos de alimentación sorn
Alta Tensión: Monofásico 7362 KV
Trifásico 13,20 KV
•101-
Baja Tensión : Monofásica 110 - 220 Vol.
Trifásica 127 voltios (fase - neutro)
220 - 380 - 500 Vol. (fase-fase)
•Normalmente la distribución de energía para las diferentes
cargas se realizará en derivación y para el alumbrado público en s_e
rie.
Para la distribución de energía tenemos que tener muy en
cuenta los estudios de mercado y demanda del Primer Capitulo, las
curvas de carga, el factor de diversificacióñ y la determinación de
lo que es zona urbana y rural.
4.1.1 CARGAS RESIDENCIAOS
Son las del tipo netamente doméstico, la energía es para
ser consumida casi en su totalidad en alumbrado, rara vez se eticuen
tran consumidores con artefactos domésticos de primera necesidad y
no existen consumidores de lujo debido al Standard de vida imperan-
te en la zona.
Es por esto que las acometidas residenciales se toman de
transformadores monofásicos (CSP) completamente autoprotegidos« Pa-
ra determinar la potencia de este tomamos en cuen'ta el factor de di
versidad (Fd) .
v A = Suma de demandas máximas individualesDemanda máxima total del sistema.
Es importante este factor, ya que las demandas máximas in-
dividuales no son coincidentes sino que hay una diversidad que debe
aprovecharse para hacer más económicos los diseños del sistema»
-102-
4.1.2 CARGAS COMERCIALES
Estas pueden, ser altas 3 medias o bajas, dependiendo de la
ubicación, tipo de comercio e importancia del mismo. Además se les
considera cargas comerciales a centros de diversión, iglesias, ofi-
ciñas públicas y privadas* Muchas veces por la importancia y magno,
tud de la carga, el servicio eléctrico se hace a través de transfor_
madores trifásicos y banco de monofásicos.
Como en el caso anterior es de suma importancia tener pre-
sente el Factor de Diversidad.
Por las condiciones de vida, eléctricamente son las cargas
más importantes del sistema y las que mayor continuidad de servicio
requieren refrigeración, ventilación y sonido.
4*1.3 CARGAS INDUSTRIALES .
La única industria que existe es la maderera, por ser una
zona forestal, pero sólo a niveles medios y bajos.
Todo el resto de actividades consideradas en este capitulo
son a nivel artesanal.
El sistema eléctrico es trifásico, alimentado por un trans•i'
formador trifásico propio.
4.2 CÁLCULO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN DE ALTA TENSIÓN, BAJA
TENSIÓN y ALUMBRADO PUBLICO; (1),(2),(15)
Existen varias formas1 para disponer los sistemas de distrji.
bución:'
-103-
En alta tensión: De acuerdo con las exigencias de la deman
da tenemos el sistema radial que es el más sencillo por ser
de fácil diseño y operación„ Presenta la ventaja de poder
ser usado en áreas de diferente densidad de carga y pueden
s er:
'Radial simple.- Las cargas se alimentan, a lo largo de
los circuitos principales, laterales y sublaterales,
es el más utilizado.
Alimentación central.- Es una alimentación que se ha-
ce desde el centro de carga donde se encuenta la trans
formación y de aqui se distribuye a los usuarios en
forma radial.
Este procedimiento se adopta para centros formados de
carga y con pocas aspiraciones de ampliación, ya que
es peligroso que cambie el centro de carga.
Alimentación vertebrada.- Existe una única trayecto -
ría trifásica de la cual se alimentan cargas monofási-
cas en forma lateral, sólo se pueden alimentar cargas
trifásicas cuando se encuentran, cerca del alimentador
trifásicoe Presenta problemas en las ampliaciones.
En baja tensión: Estos circuitos constituyen la parte del
sistema de distribución que transporta energía al voltaje
de utilización desde los transformadores de distribución
hasta las acometidas a los usuarios.
Estos circuitos pueden ser trifásicos o monofásicos y están
constituidos por los alimentadore's de alta tensión y sus r a
-104-
mificaciones de instalación aérea según consideraciones de or_
den técnico, económico y urbanístico.
Los conductores serán de tipo desnudo trenzado de aluminio.
En alumbrado público: Se les considera dentro del circuito se.cundariOj ya sea que estén alimentados desde transformadores
independientes j o a lo largo de circuitos derivados de los ali
mentadores de las cargas residenciales, comerciales e industria
les .
4.2,1 CALCULO ELÉCTRICO.
4.2.1.1 EN ALTA TENSIÓN.
a.l) Disposición radial simple. -
Es la instalación inicial más económica. La carga se a-
limenta a lo largo de todos los circuitos principales y
de sus laterales y sublaterales .
Tiene el inconveniente de que una falla en cualquier pun
to del circuito., interrumpe el servicio de toda la carga
conectada .
Para mejorar la continuidad de servicio se prevé disposi
tivos de aislamiento de circuitos e interconexiones, los
dispositivos de aislamiento1 pueden consistir en fusibles,
seccionadores automáticos con o sin recierre y secciona-
dores manuales .
Las interconexiones se efectúan .entre circuitos adya -
•105-
centes por medio de seccionadores que permanecen nor-
malmente abiertos y se cierran-para transferir parte
de la carga del circuito bajo falla a otro adyacente.
El número y la localización de los seccionadores de
interconexión deben permitir reducir a un mínimo el
número de consumidores que pueden ser afectados por
la fallaj dentro de los limites técnico - económico.
(AííEXO 4-1) .
a „2) Alimentación. Central.-
Utilizamos en sistemas, donde es posible delimitar
áreas de carga alrededor de un centro de gravedad de
las mismas, Las cargas se alimentan desde este cen-
tro el que está conectado a la subestación, por una
vía que no alimente transformadores de distribución
en su recorrido.
Con esta disposición se requiere generalmente control
de voltaje en el alimentador central, por medio de e-
quipos de regulación instalados en la subestación., p_a
ra mantener un nivel satisfactorio en el centro de
gravedad de las cargas, este valor deberá ser el máxi
mo durante el periodo de demanda máxima.
Comparada la disposición radial simple con la alimen-
tación central, ésta alimenta una área de carga mayor
con la misma regulación, sin embargo, la alimentación
central no es aconsejable en áreas que acusen un cre-
cimiento importante de la carga por lo siguiente:
-106-
Debido al crecimiento de la carga3 el centro de
gravedad se puede desplazar hacia otros sitios
del área.
Se necesitan más puntos .de interconexión entre
circuitos, para obtener mayor' continuidad de ser-
vicio que la obtenida con la disposición radial,
s imple.
• Se restringe este tipo de alimentación a áreas de
sarrolladas con densidades medias dé cargas en zo
ñas residenciales y zonas comerciales secundarias,
en las que el centro de gravedad de las cargas per
manece aproximadamente fija. (ANEXO 4-2).
a.3) Disposición Vertebrada.-
Consiste de un alimentador trifásico central desde don
de se alimentan cargas monofásicas; asignándole una
cierta carga a cada fase de tal forma que el sistema
esté equilibrado. Es poco frecuente ya que se limita
a alimentar cargas monofásicas, exceptuando el alimen.
tador central.
• Hay dificultad en mantener el equilibrio de las car -
gas por fase especialmente en áreas que acusan un ere
cimiento importante de la demanda3 en esta disposición
es difícil reagrupar los circuitos en caso de readecua
miento del siotema.
Por lo anotado anteriormente se utiliza únicamente en
cargas rurales bajas y en zonas residenciales en las
que s ea neces ario ins talar una cantidad apreciable de
circuitos secundarios en paralelo. (ANEXO 4-3).
-107-
Se admite como desequilibrio máximo normal de las car
gas j desde la alimentación en la subestación, el va-y-
lor del 10%, máxima regulación admisible.
CÁLCULO DE CIRCUITOS . .
^ • 1) Selección dsl Conductor
Para seleccionar los conductores utilizamos el méto-
do de aproximaciones sucesivas con las curvas de los
Anexos (4-4) y (4-5).
El cantón Macas,el más importante de la zona, requie-
re de 800 KWa 5 Km de la subestación alimentadora con
una regulación del 3oO% y factor de potencia 0.8
Del Anexo (4-4) se obtiene que los conductores que pue
den cumplir con estas condiciones son el 2 ÁWG ÁCSR o
N- 4 ÁWG cobre.
Para usar los gráficos debemos tomar en cuenta:
Que están calculados para cargas trifásicas. Pa-
ra utilizarlos en cargas monofásicas basta multi-
plicar el valor de KW por 2.
- Paira un valor diferente da 13.2 KV el valor de KW
se verá afectado por el siguiente factor^
(13. 200) 22
(voltaje real)
Los gráficos están calculados para cargas concen-
-108-
tradas en el extremo receptor3 en caso de cargas
distribuidas debe hallarse la carga concentrada
equivalente en el extremo en mención, por medio
de las ecuaciones de momentos eléctricos.
El uso de los gráficos es dual en caso de tener
el calibre del conductor.
b.2) Niveles de Aislamiento,-
El aislamiento de los conductores es a través de
aisladores ya sea, PIN o SUSPENSIÓN, que deben so-
portar una tensión igual a:
4 (tensión linea - linea)
La distancia entre conductores La distancia hori-
zontal entre ellos, debe medirse en el punto donde
se produzca la flecha máxima.
Las distancias mínimas entre conductores son:
Voltaje entre fas as . Distancia mínima
Hasta 600 voltios 20 cm
600 a 7.500 voltios 30 cm
7.500 a 115.000 voltios 30 cm + 1 cm por c/1000 vol-
tios por encima de 7.500 voJL
tios .
La distancia horizontal debe tener en cuenta el e-
fecto del viento, para evitar que los conductores
-109-
lleguen a acercarse hasta el punto en que se pro-
duzcan fallas. La distancia mínima puede calcular
se con la siguiente fórmula:
e = K
e = Separación entre conductores en metros
"K = Coeficiente igual a 0.75 para conductores de
cobre o aluminio reforEado con acero (ÁCSR)
y leOO para conductores de aluminio (ÁÁSG)
V - Flecha máxima en metros
L - Longitud de la cadena de aisladores de sus-
pensión en metros* En caso de que los con-
ductores estén soportados en aisladores PIN
o en estructuras terminales o de retención
L - O»
A - V/150 para tensiones inferiores a 66 KV,
V = Tensión entre fases en KV
Para alturas mayores a 1000 m., la rigidez dieléc-
trica del aire disminuye según normas USAS.
Altura sobre el nivel ' Factor de reducción de
.del mar-mts. la rigidez dieléctrica
del aire
1000 . 1.00
1200 ' 0.98
1500 0.95
1800 0.92
- 2000 . 0.90
2400 - 0.86
2500 0.85
3000 . 0.80
-110-
b03) Características de los Circuitos.-
Debemos considerar la impedancia de los conductores te-
niendo en cuenta la resistencia y la reactancia inducti-
va de los conductores. La 'impedancia viene expresado
como;
r = Oj8763 ohmios/Km
XI - 034133 ohmios/Km.
DMG = X/ 150 x 70 x 220 = 132.19 cm.
