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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CRITERIOS BÁSICOS EN EL DISEÑO DE
PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN RURAL
TESIS DE GRADO PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO
ELÉCTRICO.ESPECIALIZACION POTENCIA
César Orbe Morillo Julio 1981
I
Certifico que esta Tesis fue
elaborada en su totalidad por
el Sr. César Orbe Morillo.
/Carlos. Riofrío R.
D E D I C A T O R I A
A mi Esposa y a mis Hijos
LE £ í. C.ÍL
INTRODUCCIÓN
CAPITULO 1. ANTECEDENTES
CAPITULO 2. DELIMITACIÓN DE LA ZONA A SERVIR
2.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL PROYECTO 7
2.2. ( LOCALIZACIÓN DEÉ PROYECTO DENTRO DEL SISTEMA
ELÉCTRICO 7
2.3. IDENTIFICACIÓN DE LOCALIDADES A SERVIR, CONFIGU-
• ' RACIÓN DEL PROYECTO.
2.4. ' DETERMINACIÓN DE PUNTOS DE ALIMENTACIÓN 8
2.5. INFORMACIÓN'BÁSICA DE LAS POBLACIONES 9
CAPITULO 3. PARÁMETROS DE DISEÑO
3.1. PARÁMETROS DE CARGA Y CONSUMO 15
3.1.1. TÉRMINOS Y DEFINICIONES ' 15
3.1.2. DETERMINACIÓN DE LA CARGA PARA DMENSIONAMIENTO
DE REDES SECUNDARIAS Y TRANSFORMADORES 17
3.1.3. ' PARÁMETROS DE CARGA PARA DIMENSIONAMIENTO DE 'RE
DES PRIMARIAS Y ALMNTADORES PRINCIPALES 25
3.2. PARÁMETROS ECONÓMICOS 42
3.2.1. CALCULO DEL CONDUCTOR-ECONÓMICO 42
3.2.2. SELECCIÓN DE CIRCUITOS 55
3.2.3. EVALUACIÓN ECONÓMICA DE TRANSFORMADORES 55
3.2.4 ALTERNATIVA ECONÓMICA ENTRE CENTRALES PEQUEÑAS
Y LINEAS 58
3.3.
3.3.1.
3.3.2.
3.3.3.
3.3.4.
3.3.5.
3.3.6..
3.3.7.
3.3.8.
3.3.9..
-3.4.
3.4.1.
3.4.2.
3.4.3.
3.4.4.
3.4.5.
CAPITULO 4.
4.1.
4.1.1.
4.1.2.
4.1.3.
4.2.
4:2.1.
PARÁMETROS ELÉCTRICOS .
NIVELES DE VOLTAJE
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA EN ELECTRIFI-
CACIÓN RURAL
TIPOS DE CIRCUITOS Y CALIBRES DE CONDUCTOR
EQUILIBRIO DE CARGA
NIVELES DE AISLAMIENTO
CARACTERÍSTICAS -ELÉCTRICAS DE LOS CIRCUITOS
PROTECCIONES DE LAS LINEAS
TRANSFORMACIÓN
ACOMETIDAS
PARÁMETROS MECÁNICOS
CALCULO DEL VANO MAXIM) PERMISIBLE
LIMITACIONES DE ESTRUCTURAS '
LIMITACIONES EN LINEAS SECUNDARIAS
TABLAS DE ESTACAMIENTO -
LEVANTAMIENTO OJPLIFT)
EJECUCIÓN DEL DISEÑO
TRABAJO DE CAMPO
RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN BÁSICA
LOCALIZACION DE ESTRUCTURAS
CONFIGURACIÓN TOPOLOGÍA DEL CIRCUITO SECUNDARIO
TRABAJO DE OFICINA
DETERMINACIÓN DE CARGAS DE DISEÑO CIRCUITOS
SECUNDARIOS Y TRANSFORMADORES
63
63
63
65
70
70
71
90
118
142
147
147
153
171
174
181
185
186
188
192
193
193
4.2.2, DETERMINACIÓN DE CARGAS DE DISEÑO.- CIRCUITOS
PRIMARIOS 193
4.2.3. CALCULO DE REGULACIÓN.- DETERMINACIÓN DEL CON-
DUCTOR ECONÓMICO Y DIMENSIONAMIENTO DE TRANS -
FORMADORES Y PROTECCIONES . 1-93
4.3. INFORME FINAL DEL DISEÑO 195
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 201
ANEXO N- 1. 204
ANEXO N2 2. . 206
ANEXO N2 3. 211
ANEXO N2 4. 213
ANEXO N2 5. 216
BIBLIOGRAFÍAi
INTRODUCCIÓN
El presente trabajo tiene la finalidad de exponer los criterios
considerados más importantes para el diseño de líneas y redes -
de distribución rural.
El estudio arranca con las recomendaciones generales para deli-
mitar y configurar los proyectos de electrificación rural3 en -
función de la infraestructura existente así como de factores
socioeconómicos y características geográficas propias de la zo-
na de un -proyecto.
Se continúa con los criterios básicos y procedimientos para de-
terminar los parámetros de carga y consumo, en base a datos es-
tadísticos, metas y condiciones típicas del sector rural.
Se adicionan también los criterios técnicos y procedimientos pa_
ra la determinación de los parámetros eléctricos y mecánicos de
diseño, procurando que los mismos se adapten de la mejor manera
a las limitaciones económicas del sector rural sin apartarse de
las características técnicas recomendadas por las normas para -
la ejecución de -proyectos de distribución de energía eléctrica.
