capitulo 8.doc

Electrificación de dos sectores de la comunidad de Kollpa Pampa del municipio de Villa Serrano

CAPITULO 8.

INGENIERÍA DEL PROYECTO

8.1 DISEÑO ELÉCTRICO DE LA LÍNEA DE DISTRIBUCIÓN DE MEDIA TENSIÓN

El diseño prevé redes de distribución con alimentadores monofásicos, múltiplemente puestos a tierra, que se derivarán de la red troncal trifásica a ser construida. El nivel de tensión de la red primaria será la que se dispondrá en el lugar, cuyo nivel de tensión es 24.9/14.4 kV, se prevé ramales monofásicos en 14.4 kV, para dar cobertura a gran parte de las comunidades y Zonas del lugar. La red de distribución secundaria será la existente cuyo nivel de tensión es 220 V.

Los puntos de conexión para las derivaciones se han determinado en función a su proximidad a las comunidades y zonas comprendidas en el proyecto.

8.1.1 CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA

La configuración de los alimentadores actualmente existentes en media tensión próximos a la zona del proyecto, de donde derivan las líneas que alimentan el área de influencia del proyecto, presentan una configuración del tipo radial, multiaterrado en 24.9/14.4 kV, con fuente principal de energía eléctrica Administrada por CESSA, la mayoría bajo la norma REA (Rural ElectrificationAdministration).

Al corresponder el presente proyecto a pequeñas extensiones y derivaciones de líneas existentes en la zona, y dadas las características propias de las nuevas cargas a ser incorporadas con el presente proyecto (dispersas y de bajo consumo) se han adoptado para el proyecto dichas configuraciones previa a una verificación técnica del estado de operación de cada alimentador principal y/o secundario en media tensión.

8.1.2 SELECCIÓN DEL NIVEL DE VOLTAJE

La selección del nivel de voltaje está predeterminada por las características particulares del presente proyecto, dado que las líneas a ser proyectadas, son derivaciones u extensiones de las líneas existentes resultantes de la ejecución de los proyectos de electrificación ejecutados también por la ex CORDECH y los diferentes Municipios.

Por tanto, los voltajes de operación para las nuevas líneas a ser proyectadas corresponden a los niveles de tensión existentes en el punto de derivación.

Para las poblaciones beneficiadas, la tensión nominal primaria adoptada para línea en media tensión es de 14.4 kV.

Para las redes de baja tensión, se ha adoptado un voltaje monofásico nominal de 220 V para todo el proyecto.

Esta selección asumida, queda justificada en función de las magnitudes de demanda de potencia y energía y de la configuración propuesta en las diferentes zonas del proyecto.

8.1.3 DETERMINACIÓN DE LA CAÍDA DE TENSIÓN

Un aspecto técnico importante a ser controlado por la Superintendencia de Electricidad, se refiere al control de la calidad del producto técnico el mismo que en uno de sus aspectos establece los

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siguientes porcentajes permisibles de caídas de voltaje para las diferentes calidades y niveles de tensión normalizados, los mismos que son controlados a las empresa distribuidoras.

8.1.3.1 CALIDAD DEL PRODUCTO TÉCNICO

La calidad del Producto Técnico, abarca los aspectos de Nivel de Tensión, Desequilibrio de Fases, Perturbaciones, e Interferencias.

El Reglamento establece los siguientes los Niveles de Calidad, y su correspondiente criterio de aplicación:

Calidad 1: Aplicable a sistemas con una cantidad igual o mayor a 10000 consumidores

Calidad 2: Aplicable a sistemas con una cantidad menor a 10000 consumidores.

8.1.3.2 CALIDAD DEL NIVEL DE TENSIÓN

Límites de Variación de Tensión Reglamentados

Los rangos máximos de variación porcentual (%) de tensión admitidos por el reglamento en etapa de régimen, para los diferentes componentes de un sistema eléctrico, referidos a los voltajes nominales adoptados, son los siguientes.

Rango Admitido en Alta Tensión (mayor a 69 kV):

Calidad 1: Máximo +5% Mínimo -5%

Rango Admitido en Media Tensión: (mayor a 1 kV y menor a 69 kV):

Calidad 1: Máximo +7.5% Mínimo -7.5%


Rango Admitido en Baja Tensión: (igual o menor a 1 kV):

Calidad 1: Máximo +7.5% Mínimo -7.5%


Después de haber definido los Voltajes Relativos y Absolutos por Componente, además de haber realizado un análisis del estado de caídas de tensión en las redes de distribución por alimentador y siguiendo el criterio expuesto y elegido para la distribución de caídas de voltaje.

En el dibujo adjunto, se muestra gráficamente los perfiles de caídas de voltaje en los diferentes niveles de tensión, en estado de máxima carga y en estado sin carga, verificando el cumplimiento de las variaciones requeridas por el reglamento con las caídas de tensión y ajustes propuestos.

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Los resultados de caídas de tensión se muestran en la Planilla de caídas de tensión en condiciones de sobrecarga.

8.1.4 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ÓPTIMO

Para la elección del conductor optimo a instalarse en la Red de Distribución Primaria, se consideraron aspectos técnicos (caídas de voltaje y mecánicos) y aspectos financieros de costos de inversión y pérdidas de potencia y energía.

Desde el punto de vista de pérdidas de potencia y energía, las pérdidas técnicas globales de un sistema de distribución típico son del orden de 8 al 12%, dependiendo del precio de la inversión y del costo de la energía y potencia, en proyectos similares se establecen los siguientes valores de pérdidas técnicas:

4% en media tensión 3% en transformadores 3% en redes de baja tensión

Estos valores han sido adoptados para el proyecto.

Para la elección del tamaño y tipo de conductor, se han considerados los aspectos antes mencionados, para cada ramal a ser incorporado al sistema con la configuración propuesta.

Desde el punto de vista técnico de caída de voltaje, se han proyecto líneas que cumplan con los niveles de tensión establecidos por el Reglamento de Calidad de Distribución de Electricidad (RCDE).

En función a los calibres de las redes existentes y la normativa que tiene establecida la empresa CESSA, se han determinado que los conductores a ser empleados para el proyecto en las diferentes zonas se resumen en cuadro siguiente:

8.1.4.1 SELECCIÓN LA SECCIÓN MÁS ÓPTIMA


CUADRO 8.1.4.1aCONDUCTOR ASUMIDO PARA EL PROYECTO EN MEDIA TENSIÓN

CONDUCTOR MT (1F-N)FASE NEUTRO 2 AWG 4 AWG

CUADRO 8.1.4.1bCONDUCTOR ASUMIDO PARA EL PROYECTO EN BAJA TENSIÓN

REDES EN BT - MULTIPLEXDUPLEX Nº 4 AWG

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8.1.4.2 ANÁLISIS DE LA ECUACIÓN DE CAMBIO DE ESTADO PARA VANOS A DESNIVEL

Ecuación de cambio de estado

En la figura 5.1, se muestra la disposición del conductor para un vano desnivelado.

T 023 −[T 01−

d2 EwR12

24 S2T 012 −αE( t2−t 1)]T 02

2 =d2EW R2

2

24S2

Esfuerzo del conductor en el extremo superior derecho:

Formula exacta:

T D=TOcosh ( X Dp )Fórmula aproximada:

T D=√TO2 +( X D∗W R )2

Esfuerzo del conductor en el extremo superior izquierdo

Fórmula exacta :

T I=TO cosh ( X Lp )Fórmula Aproximada:

T I=√T O2 +(X I∗W R )2

Limites del vano de diseño

El cálculo para la determinación del vano limite de diseño en estructuras de paso no atirantadas es idéntico al de la determinación de la clase del poste en estructuras de paso, con la diferencia que para este cálculo es conocido la clase del postes, es decir el esfuerzo máximo que puede soportar el poste seleccionado para un determinado vano máximo y condición de viento.