Del anexo (4-6) ob tenemos Xd - O 3121 ohmios/Km
X = 0,4133 + 0,121 = 0,5343 ohmios/Km»
Z = 0,8763 + 0,5343 ohmios/Km.
b „4) Límite Térmico.-
Luego de determinado el calibre del conductor, debe ve-
rificarse que la corriente de carga no sobrepase la ca-
pacidad de transporte del conductor y se calcula como :
3 Vff eosPara circuitos trifásicos
X — — £— En cixcuxtos monofásicosV- eos 0fn
I - Corriente de carga por fase, en amperios
P ~ Carga total del circuito, en kilovatios
Vff = Voltaje entre fases en kilovoltios
Vfn - Voltaje fase-neutr'o., en kilovoltios
cos0= Factor de potencia
-111-
b.5) Cálculo de la calda de Voltaje,-
b«.5.1) Para cargas concentradas
Calda de voltaje en un conductor, fase a neutro
I (R cos0 + X
Z '= (r + jX) L
Z = Impedancia total del conductor
r = Resistencia por unidad de longitud
X = XI + Xd
XI =• Reactancia inductiva por conductor y por unidad
de longitud,
Xd - Reactancia debida a la disposición de los conduc
tores
L = Longitud considerada del conductor.
Al calcular la reactancia inductiva tenemos que tomar
en cuenta la distancia equivalente de los conductores
de la siguiente manera:
DMG = X x Y x Z
X5 Y y Z distancia entre los centros de los conductores
-112-
Como Ejemplo:
Hallar la impedancia por kilómetro de un circuito trifásico con
conductores N£ 2 AWG de ACSR espaciados.
X = 150; Y = 70; 2 - 220
Caída de voltaje entre fases , circuito trifásico = v 3 I (Rcos{3 + X sen0)
Calda de voltaje en circuitos monofásicos = 21 (R cos0 + X sen(5)
• j j • • , _ • • KVA (R cos0 + X seiift)7o caxda de voltaje - * ^10 KV
Para circuitos TRIBÁSICOS
KVÁ cargas totales trifásicas
R resistencia de un conductor
X . Reactancia de un conductor
KV Voltaje entre fases
Para circuitos MONOFÁSICOS
KVÁ monofásicos
R Resistencia de los dos conductores
X Reactancia de los dos conductores
KV Voltaje monofásico
) Para cargas distrlbuiídas
Las cargas de los circuitos en la práctica se hallan distri
buidos a lo largo de los alimentadores -
La caída de voltaje ea el extremo del circuito que alimenta
una carga uniformemente distribuida, es igual a la que prod_u
ce el total de la carga si esta se hallara concentrada en un
sitio a la mitad de la longitud del alimentador. Esta sim-
plificación es correcta en el caso de un gran número de car-
gas distribuidas^ pero puede dar lugar a errores importantes
si se. trata de un número pequeño de cargas. Se calcula la
-113-
calda de voltaje con la siguiente fórmula:
„ . , , -,, . KVA (Rcos0 + Xsen0) Ll (1-Ll)% caxda de voltaje = * *- ^ —'10 KV ¿L
KVA Carga total trifásica en el circuito
L Longitud del circuito en.Kiuts.
R 'Resistencia del conductor en ohmios/Km
X Reactancia del conductor en* ohmios /Km
0 Ángulo de fase en la subestación
Ll Distancia al punto del circuito en Km
KV Voltaje entre fases
b.6) Cálculo de las Pérdidas.-
b . 6 .1) Para cargas' concentradas
Se le encuentra con el método de la corriente por la resis-
tencia total del conductor
P « I2RP
P . - Pérdidas de potencia por conductor en vatiosP
I - Corriente por conductor, en amperios
R = Resistencia total del conductor en ohmios
b.6.2) Cargas distribuidas
Si la carga es uniformemente distribuida a lo largo del cir
cuitOj las pérdidas son iguales a las producidas por una
carga concentrada3 localizada a una distancia de la fuente
igual a 1/3 de la longitud total del circuito. Se cumple si
el número de cargas es grande, si el número es pequeño, el
error introducido puede llegar a ser importante.
-114-
4.2.1.2 EN BAJA TENSIÓN:
El punto de partida para el diseño eléctrico de los circui-
tos de baja tensión son:
1. Del estudio de demanda y mercado realizado en el Pri -
mer Capítulo determinamos la carga ha ser servida.
2* De acuerdo a las exigencias determinamos la conforma -
ción del circuito eléctrico.
3. Cálculo de parámetros y magnitudes eléctricas.
Existen varias formas para disponer los sistemas de dis_
tribución en baja tensión, dependiendo de la demanda y
características de la carga.
a«l) Sistema Radial
Los alimentadores se llevan desde el transformador de
distribución hasta la acometida del último consumidor,
alimentando otras cargas a lo largo de su recorrido3 co
mo podemos ver en el ANEXO (4-7)„
Este sistema es el más sencillo, porque es de baja in-
versión, inicial, de fácil disefiOj instalación, operación
y económia en el conductor. Por lo que resulta ser el
más utilizado.
Las desventajas de este sistema son: el .diámetro del
conductor es mayor} es difícil aislar una falla. Por
lo tanto es de menor confiabilidad.
•115-
a.2) Sistema Paralelo
Se utiliza en sistemas monofásicos en .los cuales los
transformadores se hallan alimentados por la misma fa-
se y se pueden conectar en paralelo los secundarios de
dos o más transformadores vecinos. Con esto obtenemos
las siguientes ventajas:
Disminuyen las caidas de voltaje por lo tanto aumenta
la regulación y facilita las ampliaciones, se trata de
un sistema de un grado de confiabilidad bueno por faci
litar el aislamiento de fallas*
Sus desventajas:
El diseño GS mác complejo que el radial y aumenta el
costo de instalación"y materiales. (ANEXO (4-7).
3*3) Sistema de Malla
Se trata de la interconexión de los alimentadores se-
cundarios formando una malla para alcanzar una mayor
confiabilidad con menos KVÁ instalados y menor posibi
lidad de falla, además de dejar sin servicio al menor
número de abonados por tener diferentes caminos de a-
limentación. Pero el costo de instalación es mayor 3
el número de dispositivos de control, de interrupción
aumenta y es de difícil diseño y operación.
Este sistema utilizamos únicamente en zonas de gran den
sidad de carga. . (ANEXO 4-7).
b) CRITERIOS BÁSICOS PARA EL DISECO
-116-
b.l) Disposición y tipo del Sistema.-
Los sistemas radiales pueden estar interconecataos en-
tre . alimentadores adyacentes, por medio de seccionado-
res normalmente abiertos y de dispositivos de aislamien
to de circuitos en falla,, de acuerdo al grado de conti-
nuidad de servicio.
La distribución puede ser trifásica o monofásica., de a-
cuerdo con la magnitud y las características de la car-
ga y el nivel de voltaje requerido por las luminarias.
sb.2) Limites de Regulación.-
VALORES MÁXIMOS DE REGULACIÓN EN LOS COMPONENTES DEL SIS
TEMA DE DISTRIBUCIÓN.
COMPONENTES DEL SISTEMA
PRIMARIOS: Entre el primer
y último consumidor
ALIMENTACIÓN DE ALIMENTACIÓN DEUSUARIOS DESDE USUARIOS DESDESECUNDARIOS % PRIMARIOS %
5.0 7 .0
Transformadores de Distri-
bución 3.0 3.0
SECUNDARIOS: Ultima Acome-
tida 3.0
ACOMETIDAS 1.0 2.0
REGULACIÓN TOTAL DEL SISTEMA 12.0
ALUMBRADO PUBLICO ENTRE LA PR_IMERA Y ULTIMA LUMINARIA 5 . O
12.0
-117-
b.3) Niveles de. Aislamiento.-
El nivel de aislamiento para circuitos secundarios, de
acuerdo con los voltajes de servicio establecidos en e_s_
tas normas debe ser de 600 voltios como mínimo.
A fin de dar una mayor protección a los equipos y apara
tos conectados en circuitos secundarios se debe especi-
ficar para un nivel de aislamiento de 1.2 KV.
b.4) Cálculo de los circuitos AÉREOS
Determinación preliminar de los calibres de conductores .-
Una vez fijadas las cargas de diseño, seleccionado el ti
po de instalación, "fijada la regulación, se procede a s_e
leccioiisr los calibres de los conductores por medio de _a
proximaciones sucesivas. La selección del conductor ha-
cemos a través de las curvas de los ANEXOS (4-8 y 4-9) -
Se basan en la ecuación:
V « r.l.X + j.x.l.X
Siendo:
V ~ Calda de tensión en un conductor en voltios
r = Resistencia del conductor en ohmios/metro a 60 Hz
x = Reactancia inductiva del conductor en obmios/me-
tro a 60 Hz.
1 = Distancia a la carga concentrada, en metros .
X ~ Corriente de carga en amperios,
Para circuitos monofásicos la fórmula anterior se debe
multiplicar por 2, y para circuitos trifásicos por \J3,.
-118-
Los gráficos se "basan en las siguientes suposiciones:
1. La carga total es equilibrada y está uniformemen
te distribuida a lo largo del circuito, lo cual
equivale a considerar la carga total concentrada
en la 'mitad de su longitud.
2. Se calcularon para una regulación del 3%. Para
otras regulaciones buscamos factores de cone-
rrección que se incluyen en cada gráfico.
3 . La capacitancia es despreciable.
b.5) Las características de los circuitos, el límite térmi-
co y 'el cálculo de las pérdidas de los circuitos prima
rios son aplicables también a los circuitos secundarios
4 o 2. 1.3 PARA ALUMBRADO PUBLICO.
a.l) Sistema Serie. -
Se utiliza el mismo diseño que en el de Baja Tensión^
aumentándole al mismo un hilo piloto 5 que es energiza
do por las fases de éste. Las luminarias son conecta
das en serie al circuito de alimentación, por el cual
se hace circular una corriente constante3 de un valor
que, la caida de voltaje a través de cada luminaria
sea un valor normal de funcionamiento. Este sistema
se utiliza en áreas donde el nivel de iluminación ne-
cesario es bajOj se usa también en áreas en las que
no existen circuitos secundarios o los existentes no
son apropiados para la alimentación de las luminarias
tales como en avenidas y vías de acceso,
-119-
Para evitar que por el daño de cualquiera de las lumi-
narias, todo el circuito quede .anulado, es preciso que
cada una de las luminarias vaya provista de un disposjL
tivo por el cual se conecta una resistencia de igual ya
lor que la del filamento averiado. Esto en zonas en
las que no sé puede suspender el servicio de alumbrado
público por las repercusiones socio-económicas que pue-
de acarrear.
b.l) Sistema Múltiple.-
Las luminarias se energizau conectándolas en paralelo a
los circuitos secundarios correspondientes.
La ventaja de este sistema es que puede operar con los
transformadores de los sistemas secundarios.
La desventaja es cuando se trata de instalar circuitos
largos o alimentar cargas grandes, caso en el que es ne.
cesario utilizar conductores de gran calibre, se encare
ce en proporciones muy elevadas.
4.2.2 CALCULO MECÁNICO.-
Las líneas aéreas de las redes de distribución están sometí
das a las acciones del viento y variaciones de temperatura además de~TZ¿SÍw otros factores de poca importancia. La influencia-en los conducto -
res es en su resistencia mecánica por eso hay que tener especial cui
dado en la adopción del diámetro del mismo.
Es necesario que los -apoyos toleren los esfuerzos produci-
dos por los conductores., accesorios y presión del viento sobre ellos.
-120-
Conductores.- Se toman en cuenta como cargas que actúan so-
bre ellos: el peso propio y el esfuerzo producido por la acción del
viento.