Se complementa este trabajo sugiriendo los procedimientos consi
derados como los más adecuados desde el' punto de vista económi-
co para la ejecución:.de los diseños, así como la forma de pre -
sentación de los trabajos de diseño con miras a que su utiliza-
ción en la etapa de construcción sea más fácil.
-2-
Es importante señalar también que todos los criterios expuestos
en este estudio han sido enfocados únicamente hacia los siete-
mas radiales simples,, por ser estos los que mejor' se adaptan a
las características de la distribución de energía en el sector-
rural.
Muchos de estos criterios fueron tratados en forma individual -
en la Unidad Ejecutora del Plan Nacional de Electrificación Ru-
ral (UNEPER) y se encuentran descritos en las normas editadas -
durante los años 1980-81 y en cuyo'desarrollo tuve oportunidad-
de participar como funcionario de dicha Unidad.
El presente trabajo trata de establecer finalmente un procedi -
miento que nos permita obtener una cierta continuidad en el" de-
sarrollo de los diseños de proyectos de electrificación rural.
Así, se verá que al delimitar la zona del proyecto se van obte-
niendo ya los datos que nos servirán para determinar los paráme_
tros de carga y consumo,, estos parámetros a su vez servirán pa-
ra dimensionar el calibre de los conductores y 'la capacidad de
transformadores y protecciones, "con.lo cual-será posible esta -
blecer posteriormente el tipo-de estructura a-utilizar en base
a sus limitaciones t
- En definitiva se ha querido dar una pauta tendiente a uniformi-
zar la diversidad de criterios existentes actuaMente cuando se
habla de la electrificación del campo 3 sin pretender por su -
puesto establecer una norma fija e "insustituible.
CAPITULO 1
ANTECEDENTES
Es por todos conocida la dramática situación en la que vive el
habitante del campo en nuestro país, condenado a desenvolserse
en un medio carente de los más escenciales servicios y obras de
infraestructura, aparte de que su situación en el aspecto so -
cial y económico es deprimente.
Según el último censo de población y vivienda, la población ru
ral del Ecuador.era de 3'652.624 habitantes lo que constituye-
el 57.7 % de la población nacional, su tasa .promedio de creci_
miento es del 2.2 % anual. (Ref. L, y 14)
Como, se .ve, la población rural conforma un sector de gran impor_
tancia para la economía nacional, por lo cual será necesario -
tratar de sacarla de la ag ida crisis por la que atravieza ac -
tualmente.
Esta crisis no atañe únicamente el aspecto productivo, sino -,
también y muy especialmente a la marcada diferenciación del -
estrato social, la misma que ha venido agudizándose en la úl-
tima década.
Las manifestaciones de ese proceso decadente son diversas; en
tre las que se puede enumerar las siguientes:
a) la disminución sustantiva de su aporte relativo al (PIB) •
b) las tasas de crecimiento del producto agrícola, generalmen
te por debajo del crecimiento vegetativo de la población ,
con un repunte esporádico en los años más recientes;
c) la incapacidad del sector para atender las demandas alimen-
ticias y de materias primas del país;
-2-
d) el virtual estancamiento en términos físicos de su capaci-
dad para exportar; y,
e] las dificultades manifiesta para generar empleo productivo,
convirtiéndose más bien en la fuente más importante de deso^
cupación, sub-empleo y de fuertes procesos migratorios ha -
cia las ciudades. (Ref. L3) .
De acuerdo con estimaciones realizadas por la JUNAPIA, había en
el sector rural 941 mil personas económicamente activas con un
ingreso anual de algo más de S/.-8.000,00, esto es menos de
S/. 700,00; éste extracto constituye el 68% de la población ru-
ral económicamente activa que estaría percibiendo el 30% de los
ingresos generados en el sector rural, ocupando el 6.8 % de la
superficie total del sector. (Ref. L3).
En cuanto a infraestructura se ha estimado que el 47% de las vi_
viendas particulares son: chozas, ranchos o cobachas; el 85% ca_
rece de abastecimiento de agua y red pública; 87% carece de ser_
vicios higiénicos; 91% no tiene eliminación de aguas servidas 3
el 88% carece de servicio eléctrico, el analfabetismo llega a
un 39%, y hay grandes problemas de salud, mortalidad infantil ,
etc. (Ref. L3).
En el aspecto ocupacional se estimó que de una población de
3'400.000 personas había algo más de 1 '900.000 exsedentarios ;
es. decir, que sin su concurrencia podrían obtenerse iguales ni-
veles de producción, manteniendo la misma proporción de uso de
los suelos. (Ref. L3).
El Gobierno, consiente de que atender el campo es atender el fu
turo dsl país está implementando'varios programas para dar solución
a la situación actual, como es la ocupación racional del espa -
ció económico que permitirá emplear productivamente a la masa -
total de la población rural, incorporando así la población exse_
--3-
dentaria, a través de mejores programas de: Reforma Agraria, -
riego, tecnificación de cultivos, implementación de la indus --
tria campesina agroindustrial, educación., etc. (Ref. L] y L3}
Precisamente, es en esta implementacion donde juega papel pri -
mordial la electrificación rural, ya que la falta de electrici-
dad es un impedimento para la creación de talleres de artesanía
y de pequeña industria y: es causa de que esta inmensa población
del agro-ecuatoriano se encuentre marginado de los procesos de
desarrollo que se han puesto en marcha en el país.