Otro criterio considerado en los vanos máximos es el referido a la distancia máxima de separación entre conductores, el mismo que se calcula en función a la flecha que de acuerdo al NESC viene definido por:

DH=7 .6∗kV +8∗√2 . 12∗f

Donde:

DH = Distancia de Separación Horizontal entre conductores (mm)kV = Voltaje máximo fase – fasef = Flecha del conductor a tensión de cada día

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Vano económico de diseño

Previo al trabajo del estacado se ha desarrollado el cálculo del vano económico del proyecto. Este cálculo consiste en una comparación económica entre diferentes vanos, tamaños de poste y tamaño de conductores.

Para la determinación del vano económico es necesario determinar previamente la altura óptima del poste, la clase del poste, y los conductores a emplear, aspectos que ya fueron calculados en los puntos anteriores. Se ha seleccionado de esta manera la longitud de vano económico para terrenos planos, el mismo que se convierte en este caso en vano regulador para aproximadamente el 70% de la longitud de la línea.

En los casos de terreno irregular, estos vanos varían de acuerdo a la topografía del terreno, casos en los cuales se aplican vanos reguladores distintos.

En base a estos resultados y a las distancias de seguridad adoptadas, se han obtenido los costos comparativos por kilómetro de longitud de línea para diferentes vanos y sus correspondientes tamaños y clase de postes.

Se han considerado para esto, superficies planas de emplazamiento de estructuras para todas las zonas del proyecto.Los costos de postes de madera de las características mecánicas, longitudes, y tratamiento requeridos por el proyecto, corresponden a los de madera de eucalipto tratado.

Los costos de materiales de ferretería, y conductores, fueron obtenidos de proveedores importadores mayoristas establecidos en el territorio nacional (mercado local).

En los siguientes cuadros, se presentan comparativos de las diferentes opciones de vanos, longitudes y clase de poste requeridos para la zona de carga, los siguientes vanos económicos de acuerdo a la zona del proyecto:

CUADRO 8.4. SELECCIÓN DE VANOS, LONGITUDES Y CLASE DE POSTE SEGÚN TIPO DE ZONA

ZONA CONDUCTOR POSTE VANO ECONOMICO

ALTIPLANO 3xNº2+1xNº4 ACSR 11 / 6 120 m.

Angulo del Conductor Respecto a la Línea Horizontal, en el Apoyo derecho:

θD=cos−1(TOTD )Angulo del Conductor Respecto a la Línea Horizontal, en el Apoyo izquierdo:

θ I=cos−1(TOT I )

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Distancia del Punto más bajo de la catenaria al Apoyo Izquierdo

La distancia del punto más bajo de la Catenaria al Apoyo Izquierdo, ha sido calculada utilizando la fórmula exacta, cuya expresión es la siguiente:

X I=p∗senh−1(

hp

√senh2 dp−(cosh d

p−1)

2 )−tanh−1cosh d

p−1

senh dp

Fórmulas aproximadas

X I=d2 (1+ h

4 f )X I=

d2−T O∗hWR∗d

Distancia del Punto más bajo de la catenaria al apoyo derecho

X D=d−X ILongitud del Conductor

Fórmula Exacta

L=√(2 psenh d2 p )2

+h2

Fórmula Aproximada:

L= dcosθ

+ 8 f 2cos3θ3d

cosθ= 1

√1+( hd )2

Flecha del Conductor en terreno sin desnivel

Fórmula Exacta

f=p(cosh d2 p

−1) Fórmulas Aproximadas

f=WR∗d

2

8TO

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f= d2

8 pFlecha del Conductor en terreno desnivelado:

Fórmula Exacta:

f=p[coshX IP

−cosh( d2 −X I)p ]+ h2

Fórmulas Aproximadas:

f=WR∗d

2

8TO √1+( hd )2

f= d2

8 p √1+( hd )2

Saeta del Conductor

Fórmula Exacta

s=p¿Fórmula Aproximada :

s= f (1− h4 f )

2

s=X I

2

2 pCarga Unitaria Resultante en el Conductor

W R=√[WC+0.0029(Φ+2c )]2+[ . PV (Φ+2c) ]2

PV=k (V V )2

k : Constante de presiónk = 0.613 para elevaciones hasta 3000 m.s.n.m. k = 0.455 para elevaciones mayores 3000 m.s.n.m.

Vano - Peso

V P=X D (i )+X I (i+1 )

Vano - Medio (Vano - Viento)

V M=di+d (i+1)

2Vano Equivalente

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a) Para Localización de Estructuras en el Perfil de la Línea:

En estructuras con cadenas de aisladores, el vano equivalente es único para tramos comprendidos entre estructuras de anclaje y a este vano equivalente corresponderá un esfuerzo horizontal (To) constante. La fórmula del vano equivalente en este caso es:

Vanoeq .=√ Σd i3 cosθ

Σ ( dicosθ

)

b) Para las tablas de flechado:

Para los cálculos de flechado se ha considerado el método de vano equivalente, en los cuadros se muestran los resultados de flechado. (Ver Anexo B).

Simbología y Esquema Considerado

T01 Esfuerzo horizontal en el conductor para la condición 1, en N/mm2T02 Esfuerzo horizontal en el conductor para la condición 2, en N/mm2d Longitud del vano en mE Módulo de Elasticidad final del conductor, en N/mm2S Sección del conductor, en mm2Wc Peso del conductor, en N/mt1 Temperatura del conductor en la condición 1t2 Temperatura del conductor en la condición 2 Coeficiente de expansión térmica, en 1/°Ch Desnivel del vano, en mp Parámetro del conductor, en m Diámetro del conductor, en mPv Presión de viento, en PaC Espesor de hielo sobre el conductor, en mVv Velocidad de viento, en m/s

8.1.5 TENSIONES Y VIBRACIONES EN EL CONDUCTOR.

La vibración de los conductores de líneas aéreas, bajo la acción del viento, conocida como vibración eólica, puede causar fallas por fatiga de los conductores en los puntos de soporte. Para prevenir tales fallas es necesario reducir la amplitud de la vibración, lo cual puede ser hecho aumentando el amortiguamiento del sistema vibrante. La experiencia ha indicado que los vientos cuya velocidad sea inferior a 3.2 KPH no imparte suficiente energía a los conductores, como para que sea causa de fallas, mientras que aquellos cuyas velocidades son superiores a 24 KPH son generalmente tempestuosos, eso es, su velocidad varía y las vibraciones a cualquier frecuencia no se sostiene suficiente tiempo, como para acrecentar las amplitudes resonantes a niveles peligrosos. Cuando ocurre resonancia y crece la amplitud, el movimiento del conductor se asemeja a una onda estacionaria, con frecuencia y longitud de bucle dada por la siguiente ecuación:

0,03044 (D/V) (T/wC)0,5

Donde:

: Longitud de bucle (semi-onda), m

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D: Diámetro del conductor, mmV: Velocidad del viento, m/sT: Tiro final sin carga a la temperatura EDS, NWc: Peso del conductor, N/m

La separación del amortiguador a la grapa de suspensión, es:

S1 0,0013 D (T/wC)0,5

La instalación de un segundo amortiguador, es:

S2 0,0026 D (T/wC)0,5

SECCION CONDUCTOR ACSR(AWG)

ESPACIAMIENTO (m)S1 S2

2 0.78 1.56

NUMERO DE AMORTIGUADORES EN CADA EXTREMO DEL VANOVano Real 200 m 200 m Vano Real 500

mVano Real 500 m

0 1 (En dos terminales) 2 ( En dos terminales)

Figura 5.1. Diagrama de disposición del conductor en vano desnivelado8.1.6 DIAGRAMA UNIFILAR

En el Anexo A se muestra el diagrama unifilar del proyecto..

8.1.7 ESTUDIO DE LAS PROTECCIONES

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Las protecciones consideradas en el presente proyecto, están limitadas a protecciones contra sobrecorrientes de equipo, transformadores de distribución, mediante disyuntores termomagnéticos automáticos en caja moldeada ubicadas en el lado de la carga de los transformadores, contra sobrecorrientes de cortocircuito y de sobrecarga en las redes de baja tensión, y de sistema a través de fusibles-seccionadores en el lado de la fuente, contra fallas en el transformador, y de respaldo a la protección de equipo de baja tensión. La protección de equipo contra sobretensiones de origen externo (descargas atmosféricas directas e inducidas), y de origen interno (maniobras y generación), se realizará con pararrayos de descarga clase distribución en media tensión en el lado de la fuente, ambos instalados sobre el mismo transformador.