El peso del.conductor encontramos en las tablas de
transmisión y distribución (Reference Book) de.la West-
inghous e.
La presión del viento sobre los conductores. Considera-
mos las componentes perpendiculares y horizontales, la
superficie del conductor expuesta a la acción del vien-. 2
to sera en mts
A = 1 Tññn • 1 = Longitud del vano en me-
tros .
d = Diámetro del conductor e:x
presado en milímetros.
Al esfuerzo producido por la acción del viento en los conduc
tores3 hay que sumarle, los producidos por éste en la superficie de
los aisladores y en el de las crucetas que se hallan sometidas a su
empuje, a estos esfuerzos hay que multiplicarles por un coeficiente
de corrección, tomando en cuenta que se trata de superficies de revo
lución, en esta forma se consideran todos los esfuerzos que actúan
indirectamente sobre el apoyo. La acción del viento es diferente si
se trata de una superficie plana o cilindrica.
Para superficies planas La acción del viento se toma como
P = 0.007 v2A
2P = Presión del viento en Kg/m
v = Velocidad del viento en Km/h
A =• Superficie en m
-121-
Para superficies cilindricas La acción del viento para su-
perficies cilindricas multiplicamos por un factor de reduc-
ción de 0.7 a los valores- en superficies planas. Por ejem-
plo en postes con forma troncocónica ya sea de madera o de
hormigón armado centrifugado.
La superficie de contacto normal a la presión del viento es:
Siendo do = diámetro menor del cono truncado en cm.
TT - do + di .H 1 „W - ~~2 ¡T~T"OO dj* = diámetro mayor del co
no en cm.
-121-
Para superficies cilindricas La acción del viento para su-
perficies cilindricas multiplicamos .por un factor de reduc-
ción de 0.7 a los valores en superficies planas. Por ejem-
plo en postes con forma troncocónica ya sea de madera o de
hormigón armado centrifugado.
La superficie de contacto normal a la presión del viento es:
Siendo do = diámetro menor del cono truncado en cm.
do + di .H ,, , , , , -W - -7; 7777: di = diámetro mayor del co
L x 1UU —no en cm.
E = Altura libre del posteen mts .
El esfuerzo total se halla multiplicando la superficie W
por la presión de 100 Kg y por el coeficiente de ¿educción
de 0.7,
Este esfuerzo es aplicado a una altura Z de la superficie
del terreno..
H . di + 2do3 di + do
Para apoyos en ángulo? los vanos contiguos tienen una ten-
sión T que producen un esfue^o resultante í1} cuya bi-
sectriz dirigida por el ángulo o<¿ formado por las dos aline_a
ciones tienen que ser contrarrestado por tensores que absor-
ban el esfuerzo angular resultante para que el sistema se
mantenga en equilibrio. Se calcula a través de la siguien-
te expresión en función de la magnitud del ángulo y del ca-
libre del conductor.
-122-
o¿ 180 - &(_í1 = 2T. eos —^— * 2T sen ~ 2
Los postes terminales se-calcularán para que resistan el es_
fuerzo máximo de trabajo de los conductores.
Al momento del tendido los vanos contiguos tienen tensiones
iguales, sean o no de la misma longitud, pero por efectos de
sobrecarga debidos al viento y variaciones de temperatura,se
modifican las tensiones en los tramos desiguales y la diferen
cia entre ellas produce un esfuerzo en el sentido de la linea
que debe ser resistido por el poste correspondiente a los dos
vanos contiguos. Si el apoyo no tiene la rigidez necesaria
se flexará, tendiendo así a equilibrar la diferencia de ten-
siones. Se necesita utilizar cadena de aisladores que com -
pensen por desplazamiento de su posición vertical.
En general una estructura es adecuada cuando ofrece la resis_
tencia mecánica apropiada, la-separación entre conductores
requerida y la distancia libre al suelo del conductor infe-
rior exigida, para el vano y el conductor dados, y cuando los
aisladores escogidos provean el aislamiento a masa recomend_a
bles .
La separación entre conductores dado corresponde a un vano
máximo admisible en función de su flecha máxima y del volta_
je de servicio. Esta exigencia establece también una limi-
tación de la longitud del vano.
La resistencia del perno espiga, que son utilizados en ais-
ladores PIN y particularmente en el caso de ángulos, la re-
sistencia de éste debe ser tomada en cuenta para la determi
nación del. ángulo máximo que pueda soportar la estructura.
-123-
Si la carga angular resultante es absorbida por un tensor,
la resistencia del perno espiga viene a ser la determinan-
te del ángulo máximos admisible con el conductor dado.
Los pies-amigo se les utiliza .en.las crucetas y sirven para
reforzar a éstas y también para mantenerles en su posición
horizontal en el caso de estructuras de un solo poste.
El tamaño del aislador espiga (PIN) y el tamaño y número de
discos en el caso de aisladores de suspensión se escogerán
de acuerdo con el nivel del voltaje.
Según las normas ANSÍ para 13.2 KV utilizamos aisladores e_s_
piga (PIN) 55-4 y para aisladores de disco 52-1 (6"), 2 c/u3
para las cadenas de retensión.
Para los voltajes de 120/240 voltios se recomienda el empleo
del aislador carrete 53-2 para las fases y el neutro, pudien.
do ser el 53.1. con conductores menores de 1/0 AWG.
Las estructuras de redes, para uso urbano en su mayor parte.,
ba sido previsto solamente el poste de sección circular en
"hormigón o el de madera tratada.
El montaje en postes no agujereados será del tipo de fijación
con abrazaderas sobre bastidores.
Se considera adecuado para lineas de distribución estructu-
ras de 600 ICgs. de carga a la rotura, y para redes de dis-
tribución 350 Kgs. de carga a la rotura.
Las -longitudes de los postes considerando los vanos y las
distancias libres al suelo del conductor más bajo.
-124-
Para líneas de distribución de 10 - 12 metros
Para redes de distribución de 8.5 - 10 metros
Las crucetas previstas son de madera de dos metros cuarenta
y han sido consideradas adecuadas por la buena calidad dis-
ponible para el objeto.
Conductores:
a) Secciones máximas de los conductores en líneas y redes
gases Neutro
Lineas en ÁCSR o aliación de
aluminio equivalente 3/0 AWG 1/0 AWG
Líneas en Cobre 1/0 AWG 2 AWG
2b) Tensiones máximas de los conductores (Kg/mm )
Conductor
ACSR
AASC
COBRE
c) Presión máxima
Líneas
Redes
Lineas
1
9
17
del v.iento normal a
Superficies planas
70
34
Redes
5.5
4.5
8.5 '
2la línea (Kg/m )
Superficies cilí
42
20
-125-
d) Factores de seguridad mínimos (esfuerzo rotura/esfuer
zo trabajo)
Postes de hormigón 2.0
Conductores . - - 2 . 5
Herrajes _ 3.0
Crucetas de madera 4.0
Postes de madera 4.0
e) Longitud de empotramiento de los postes (L) •
L = longitudes te (mts) +
f) Altura libre al suelo mínima del conductor inferior
En el punto de máxima flecha, a 50°C: Temperatura del
conductor.
Alta tensión 6.0 (m)
Baja tensión 5.5 (m)
Neutro 5.5 (m)
Las flechas normales en redes de distribución alcanzan
valores del 2.7o de la longitud, del vano, se trata de que
este sea el valor máximo, por tratarse de vanos cortos
de aproximadamente 40 metros.
g) Limitaciones de ángulos y terminales
Permite la selección de varias estructuras de Redes de
Distribución., en circuitos primarios, para las aplica-
ciones angulares y terminales. En estas aplicaciones
-126-
las estructuras llevarán tensores para absorber los es-
fuerzos resultantes.
ESTRUCTURAS SEGÚN TIPO DE FIJACIÓNCONDUCTOR ÁCSR o
AASC-ÁWG (1) ESPIGA SIMPLE(2) ESPIGÁ-DOBLÉ(2) CADENAS DE RETENCIÓN
4
2
i/o3/0
40°
30°
20°
10°
60° y Tena.
60° y Term,
40°
20°
i/oNo
60°
60°
se utiliza
se utiliza
y term.
y term.
(1) Las mismas limitaciones pueden aplicarse con conductores équiv_a
lentes de cobre.
(2) Con pernos espiga de 130 Kg.
Nota: El tipo de estructuras con: lista de materiales, utilización.,
aplicación y forma de montaje encontramos en las Normas para
Distribución ESTRUCTURAS TIPO de INECEL.
.QUINTO .CAPITULO
E S T U D I O E C O N O M I ' C O
-127-
V. ESTUDIO ECONÓMICO
5.1 EÜEKTES _DE FINANGIAMIENTQ.- (2)
Los programas de inversión para las diferentes fuentes de ge_
neración, transmisión y distribución, no implican solamente importan-
tes partidas presupuestarias por parte del Gobierno Nacional^ la ele_c
ciÓn y uso de una acertada política de crédito externo e interno^ si-
no también el logro de una operación y mercadeo óptimo de la energía
para tratar de alcanzar a mediano plazo una situación de autof inancia_
miento sectorial.
En materia de crédito externos el origen de los recursos ha
provenido especialmente de los siguientes organismos;
USAID (Agencia Internacional de Desarrollo)- Ecuador, Reino
Unido-Ecuador y financiamiento hecho a las licitaciones por los ofe-
rentes. Préstamos que se han realizado para el proyecto de ELECTRIFI
CACION RURAL elaborado por INECEL.
Las fuentes de crédito interno son a través de Bancos Nacio-
nales y el financiamiento Municipal Regional. Son los que cubren un
porcentaje de las obras a realizarse.
5.2 FLUJO DE PONDOS Y GRONOGRAMA DE OBRAS.-
5.2,1 FLUJO JDE FONDOS : (2), (10)
El presupuesto de mano de obra para la construcción de lineas
y redes obtenemos elaborando un procedimiento escalonado de actividades.,
en cantidades aproximadas por sectores.
-128-
Para efectos de nuestro estudio, como ejemplo de procedimien
to hacemos el cálculo para el sector: San Isidro-General Proan'o ~ Ma
cas - Sucua.
Renglón A C T I V I D A D Unidad Gant.Áprox.
1 Estacamiento
2 Limpieza de via • •
3 Excavación .huecos/
4 Transporte postes
5 Parada de postes
LINEAS
REDES
LINEAS
POSTE-TENSOR
LINEAS
REDES
LINEAS
REDES
LINEAS
REDES
Km.
Km.
Km.
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
38.00
0.98
19.00
660
'45
462
26
462
26
6 Armada de las estructuras en las;
LINEAS EST- TIPO
U II
1! II
It M
1! U
REDES EST. TIPO
I! II
7 Armada de Tensor
S
SR
A 30°
A 60° -
T
DS4
DRR4
LINEAS
REDES
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
300
80
38
40
4
23
. 3
198
22
Nota: El tipo de estructuras son las normalizadas por IHECEL
-129-
Renglón A C T I V I D A D
8 Tendido y templado de conductor
LINEAS ÁCSR 3/0 ÁWG x 3
':VÉ~' STEEL 1/0 AWG
AASC 4 AWG x 4
REDES ÁCSR 2 AWG
AGSR 4 AWG
AASG 4 AWG
9 Instalación de puesta a tierra
10 Instalación de Transformadores
11 Instalación de luminarias
12 Instalación de Medidores
UNIDAD
1. APERTURA DE TROCHA Km2. ESTACAMIENTO Km3. LIMPIEZA DE VIA Km4. EXCAVACIÓN DE HUECOS c/u5. TRANSPORTE DE POSTES Y
REGADO c/u6. PARADA DE POSTES c/u7. ARMADA DE ESTRUCTURA c/u8. EXCAVACIÓN Y ÁKMÁDA DE
TENSOR . c/u9. TENDIDO DE CONDUCTORES Km
10. TEMPLADO CONDUCTORES Km11. INSTALACIÓN DE PUESTA A
TIERRA c/u12. INSTALACIÓN TRANSFORMADO
RES c/u.13. INSTALACIÓN DE LUMINARIAS c/u.14. INSTALACIÓN MEDIDORES c/u15. PRUEBAS Km.