Una Reforma Agraria como la que plantea el Gobierno supone modi_
ficar la injusta y desigual estructura de tenencia de la tierra,
incorporando a millones de campesinos al proceso productivo en
su propia tierra. Para que una reforma de esta naturaleza tenga
avances satisfactorios,, sería necesario canalizar la ayuda guber_
namerital en forma de: préstamos, distribución de insumos, asis-
tencia técnica, selección de cultivos, mejoramiento de ejempla-
res de ganado, etc; actividades que podrían ser mejor aprove -
diadas mediante la mecanización de los medios de producción a -
grícola, el mantenimiento de- silos o depósitos para conservarla,
la implementacion de irrigación artificial en las regiones ári-
das o secas y sobre todo la implantación de pequeñas industria-
que utilice la materia prima proveniente del sector agropecua -
rio, para lo cual será "de primord'ia'iL importancia la disposición de
energía eléctrica en el campo.
El uso de la electricidad permitirá al habitante del campo mejo_
rar su condición económica en base a mejoras en las siguientes -
actividades:
a) Mejora la productividad de la tierra debido a la irrigación,
lluvia artificial, uso de fertilizantes líquidos,etc.
-4-
b) Reduce las pérdidas debido a la mejor preparación de los
productos y por el uso de mejores métodos de almacenamiento.
c) Mejora la productividad laboral, por medio del reemplazo de
mano de obra por motores eléctricos.
d) Facilita las operaciones de ordeño, refrigeración y pasteu-
rización de la leche, el uso de mezcladores de alimentos3 -
limpiadores de establos, etc.
e) Facilita las tareas domésticas.
£) En general hace más agradable la vida rural.
El aumento de la producción demandará inmediatamente la construc_
ción o el mejoramiento de caminos y carreteras que hagan posi -
ble su transporte hacia los centros de consumo o hacia los puer-
tos de exportación. Estos sistemas rurales permiten a la vez,
la formación de poblaciones que se van conformando con los tra-
bajadores fabriles lo que impide la migración de grandes contin
gentes humanos hacia las ciudades.
Todos estos factores determinan, a la vez, el establecimiento -
de otras obras de infraestructura, y- el aumento del poder adquij " ~~
sitivo del habitante de la región, intensificando la demanda de
bienes y servicios, las transacciones comerciales se tornan más
dinámicas y el flujo de mercadería por las carreteras crea una
nueva fuente de actividad y crecimiento económico.
Por otro lado, los programas de salubridad y saneamiento ambien
tal resultan ineficases sin la disponibilidad de energía eléc -
trica; pues, sin éste elemento no pueden funcionar, hospitales,
ni dispensarios, centros de recreación, sistemas de agua pota-
ble. Los centros de cultura, talleres o centros de adiestra -
miento, escuelas y colegios no pueden funcionar eficientemente3-
y el campesino se encuentra aislado del mundo, el cual puede -
estar a su alcance a través de la radio y la televisión.
-5-
Todas las razones expuestas anteriormente han hecho que el Go-
bierno de nuestro país dé una gran importancia a la electrifica_
ción rural, a tal punto que actualmente constituye uno de sus -
principales programas y la base para el desarrollo de muchos o-
tros.
Una de las muestras más importantes de este interés del Gobier-
no por la electrificación del país es el impulso dado al Plan -
Nacional de Electrificación Rural en su -Primera Fase que se en-
cuentra actualmente en-marcha y que incorporará a la electrifi-
cación del país a unos 90.000 nuevos abonados.
Este Plan Nacional de Electrificación Rural se constituye en la
culminación de las diversas acciones que el sector eléctrico ha
ido implementando para el agro-ecuatoriano y es a la vez el pun
to de partida de políticas coordinadas para la máxima eficien -
cia, a nivel nacional, de este servicio de infraestructura bási_
ca. (Ref. L2).
Y justamente, uno de los principales problemas planteados duran
te la elaboración de plan fue la búsqueda de la optimizacion de
los métodos a utilizarse en la electrificación del campo: ¿Qué
criterios debemos adoptar para delimitar las áreas rurales a -
electrificar? ¿Cuáles son las consideraciones fundamentales pa-
ra la determinación de índices y cargas futuras? ¿Cuáles son -
los tipos de estructuras más económicas?
Al proponer, precisamente, nuestro criterios en-este trabajo,no
pretendemos establecer una norma invariable, sino más bien una
pauta que nos ayude a encontrar el camino más conveniente para-
planificar y'diseñar proyectos de electrificación rural, basán-
donos por supuesto en las experiencias de nuestro. Plan de Elec-
trificación Rural y en experiencias de otros países latinoameri_
canos con similares problemas que los nuestros.
-6-
CAPITULO 2
DELMINACION DE LA ZONA A SERVIR
Partiendo del hecho de que se quiere electrificar una zona ru-
ral específica, lo que deberá ser determinado en base a un ma-
nifiesto interés desús habitantes por disponer del serAácio de
energía eléctrica,, será necesario antes que nada, proceder a -
delimitar el área que sera servida, lo que dependerá de muchos
factores como; Características geográficas , localización con
respecto al sistema existente _, aspectos demográficos, facilid-a
des de acceso, limitaciones económicas, etc.
El siguiente esquema resume los puntos que deberán ser tratados
con el objeto de delimitar la zona a servar y conformar una con
figuración que sirva como base para el desarrollo posterior de
su diseño.
- UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL PROYECTO
- LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO DENTRO
DEL SISTEMA ELÉCTRICO AL OJAL SE GO
NECTARA
DELIMITACIÓN DE LA ZONA
A SERVIRIDENTIFICACIÓN DE LOCALIDADES A SER
VIR; CONFIGURACIÓN DEL PROYECTO.
DETERMINACIÓN DE PUNTOS DE ALIMENTA
CION
INFORMACIÓN BÁSICA DE IAS POBLACIO-
NES.
-s:
-7-
2.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL PROYECTO
Dependiendo de la zona a electrificar, conviene primera-
mente identificar el sistema eléctrico regional al cual se co -
nectará el proyecto, ubicando en el mapa del Ecuador dicho sis-
tema.