8.1.7.1 PROTECCIONES CONTRA SOBRE CORRIENTES

La selección y coordinación de la protección contra sobrecorrientes, tiene dos objetivos principales relacionados con la calidad del servicio técnico, confiabilidad y continuidad del servicio, una denominada protección de equipos, de carácter preventivo evitando daños considerables a los equipos y/o de carácter limitativo detectando las fallas en su proceso inicial, evitando el daño destructivo total de los equipos, esta última no aplicable normalmente a equipos pequeños, y otra denominada protección de sistema o de circuito, garantizando económicamente la mayor continuidad del servicio, ya sea evitando las salidas definitivas con fallas transitorias o temporales, que en redes aéreas son del orden del 80% de las fallas totales, y en fallas permanentes limitar las salidas a la menor porción del sistema posible.

Estos objetivos se logran con una adecuada selección de los elementos de protección, y su correspondiente escalonamiento de operación en el tiempo de los elementos de protección instalados en serie, tomando en cuenta las posibles ubicaciones de las fallas y su correspondiente magnitud.

Estos criterios, han sido aplicados al presente estudio, con un enfoque técnico adecuado a las limitaciones de inversiones en este tipo de instalaciones.

8.1.7.2 PROTECCIÓN DE EQUIPOS

La protección de equipos, se circunscribe a la protección de los transformadores de distribución secundaria. Dada la reducida capacidad de estos transformadores, de 75 kVA, se adopta una configuración con una protección en media tensión con fusibles - seccionadores, como protección de sistema y de respaldo a la protección principal del equipo en baja tensión, y otra protección principal de equipo en baja tensión contra sobrecargas excesivas y cortocircuitos en la red de distribución secundaria, mediante disyuntores termomagnéticos, ajustados con retardo (térmico) para una sobrecarga máxima del 20%, e instantáneo (magnético) ajustado al 80% del ajuste del térmico, contra cortocircuitos en baja tensión.

La selección y ajuste de la protección principal de equipo en baja tensión, ha sido realizada en base a las recomendaciones del NationalElectricalCode – NEC, de los EE UU, previendo una capacidad de sobrecarga de los transformadores conservadora del 20%, teniendo en cuenta el régimen de carga mostradas en las curvas de carga típicas, mediante disyuntores termomagnéticos.Los fusibles en media tensión, cuyo objetivo principal es la protección de sistema ante eventuales fallas en el transformador, y como objetivo secundario protección de respaldo de la protección de baja tensión, han sido seleccionados siguiendo los procedimientos aplicables, tomando en cuenta la capacidad de aguante (punto ANSI) y la corriente de magnetización (punto de magnetización). En el cuadro y en el gráfico adjunto, se describe la coordinación de la protección para las diferentes capacidades de transformadores y para los dos niveles de voltaje de media tensión.

Consideraciones de cálculo.59


Para el cálculo, los siguientes factores son considerados para la selección del fusible del lado primario de los transformadores. Una descripción más amplia de cada ítem puede consultarse en la norma RA8-002.

• Tensión Nominal. • Capacidad de interrupción. • Capacidad de sobrecarga. • Soportabilidad a corriente Inrush (Magnetización y Cold Load). • Protección contra fallas en el secundario del transformador. • Coordinación con fusibles de respaldo.

Los fusibles normalizados como medio de protección para los transformadores monofásicos y trifásicos a montar en poste deberán ser del tipo Dual. La siguiente tabla normaliza los fusibles tipo Dual que deberán instalarse de acuerdo a la capacidad y tipo de transformador de distribución.

La coordinación de protecciones está directamente ligada con los indicadores de calidad del servicio del sistema de distribución de energía, por ello se debe tratar de reducir los cortes de servicio innecesarios a los usuarios.

Existen dos conceptos esenciales que se han tomado en cuenta para la coordinación de los dispositivos de protección del sistema, el primero es la selectividad lograda con las características tiempo-corriente y el segundo es la secuencia de operación de los dispositivos.

Para coordinar apropiadamente los dispositivos seleccionados e instalados, se debe lograr las siguientes reglas básicas de coordinación:

Se debe asumir que la gran mayoría de las fallas son de origen transitorio, teniendo en cuenta la alta probabilidad (70% u 80%) que éstas tienen sobre las fallas permanentes.

Hacer interrupciones de servicio sólo cuando la falla sea permanente. En la interrupción de tramos de líneas o ramales de circuito por fallas permanentes, se debe

aislar la menor parte del sistema para despejar completamente la falla.

Cuando los fusibles están adecuadamente coordinados, una falla en cualquier parte de un circuito provocará la fusión del fusible más cercano al cortocircuito, aislando de esta forma la sección fallada. Ninguno de los fusibles más próximos a la subestación deberá fundirse o empezar a fundirse si los fusibles se han seleccionado correctamente (aunque exista traslapo de las zonas de protección). Una regla que se considera en la coordinación entre fusibles es la siguiente: “El tiempo de aclaración del fusible que sirve de protección principal no debe ser superior al 75% del tiempo de fusión mínima del fusible de respaldo”. Esto garantiza la coordinación apropiada entre fusibles en todo el rango de corrientes de falla.

Para la coordinación con los fusibles, se deben tener muy presentes las curvas de ajustes que posee el relé del circuito ubicado en la subestación, especialmente las curvas temporizada de fase (I>), temporizada de neutro (In>) y los ajustes de los instantáneos (I>>1, I>>2, I>>3) .Para la coordinación con las curvas temporizadas el objetivo es asegurar que la curva del relé sea más lenta que la curva del fusible tal que la operación del fusible aísle la falla antes que el relé actúe con su curva. Así el circuito es protegido de una falla permanente y sólo una pequeña porción del circuito quedaría sin servicio.

60


Para una adecuada coordinación, se debe asegurar que el máximo tiempo de aclaración del fusible (curva MCT) no exceda el tiempo de disparo del relé. Un margen de 0.2 a 0.3 segundos entre la curva MCT del fusible y la curva temporizada del relé debe darse para permitir los márgenes de error en los CT´s, así como errores de ajuste y tolerancias de fabricación.

Para determinar la capacidad de los fusibles es necesario determinar la corriente máxima de carga y la corriente máxima de cortocircuito en aquellos puntos del circuito donde van a instalarse los fusibles.

8.1.7.3 PROTECCIÓN DE SISTEMA EN DERIVACIONES

La protección de sistema adoptada en las derivaciones, es mediante fusibles que operarán en coordinación con los fusibles instalados aguas arriba en los tramos del alimentador principal en las subestaciones de origen.

Para el proyecto se seleccionaron los fusibles tipo “T”, de valores nominales que varían entre 4 amp y 6 amp.

8.1.8 AISLAMIENTO

8.1.8.1 AISLAMIENTO DE LÍNEA

Para la definición del nivel aislación de las líneas aéreas, se deben considerar básicamente los siguientes criterios:

1.- Aislación a Frecuencia Industrial (50 Hz)2. Aislación a Onda Estándar de Descargas Atmosféricas (BIL)3. Aislación a Onda Estándar de Maniobra (BSIL)4. Aislación a Ondas Cortadas y de Frente de Onda de Rayo5. Distancias de Arqueo6. Distancias de Fuga Superficial en Aisladores

En líneas de distribución de media tensión, son importantes los criterios 1, 2, 3 y 6, siendo los restantes implícitamente satisfechos, por los tipos de aisladores analizados en media tensión.