Unidad Cant. Aprox.
-ctor
irra
LINEAS
REDES
>res
CANTIDAD
26.6033.9819.00705
488488488
22038.9838.98-
119
254 '50
38.98
Km
Km
Km
Km
Km
Km
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
v/.s/.
26
26
. 12
0
2
1
115
25
7
100
200
UNITARIO
6001.2001.200400
8002.000900
6004.0003,000
200
500150100
.96
.74
.48
V/. TOTALs/.
15.96446.77622.800282.000
390,400976.000439.200
132.000155.980116.940
23.800
1.0008.1005.0001.500
COSTO DE MANO DE OBRA 2'617,460
-130-
V/. TOTALS/.
16. ADMINISTRACIÓN Y DIRECCIÓNTÉCNICA (10%) 261.746
17. IMPREVISTOS (5%) 130.87318. UTILIDADES (10%) _ • 261.746
COSTO 'TOTAL DEL PROYECTO * ' 3 ' 271 . 825
COSTO 'POR KM S/. 83.936,00
Nota.- Estos precios fueron tomados de contrataciones para construcción de líneas y redes hechas por INECEL.
1.- APERTURA DE TROCHA
a) PERSONAL : 4 macheteros2
b) RENDIMIENTO; 1,280 m /día - hombre
1,5 m. de ancho.
El rendimiento diario de un machetero será igual a:
21 >: 1,280 m /día _ or_ -- ,,,- :; — - - - o53 ,11 m/dia
1,5 m
Los 4 macheteros 4 x 853,11 - 3.412,44
c) TIEMPO:
Consideramos el 7070 de la longitud de la construcción
0;7 x 38,98 Km « 27 Km •
Tiempo = peo -i -¡ ~ 31; 18 días
d) SUELDO:
Tomamos en cuanta un factor de 1.6, que representa las com-
pensaciones de orden social que son Décimo Tercer y Décimo
Cuarto Sueldos más bonificaciones s etc.
La remuneración diaria de un machetero es de S/. 80,00 por
tanto el diario de 4 macheteros será:
-131-
4 x 80 x 1.6 x 31,18 = S/ . 15.964.16
El valor unitario será:
26,60
En la Tabla 5-1 adjunta-, encontramos los valores de cada una
de las actividades a realizarse en la construcción del sis te
ma eléctrico San Isidro - General Proaño - Macas - Sucua, son
valores obtenidos con el procedimiento anterior.
Á continuación calculamos el presupuesto para las activida-
des fijas de personal extra y transporte.
PERSONAL EXTRA
1 Liniero
Sueldo 4.000 x 1.6 x 3,47 « 22.208.00
Viáticos 4.000 x 3,47 = 13.880.00
Subtotal S/- = 36.088.00
El factor 3,47 corresponde a los dias
calendario, 104 dias que durará la o-
bra en meses.
1 Bodeguero
Sueldo 4.000 x 1,6 x 3,47 • = 22.208.00
Viáticos 3.000 x 3,47 ' « 10.416,00
Subtotal S / , = 32,624.00
1 Chofer
Sueldo 3.500 x 1,6 x 3347 = 19.432,00
Viáticos 3.500 x 3.47 = 12.145.00
Subtotal S / . « 31.577.00
-132-
1 Ingeniero, Jefe de la obra
Sueldo 20.000 x 1,6 x 3,47 = 111.040.00
Viáticos 10.000 x 3,47 - 34*.700.00
Subtotal S/ . = 145.740.00
TOTAL S/. = 246.029.00
TRANSPORTE PARA EL JEFE BE LA OBRA, MOVILIZACIÓN DE PERSONAL Y
MATERIALES
Costo por "hora
Camioneta S/. 75
Herramientas 15
Según el crpnograma de las obras tendremos 82 días de 10 ho-
ras laborables.
Costo
Camioneta 75 x 10 x 82 - 61.500,00
Herramientas 15 x 8 x 82 = 9.840,00
T O T A L S/. 71.340.00
GRAN TOTAL DEL COSTO DE MANO DE OBRA S/ 3*271.825.00
5.2.2 CRONOGRAMÁ DE OBRAS :
Esta'elaborado según la experiencia adquirida por IKECEL en sus
diferentes proyectos para 82 días laborables que corresponden a 104
días calendario, tomadas desde la apertura de trocha hasta las prue-
bas de recepción.
5.3 • COSTOS DE INVERSIÓN (2)
-133-
La mayor parte de los proyectos de ingeniería pueden ser eje-
cutados de varias maneras y cada método requiere de inversión diferen
te y los gastos de operación y mantenimiento también son diferentes.
La vida útil y los ingresos de diferentes proyectos son distin
tos por lo que se requiere' de un estudio económico de alternativas pa--
ra ver cual es la más conveniente., a veces una inversión adicional de
capital, en algunas alternativas, trae consigo aumento de capacidad de
producción, aumento de vida útil del equipo, aumento de ingresos, re-
ducción de gastos de operación y mantenimiento., etc., los cuales ade-
cuadamente combinados y utilizados, pueden producir incremento en las
ganancias, hecho que hay que considerar en la selección.
Los factores reales que se pueden predecir y calcular son:
1. Los cargoo fijos de inversión, estos son constantes y pro-
porcionales al costo invertido y dependen de la inversión
inicial.
a) Depreciación
b) Rendimiento o ganancia
c) Seguros
d) Impuestos
2« Gastos variables de operación o producción; son proporcio
nales a la producción y dependen de la operación.
a) Gastos directos de operación y mantenimiento TABLA 5-2
b) Gastos indirectos de operación y mantenimiento
A continuación encontramos una tabla con índices de inversión
por unidad elaborados por el Instituto Ecuatoriano de Electrificación,
con el procedimiento anterior,
-134-
Se revalúa para generación hidroeléctrica con un Índice
de S/. 15.000.00/KW •
Para control de las obras hidráulicas S/. 600.000,00 •
• - . ,Se r evalúa para generación termoeléctrica con un índice
' de -S/. 7.500300/KW
-' Reparación de un grupo de 750 KW S/. 200.000,00
Se revalúa para transformación con los siguientes índices;
Hasta 1500 KVA S/. 1.000,00/KVA
2500 KVA S/. 800,00/ KVA
5500 KVA S/. 550300/ KVA
Se revalúa para transmisión con los siguientes índices
líneas a 69 KV S/. 260.000.00/Km.
13.8 KV S/. Í40.GQO.OO/Km
- Se toma un índice de S/. 3 .000,00/aboriado
Se toma un incremento del 1070 anual
5.4 COSTO DE KWK (2)
El presente estudio fue realizado tomando como base el Siste-
ma Eléctrico Kunicipal de Macas, por ser de características similares
a los Sistemas Eléctricos Municipales de Méndez, Sucua y -Limón^ ya que
solamente en Macas se cuenta con los datos necesarios para la realiza
ción del mencionado estudio»
5.4-1 En la Tabla 5-3 encontramos el costo promedio del KWH a nivel
de abonado para cada uno de los artos y para el período considerado en
este estudio y bajo las siguientes alternativas:
a) Cubriendo los costos del servicio (gastos directos de o-
peración y mantenimiento y las cuotas anuales de depre-
ciación) .
•135-
b) Cubriendo los costos del servicio más una rentabilidad
del 23 4, 6 y 8% sobre el promedio de la base tarifaria,
respectivamente .
L'os resultados así obtenidos se resumen:
T| ™? -
S/ . 1,764 para cubrir costos del servicio
S/. 1.944 para cubrir costos del servicio y una renta.
bilidad del 4%
S/. 2,305 para cubrir costos de servicio y una renta-
bilidad del 6%
S/. 2.485 para cubrir costos de servicio y una reutabi
lidad del 8%
Con los datos obtenidos en los cuadros anteriores referentes a
inversiones brutas en operación menor, el fondo acumulado de deprecia-
ción para cada uno de los años considerados en el estudio se determi-
nan las inversiones netas en operación que sumadas al capital de tra-
bajo nos da la base tarifaria. Este cálculo se muestra en la TABLA
5-4, en el que además se han calculado porcentajes de rentabilidad del
23 4S 6 y 870 sobre el promedio de la base tarifaria.
a) Servicio Residencial. -
TARIFA R
APLICACIÓN.- Esta tarifa se aplicará a los abonados cía
sificados en el servicio residencial.
CARGOS.- S/. 19,00 mensuales como mínimo de pago con de
recho a un consumo de hasta 10 ICWH-
-136-
S/l 1,80/KWH, por exceso'en el consumo mensual.
S/. 0,20/KWHj por concepto de pago por el seryi
ció de alumbrado publico.
b) Servicio Comercial.-
TARIFA C -f .
APLICACIÓN.- Esta tarifa se aplicará a los abonados clasi-
ficados en el servicio comercial.
CARGOS.- S/. 22,00 mensuales como mínimo de pago con dere-
cho a un consumo de hasta 10KWH
S/. 2,10 /KWH por el exceso en el consumo mensual
S/f 0,25 /KWH por concepto de uso del servicio de
alumbrado público.
c) Servicio Industrial.-
c.l) TARIFA 1-1
APLICACIÓN.- Esta tarifa se aplicará a los abonados del ser
vicio industrial que utilicen la energía eléc-
trica para sus trabajos de artesanía y cuya caí:
ga conectada sea hasta de 15 KW.
CARGOS.- Se aplicará la tarifa comercial con una clasi-
ficación máxima del 15% sobre el valor de la
planilla. Esta bonificación queda a criterio
del Municipio S/. O,15/KWH por concepto de pa-
• go por el servicio de. alumbrado público.
c.2) TARIFA 1-2
APLICACIÓN.- Esta tarifa sa aplicará a los abonados del ser;
vicio industrial que tengan más de 15 KW de
carga instalada.
CARGOS.- S/. 25,00 por cada KW de demanda facturable como
mínimo de pago mensual sin derecho a
consumo.
-137-
S/. 1,50 /KWH por cada KWH de consumo mensual.
S/. 0,15 /KWH por concepto de pago del servi-
cio de alumbrado público
c.3) DETERMINACIÓN DE LA DEMANDA FACTURABLE
'Para los abonados a las tarifas 1-1 e 1-2 del servicio
industrial, la demanda facturable se determinará de la si.
guiente manera, en el caso de que la instalación del abo-
nado no tenga medidor de demanda máxima.
El 100% de los primeros 20 KW de carga instalada
El 80% de los siguientes 30 KW de carga instalada
El 707o de1 los siguientes 50 KW de carga instalada
El 60 7o de exceso
d) Servicio a entidades oficiales.-
TARIFA E-O
APLICACIÓN'.- Esta tarifa se aplicará a todas las ofici-
nas y dependencias Fiscales y Municipales,
cuyas características son las especifica-
das en la definición de servicios a Enti-
dades Oficiales.