En el Anexo Ns I, se tiene la ubicación de los diferen -
tes sistemas regionales existentes en el país.
Con el sistema regional identificado se procederá a si -
tuar la zona o zonas del proyecto dentro del mapa provincial -
correspondiente.
2.2. LOCALIZACION DEL PROYECTO DENTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO
El siguiente paso será tener un conocimiento cabal de
las líneas, subestaciones y centros de generación existentes den_
tro de la zona o cerca de ella. Se deberá por lo tanto obtener
el o los diagramas unifilares del Sistema o de la parte del sis_
tema eléctrico que sea de interés para el proyecto, procurando-
ubicarlo geográficamente en las cartas topográficas o planimé -
tricas lo más aproximadamente posible, incluyendo obras que es-
tén proyectadas para ser ejecutadas a corto plazo.
2.3. IDENTIFICACIÓN DE LOCALIDADES A SERVIR; CONFIGURACIÓN
DEL PROYECTO
En los planos se identificarán todas las localidades que*se ubican en la zona por su nombre. En caso de concentración de
datos será necesario elaborar planos de detalle a la escala ade__
cuada. Usando como referencia las vías que unen las distintas
localidades, se procede a realizar un trazo preliminar de las
líneas, uniendo primeramente las poblaciones que según los da-
tos preliminares aparezcan como las más importantes. El recorrí-
dp de esta líneas será rectificado luego en el campo, procurando
que las mismas abarquen a su paso el mayor número de viviendas,
caseríos y poblaciones que carezcan del servicio eléctrico. Una-
vez trazadas las líneas más importantes, se procederá a trazar-
las derivaciones que sean necesarias para alimentar el resto de
localidades de la zona, dejando pendientes únicamente aquellas-
localidades que presenten grandes dificultades de acceso, o se
encuentren a una distancia'tan grande del resto de poblaciones -
que resulta evidente que la construcción de una línea a dichas-
poblaciones teniendo en cuenta su número de habitantes, es an -
tieconómica. Para efecto de la determinación de las cargas de
diseño de las líneas, se tomará en cuenta'el número de habitan-
tes de todas las poblaciones que presenten posibilidades futu -
ras de .integrarse al proyecto.
Uno de los limitantes más importantes en los proyectos -
de Electrificación Rural, es casi siempre la disponibilidad de-
fondos, por lo cual será necesario hacer una j erarquización dé-
las poblaciones, que dependerá de factores de distancias, facto_
res demográficos y socioeconómicos, y factores técnicos como re_
gulación y pérdidas. (Ref. L2 y LS) . La jerarquizaciónporser
un tema que requiere atención especial, no será tratado en el -
presente trabajo
Igualmente se deberán identificar zonas de desarrollo que
se caracterizan .por tener recursos naturales potencialmente ex-
plotables o en explotación y carecen de infraestructura eléctri_
ca,-o ésta, es incipiente.
2.4. DETERMINACIÓN DE PUNTOS DE ALIMENTACIÓN
Una vez determinada la ruta de las líneas, se procederá
a identificar los posibles puntos de alimentación, de entre los
cuales se escogerá el o los que presenten menores dificultades
de acceso, y las mejores condiciones en cuanto a regulación y
-9-
pérdidas en el sistema o subsistema al cual se conecta el pro-
-yecto. Puede ocurrir que la .zona de un proyecto determinado se
encuentre demasiado, distante de cualquier posible punto de ali-
mentación, en cuyo caso puede pensarse, de ser posible, en gene_
ración local mediante una minicentral hidroeléctrica, para la -
cual será necesario antes efectuar un estudio comparativo de as_
pectos técnicos y económicos entre una línea de alimentación al
proyecto y la minicentral .
La generación local con centrales termoeléctricas, será -
una última alternativa, pero solamente en aquellas poblaciones -
que contrándose 'distantes presenten posibilidades de acceso. Es_
to se debe al: sinnúmero de problemas que se presentan para el -
mantenimiento y abastecimiento de combustibles cuando no exis -
ten facilidades para su transporte.
2.5. INFORMACIÓN BÁSICA DE LAS POBLACIONES
En cada una de las localidades del proyecto se procederá
a reunir toda la información general necesaria para la determi-
nación de las cargas futuras, y para el diseño mismo de las lí-
neas y las redes.
Esta información podrá ser llenada como sigue :
Cuadros N 2. 1 y N .Z: En estos cuadros se reunirán los datos
relativos al Ns de viviendas de todas las localidades y su -
organización, así como de cargas especiales que podrían inte_
grarse a la. electrificación y tipos de terreno predominantes
en el área del proyecto .
Cuadro N£2.3 referente a datos técnicos del sistema existente
al cual se conectara el proyecto .
-10-
Cuadro N-2.4 en el cual se reunirán los datos socioeconómicos
de la zona (Ref. L6).
CUADRO N* e- l
DATOS GENERALES DEL PROYECTO
IDENTIFICACIÓN:
RAMAL 0
TRAMO :
LINEA: m.s-n. m.
LOCALIZACION-
PROVINCIA:
TIPOS DE
POBLACIÓN
AÑO INICIA
DATOS DE
N O M B R E
DE LAS
LOCALIDADES
f
CANTÓN :
Temp. Medía
PARROQUIA:
TERRENO:
A SERVIR:
I : AÑO FINAL.: —
LAS LOCALIDADES:
N2 DE VIVIENDAS
CONCEN-TRADAS
DISPER-SAS
TOTAL
ORGANIZACIÓNPARA PROMCVERJELECTRIFÍCAOS
REPRESENTAN
TE DE LA
ORGANIZACIÓN
.