8.1.8.1.1 SELECCIÓN DE AISLADORES

Considerando los criterios indicados en el punto anterior, se ha dimensionado y seleccionados los aisladores para el proyecto. Asimismo se ha realizado evaluación cualitativa de las alternativas de aisladores de suspensión analizados, poliméricos y de porcelana, los primeros presentan dos ventajas operacionales fundamentales, frente a los clásicos de porcelana tipo plato, que son su menor peso para un mismo nivel de aislación y resistencia mecánica, y su menor fragilidad contra impactos mecánicos, aspecto que garantiza un mejor comportamiento contra vandalismo. Estas ventajas, superan ampliamente su relativo mayor costo que aproximadamente es del 10% superior respecto a los de porcelana.

En cuanto a los aisladores de paso, por su buen rendimiento y por su uniformización con los utilizados por la empresa distribuidora local, se analizan los del tipo campana de porcelana de espiga.Considerando los anteriores criterios, se han analizado los tipos de aisladores posibles a ser usados en el proyecto, seleccionándose de este análisis los siguientes aisladores para todas las zonas del proyecto y los dos niveles de voltaje 14.4/24.9 kV, que superan los requisitos mínimos recomendados:

CUADRO 8.1.8.1.1a61


SELECCIÓN DE AISLADORES PARA EL PROYECTOTIPO DE AISLADOR CLASE NUMERO DE

AISLADORES SUSPENSIÓN (POLIMERICO) IEEE-C2 1

ESPIGA (PORCELANA) 56-2 1

8.1.8.1.2 DIMENSIONAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES

De acuerdo a los requerimientos del proyecto y a la disponibilidad de los transformadores y precios similares se eligen transformadores de 15 KVA..

8.1.8.2 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES

La protección de los transformadores contra sobre tensiones, se la realizará mediante pararrayos de descarga del tipo distribución (norma ANSI) o de 5 kA (norma IEC).

Actualmente existen dos tipos de pararrayos de descarga, los convencionales autovalvulares que disponen de entrehierros de cebado con resistencia no lineal, y los de última generación de Óxidos Metálicos (ZnO) sin entre hierros de cebado, pero con una resistencia extremadamente no lineal con circulación de miliamperios de corriente en estado normal.

Mientras que el control del estado de funcionamiento de los autovalvulares se verifica por la conexión de la cola del pararrayos, los de óxidos metálicos, si bien tienen mejores características de protección, para la verificación de su estado de funcionamiento requieren miliamperímetros de corrientes en estado normal, aspecto que significa inversiones adicionales, y un cuidado intensivo en su conservación contra vandalismo. Aspecto que hace que los pararrayos de Óxidos Metálicos (ZnO) no sea recomendado para este proyecto, y por tanto no ha sido considerado.

8.1.8.2.1 DIMENSIONAMIENTO DE LOS PARARRAYOS AUTOVALVULARES U OXIDO DE ZINC ZnO

La selección y dimensionamiento de los pararrayos de descarga autovalvulares, se realiza mediante un procedimiento simplificado normalmente adecuado para este tipo de instalaciones.

La principal característica de estos pararrayos, es requiere de entrehierros de cebado para su operación de protección, y debido a su resistencia no lineal se provocan voltajes de descarga asociados a diferentes corrientes de descarga a tierra. Estos parámetros, y la capacidad térmica de disipación de energía (que no son estandarizados para clase distribución), que hacen a la calidad técnica de los pararrayos, deben ser elegidos adecuadamente para su coordinación con los niveles de aislación de los equipos a protegerse, en nuestro caso, transformadores de distribución.

Las tensiones de operación para diferentes formas de onda, y para la tensión residual de la corriente de descarga, deben ser menores a las tensiones que soportan los equipos protegidos, con un cierto margen denominado margen de protección.8.1.8.2.2 SELECCIÓN DE PARARRAYOS AUTOVALVULARES

- Voltaje Nominal del pararrayos:

Es la identificación del voltaje máximo nominal (Fase – Neutro) recomendado de aplicación.62


Una vez definido el voltaje nominal del pararrayos, los valores típicos de operación requeridos son los siguientes:

- Voltajes de Operación:

a) A frecuencia industrial.- El valor de este voltaje debe ser mayor al voltaje nominal del pararrayos entre 1.6 a 1.75 por Vnom.

b) Voltaje de operación a onda completa de impulso de rayo.- Los voltajes máximos a onda completa de impulso de rayo (1.2x50 μseg), típicos para los voltajes nominales de 14.4 kV es: 70 kV.

c) Voltaje de Cebado a Frente de Onda (F.O.W.)- Los voltajes máximos a frente de onda típicos para los voltajes nominales de 14.4 kV es: 80 kV.(≈ 1.15 x Vop a onda 1.2x50 μseg).

Voltajes de descarga:

Para el caso de los pararrayos autovalvulares clase distribución, los voltajes de descarga típicos para su corriente nominal de descarga (5 kA), son de 70 kV para pararrayos con voltajes nominales de 21 kV.Bajo estos criterios y luego de un análisis de los márgenes de protección y las características de operación, se seleccionan para el proyecto niveles de aislación de arrollamientos de los transformadores a onda completa de rayo (NBA) de 150kV NBA y 200 kV NBA, y pararrayos clase distribución de 5 kA, de 21 kV nominales, para 14.4 KV, por su mayor seguridad contra sobrevoltajes, siendo por tanto las características del pararrayo seleccionado las que se indican a continuación:

Para operación en 14.4 KV

Tipo de pararrayos Autovalvular (sin GAP externo)Clase de pararrayos ANSI : Distribución

IEC10KAVoltaje Nominal: 21 kVVoltajes de operación:

A 50 Hz (Min): 36 kVA 1.2/50 µ seg (Max) 70 kVA F.O.W 50 Hz (Min): 80 kVVoltaje de descarga (5 kA) 70 KvVoltaje de descarga (10 kA) 78 KvVoltaje de descarga (20 kA) 90 kVVoltaje de Operación a La Maniobra 250/2500µs 58 Kv

Aislación ExternaV.C.F. a 1.2/50µs 276 kVV.C.F. a 50 Hz 174/120 kVDistancia Mínima de arqueo sec. 260 mmDistancia Mínima de Fuga 650 mm.

8.1.8.3 CORRIENTE NOMINAL DE DESCARGA DE PARARRAYOS I(n). 63


Es el valor pico de una onda de impulso de corriente de 8/20 μseg, asociado con el voltaje de operación con voltaje de cebado operación (cebado) de onda completa de impulso de rayo, usado en la clasificación de los pararrayos. En nuestro caso para pararrayos de clase distribución, la corriente nominal de descarga oscila entre 5 kA - 10 kA por ANSI, o clase 5 kA por IEC. Para el proyecto se toma una corriente nominal de descarga de 10 kA.

8.1.8.4 VOLTAJE MÁXIMO DE OPERACIÓN ENTRE FASES

Es el mayor voltaje efectivo permitido en condiciones de operación normal. En nuestro caso, el reglamento de calidad del producto técnico, establece para un nivel de calidad 2, un sobrevoltaje máximo de 9% sobre el voltaje nominal, obteniéndose los siguientes valores en forma conservadora con un valor de 5%, pese a que el sobrevoltaje máximo de operación real del sistema es de 2.5% sobre los nominales.

24.9 kV * 1.05 = 26.14 kV

8.1.8.5 COEFICIENTE DE PUESTA A TIERRA

Este coeficiente refleja el desplazamiento del neutro en condiciones anormales o de falla. Para nuestro caso de un sistema con neutro efectivamente puesto a tierra en la fuente, y/o multiaterrizado en las líneas con neutro físico, es de 1.4. Este coeficiente debe afectar al voltaje fase – neutro del sistema. (Equivalente a Vnom (f-f) * 0.8)

8.1.8.6 VOLTAJE MÁXIMO DE OPERACIÓN DEL PARARRAYOS (Fase y Tierra)

Es el voltaje de operación entre fase y neutro, multiplicado por el coeficiente de puesta a tierra:

14.4 kV x 1.4 = 20.16 kV

Estos valores definen los voltajes nominales de aplicación de los pararrayos.