CARGOS.- Se aplicará la tarifa comercial. Para las en
tidades de Asistencia Social se aplicará una
bonificación máxima del 1070 sobre el valor de
la planilla, si el Municipio lo creyere conve
niente.
e) Servicios Ocasionales.-
e.l) TARIFA 0-SM
APLICACIÓN-- Esta tarifa se .aplicará a los abonados de
Servicio Ocasional, que tomaren la energía
-138-
CARGOS . -
eléctrica sin medidor, a efectos de promo-
ver negocios ubicados en la vía pública o
en lugares particulares.
S/. 10,00 diarios por cada 100 vatios o frac-
ción de carga conectada.
e. 2) TARIFA 0-CM
APLICACIÓN.- Se aplicará a abonados de servicio ocasio-
nal, que tomaren energía eléctrica con medi-
dor, a fin de promover negocios' en la vía pu
blica o en lugares particulares.
CARGOS.- Se aplicará la tarifa comercial con un recargo
del 1007o sobre el valor de la planilla.
5.5 AMORTIZACIÓN (2) ,(10)
La amortización del equipo eléctrico utilizado para producir e-
nergía eléctrica y entregar al consumidor, es calculado en base a cuo -
tas anuales de depreciación y el fondo acumulado de depreciación en el
Sistema Eléctrico Municipal de Macas, y como ya se dijo anteriormente
haremos el símil a los otros sistemas.
5.5.1 Cuotas anuales de depreciación.-
En la TABLA 5-5 se muestran las cuotas anuales de depreciación
para las diferentes etapas del sistema en el período considerado, estas
fueron calculadas en base a porcentajes que se establecen en el regla-
mento de Fijación de Tarifas de los Servicios Eléctricos.
5.5-2 ffondo acumulado de depreciación.-
En la TABLA 5-6 se indica el Pondo-Acumulado de Depreciación
para cada aílo de los años en estudio y para cada etapa del Sistema.
TAB
LA 5
-1
a.
Renglón
ACTIVIDAD :
1
APERTURA DE TROCHA
42
ESTÁCAMIENTO
• 1 2 2 1
. 3
LIMPIEZA LE. VIA
-84
EXCAVACIÓN DE HUECOS/POS,
TE TENSOR
, 15
5
TRANSPORTE DE POSTES
4 16
PARADA DE POSTES
"
3 3 157
ARMADA DE ESTRUCTURAS
6.
6 38
ARMADA DE TENSOR
- . 4 4
9
TENDIDO DE CONDUCTORES
8 816
10
TEMPLADO DE CONDUCTORES
4 4 2
•D™ o ™
AT
RENDIMIENTO
TIEMPO
PERSONAL
DIA/HOMBRE
DÍAS '
Macheteros
853,11 m.
31,18
Topógrafo
1.070,00 m
36,39
Viáticos
Cadeneros
Macheteros
Peón
Macheteros
850,00 m
22,23
Peones
3 huecos
235,00
Peones
3 postes
151,10
Camión
Linieros
2 postes
328,57
Viáticos
Ayudantes
Peones
Linieros
3 postes
150,04
Viáticos
Ayudantes
Peones
Linieros
3 tensores
7.5 , 63
Viáticos
Ayudantes
Linieros .
1.200,00 m
32,75
Viáticos
Ayudantes
Peones
Linieros
500,00 m
87,59
Viáticos
Ayudantes
Peones
SUELDO
s/.
15-964,16
15.136,58
9.460,36
9.896,99
9.314,82
• 2.910,88
22.763,52
282.000,00
344.520,54
48.353,76
182.949,58
114.343,47
130.903,51
394.287,84
167-079,44
104-424,64
119.548,18
36.008,50
56.144,00
35.090,00
40.172,00
48,623,34
30.389,59
34.790,84
41.916,67
45,729,10
28.580,68
32.719,96
9-855,41
VALOR UNITA
SUBTOTAL
RIO S/.
S/.
600/Km
1200/Km
1200/Km
400/hueco
800/poste
2000/poste
'900/estruct.
600/ tensor
4000/Km.
•
3000/Kra.
15.964;16
46.715,42
22.763,52
282.000,00
392.874,30
822.484,41
427.060,75
131.406,00
155.720,44
116.885,15
TAB
LA
(5-1
) b
.
Renglón
ACTIVIDAD :
11
INSTALACIÓN DE PUESTA A
TIERRA
12
INSTALACIÓN TRANSFORMA-
DORES
13
INSTALACIÓN DE LUMINA-
RIAS
14
INSTALACIÓN DE MEDIDORES
15
PRUEBAS
PERSONAL
RENDIMIENTO
TIEMPO
DÍA/HOMBRE
DÍAS
2 Linieros
5 tierras
23,00
Viáticos
2 Ayudantes
2 Peones
1 Liniero
' 1 Transí .
*2,00
Viáticos
1 Ayudante
2 Peones
2 Linieros
7 Luminarias ' 8,00
Viáticos
2 Ayudantes
2 Peones
2 Xinieros
8 Medidores
6,00
Viáticos
2 Ayudantes
2 Linieros
1
1,50
Viáticos
2 Ayudantes
1 Peóu
SUELDO
S/.
8.579,76
5.362,36
6.138,97
3.698,18
312,00-
195,00
224,00
269,00
2-926,54
1.829,09
2.093,99
1,261,44
2.136,10
1.335,07
1.527,66
512,26
320,16
366,39
110,04
. VALOR UNITA
SUBTOTÁL
RIO
S/.
S/.
200
/tierra 23.800,00
500 /transf .
1.000,00 •
150/luminaria ' 8.100,00
100/medidor
5.000,00
1.500,00
o I
-141-
TÁBLÁ 5-2
GASTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN Y MAMEN?
(Miles de Sucres)
1.976 1.977
1. GENERACIÓN
5227
60
139
5758
174
289
6264
220
346
6971
252
392
1.1 Operación y Mantenimiento (excuí-do combustible)
1.1.1 Central Hidráulica (78 KW) (1)1.1.2 Central Térmica (240 KW) (2) (10)
1.2 Combustible y lubricantes- (3)
TOTAL GENERACIÓN .
2. TRANSFORMACIÓN (4)
2.1 Subestación 100 KVA2.2 Subestación 300 KVA (10)
TOTAL TRANSFORMACIÓN
3. SUEERANSMISION (3.5 Km) (5) (10)
4. DISTRIBUCIÓN (6)
5. COMERCIALIZACIÓN.(7)
6. ADMINISTRACIÓN (8) (11)
TOTAL GASTOS OPERACIÓN Y MANTENIM.
CAPITAL DE TRABAJO (9)
NOTAS: (1) Se toma un índice de S/. 600/KW, se considera un incrementoanual de 10%'
(2) Se toma un índice de S/. 220/KW, se considera un incrementoanual de 10%
(3) Calculado en base a un rendimientp de 12 KWH/Galón.., preciocombustible S/. 6?003 se incrementa el 10% por lubricantes.
(4) Se toma un Índice de S/. 20/KVA(5) Se toma un. índice de S/. 1.500/Km.(6) Se toma un índice de S/. 80/abonado(7) Se toma un índice de S/. 80/abonado(8) Se forma el Departamento de Administración en Marzo de 1976(9) Calculado en base a 3 meses de los gastos directos de Opera
ción y Mantenimiento.(10) Comienza a funcionar a mediados de 1976(11) Se incrementa un 10% anual.
23
5
3
18
9
120
294
74
26
8
5
20
20
158
500
125
26
8
5
22
22
174
577
144
26
8
5
24
24
192
645
161
•142-
TABLÁ 5.3
SISTEMA ELÉCTRICO MUNICIPAL BE MACAS
1.
2.
3.
4-5,6.7,
8.
9.
10
11
12
13
COSTO PROMEDIO
- Cuotas anuales de Depre-ciación
- Gastos Directos de Opera-ción y Mantenimiento
- Costos del Servicio
- Rentabilidad 2%- .Rentabilidad 470- Rentabilidad 67o- Rentabilidad. 8%
- Costos del Servicio másrentabilidad 27.
- Costos del Servicio másrentabilidad 47o
.-Costos del Servicio másrentabilidad 6%
.-Costos del Servicio másrentabilidad 8%
.-Energía vendida MWH
„ -Costo promedio del KTO cubriendo
13.1 Costos del Servicio13.2 Costos del servicio
más rentabilidad* 27o13.3 Costos del servicio
más rentabilidad 47o13.4 Costos del servicio
más rentabilidad 5%13.5 Costos del servicio
más rentabilidad 87,
DEL KWH A NIVEL ABONADO
1.976
104
294398
68137205274
466
535
603
672
224
1.777
2.080
2.388
2.692
3.000
1/977
164
500664
68136204271
732
800
868
935
249
1.906
2.097
2.292
2.487
2.679
• 1.978
167
577744
67133200266
811
877
944"
1.010
426
1.746
1.904
2.059.2.216
2.371
1.979
170
645815
65130195260
880
945
1.010
1.075
487
1.674
1.807
1.940
2.074
2.207
Periodo1976-1979
2.621
268536804
1.071
2.889
3.157
3.425
3.692
1.436
1,764
' 1.944
2.124
2.305
2.485
-143-
TABLA 5-4
1.-
2.-
4.-
5.-
6.-
9.-
10.-
BASE TARIFARIA Y RENTABILIDAD
(Miles de Sucres)
1.976 1.977 1.978
Inversiones brutas en ope-ración. 3.667 3.727 3.792
Fondo acumulado de Depreciación 322 486 653
Inversiones netas en opera-
ción 3\345 3.241 3.139
Capital de Trabajo 74 125 144
Base Tarifaria 3.419 3.366 3.283
Promedio de la base tarifa-ria 3.419 3.393 3.325
Rentabilidad 2% 68 68 67
Rentabilidad 4% 137 136 133
Rentabilidad 6% 205 204 200
Rentabilidad 8% 274 271 . 266
1.979
3.865
823
3.042
161
3.203
3.243
65
130
195
260
-144-
TABLA 5-5
CUOTAS ANUALES BE DEPRECXACION
(Miles de Sucres)
Deprecia_ción % 1.975 1.976 1.977 1.978 1.979
1.- GENERACIÓN
1.1 Central Hidráulica 2350 29 29 29 29 29
1.2 Central Diesel y Sub-
estaciones 6,61 - 52 104 104 104
TOTAL GENERACIÓN 29 81 133 133 133
2.- SUBTRANSMISIONC^S KV)Y LINEA DE 69 KV 3,00 - 5 11 11 11
3. - DISTRIBUCIÓN ' 3,00 16 17 19 21 23
4.- INSTALACIONES GENERALES 10,00 . . - .1 1 2 2
TOTAL CUOTAS ANUALES DEDEPRECIACIÓN - 45 104 - 164 167 170
-145-
TABLA 5-6
(Miles de Sucres)
1.975 1.976 1'.977 1.978
1.- GENERACIÓN
1.1 Central Hidráulica1.2 Central Térmica
TOTAL GENERACIÓN
2.- SUBTRANSMISION
3.- DISTRIBUCIÓN
4-- INSTALACIONES GENERALES
TOTAL FONDO ACUMULADO DEDEPRECIACIÓN 218 322 486 653
1.979
145
145
73
17452
226
5
90
1
203156
359
16
109
2
232260
492
27
130
4
261364
625
38
153
7
823
5.5,3 En la TABLA 5.7 encontramos los porcentajes de depreciación
ra instalaciones eléctricas.