GESTIONES
REALIZADAS
PARTICIPACIÓN
DE LA COMUNIDAD
-
-
O B S E R V A C I O N E S :
CUADRO N* 2 - 2
DATOS GENERALES DEL PROYECTOINFORMACIÓN DE CARGAS ESPECIALES
RAMAL O LINEA :
TRAMO:
DESCRIPCIÓN UBICACIÓN
CARGA
INSTALADA
(KW)
DEMANDA
ESTIMADA
(KWA)
AMPLIACIONES
ANOCARGA
INSTALADA(KW)
DEMANDA(KWA)
DEMANDAFUTURA
TOTAL(KVA)
FUENTE DE
INFORMACIÓN
O B S E R V A C I O N E S
INFORMACIÓN GENERAL DEL SISTEMA EXISTENTE
RAMAL: o LINEA A SERVIR:
TRAMO..:
PUNTO _ DE ALIMENTACIÓN
Primaria,; Tipo:
Tensión: KV ; N^ de Fases-: ; Material del Conductor;.
Calibre; AWG ; Carga actual instalada: KVA. ;
Capacidad Máxima ;.
Tensión, en S/E :
j_ KVA ; Tensión en Secundario: .V.
V ; Regulación;
Hora:, Fecha: ; -N^ de Medidas:
LINEA .EN CONSTRUCCIÓN
Primario.; . Tipo:
Longitud. Total:
Tensión x
Calibre :,
Km. -, Longitud hasta el punto de alimentación;
_ i N2 de fases:, ; Material del Conductor;
AWG ; Carga inicial instalado : KVA
Capacidad Máxima : KVA i Fecha de entrada en servicio:
SUBESTACIONES UTILIZABLES
EXISTENTES :
Nombre: ; Ubicación:
Carga instalada actual:
Km
.; Capacidad:,
KVA
EN CONSTRUCCIÓN O PROYECTO :
Nombre: ; Ubicación:
Tensiones :
; Capacidad :.
KVA.
. KV,
.KVA.
Tensiones: j Fecha estimada de entrada en operación:
DIAGRAMA DEL PUNTO DE ALIMENTACIÓN : Será entregado en un
plano anexo.
O B S E R V A C I O N E S :
CU
AD
RO
N
2 2
-4
INF
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CIÓ
N
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\
-15-
PARÁMETROS DE DISEÑO
3.1. PARÁMETROS DE CARGA Y CONSUKD
Antes de comenzar el estudio detallado de un proyecto de electri
ficación rural., es necesario tener una idea aproximada de las -
cargas que tendrán que alimentar las líneas y las redes en el -
futuro. Este dato es indispensable, ya que por falta de una in
vestigación adecuada al respecto, los aliunentadores podrían ser
insuficientes para satisfacer las necesidades del mercado elec-
trico.
Los datos de demanda servirán para analizar posteriormente las-
alternativas y para justificar la selección definitiva de la con
figuración de las redes y de la localización y dimensionamiento
de sus elementos.
3.1.1 TÉRMINOS Y DEFINICIONES
Con el fin de establecer terminología e interpretación -
de conceptos se citan a continuación algunas definiciones: (Ref.L12 y L13).
a) Densidad de carga.-
Para efectos de diseño de redes de-distribución predomi-
nantemente residencial, será conveniente referirnos a la
densidad de carga en términos de KVA por consumidor.
b) Carga.-
La carga se define generalmente como la carga máxima di-
versificada. Este término equivale a la demanda máxima-
coinci dente.
-16-
c] Demanda máxima por consumidor a diferentes niveles. -
La "Demanda máxima diversificada" es la demanda máxima -
que impone un conjunto de cargas o consumidores en un -
periodo determinado. En ocasiones este concepto se ex -
presa "por consumidor" y viene a ser la demanda máxima -
diversificada entre el número de consumidores que la oca_
sionó. También suele expresarse como la "demanda máxima
diversificada promedio".
Al indicar esta cifra es necesario indicar' además del in
tervalOj a que nivel se ha hecho la.observación, pudien-
do ser:
- A nivel de transformador de distribución
- A nivel de alimentación primaria
- A nivel de subestación
debido a que el factor de coincidencia va disminuyendo -
conforma aumente el número de consumidores. alimentados.j
e) Factor de Diversidad.-
Es la relación de la suma de demandas máximas individuáis
de _ diferentes subdivisiones de un sistema con respecto-
a la demanda máxima de todo el sistema.
La ecuación mantemática del factor de diversidad se pue-
de expresar de la siguiente forma:n f
D D D D ~> DF.D 1 + 2 + .3 +.....+ .n s = í S
D
f) Factor de coincidencia.-
Básicamente el factor de coincidencia es el recíproco -
-17-
del factor de diversidad.
Definiciones más completas y una explicación más detalla_
da-Se estos términos y sus usos pueden encontrarse en el "Dis -
tribution Systems" de la Vfestinghouse (Ref L13).
3.1.2 DETERMINACIÓN DE LA CARGA PARA DIMENSIONAMIENTO DE REDES
SECUNDARIAS Y TRANSFORMADORES
Las variaciones de carga y consumo dentro de un mismo a-
sentamiento tienen un margen mas o menos amplio. Sin embargo -
es posible determinar parámetros equivalentes de conjunto que
reflejen su comportamiento en el presente y permitan estimar de
alguna manera, la tendencia que tendrán en el futuro.
La determinación de éstos parámetros básicos será muy ne_
cesaria para obtener la carga de diseño de los transformadores-
y redes secundarias.