8.1.8.7 ELEVACIÓN POR TENSIÓN DE MANIOBRA

La elevación de tensión por maniobra, es función de la configuración y características del sistema, y se producen por la descarga de la energía almacenada en la capacitancia e inductancia de las líneas el momento de cualquier maniobra, ya sea por operación de los interruptores, apertura de líneas, u otras que alteren bruscamente el sistema bajo tensión. El valor de los sobrevoltajes oscila entre 1 a 4 p.u. del voltaje máximo de cresta fase-neutro, simulado por una onda estándar de maniobra de 250x2500 μseg.

Para propósitos de nuestras redes se adopta una elevación de 2.5 p.u., cuyos valores, despreciando el efecto Ferranti, son:

21.35 kV * 2.5 = 53.37 kV, para 14.4 kVnom.

8.1.8.8 DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD

Separación mínima horizontal y vertical entre conductores de un mismo circuito en los apoyos:

Horizontal = 0,70 m

64


Vertical = 1,00 m

Distancia mínima entre los conductores y sus accesorios bajo tensión y elementos puestos a tierra:

D = 0.25 m

Esta distancia no es aplicable a conductor neutro

Distancia horizontal mínima entre conductores de un mismo circuito a mitad de vano

D = 0,0076 (U) (FC) + 0,65 f

Donde:

U = Tensión nominal entre fases, kVFC = Factor de corrección por altitudf = Flecha del conductor a la temperatura máxima prevista, m

Notas:1- Cuando se trate de conductores de flechas diferentes, sea por tener distintas

secciones o haberse partido de esfuerzos EDS diferentes, se tomará la mayor de las flechas para la determinación de la distancia horizontal mínima.

2. Además de las distancias en estado de reposo, se deberá verificar, también, que bajo una diferencia del 40% entre las presiones dinámicas de viento sobre los conductores más cercanos, la distancia D no sea menor que 0,25 m

Distancia vertical mínima entre conductores de un mismo circuito a mitad de vano:

-Para vanos hasta 100 m : 0,70 m-Para vanos entre 101 y 300 m : 1,00 m-Para vanos entre 301 y 600 m : 1,20 m-Para vanos mayores a 600 m : 2,00 m

Distancia mínimas del conductor a la Superficie del Terreno

-En lugares accesibles sólo a peatones 5,0 m-En laderas no accesibles a vehículos o personas 3,0 m-En lugares con circulación de maquinaria agrícola 6,0 m-A lo largo de calles y caminos en zonas urbanas 6,0 m-Calles y caminos rurales 5,0 m- En cruce de calles, avenidas y vías férreas 7,0 m

Notas:

-Las distancias mínimas al terreno consignadas en el anterior párrafo son verticales y determinadas a la temperatura máxima prevista, con excepción de la distancia a laderas no accesibles, que será radial y determinada a la temperatura en la condición EDS y declinación con carga máxima de viento.-En áreas que no sean urbanas, las líneas primarias recorrerán fuera de la franja de servidumbre de las carreteras. Las distancias mínimas del eje de la carretera al eje de la línea primaria serán las siguientes:

.65


En carreteras importantes 25 mEn carreteras no importantes 15 m

Estas distancias deberán ser verificadas, en cada caso, en coordinación con la autoridad competente.

Distancias Mínimas a Terrenos Boscosos o a Arboles Aislados

-Distancia vertical entre el conductor inferior y los árboles:2,50 m-Distancia radial entre el conductor y los árboles laterales: 0,50 m

Notas

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

Distancias mínimas a edificaciones y otras construcciones

-Distancia radial entre el conductor y paredes y otras estructuras no accesibles 2,5 m.-Distancia radial entre el conductor y parte de una edificación normalmente accesible a personas incluyendo abertura de ventanas, balcones y lugares similares 2,5 m.-Distancia radial entre el conductor y antenas o distintos tipos de pararrayos 3,0 m

´Notas:

-Las distancias verticales se determinarán a la máxima temperatura prevista-Las distancias radiales se determinarán a la temperatura en la condición EDS y declinación con carga máxima de viento.

8.2 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN BAJA TENSIÓN

Para definir las poblaciones que contarán con redes de distribución, previamente se ha realizado una selección de poblaciones que ingresarán de inicio al proyecto. Esta selección se basó en criterios socioeconómicos y financieros de inversión establecidos por el ente financiador ya explicados en capítulos anteriores.

En función a la configuración de la topología de tipo radial ya definidas en la redes de Media Tensión en proyectos similares, el presente proyecto ha asumido también una configuración del tipo radial.

8.2.1 DETERMINACIÓN DE LOS CENTROS DE CARGA

En los sectores donde se ubicaran las bombas de agua, se ubicaron los transformadores de distribución. No se pudo efectuar análisis debido a que estos puntos elegidos de acuerdo al estudio a diseño final de riego eran los optimos para cumplir su cometido.8.3 DISEÑO MECÁNICO DE LAS LÍNEAS

Para el diseño mecánico de las líneas, se han tomado en cuenta los criterios técnicos mecánicos recomendados por el Código Nacional de Seguridad Eléctrica, (NationalElectrical Safety Code – NESC) y las normas de Administración de Electrificación Rural (Rural ElectrificationAdministration – REA), ambas de los EE.UU (Estados Unidos de Norte América).

66


8.3.1 CÁLCULO MECÁNICO DE LOS CONDUCTORES

Para definir el vano económico, distancias de seguridad y las características mecánicas requeridas por las estructuras de soporte de las líneas de media tensión, aspectos que determinarán el tipo de cabeceras y estructuras, en función a los esfuerzos transversales, longitudinales y verticales transmitidos por los conductores, se ha realizado el cálculo mecánico de conductores.

Como ya se dijo anteriormente, al tratarse el presente proyecto en su mayor parte de extensiones de líneas rurales de baja carga y mediana longitud y adicionalmente con el propósito de estandarizar con los conductores empleados en anteriores fases, en el presente proyecto se analizan los conductores siguientes; ACSR Nº 4 AWG; ACSR Nº 2 AWG; cuyos resultados técnicos económicos son aceptados en proyectos de electrificación rural.

Mediante el programa computacional ALCOA, que trabaja con las ecuaciones de la catenaria, se han procedido a calcular las flechas y tensiones.

Dadas las características del proyecto se han determinado las condiciones de carga y sus correspondientes límites de tensión, detalladas en los cuadros Nº Cuadro: Nº 8.3.1.

Las condiciones meteorológicas de la zona del proyecto, que incluyen velocidad de viento, condiciones extremas y normales de temperatura, y humedad relativa, de los últimos años, fueron obtenidas del Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología (SENAMHI).

Zona Valles

Por las características climatológicas de la zona del proyecto, se consideran condiciones de carga de viento sostenido y de viento extremo, correspondientes a la zona de carga liviana del (NationalElectrical Safety Code – NESC) adoptado. Los límites de tensión establecidos para la zona del proyecto se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro: Nº 8.3.1CARGA TEMPERATURA

ºCVIENTOKm/h

Hielomm

TENSIÓN (2)%

Máxima Sostenida

10º 64 0 50%

Máxima Transitoria (1)

10º 95 0 60%

Tensión de Cada Día Inicial

10º 0 0 25%

Tensión de Cada Día Final

10º 0 0 18%

(1) Corresponde a ráfagas de viento, normalmente entre 25% y 40% del vientomáximo sostenido.

(2) Límite máximo porcentual respecto de la Tensión Nominal de Rotura (TNR),para el estado de carga considerado.

(3) Corresponde a ráfagas de viento, normalmente entre 25% y 40% del viento máximo sostenido.

(4) Límite máximo porcentual respecto de la Tensión Nominal de Rotura (TNR),para el estado de carga considerado.

67


Por las condiciones metereológicas propias de la zona y de criterio, se incluyen temperaturas desde 0ºC hasta +50ºC.

En el Cuadro Nº 8.3.2 LDZ (LoadingZone), del Anexo B, se muestran éstos límites de tensión, así como las demás condiciones sin sobrecarga.