TABLA 5-7
D E P R E C I A C I Ó N
NOMBRE DE LA CUENTA
Amortización Intangible
CENTRALES GENERADORAS
HIDROELÉCTRICAS
Edificios y EstructurasObras Hidroeléctricas
LIMITEINFERIOR%
10.00
1.501.50
Anos
10
6767
LIMITESUPERIOR% Anos
10.00
2.502.50
10
4040
-146-
NOMBRE DE LA CUENTA
Instalaciones ElectromecánicasCarreteras, caminos y puentesPromedio Central,Generadora Hidroeléctricas
LIMITEINFERIOR% Años
2.001.00
1.50
50100
•67.
LIMITESUPERIOR% Años
3,003.00
3.00
3333
33
DIESEL . '
Edificios y Estructuras 2.00 50Instalaciones Electromecánicas 3.57 28Depósitos de Combustibles 3.00 33Promedio Central GeneradoraDiesel " - 3 . 3 3 30
LINEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBES-TACIONES
V*
Edificios y Estructuras 2.00 50Equipos de Subestaciones 2.50 40Postes, torres y accesorios 2.50 40Conductores de transmisión 2.00 50Carreteras, caminos y puentes 1.50 67Promedio lineas de transmisióny subestaciones 2.22 45
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
Edificios y estructurasEquipos de subestacionesPostes torres y accesoriosConductores aéreosConductores subterráneosTransformadores de DistribuciónAcometidasMedidoresInstalaciones en propiedad deconsumidores 3.00 33Sistemas de Alumbrado Públicopromedio 3.33 30Sistemas de Distribución 3.00 33
INSTALACIONES GENERALES
Edificios y estructuras 2.00 50Mobiliario y equipo de oficina 3.33 '30Equipo de transporte 10.00 10
2.002.503,002.502.00
2.503.333.00
504033
- 4050
403033
5.006.675.00
5.55
3.004,004.003.003.00
3.33
3,004-005.003.333.33
4.005.005.00
6.67
6.674.00
3.006 , 6 725.00
2015-20
18
3325253333
30
3325203030
252020
15
1525
33154
-147-
. ' • LIMITE LIMITEINFERIOR SUPERIOR
NOMBRE DE LA CUENTA . % Años % Años
Equipo de Bodega 3.00 33 6.67 15Herramientas, equipos de ta-lleres . 3.33 30 10.00 10Equipo de laboratorio • ,3.00 33 . 6 .67 15Equipo de Comunicaciones 4.00 25 10.00 10Equipos diversos 4.00 25 10.00 10Promedio instalaciones gene-rales 3.00 33 5.00 20
r»-
SEXTO CAPITULO
RECOMENDACIONES, CONCLUSIOííES
BIBLIOGRAFÍA
VI RECOMENDACIONES Y CONCLUSIONES
Se espera que este plan de Electrificación RURAL se ciña a los qb
jetivos y estrategias del Plan Nacional de Desarrollo, procurando
dar una solución al problema del desarrollo económico, asegurando
a la población mayor abundancia en condiciones de mayor igualdad.
Para financiar las inversiones en Electrificación RURAL los usua-
rios pueden aportar con el 12%j representado en costos de mano de
obra 110 especializada y transporte locales, y las entidades na -
cionales con el 8%, correspondientes a los costos de ingeniería y
administración, así como de un 20% 3 rubro de recursos iniciales .
Las subestaciones de Macas, Sucua, Méndez y General Plaaa (Limón).,
cuya función, es elevar la tensión de barras de 13.2 KV a la línea
de 69 KV en un primer momento, y más tarde cuando opere el Siste-
ma Nacional, poder bajar de 69*KV a 13,2 KV, para que sirvan las
áreas en su jurisdicción.
A la linea de transmisión a 69 KV con conductor 3/0 ÁCSR. se reco-
mienda darle un factor de seguridad alto, aumentando así la con-
fiabilidad en el servicio, por ser ésta la columna vertebral del
Plan de Electrificación en el área de Estudio.
Las líneas de distribución a 13.2 KV serán monofásicas a dos hilos
y trifásicas, según la importancia del mercado eléctrico, se reco-
mienda usar el sistema multi ground.
Las redes de distribución por el estado actual de demanda serán
radiales, y en las cabeceras cantonales se prevé sistemas malla-
dosj con proyecciones a banquiar transformadores, conforme al de-
sarrollo de la zona así lo requiera.
I B L I O G R A F I A
(1) Instituto Colombiano de Energía Eléctrica (ICEL)"PLAN NACIONAL DE ELECTRIFICACIÓN RURAL11
Informe Final - XI - 1973DISECO Y CONSTRUCCIÓN DE SISTEMAS DE SUBTRANSMISION Y DIS-TRIBUCIÓN" V-1971
(2) Instituto Ecuatoriano de Electrificación (INECEL)- "ESTADÍSTICAS ELÉCTRICAS"División de Regulación y Tarifas BOLETÍN N£ 10 1975
- "INFORMACIÓN ECONÓMICA E ÍNDICES DE GESTIÓN EMPRESARIAL"Boletín N- 5 1975
- "NORMAS PARA LINEAS DE SUBTRANSMISION A 69 KV"- "NORMAS PARA DISTRIBUCIÓN ESTRUCTURAS TIPO"
(3) Electricidad para el Desarrollo "CADÁFE""GERENCIA DE OBRAS ELECTROMECÁNICAS"Caracas, X - 1971
(4) Oficina de los Censos Nacionales"COMPENDIO DE INFORMACIÓN SOCIO-ECONÓMICA DE LAS PROVINCIASDEL ECUADOR" 1974
(5) Cuide for Safety in AlternatingrCurrent Substation Grounding,AIEE Publication N2 80 March 1961
(6) A Guide for Minimun Electrical clearances for standard Basicínsulation levéis, AIEE technical Paper 54-80
(7) National Electrical Safety Gode
(8) ' REA Bulletins43-5 "List of Materials Ácceptable for use on Systems of "REA
ELECTRIFICARON BOBROWERS"60-8 "System Planning Guide for Electric Distribution Systems1161-2 "Guide for Malcing a Sectionalizing Study on RURAL ELEC-
TRIC Systems1161-5 "Guide for the design of Substations"; como CEI} Publi-
cation 71 > 1972 Insulation. Coordina tion"65-1 "Guide for the Design of Substations " REA Bulletin 1970
161-8 Voltage and Current Investigations.169-27 "Voltage Regulator Application on Rural Distribution
Systems"
(9) TENDENCIAS ACTUALES EN LA CONCEPCIÓN DE LAS SUBESTACIONES DE' ALTA TENSIÓN"
POR PIERRE CLÁRENNE (CGEE ALSTHOM-COGELEX) T.10.GST-Cl/SnGFV- Coloquio técnico en el Ecuador
(10) Curso de Líneas de Transmisión para profesionales "ENDESA"Publicaciones técnicas Agosto 1972
- "METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN ECONÓMICA "PABLO JÁRAMILLO B.- "COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Y PROTECCIÓN CONTRA SOBRE VOL-
TAJES EN SISTEMAS DE ALTA TENSIÓNARTURO GAJARDO ( $pto Ingeniería Eléctrica)
- "CÁLCULO DE FLECHAS Y TENSIONES" .NÉSTOR CASTRO ( H)pto. Ingeniería Eléctrica)
(11) CÁLCULO DE FLECHAS Y TENSIONESComisión Federal de Electricidad.
(12) APUNTES DE LINEAS DE TRANSMISIÓNIng. Honorato Placencia
(13) 5 & ELECTRIC COMPANYSpecialists in High - Voltage Switdring and Protection Bu-lletin 100 dated 2-23-76
(14) ELECTRICÁL TRANSMISIÓN AND DISTRIBUTIONR.e£erence BookBy Central Station Engineers o£ the Westinghouse ElectricCorporationEourth Edition, September 1, 1950
(15) "REDES ELÉCTRICAS"Editorial Gustavo Gilí, S.A, Barcelona 15 Rosallón 87-89QUINTA EDICIÓN. 1972
(16) "Aluminum Electrical Conductor Hand-book of the Aluminum Ásso-ciation"
(17) "ENV transmition Line Reference Book"., Capitulo Tercero
(18) "Grounding Electric Circuits Effectively"J.R. Eaton, "General Electric Review", Vi -1941
A N E X O S
•f
ANEX
O 1
.2
CU
RV
A
DE
CA
RG
A D
IAR
IA D
E M
ÁX
IMA
D
EM
AN
DA
C
UR
VA
DE
CA
RG
A
DIA
RIA
R
EP
RE
SE
NT
AT
IVA
EN
ER
GÍA
G
EN
ER
AD
A
: l.25p
XW
H
DE
MA
ND
A
MÁ
XIM
A
: 200
KW
200 -
DE
MA
ND
A
MÁ
XIM
A
ÍGO
-
120
-
DE
MA
ND
A
ME
DIA
40
-
E =
EN
ER
GÍA
K
WH -j.—
i 1—
i 1—
[
6 12
HO
RA
S
E «
EN
ER
GÍA
KW
H
-i—
I—i—
i—i—
i—r
18
200
-
'160
-
12
0 -
80 -
40 -
EN
ER
GÍA
G
EN
ER
AD
A
: 7
50 K
WH
1 1
1 1
1 1
12
HO
RA
S
-T
1—i
r
18
PRO
YEC
CIÓ
N
DE
DEM
ANDA
SI
STE
MA
M
ENO
R M
AC
AS
AN
EXO
(1-3
)
ASO
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
•
1980
1981
1982
1983
1984
1985
19S6
1987
1933
1989
1990
TASA
S %
POB
LAC
IÓN
(HIL
ES
)
19.9
8
21
.05
22.1
5
23
.30
24
.46
25
.65
26
.87
29.1
1
29
.37
30. -
66
31
.96
33
.29
34
.61
35
.95
37
.29
33
.65
40
.03
41.4
7
POB
LAC
IÓN
SER
V.
7»
5.3
7.1
8.8
11.1
13.8
17.6
22
.2
38
.5
35
.8
42
.8
49
.5
54.5
53
.8
60
.0
63
.1
66
.6
• 7
0.5
75.0
HA
TS.P
OR
ABO
NA
DO
112.4
84
.5
68.0
54
.0
48
.0
34.0
27.0
21.0
17.0
14.0
12.1
11.0
10.8
10.0
9.5
9.0
8.5
S.O
ABO
NA
DO
S(M
ILE
S)R
ESI
D
COM
ER
0.1
7
0.24
0.3
2
0.4
3
0.56
0.7
5
0.9
9
1.3
3
1.7
2
2.1
9
2.6
4
3.0
2
3.3
3
3.5
9
3.9
2
4.29
4.71
5.1
8
O.O
S3
0.1
0
0.1
2
0.1
5
0.1
9
0.2
4
0.3
1
0.40
0.4
9
0.5
9
_0.6
8
0.7
3
0.7
5
0.77
0.7
9
0.8
1
0.8
5
0.9
8
RE
SID
55
.9
81.2
110.2
151.3
20
8.2
28
6.6
39
2.1
551.
47
51
.5
1007.8
1286.4
1561.1
1824.7
2085
. 0
24
18
.6
27
99
.8
32
57
.9
33
04
.8
1O
1 £
CON
SUM
OS
(MW
H)
COM
ER
IND
US
ALU
M. O
TRO
S
.36.1
9
46
.6
61
.9
84
.2
115.