A) Clasificación de consumidores
jINECEL^en base a datos de ingresos dados por el INEC - -
(Instituto Nacional de Estadísticas y Censos) a nivel parro
quial y como datos de consumo los correspondientes al sector ru_
ral del área de concesión de la Empresa Eléctrica Quito S.A. e_s_
tableció una correlación entre el consumo específico residen -
-cial y el nivel de ingresos de los hogares de este sector, ha -
biéndose~ encontrado que existe una clara tendencia a aumentar -
el consumo conforme los ingresos crecen. (Ref. LIO).
En base a estos datos INECEL realizo la siguiente clasi-
ficación de consumidores: (Ref L10).
-18-"
Tipo de Con- Consumo promedio Niveles de ingresos. Con-
sumidor [Kwh/mes/consunQ sumidor/año (1978)1980
Bajo (A) 30 ' Hasta S/. 40.000
Medio [B) 75 S/. 40.000 - 80.000
Alto (C) 120 sobre S/. 80.000-
Es evidente que para un estudio especifico en un año de-
terminado el nivel de ingresos será diferente. Sin embargo,los
consumos promedios para los distintos tipos de consumidores se
mantendrán los mismos, por este motivo, pueden ser utilizados -
para enmarcar dentro de estos tipos, los consumidores de una o
varias zonas de un proyecto, de la siguiente manera:
a) Se escogen zonas de características similares a la del r
proyecto que hayan sido electrificadas hace varios años,
determinando sus consumos iniciales.
b) Se determinan los ingresos promedios de dichas zonas en
base a los datos de INEC procurando que sean los más ac-
tualizados que existan.
c) Se establece la correlación ingreso-consumo de la zona -
electrificada y se la aplica a la zona en estudio para de_
terminar su nivel de consumo promedio.
d) Una vez determinado el nivel de consumo de la o las zo -
ñas del proyecto se las clasifica según los grupos indi-
cados anteriormente.
-19-
Adicionalmente, y con el fin de facilitar la determinación del
tipo de consumidor se han definido las distintas categorías de
la siguiente manera:
- Categoría A. Consumidores localizados en áreas rurales mar-
ginales o en zonas en las que por las condiciones climáticas
o de calidad de.suelos, la producción es limitada o estacio-
nal.
- Categoría B. Consumidores localizados en áreas que se encueii
tran en proceso de desarrollo y que disponen de vías de comía
nicación de segundo orden. Las características del área son
favorables para la explotación agrícola y ganadera intensiva
y para el asentamiento de nuevos pobladores.
- Categoría C. Consumidores localizados en áreas próximas a -
los centros urbanos principales, que disponen de vías de comu_
nicación de primer orden y de una infraestructura desarrolla^
da en cuanto a servicios públicos. Las características del
área permiten las actividades productivas diversificadas y -
'continuas y son favorables para el desarrollo del intercam - .
bio comercial y la agro-industria (Ref L12).
Además por cada tipo de consumidor INECEL ha definido dos cla-
ses, que toman en consideración el porcentaje de incremento de ~
la población, que hará crecer el número de consumidores en las
redes secundarias.
La clase 1 toma en cuenta un porcentaje de crecimiento de con-
sumidores del 1,5% promedio anual y su rango de aplicación es_
tara en el rango de poblaciones con crecimientos de hasta el -
2 I promedio anual.
La clase 2 considera una tasa de crecimiento del 3 % anual del
número de consumidores y su campo de acción se aplicará a po -
-20-
blaciones con crecimientos mayores al 2 \o anual. (Reí.
LIO).
B) Tasa de crecimiento del consumo y la demanda
De acuerdo a la clasificación de consumidores propuesta
y en base al análisis de datos de consumos de sectores rurales
típicos INECEL ha propuesto como adecuada la utilización de las
siguientes tasas de crecrmiento del consumo: (Ref LIO)-.
Tipo de Con- Kwh/cons/mes Tasa promedio anual de crecimiento
sumidor año t (%)
inicial Período 1 Período 2 Período 3
Bajo
Medio
Alto-
30
75
120
10
4
3
6
3
3
4
3
3
Nota: cada período tiene 5 años
En lo referente a las demandas, se ha determinado que la
tasa -de crecimiento media anual de la demanda máxima por consu-
midor para los tres tipos de consumidor es de aproximadamente -
el 3°í (Ref LIO).
C) Procedimiento para determinar las demandas'de diseño
a) El primer paso será definir el tipo de consumidor corre_s_
pondiente a las diferentes zonas del proyecto, en la for_
ma indicada en el punto 3.1.2 .A)
b) En base a las curvas de la demanda máxima diversificada
versus el número de consumidores 3 determinadas por INE-
-2.1-
CEL para los diferentes grupos de consumidores (Gráfico Ne 3.1)
se han determinado los factores de diversidad dados por las cur_
vas del gráfico N* 3.2 (Ref LIO).
Se ha considerado conveniente tomar un período de 8 años
para el diseño de transformadores y redes de distribución, por
cuanto después de este tiempo suelen.necesitarse cambios en las
redes y reubicación de transformadores.
Gráfico N2 3-1
1.9
DEMANDAS UNITARIAS DIVERSIFICADAS POR NUMERO DE
CONSUMIDORES Y POR NIVEL DE CONSUMO-FACTOR —
DE POTENCIA 0.9
EN KWH/Cons/mes
ELABORACIÓN POR LNEPER -UENTE.Í Me iiciones reolizadas por
NS1 DE CON-SUMIDO.