Los resultados de las corridas para diferentes conductores y diferentes vanos reguladores, para la zona del proyecto, se muestran en los Cuadros Nº 8.3.3 del Anexo B.


Cuadro Nº 8.3.4CONDUCTOR MTFASE NEUTRO2 AWG 4 AWG

Cuadro Nº 8.3.5REDES EN BT - MULTIPLEXDUPLEX Nº – 4 AWG

8.3.2 CÁLCULOS DE LOS ESFUERZOS MECÁNICOS DE LAS ESTRUCTURAS

En base al cálculo mecánico de conductores, a las sobrecargas externas de viento, a los cambios de dirección de la línea, y a los factores de seguridad recomendados por el NationalElectrical Safety Code (NESC), y su aplicación a las normas de la Rural ElectricAssociation (REA) de los EE.UU., asimismo en base los Cuadros Nº 8.3.6 – 8.3.7 (resumen de Flechas y tensiones)del Anexo C, se han elaborado los cuadros de esfuerzos transversales, longitudinales y verticales a los que son sometidas las estructuras, los mismos que permiten dimensionar los requerimientos mecánicos de los postes (clase de poste), de todos los componentes de las cabeceras (crucetas, tipos de aisladores y espigas), de tipos, número, ubicación y pie de riendas y anclajes.

Cabe mencionar que para el cálculo mecánico de las estructuras en todas las zonas del proyecto se ha considerado que las líneas a proyectarse son del tipo trifásico, siendo esta la peor condición de diseño, aún cuando al principio en algunos tramos estas estructuras solo trabajen bajo una configuración monofásica con neutro físico.

Todos estos cálculos se muestran en el Anexo D - (Cálculo del esfuerzo transversal); Anexo E - (Esfuerzos transversal en estructuras de ángulo); Anexo F - (Esfuerzo en riendas).

8.3.3 SELECCIÓN DE LA ALTURA ÓPTIMA Y CLASE DE POSTE

La elección del tipo de postes, para estructuras tangentes y de cambio de dirección, tanto por resistencia mecánica, como por longitud, se la realizó para diferentes conductores y diferentes vanos reguladores, en base a las flechas, esfuerzos mecánicos, distancias de seguridad y factores de seguridad recomendados por el NationalElectrical Safety Code (NESC), y su aplicación a las normas de la Rural Electric Association (REA) de los EE.UU.

Las distancias de seguridad de los conductores de fase y neutro al suelo mínimas recomendadas por el Código NESC y las Normas de la REA y las mínimas adoptadas por el proyecto se muestran en el siguiente cuadro:

68


Cuadro: 8.3.8DISTANCIAS DE SEGURIDAD ASUMIDAS PARA EL PROYECTO

DESCRIPCIÓN DEL AREA NESC ADOPTADOÁreas accesibles solo a peatones Fase 4.4 m 5.0 mNeutro 2.9 m 3.5 mCruce de caminos principales Fase 5.6 m 6.0 mNeutro 4.7 m 5.0 m

Las distancias entre conductores, y de los conductores a las diferentes partes de la estructura han sido tomadas de los estándares constructivos de las normas REA, los mismos que han sido asumidos en los estándares constructivos de CESSA y que cumplen con los requerimientos del NESC ampliamente, toda vez que estas están dimensionadas en función de los requerimientos de espacio para mantenimiento en línea viva, en lugar de distancias eléctricas.

8.3.3.1 DETERMINACIÓN DE LA LONGITUD DE POSTE

Se ha definido la longitud del poste a partir del cumplimiento de las distancias mínimas de seguridad del conductor entre fase – fase, fase – neutro, fase – tierra y neutro – tierra. Para este análisis se consideró la estructura más común a emplearse tanto en 14.4/24.9 kV (VC1).

La determinación de la longitud del poste se muestra en los, en los Cuadros Nº 8.3.9 del Anexo C, cálculo realizado para diferentes vanos y tamaños de conductores definido desde la distancia de seguridad mínima recomendada de acuerdo al código NESC. Para determinar esta longitud se han considerado las flechas máximas verticales a 50ºC.

8.3.3.2 DETERMINACIÓN DE LA CLASE DE POSTE

Para determinar la capacidad de carga requerida en la estructura, ésta se calcula en una condición de sobrecarga, las cargas externas básicas de diseño, soportadas por la estructura son afectadas por sus correspondientes factores de sobrecarga. Los factores de seguridad o de sobrecarga para esfuerzos transversales, longitudinales y verticales, para las situaciones normales y transitorias adoptados, corresponden al Grado C de las normas NESC. Los mismos que han sido utilizados en la determinación de clase de poste, tanto para estructuras tangentes como de cambio de dirección, Ver Anexo D.

La clase del poste, resistencia mecánica a esfuerzos transversales aplicados a 0.6 m de la cima, se determina a partir del esfuerzo transversal en el poste, el mismo que es función de las cargas transversales que ejercen los cables, como producto de la sobrecarga de viento en los conductores y en los postes, y adicionalmente en los cambios de dirección, los esfuerzos producidos por la tensión mecánica de los conductores.

Para la zona del valle se ha propuesto la utilización de postes de madera tratada (eucalipto) de clase a determinar.

Para la definición de la clase del poste, se han analizado dos escenarios críticos con bastante probabilidad de ocurrencia de acuerdo a vientos históricos registrados en la zona, uno con vientos sostenidos, y otro con ráfagas de viento extremo transitorios para cada una de las zonas del proyecto, escogiéndose el de mayor clase, ambos con diferentes factores de seguridad como lo establece la

69


NESC. El desarrollo de estos cálculos para diferentes conductores se muestra en los Cuadros 8.3.10 del Anexo D, de este capítulo.

8.3.3.3 CÁLCULO DEL ESFUERZO EN ESTRUCTURAS DE ÁNGULO

El esfuerzo en estructuras de ángulo es resultado de los esfuerzos generados por las tensiones en los cables, por los esfuerzos transversales debidos al viento en los diferentes elementos, cables y postes considerando el ángulo de la línea.

El esfuerzo ejercido debido a la tensión en cada uno de los conductores tanto de fase como de neutro y a los esfuerzos debidos al viento se ha calculado según:

FT=2∗Tmax−f∗sen ( θ2 )∗F st (esfuerzo por tensión)

FV=V∗PV∗DC∗FSV *cos ( θ2) (esfuerzo por viento)

F = F T + F V

Donde:

F = Esfuerzo total Transversal (kg)F T = Esfuerzo por tensión en los conductores (kg)F V = Esfuerzo por viento (kg)Tmax-f = Tensión máxima de diseño del conductor (fase o neutro) (kg)θ = Angulo de líneaFst = Factor de seguridad por tensión en cables.Fsv = Factor de seguridad por viento postes de madera

Viento sostenido : 2 ; viento extremo 1.33V = Vano promedio o vano viento (m)Pv = Presión de viento kg/m2Dc = Diámetro del Conductor (m)

Este cálculo para diferentes tipos de conductores se muestra en los Cuadros 8.3.11 del Anexo E, de este capítulo.

Por lo expuesto en este punto, se eligen longitudes y clases de postes para cada una de las zonas del proyecto de la Red Troncal de Media Tensión cuyas características se muestran en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 8.3.1270


ZONASPOSTES SELECCIONADOSMATERIAL LONGITUD

(m)CLASE

Valle Eucalipto tratado

11, 10, 9 6, 7

NOTA:-Los postes de las redes de baja tensión del proyecto, serán de: 9 metros de longitud Clase 7.

8.3.4 DETERMINACIÓN DE CABECERAS

La determinación del tipo de cabeceras o estructuras, ha sido definida a partir de los esfuerzos mecánicos calculados para los conductores y transmitidos a las estructuras, los cuales luego de aplicados sus correspondientes factores de seguridad recomendados, son comparados con la capacidad mecánica de cada tipo de cabeceras y componentes de la misma, lo que permite definir la aplicación para cada caso.