9
158.0
216.
6
• 3
02
.7
406.
1
53
5.6
66
7.5
78
5.4
88
6.8
97
6.9
1088
. 8
1225
. 5
1406.9
16
64
.6
ic;
tr.
3.0
3.2
3.5
3.3
4.2
4.7
5.2
5.3
6.5
7.3
8.2
9.1
10.2
11.5
12.9
14.4
16.2
18.1
11
1
7
23.9
42
.1
66.4
93
.2
122.3
153.
8
188.
0
22
4.8
.26
4.3
30
6.6
351.5
39
9.3
44
9.9
50
3.2
55
9.3
61
8.4
68
0.6
74
6.4
9?
¿1
TOTA
L
118.
9
173.1
24
2.0
33
3.0
45
0.6
60
3.3
80
2.0
1035
. 0
1428.5
1557.0
2313.7
2755
. 1
3171.7
35
76
.9
40
74
.6
46
58
.3
53
61
.6
62
34
.0
9.fi
.?.l
PEED
7.
17.5
17
.2
17.0
17:0
16.8
16.7
16
.6
16.5
16.5
16.3
16.2
16 .'l
16.0
16.0
15.9
16.0
16.0
16
.0
EN
ER
GÍA
D
EMA
ND
A F
C(M
WH
) 7.
144.
320
9.4
291.
9
40
1.2
..
54
2.2
72
5.2
96
2.8
13
00
.9
1710.8
22
21
.3
27
64
.3
32
87
.7
37
79
.8
4258
. 2
48
50
.0
55
45
.'7
63
83
.9
74
21
.5
2S
.08
20.0
21.0
22
.0
23
.0
24.0
25
.0
25.5
26
.0
25.5
• 2
7.0
27
.5
28
.0
28.4
28
.7
29
.2
29.5
29.8
29
.9
POT
EN
CIA
(KW
)
•82
.0
113.3
151.
5
19
9.1
25
7.9
331.1
431.0
571.1
73
8.9
93
9.4
1147.1
1340.4
1518.6
16
87
.6
18
94
.4
2138.7
24
39
.6
28
24
.0
23
.10
4.38
21.9
4
15.3
0
ANEXO fl - 41
PROYECCIÓN DE D
EMANDA
SISTEMA MENOR MACAS
ANO
1974
1975
1976
1977
1978
1379
1980
1981
198?
1983
1984
1985
1986
1987
1983
1989
1990
VATIOS POR
HABITANTE
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
4.12
5.40
6.83
8.54
10.5
412
.91
16.0
42
0.3
22
5.0
93
0.6
83
5.8
840.2
74
3.8
74
6.9
450.8
05
5.3
36
0.9
26
8.0
9
POTE
N
38.1
33
3.0
931.4
629.5
02
8.3
83
0.1
632
.51
29
.02
27
.46
22
.14
16.8
513
.29
11.1
312
.24
12.8
914
.05
15.7
6
PRO
YEC
CIÓ
N D
E ÍN
DIC
ES
DE
ELEC
TRIF
ICA
CIÓ
N
KW
H
POR
H
A-
BIT
AST
E 7.2
29,
9413
.18
17,2
2'2
2.1
72
8.2
735.8
34
6.2
85
8.2
57
2.4
58
6.4
89
8.7
9109.2
1118.4
4130.0
6143.4
815
9.44
178.9
6
ENER
GÍA
45 .
04
39
.43
37
.43
35.1
33
3.7
33
2.7
635
.11
31.5
02
3.8
32
4.4
418.9
314
.96
12.6
513
.89
14.3
415
.11
U..
25
KW
H
POR
AB
. R
ES
.
316.0
32
6.0
33
8.0
35
2.0
36
6.0
37
9.9
39
4.0
412.
04
35
.04
60
.04
87
.051
6.0
54
7.0
57
9.9
614.
8 .
65
2.0
69
1.6
73
4.0
•
VA
RIA
CIÓ
N D
E
CON
SUM
.PO
RA
B.Í
ÍES.
3.4
93
,68
4.14
3.97
3,8
23
.6S
4.56
5.58
5.74
5.86
5.9
56.
006
.03
6.0
16
.03
6.0
76.
12
KW
H
POR
AB
. C
OM
.
43
6.0
46
2.0
49
4.0
53
4.0
58
2.0
63
5.0
691.
07
54
.08
22
.08
96
.0•
97
6.3
1.0
64
.01
.15
9.6
1.2
64
.01.3
77.8
1.5
02
.01
.63
7.1
1.7
84
.0
TASA
S 7.
CON
SUM
.PO
RA
B.C
OM
.
3.9
66
.92
8.0
93.9
89.
108.
819.
119
.01
9.0
08
.97
8.9
78
.98
9.00
9.0
09
.00
S.9
98
.97
AB. C
OM.
POR
AB
. RE
S.
46
.62
40
.50
38
.49
36.4
93
5.0
0 •
33
.00
31.5
02
9.9
92
8.5
92
7.2
92
5.8
72
4.3
92
2.9
221
.49
20.1
319
.00
18.2
418
.00
CONS
UMIN
D.
S.4
98.
999.
499.
9910
.49
10.9
911
.49
11.9
911
.99
11.9
911
.99
11.9
9U
. 99
11.9
911
.99
11.9
911
.99
KW
H
AL
UM
P
OR
HA
BIT
AN
TE
10,0
010
,99
12,0
013
.00
14
.00
15.0
01
6.0
01
7.0
018.0
0 .
POBL
ACI
ÓN
5.3
55
.22
5.1
54
.97
4.8
64
.75
4.6
14
.43
4.3
94.
254.
113.
993
.87
3.7
23.
643
.59
3.5
7
[MA
ND
A S
1STÉ
AN
EX
O
I. 5
82.4
AN
OS
:RA
S D
E L
A P
RO
VIN
CIA
DE
AN
EX
O
1-
6 .•' T
UN
GU
RA
HU
A ,/
CH
IMB
OR
AZ
O
.-•'
"— ' '
Cum
anda
O\"
Í
iQM
cre
O H
ua
mb
oya
¡ ¡
T
¿=&
///
P
UY
O
{ p
'P
ato
ra
\S )
.
9 S
onga
y
/ o
Aro
plc
os
GUA
LACE
O
AZ
UA
Y
ZA
MO
RA
C
HIN
CH
IPE
PA
ST
AZ
A
OX
RR
ET
ER
A
LAS
TR
AD
A
CA
RR
ET
ER
A
DE
VE
RA
NO
._
CA
MIN
O.
DE
HE
RR
AD
UR
A
DE
TE
RM
INA
CIÓ
N
PR
ELI
MIN
AR
D
EL N
o. D
E A
LIM
EN
TAD
OR
ES
DE
UN
A S
UB
ES
TA
CIÓ
N
ANEX
O 2.
1X
VA
-Km
. —
.
67
09
103
KV
A -
K
m. •
•4
3
67
89
1 1
li
li
6 7
B 9
10f
Fo
clo
r
Reg
ula
d
13.2
XV
.
ie
pote
ncio
-
n 5
%
0.8
DE
TE
RM
INA
CIÓ
N
PR
ELI
MIN
AR
DE
L N
o. D
E A
UM
EN
TA
DO
RE
S D
E U
NA
SU
BE
STA
CIÓ
N A
NEXO
2.2
AN
EXO
(2
-3
)
SUB
EST
AC
ION
ES
D
E D
IST
RIB
UC
IÓN
FACTORES DE TENSIÓN PARA ESTABLECER EL AISLAMIENTO REQUERIDO DE LAS SUBESTACIONES
CO
NC
EP
TO
1.. Tensión máxima servicio
2. Por fallas a tierra
3=
Relación tensión descarga
(Flashover) a tensión resis-
te el aislamiento
4. Por superficie o atmósfera
contaminada
5. Por forma del electrodo .
6. Por altura sobre el nivel
del mar (3.000 m.)
7. Factor seguridad
Factores Totales
A 60 Hz
Aislo aire
•1,05
1,20
1,10
1,10
1,10
1,25
1,20
2,40
- Bajo lluvia
A impulso l,2/50/(s
Ais 1. Porcelana
• Áisl. aire
Aisl. Porcelana
1,05
1,20
'
. 1,10
1,10
1,10
1,40
1,05
1,10
1,10
1,25
1,25
1,25
1,20
2S80
1,50
1,45
NOTA:
Los factores totales se tomarán en cuenta para la determinación de las tensiones a 60 Hz y de
impulso que debe resistir el aislamiento, considerando como que todas las circunstancias ad-
versas indicadas ocurren a la vez.
ANEXO (2-4)
SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN
LADO 69 KV - COORDINACIÓN DEL AISLAMIENTO
60 Hz (húmedo) Impulso 1,2 / 50/7s.C O N C E P T O
9.
10.
11.
Aire
1. Factor total,, de Anexo(2-3) 2,40
2. Tensión nominal fase-neu-tro, (12¡ 3), KV 42
3. BIL de los equipos, KV
4. Tensión requerida para descarga s multiplicando factores bajo 1, con tensionesbajo 2 o 3, KV 100
5. Intervalo aire fase- tierrapara igualar la tensión descarga bajo 4} impulso posi-tivo, cm, • 31
6. Aisladores 2 x TRl40(TR-56) ,descarga, KV (Cubrir tensiones porcelana bajo 4) .
7. Aisladores suspensión 10" x58/4" ,5 unidades, KV (Cubrirtensiones porcelana bajo 4.)
8. Intervalo aire fase- fase. pa-ra igualar tensiones bajo 7,con factor seguridad 1,2 , cm. 55
Separación fase-tierra,ma recomendada, cm.
Separación fase- fase, míni-ma recomendada, cm.
Pararrayos tipo "intermedio" ,60 KV, con máxima tensión dedescarga y residual de 180 KVImpulso
Porcelana Aire Porcelana
2,80
'42
118
1,50
350
525
80
1,45
350
507
190 Húmedo
280 Seco
215 Húmedo
325 Seco
410 pos.
540 neg.
525 pos,
495 neg,
96
90
180150
ANEXO (2-5)
SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN
LADO 13,2 KV - COORDINACIÓN DEL AISLAMIENTO
"60-Hz (Húmedo)
3.
4.
10.
C O N C E P T O
Factor total de Anexo(2-3)
Tensión nominal fase-neutro (13,87/3) KV
BIL de los equipos, KV
Tensión requerida desear;gas Factores bajo 1, portensiones bajo 2 ó 3, KV
Intervalo aire fase- tie-rra para igualar la ten-sión descarga bajo 4;(impulso positivo) cm.
Aisladores suspensión51/2", 2 unidades, KV (Cubrir tensiones porcelanabajo 4)
Intervalo aire- fase- fasepara igualar tensiones bajo 6, con factor seguri -dad 1,2 cm.
Separación fase- tierra ,mínima recomendada, cm.
Separación fase- fase, mí-nima recomendada, cm.
Pararrayos tipo ndis tribución", 10 KV, con tensio-nes descarga y residualmáxima de 45 KV impulso.
Impulso l_,2/50//s.
Aire Porcelana Aire Porcelana
2,5 2,9
20 23'
110
176
24
1,5
110
165
55 Húmedo
120 Seco
200 pos.
190 neg.