40
CU
RV
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IX L* i
10
Nc
•N
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NSUM
IDOR
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ICO
N
2 3
- 2
Analizando el crecimiento del consumo en las distintas catego-
rías de consumidores en el período para el cual se diseñarán las
redes, secundarias, se tiene que un consumidor tipo A tendrán un
consumo en el año inicial de 30 Kwh/mes y a los 8 años su consu
mo será aproximadamente de 50 Kwh/mes, esto significaría una de-
manda máxima unitaria de '0.65 Kva inicial (D ) y 0. 82 Kva lúe3 7mro —
go de 8 años (DmuJo- En el caso de los consumidores tipo B, con
un consumo inicial de 75 Kwh/mes y las tasas de crecimiento pr£
puestas, alcanzará .un consumo medio de 100 Kwh/mes en 8 años, por
lo cual, partiendo de una demanda máxima unitaria de. 0,95 Kva, lie
garía según el gráfico 5.1. auna demanda de 1,1 Kya.- Sin embar_
go para guardar cierta relación con el caso anterior se propone-
la utilización de una demanda máxima unitaria para este tipo de
consumidor en 8 años de 1,2 Kva. • Para los consumidores tipo C,
del gráfico Na 3.1 se observa que partiendo de una demanda máxi_
ma de 1,4 Kva. se llegará en el mismo período analizado a 1.8-
Kva. de demanda.
Es conveniente observar en este punto que si bien estos valores
parecen ser adecuadas para efectos de diseño de redes secunda -
rias y dimensionamiento de transformadores, no pretenden ser rí_
gidos y pueden ser reajustados teniendo onayor experiencia y me-
jores y más completos datos estadísticos que los utilizados por
INECEL para la obtención de dichos valores. Sin embargo, se pue_
de decir que las diferencias que puedan establecerse no serán d_e
masiado grandes como para que causen un error considerable en -
los cálculos.
Una vez establecidas las demandas máximas unitarias se procede-
rá a determinar el número de consumidores en base a la siguien-
te expresión, y el valor obtenido se ajustará al entero inmedi_a
to:
NC « NcQ (1 + Te/100)'
-25-
En la que:
Nc = Número de consumidores proyectados a 8 años
Ncn = Numero de consumidores potenciales actuales que se ob -
tiene de la encuesta de consumidores en el sitio. Se en_
tiende por consumidor potencial aquel que se encuentra
en la zona de influencia de la red [transformador) aun
cuando no exprese su deseo de conectarse al servicio -
inicialmente.
Te = Tasa de incremento del número de consumidores en £%) .
c] • Con el número de consumidores proyectados (Nc) _, el factor
de. diversidad correspondiente (Fdiv) del gráfico N° 3.2-
y la demanda máxima proyectada por consumidor Dmu,,} se -
determina la demanda de diseño para el transformador y -
para cada uno de los tramos considerados en la red secun
daria de acuerdo con la siguiente expresión: (Ref IÍ12).
Dd = Nc x (Dmu) g / (Fdiv)¡
5.1.3 PARÁMETROS DE CARGA PARA DIMENSIONAMIENTO DE REDES PRIMA- •
RÍAS Y ALMENTADORES PRINCIPALES
Para la determinación de la demanda de diseño de redes -
primarias y alimentadores principales 9 es preciso definir cier-
tas metas en el año horizonte, para el cual el diseño deberá -
cumplir con las especificaciones dadas en las normas.
Un período de proyección de 15 años se ha considerado con_
veniente, por cuanto períodos más largos podrían distorcionar -
los resultados, y períodos más cortos podrían verse influencia-
dos por, algún acontesimiento temporalque no refleje el crecimien
to real''del consumo.
La clasificación de los tipos de consumidor se la ha he-
cho en base a las diferentes formas de utilización que normal -
n n 1 Q A. á
-26-
mente se da a la energía eléctrica, esto es: para vivien
da, para actividades comerciales, para industria, para necesi-
dades vitales, para actividades oficiales y para alumbrado pú-
blico. Así, tendremos los siguientes tipos de consumidores: 'Re_
sidencial, comercial, industrial, alumbrado público y otros.
(Ref. LIS).
a) Consumidor residencial.- Es aquel que utiliza la energía
eléctrica exclusivamente para usos dometicos. Están reía
cionados directamente a la población y al número de vivien_
das del sector de influencia de la línea.
El crecimiento del número de consumidores residenciales -
dependerá del número de conexiones que se hayan hecho el
año inicial, de la tasa de crecimiento de la población de
la zona del proyecto y de las políticas establecidas en -
el país para cubrir la demanda de los años futuros.
Para el año 1990 INECEL ha establecido como metas en la -
zona rural, la electrificación entre el 90 y el 95% del -
total de la población de las cabeceras parroquiales, y la
electrificación del 40 al 60 % de la población del resto-
de la zona rural. Considerando que estas son metas defi-
nidas a nivel nacional y considerando que las proyeccio -
nes serán hechas para 15 años, se ha estimado conveniente
establecer como -meta el servir por lo menos un 80 \e la5
zona de influencia del proyecto en estudio (Ref. L14).
b) Consumidores comerciales.- Son aquellos que utilizan la
energía eléctrica en casas, departamentos, etc., destina_
dos por el abonado o sus inquilinos, para fines de nego-
cio o actividades profesionales. Por lo tanto se ehcuen_
tran dentro de este grupo de consumidores los que utili-
zan la energía eléctrica en tiendas, almacenes, salas de
-27-
cine, hoteles, hospitales, etc.
En base a los datos obtenidos .para el plan de electrifica
cion rural se ha 'podido establecer que los primeros en co_
nectarse al servicio son los consumidores comerciales, de_
bido a que la energía eléctrica se convierte en un insumo
importante para estos establecimientos,
Se ha podido observar así mismo que en sectores rurales -
con mas de 10 años de electrificación el número de consu-
midores comerciales constituyen aproximadamente el 10% de
los consumidores residenciales y su consumo específico es
prácticamente el doble del consumo específico residencial,
por lo cual utilizaremos estos índices como meta para el
año horizonte del estudio . Q f Ll 0} .
c] Consumidores industriales . - Son aquellos que usan la e-
nergía eléctrica en fábricas, talleres, aserraderos, moli^
nos, etc., destinados a la elaboración y transformación -
de productos por cualquier proceso industrial.