Adicionalmente se puede calcular los esfuerzos verticales que pueden ser hacia arriba o hacia abajo, tiro vertical – upplift y peso, en función de los desniveles del terreno, longitudes de vano, tensión en los conductores, siendo esta por tanto la aplicación más práctica de definición de la estructura en el campo mismo durante la realización de los trabajos de estacado mediante un pequeño cálculo y consideración de criterios. Las ecuaciones empleadas para el cálculo se muestran en el siguiente cuadro a partir de los cuales se determina el peso o upplift que existe en cada piquete, valor que es asumido para la designación de la cabecera, ya sea esta de paso, de ángulo u remate:

Se define el vano peso según:

VanoPeso=V 1−2+V 2−3

2− TW

∗(B2−1

V 1−2+B2−3

V 2−3)

Donde:

V1-2 , V2-3 = Distancia Horizontal entre los piquetes (1-2) y (2-3) - m.B1-2 , B2-3 = Desnivel o diferencia de cotas entre los piquetes (1-2) y (2-3) m.

Convención de signos (+) si esta por encima de la estructura71


central; (-) si esta por debajo de la estructura centralT = Tensión mecánica en el conductor (kg); a temperatura mínima

sin sobrecarga en la condición inicial para el vano regulador y elconductor analizado. Siendo el rango de aplicación para elvano regulador (Vr); Vmax = 1.2*Vr ; Vmin = 0.7*Vr

W = Pesos del conductor kg/m Entonces el esfuerzo mecánico que actúa sobre la estructura y que determina el tipo de esta a emplearse en el piquete será:

P( peso )=VanoPeso∗W

P (peso), determina el peso que actúa sobre la estructura, es decir sobre los aisladores, crucetas, etc.

- Si P es (+) entonces existe peso sobre la estructura en (kg).- Si P es (-) entonces existe upplift sobre la estructura en (kg).

Este cálculo ha sido efectuado por los ingenieros de campo designados en el momento mismo del estacado en terreno asignándole a cada piquete la estructura correspondiente de acuerdo a los estándares a ser aplicados al proyecto.

Asimismo para la elección de la estructura se han considerado los esfuerzos verticales hacia abajo en función de la resistencia mecánica de la cruceta típica para el proyecto (3½”x 4½”x8’) con resistencia de la fibra a la fatiga tomada para la madera de pino (Douglas Fir ) de 7400 lb/pul a la rotura, adoptándose un factor de seguridad de 2. Si bien la madera a utilizarse es de almendrillo de resistencia a la fatiga mayor que la del pino, se adopta conservadoramente este valor para el diseño.

La norma REA establece un esfuerzo máximo combinado de 500 lb (227 kg) por Pin. Por experiencia de líneas similares en operación, para el proyecto se ha adoptado un máximo de 200 kg por Pin como limite por esfuerzo mecánico para este elemento, independientemente del límite de ángulo establecido en los estándares constructivos por geometría para mantener distancias de seguridad, rigiendo la condición limitante. Esta reducción de carga transversal máxima evitará esfuerzos de momentos de vuelco de la cruceta así como aplastamientos contra la fibra de la cruceta.

En función a estos criterios se ha elaborado un cuadro resumen para la zona del proyecto para la selección de las estructuras, en los Cuadros Nº 8.3.13 del ANEXO G.

8.3.5 DETERMINACIÓN DE LOS VANOS LÍMITES DE DISEÑO

El cálculo para la determinación del vano limite de diseño en estructuras de paso no atirantadas es idéntico al de la determinación de la clase del poste en estructuras de paso, con la diferencia que para este cálculo es conocido la clase del postes, es decir el esfuerzo máximo que puede soportar el poste seleccionado para un determinado vano máximo y condición de viento.

Otro criterio considerado en los vanos máximos es el referido a la distancia máxima de separación entre conductores, el mismo que se calcula en función a la flecha que de acuerdo al NESC viene definido por:

DH=7 .6∗kV +8∗√2 . 12∗f

Donde:DH = Distancia de Separación Horizontal entre conductores (mm)

72


kV = Voltaje máximo fase – fasef = Flecha del conductor a tensión de cada día

El cálculo para zona del proyecto y para diferentes conductores se presenta en los Cuadros Nº 8.3.14 del Anexo H.

8.3.6 DETERMINACIÓN DEL VANO ECONÓMICO DE DISEÑO

Previo al trabajo del estacado se ha desarrollado el cálculo del vano económico del proyecto. Este cálculo consiste en una comparación económica entre diferentes vanos, tamaños de poste y tamaño de conductores.

Para la determinación del vano económico es necesario determinar previamente la altura óptima del poste, la clase del poste, y los conductores a emplear, aspectos que ya fueron calculados en los puntos anteriores.

Se ha seleccionado de esta manera la longitud de vano económico para terrenos planos, el mismo que se convierte en este caso en vano regulador para aproximadamente el 70% de la longitud de la línea. En los casos de terreno irregular, estos vanos varían de acuerdo a la topografía del terreno, casos en los cuales se aplican vanos reguladores distintos.

En base a estos resultados y a las distancias de seguridad adoptadas, se han obtenido los costos comparativos por kilómetro de longitud de línea para diferentes vanos y sus correspondientes tamaños y clase de postes.

Se han considerado para esto, superficies planas de emplazamiento de estructuras para todas las zonas del proyecto.

Los costos de postes de madera de las características mecánicas, longitudes, y tratamiento requeridos por el proyecto, corresponden a los de madera de eucalipto tratado.

Los costos de materiales de ferretería, y conductores, fueron obtenidos de proveedores importadores mayoristas establecidos en el territorio nacional (mercado local).

En los Cuadros 8.3.15 y 8.3.16 del Anexo I, se presentan los cuadros comparativos de las diferentes opciones de vanos, longitudes y clase de poste requeridos para la zona de carga, los siguientes vanos económicos de acuerdo a la zona del proyecto:

ZONA CONDUCTOR POSTE VANO ECONÓMICO

VALLES 3xNº2+1xNº4 ACSR 10 / 6 140 m.3xNº2XNº4 ACSR 10 / 6 140

8.3.7 ESFUERZO RESISTENTE DE LA RIENDA

Las estructuras atirantadas son usadas en ángulos de línea, finales de línea y en otras ubicaciones donde las estructuras por si mismas no son capaces de soportar los esfuerzos horizontales de diseño aplicados a la estructura.Cuando los tirantes son usados en estructura de madera para alcanzar los esfuerzos requeridos, se considera que el ensamble del tirante tomará la carga entera en la dirección que él actúa y el poste actuará simplemente como un puntal o columna. Los tirantes deben tener la capacidad de soportar

73


las cargas multiplicadas por sus correspondientes factores de sobrecarga sin exceder el 90% de su carga de rotura (resistencia en el tirante o ancla).

El esfuerzo en riendas ha sido determinado a partir del esfuerzo transversal total calculado en el acápite anterior, este cálculo se ha hecho para diferentes ángulos de instalación de rienda y para diferentes pies de riendas, los esfuerzos calculados, han sido limitados al 90% de la tensión nominal de rotura del cable de acero EHS 5/16”.

F tL=FT

senα∗F SRF tV=

FTcos α∗FSR

Donde:

T = Tensión de línea (kg)Ø = Angulo de la líneaFt = Fuerza transversal resultante total (kg) FtL = Fuerza transversal Longitudinal en la rienda y que debe soportar

el ancla. (kg)FtV = Fuerza transversal Vertical que soporta el poste (kg)α = Angulo de rienda respecto del posteFsr = factor de seguridad de la retenida 0.9

La determinación de la fuerza longitudinal en la rienda para diferentes ángulos de línea se muestra en los Cuadros 8.3.17 del Anexo F.