38 40
75
90
AN
EXO
(2
-6
)
SUB
EST
AC
ION
ES
PE
DIS
TR
IBU
CIÓ
N
AIS
LA
MIE
NT
O A
IRE
-
DIS
TA
NC
IAS
MÍN
IMA
S A
MA
SA Y
EN
TRE
FA
SES
LAD
O
69
KV
(B
IL
350
K
V)
- LA
DO
13,2
K
V
(BIL
11
0
KV
)
NO
RM
AS
BoS, 162-1961 ("Specification for Elec-
tric Power Switchgear")
C.E,I. Pu~b. 71-Á (Recomendations for la
sulation Coordination"),
ÁIEE Paper 54-80 (Cuide for minimun E-
lectrical Clearances for Staadard BILS)
REA, Buletin 65-1, 1970 (Cuide for'the
Design of Substations) Minimun
Recomendad
NEMA. 56-6 (Standards for Power Swit- .
ching Equipment)
Discon. a-?itches, Bus Supports, etc0
Expulsión po%-?er'Euses,
RECOM. CONSULTOR, MIN.
LADO
A masa cm.
76?2
63,5
63,5
63,5
74,0
69 KV
LADO 13
3 2 KV
Entre fases cm.
A masa cm.
Entre fases cm.
. 78,7
.
72,5
1630
19,0
78,7
1830
30,5
78,7
18,0
30,5
25.4
-
90
152,0
213,0
180
o 15
0 '
75
61,0
91,0
90
,0
NOTA: Las distancias dadas por las Normas son hasta 10000 metros
s.n.m.
CUItltl-NT IN AMWKHS
) 4 I I I U
IN AMPFHUS
ANEXO 2-7 MÍNIMUM MELTING TíME-CURRENT CHARACTERÍSTIC CURVES
SMD FUSE UNITS --USAS! "K" FAST SPEED
o TI c c z 171 o
TIM
E I
N s
r.coN
DS
Cimill-NT IN AMI'KIIUS5 R fl r: S 8 s R rí )í §
"r::T:iT.r[:::r::i.3T
* Ir;t-:í— -r
a K a i- :*CtUlRENT IN AMPEKES
ANEXO 2-9 MÍNIMUM MELTiMG TiME-CURREWT CHARACTERISTIC CURVES
SiVíD FUSE UNITS — STANDARD SPEED
U'HJ t l .N t 1N AMl ' IHUSK •' :: r. r. :: ; '•'•
n ,
:T~F~.-^—r-- TV:—••- f-; - ; '•• ; • i ;; t'-T i : "r: - • M '^-Hi
CURBENT IN AMl'l-.llES
ANEXO 2-10 TOTAL CLEARING TIME-CURRENT CHARACTERISTIC CURVES
SIV1D FUSE UNETS - STANDARD SPEED
504 0
30
20
10
zmÍTI t\\\\W]
W$NWIwwt-llXximi
1_I
_.L
1
!- . - -
\^¿r~
Y\\
.« ——
—
^
~_ —
—
_.-
^>
-
—
—
-
—
11
•
-_l1-1-
1i
i
1
T
|ii
i
1i
Ji
¡
4_
i
_ _
i
.._
,
.
—
~l
,_
__i
-
-
-
—— i•._
-
"1
~*
""
-
c
C
2 3 - A 5 6 78910 20 30
MÚLTIPLES OF RELAY TAP SETTIK'G
100
ANEXO 2-IITirra-Current Curves íor ETxi.romoly Inverso Timo Overcurrc-nt Unil (IBC7V uncí I/;:77}
SUBESTACIÓN TIPOMALLA DE TIERRA
ANEXO 2.1 2
tf 4.00 u
^5.00 u 4-°°n i
(7)
(s)
©~>
.5
ESCALAD ! = 100
CONDUCTOR DE COBRE DESNUDO 2/0 AWG
CONECTOR PLANO PARA CONDUCTOR 2 AWG
CONECTOR EN CRUZ PARA CONDUCTOR 3/0 AWG
CONDUCTOR DESNUDO DE COBRE 2 AWG
VARILLA DE COOPERWELD 3/4 s 81
CONECTOR EN CRUZ PARA CONDUCTORES 2 o a/O AWG
TRANSFORMADORES DE MEDIDA
Tensión : Clase 1.2
Burden; X (25 VA)
ANEXO (2-13)
Corriente: Clase 1.2
Burden : B-0.5 (12.5 VA)
INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN
Subestación Relación de Transí. R a n g o d e E s c a l a sPotencia KVA T.Potencial T.Corriente Voltímetro Amperímetro Voltímetro Ind. M, D.
1.725/1,932 120 : 1 50/100-5 O - 15KV O - 50 A 0-lOOOKtf. O- 1000 KW
3.125/3.500 120 : 1 .75/150-5 O - 15KV O - 75 A 0-15OOKW. O- 1500 KW
4.687/5.250 120 : 1 100/200-5 O - 15KV O -100 A 0-2000KW. O- 2000 KW
Cargas: Instrumentos Westinghouse
Bobina de TensiónI n s t r u m e n t o :
Watt VAR
. Voltímetro 1.92
Amperímetro
Voltímetro . 3.60
1 Conductor
Contador de Energía 1.20 8.50
T O T A L 6 .72 8.50
Bobina de Corriente
Watts
0.41
1.93
1.95
0.24
4-53
VAR
0.16
0,27
0.28
0.71
VA « 10.83 VA « 4.59
DISPOSICIÓN DE EQUIPO
ANEXO 2.Í4
25 10 u 10 + 25
Oto O OAMPERÍMETRO
2 VOLTÍMETRO
3 VATÍMETRO
4 CONTADOR DE ENERGÍA
5 CONMUTADOR DEVOLTIMETHO
6 TABLERO
7 FUSIBLE
8 TOMACORRIENTE
ESCALA = I = 10
NOTA :
LAS DIMENSIONES SON APROXIMAD.
oro O O
30 30
GABINETE DE MEDICIÓNESQUEMA ELÉCTRICO
ANEXO 2.15
N A B C
IIIII
E
rii u
KWH-MD
llJD
i r! 
69 KV
IE1
69 KV-
69 K V -
138 KV
138 KV
iJL
m
24.00
-TORRE TERMINAL
130.00 m.
E.JEANEXO
- i..
...j_
~f-_
U -U
-4-¡.~
-,.
•• f
-.7
; 1.
...T7
T ¡
j r.
.
j.:.;;
g;'.
].;.p
-.,_
L:
J..J
.LJ.
..:
f
ENERO 78 ANEXO 4.
ADYACENTES
SUBESTACIÓNBARRAS DE BAJO VOLTAJE
f !ÁREA DE CARGA DEL
AUMENTADO* 3
c
II
i}II
r~B-1
ULLLl
rÁREA DE CARGA DEL
ALIMENTADOS 2
ENERO 78 ANEXO 4.2
L
SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN
Barra de Bajo Voltaje
f TUJUJ
RAMAL DE REGRESO
pi
-l^N.
rrn '
UJUJ
. mn .rrní
rrrn rrrn
3
T a1 Bauj
ALIMENTADOR CENTRAU
• rnm
i-LLUJ
CENTRO DE CARGA
ENERO 78 ANEXO 4.3
MONOFÁSICO
PRINCIPALTRIFÁSICO
I-AS E A
LATERALES
FASE D FACE.C
ENER
O
78)E
CA
ÍDA
DE
A
C S
R
AN
EX
O
4.4
ES
PA
CIO
E
QU
IVA
LEN
TE
A
PR
OX
. LO
M
.
LO
NG
ITU
D
EN
K
ILÓ
ME
TR
OS
-
%
DE
C
AÍD
A
DE
V
OL
TA
JE
RE
GU
LAC
IÓN
o.rN
OT
A:
ES
TE
G
RÁ
FIC
O
ES
TA
B
AS
AD
O
EN
LO
S
ELA
BO
RA
DO
S
PO
R
LA
GE
NE
HA
L
ELE
CT
RIC
CO
BR
E
EN
ER
O 7
8
ce o I-
CAR
TA D
E
EN L
INEA
S A
AN
EX
O
4.5
A
C
S
R
z u t-
ES
PA
CiO
E
QU
IVA
LE
NT
E
AP
RO
X.
1.0
LO
NG
ITU
D
EN
K
ILÓ
ME
TR
OS
23
45
67
PE
RD
IDA
S
EN
P
OR
CE
NT
AJE
D
E
LOS
KW
E
N
EL
EX
TR
EM
O
RE
CE
PT
OR
NO
TA
' E
ST
E
GR
ÁF
ICO
E
STA
B
AS
AD
O
EN
LO
S
EL
AB
OR
AD
OS
PO
R L
A
GE
NE
RA
L E
LEC
TR
IC
CO
BR
E
i* r
u
fin
.fr.
EN
ER
O
78
RE
AC
TAN
CIA
IN
DU
CT
IVA
EX
TE
RN
AC
ON
DU
CTO
RE
S A
ES
PA
CIA
MIE
NT
O E
QU
IVA
LEN
TE
MA
YO
R Q
UE
l.oo
m.
0.1
5
0.10
0.05
0.0
5
0.10
0.15
:)=
D
ista
n cf
a o
jylv
al
3.1
73
> lo
i
10
AN
EX
O
4.6
o _
an
o
o
o 11 a
0.1
0.2
0.3
0.5
0.6
0.8
1.
01.
53.0
4.0
5.0
S
.O8.
0 10
.0
U
ENERO 78 ANEXO 4.7
I S
CIRCUITO PRIMARIO
A C O M E T I D A S
i rCIRCUITO S E C U N D A R I O
w^_/1SISTEMA RADÍAL
CIRCUITO SECUNDARIOACOMETIDAS
S T
MALLA
S E C U N D A R I A
ALIMENTADO RES PRIMARIOS
SISTEMA DE MALLA
T
28
0
26
0
24
0
RE
GU
LA
CfO
N
3%
TR
IFIL
AR
E
QU
ILIB
RA
DO
2
40
/12
0
VO
LTIO
S
CA
BLE
T
RE
NZ
AD
O
AL
UM
INIO
20
50
10
0
ISO
200
2
50
300
350
400
<5
0
SCO
550
600
DE
NS
IDA
D
DE
C
AU
GA
(
VA
/m )
650
700
750
BO
O
850
900
350
1.0
00
RE
GU
LA
CIÓ
N
MU
LT
IPL
ICA
R
LC
NG
P
OR
2.0
%
C.3
1G
2.3
%
0.9
! 2
3.0
% |
4.0
%
i.O
St
1.15
5
4.5
%
1.2
25
5.0
%
1.2
92
53 M O o o o
26
0
24
0
Z2
0
20
0
1 8
0
I 6
0
14
0
I'¿O
10
0
30
60
20
RE
GU
LAC
IÓN
3
%
TR
IFÁ
SIC
O E
QU
ILIB
RA
DO
2
08
/12
0 V
OLT
IOS
CA
BL
E
TR
EN
ZA
DO
50
10
0
150
20
0
25
0
30
0
40
0
50
0
60
0
FA
CT
OR
ES
P
AR
A
OT
RA
S
RE
GU
LA
CIÓ
N E
S
TO
Oa
o°
9
OO
1.0
00
DE
NS
IDA
D
DE
C
AR
GA
(
VA
/m )
RE
GU
LA
CIÓ
N
MU
LT
IPL
ICA
R
LO
NG
. P
OH
2c> /o
0.
8IG
25
%
0.9
12
3,5
% ;
4.0
%
I.O
CI
t I.
ISS
4.5
%
I.2
E5
5.0
%
1.2
92