8.3.8 DETERMINACIÓN DEL PIE MÍNIMO DE LA RIENDA

Las normas recomiendan que en lo posible la pendiente del tirante sea de 1:1, es decir que el ángulo tirante poste sea de 45º. Sin embargo en la práctica es necesario determinar la separación del punto de anclaje del tirante al poste, para varias disposiciones y arreglos de tirante - anclaje.Para determinar los pies mínimos de riendas se ha realizado varios cálculos variando el ángulo de línea, el ángulo de la rienda obteniéndose los valores mínimos permisibles limitados al 90% de la TNR de cable de la rienda. Este cálculo se muestra en los Cuadros 8.3.18 del Anexo F de este Capítulo.8.3.9 DETERMINACIÓN Y ELECCIÓN DEL TIPO DE ANCLAJE

Para la determinación del tipo de anclaje a utilizar se ha procedido a clasificar el tipo de suelo de acuerdo a la clasificación de suelos de la Norma REA como se muestra en el Cuadro: Nº 8.3.18:

Cuadro: Nº 8.3.18DATOS DE CLASIFICACION DE SUELOS

Clase Descripción del tipo Clasificación Valores de Typical

74


de suelo común de Geológica de Suelos

pruebaIn-lb(Nm)

Blow Count “N” per ASTM—D1586

0 Roca lisa dura Granito N.A. N.A.1 Muy dura y/o arenoso,

cascajo áspero750-1600(90-208)

60 –100+

2 Arenoso Finamente denso, sedimento muy duro y arcillosos

600-750(78-98)

45-60

3 Arcillosos denso, arena y cascajo (ripio) sedimento duro y arcillosos.

500-600(65-78)

35-50

4 Arenoso medio denso ripioso, muy rígido, arenoso duro y arcillosos

400-500(52-65)

24-40

5 Medio denso tosco(grueso) arena común y cascajo, barro muy duro y arcillosos

Suelos residuales

300-400(39-52)

14-25

6 De suelto a medio denso y de fina a arena media tosca, de arcilla firme a rígida fangosa

Llenado compacto, Suelos residuales,

200-300(26-39)

7-14

**7 Arena suelta fina, aluviones, arcilla fina y suave, variedad de arcillas

Suelos inundadisos planos

100-200(13-26)

4-8

**8 Turba, barros orgánicos, barros inundados, cenizas

Rellenos pantanosos

Hasta 100(0 –13)

0-5

Desde un punto de vista conservador y en concordancia con lo expresado en el DESING LINE TRANSMITION, donde se recomienda que; “deberá estimarse la condición más pobre del suelo” y desde un punto de vista conservador se ha asumido la zona del proyecto como de Clase 5.

Con esta clasificación procedemos a seleccionar las características del ancla a emplease la misma que es seleccionada de acuerdo al siguiente cuadro:

APPLICATION AND ORDERING INFORMATIONCuadro: 8.3.19

CatalogNº

Hole Size

StdPkg./Pallet

Approx.Wt. PerCarton ^

AreaSq.In.

Rod SizeOrder(Separately)

Ultimate Soil Anchor Holding Strengh ^ -Pounds No Safety Factors Included3 4 5 6 7 Soil Class500-600In—Lb.

400-500In—Lb.

300-400In—Lb.

200-300In—Lb.

100-200In.-Lb.

Soil TestProbe Values

75


X16 16” 6/108 90 150 5/8” , ¾” 26500

^22500^

18500^ 14500 9500 Note:

X20 20” 4/64 64 250 5/8” , ¾” 34000^

29000^

24000^

19000^ 14000 See Page

4-3 for Soil Class Description and Relation ship to soil Test Probe Values

X20-1 20 4/64 64 250 1” 34000 29000 24000 19000 14000X24-3/4* 24” 1/48 34 400 5/8” , ¾” 45000

^37000^

30000^

23500^

18000^

X-24 24" 1/48 34 400 1” 45000^

37000^ 30000 23500 18000

X24-1 24” 1/52 34 400 11/4” 45000 37000 30000 23500 18000

X-24 Series are not avaible in carton and are shipped as individual pieces.^ Ultimate Strength of rod could this rating. See catalog Section 5 for rod ratings.* REA Accepted.

De la tabla anterior, para el tipo de suelo de Clase 5, se selecciona una ancla de área 250 pul , con una varilla de anclaje de 5/8”, la misma que soporta un esfuerzo máximo de 24000 lb, aplicando un factor de seguridad Fsa = 2; se obtiene el esfuerzo máximo a ser soportado por una sola ancla igual a: 1200 lb (5450 kg), este valor deber ser menor al esfuerzo longitudinal en la rienda caso contrario se deben de incrementar en número de riendas

8.4 TRAZADO DE LA LÍNEA

8.4.1 UNIDADES CONSTRUCTIVAS

Los estándares aplicados para el diseño del proyecto de Electrificación Rural, han sido elaborados tomando como base los actuales estándares REA y los de CESSA, el mismo que toma como base de aplicación a las normas de seguridad y de construcción NESC de los Estados Unidos de Norteamérica, de amplio uso en nuestro país.

Los estándares empleados en el proyecto se muestran en el Anexo J de este capítulo.

8.4.2 ANÁLISIS DE ALTERNATIVA DE TRAZADO

Para identificar las posibles alternativas del trazoen los diferentes tramos de línea de distribución eléctrica a estacar del proyecto, previamente se ha identificado y definido una ruta preliminar en cartas geográficas del IGM (escala 1:50000) para el proyecto, en base al cual preliminarmente se realizó una inspección visual en las diferentes zonas. Posteriormente se realizó una inspección terrestre, identificando las características del terreno, accidentes y problemas que se podrían afrontar durante el trabajo de estacado, asimismo se registraron puntos GPS (GLOBAL POSITION SISTEM). En base a los resultados de estas inspecciones, se establecieron dos alternativas para el trazo de la línea eléctrica:

Alternativa: Realizar la reconversión sobre el trazo existente de la línea monofásica, cambiando las estructuras y manteniendo los postes.

8.4.3 UBICACIÓN DE LOS PUESTOS DE TRANSFORMACIÓN

Los transformadores están ubicados de acuerdo a los requerimientos del estudio a diseño final ya existente para la implementación de un sistema de riego.

76


8.5 ESTACADO

El trabajo de estacado ha sido realizado por varias brigadas topográficas designadas para el proyecto, compuesta cada una básicamente por un ingeniero estacador, un topógrafo, alarifes y personal de apoyo, cada brigada ha sido dotada con los materiales, herramientas y equipos necesarios para este trabajo:Las estructura han sido definidas en campo en función a la información proporcionada por el Topógrafo al ingeniero de campo y en base a criterios ya previamente establecidos y ya explicados en los puntos anteriores, los resultados del trabajo de estacado se describe a continuación en las hojas de estacado las que se presentan en el Anexo K.

8.5.1 TRABAJO TOPOGRÁFICO

Para realizar la mensura de los piquetes de Media Tensión se utilizaron equipos de medición (Teodolitos, Estación Total), empleando el método de Poligonal Abierta, a objeto de determinar las distancias, ángulos y mediante cálculos obtener la ubicación geográfica de los piquetes de Media y Baja Tensión.

Además se utilizo GPS navegadores como instrumento de apoyo para obtener coordenadas, de las diferentes derivaciones o arranques de Líneas en Media Tensión.

Una vez realizados los trabajos de campo se ha procesado la información en planillas para su presentación en hoja electrónicas de cálculo (Excel).

Como resultado de la hoja de cálculo, se logro obtener coordenadas UTM los cuales determinaran su ubicación y posición Geodésica del tramo en estudio, para luego ser reflejados en gráficos (Planos), mediante el Software AutoCad según formatos y requerimientos, el resultado del trabajo de campo se presenta en las hojas de estacado las que se presentan en el Anexo K.

8.6 PLANOS

8.6.1 PLANOS GEOREFERENCIADOS DEL TRAZADO DE LÍNEAS

Se han elaborado planos georeferenciados, en base a la información topográfica de cada uno de los tramos del proyecto, en los mismos se muestran la ubicación georeferenciada de la provincia y del municipio al que pertenece cada uno de ellos.

Los planos han sido elaborados en archivos CAD, y codificados de acuerdo por provincia, municipio y población para su rápida ubicación. Los planos se presentan adjuntos al presente informe en el ANEXO – PLANOS.

77

capitulo 8.doc

Engineering