La demanda de potencia originada por los consumidores in-
dustriales en el sector rural normalmente no coincide con
la demanda máxima del sector, y la demanda máxima alcanza_
da durante su período* de funcionamiento casi siempre está
por debajo de la demanda máxima del sector. Desde este -
punto de vista, las cargas industriales del sector rural -
contribuyen únicamente a mejorar considerablemente el fac.
tor de carga, pero no determinan la demanda máxima.
Sin embargo, suelen presentarse casos en los que ciertas
cargas especiales, por su magnitud, representarán varia-
ciones importantes en la carga del sector. Dichas cargas
deberán ser tratadas de manera especial.
La información sobre las cargas especiales puede ser obte_
ni da primeramente en el sitio., del proyecto, en donde las
-28-
autoridades locales suelen normalmente estar enteradas de
los planes- existentes con relación a la industrialización
de la zona. Los datos obtenidos en el campo deberán ser -
confirmados y ampliados en las instituciones estatales de
las cuales dependen los programas industriales tales como
son El Banco de Fomento, El Ministerio de Agricultura y -
Ganadería. El Ministerio de Industrias Comercio e Inte -
gración y el Consejo Nacional de Desarrollo CCONADE), etc.
Existirán zonas en las cuales funciona ya la actividad in
dustrial mediante otras fuentes de energía^ o como sucede
en la mayoría de los casos alimentada por pequeños genera,
dores movidos con motores de combustión.
En estos lugares es más fácil la determinación de la po -
tencia industrial a alimentarse el año inicial3 y la in -
fluencia que tendrá en el consumo total del sector.
Teniendo en cuenta que según los datos obtenidos en las -
provincias con mayor historia de electrificación el consu)
mo industrial mínimo alcanzado es el 301 del consumo rési_
dencial, este porcentaje podrá ser aplicado como meta a - l
zonas en las cuales no se puede predecir a ciencia cierta
la existencia posterior de algún tipo de consumo indus -
trial (Ref LIO].
Con el objeto de asegurar el funcionamiento de las cargas
industriales fuera de la hora pico, las Empresas Eléctri-
cas deberán ijnplementar políticas que eviten de manera e-
fectiva el funcionamiento de tales cargas a esa hora. El
uso de medidores horarios podría ser una manera de contro_
lar la hora de utilización de la energía, y la implanta-
ción de multas o tarifas más altas para la hora pico po-
dría ser un medio de obligar al usuario industrial a res
•-2.9-
petar tales políticas .
Los datos de mayor importancia para determinar la demanda
industrial serán: el factor de potencia, el número de fa_
ses y la potencia total de las máquinas a conectarse . En
el caso de la existencia de varias máquinas deberá deter-
minarse en base al horario de utilización de l s misams -
una demanda coincidente máxima, la cual comparada con la
demanda máxima de la hora pico "normal, podría constituir-
se en la demanda de diseño, en el caso de ser mayor.
d) Alumbrado publico y otros. - Se denomina' consumo de alum-
brado público, a la energía utilizada para el alumbrado de
calles, plazas, sitios de recreo y parques.
Por otros, se entenderán los consumos derivados de ofici-
nas o dependencias oficiales, bombeo de agua para consumo
humano , etc .
Para alumbrado público se ha considerado adecuado un con-
sumo de 5 JCwh/Hab/mes, lo que significará una luminaria -
de 100 vatios por cada 15 abonados. Si sé considera-que
se dotará de alumbrado público solamente a los centros de
concentración poblacionesi, y que estos representan entre
un 20 y un 30 \e la población total, se tiene una lumi-
naria, para cada 3 a 5 abonados, lo que representará un n_i_
vel adecuado de iluminación. En forma conjunta entre' a -
lumbrado público y otros se ha considerado un consumo que
representaría un 10% del consumo residencial, lo cual im-
plica que la parte correspondiente a otros se supondrá -
proporcional al desarrollo del sector, reflejado por su -
categoría CRef L1 0) .
En resumen, de acuerdo con las metas establecidas, y con
-30-
siderando un 10% de pérdidas de energía en el año horizon
te, factores de carga de 30, 35 y 40 %, para las 3 categp_
rías, factor de potencia 0,9 , se obtienen los valores ex
presados en la tabla NH 3.1.
A) Tasas de crecimiento
Las tasas de crecimiento de consumo y demanda dependerán
de las condiciones iniciales del proyecto que se estable_
cerán de los datos de localización de consumidores, inclu_
yendo aquellos de características especiales, de las me-
tas de cubrimiento del proyecto y de la política de incor_
poración de nuevos abonados.
Las tasas de crecimiento serán analizadas en forma indivi_
dual y colectiva, en base de consideraciones de tipo gene_
ral, que en la mayor parte de los casos representarán la
situación de mayor crecimiento.
a) Crecimiento 'de la demanda unitaria diversificada por tipoj
de consumidor.-
Para primarios el factor de diversidad adquiere sus valo-
res más altos. En base a estos valores y a las máximas -
demandas unitarias se han determinado las condiciones ini_
cíales, las mismas que suponen un consumo netamente resi-
dencial. Las condiciones finales suponen la composición
del consumo de los consumidores residenciales, comercia-
les, industriales, alumbrado público y otros, los mismos
que fueron obtenidos en la tabla N2 3.1. Ambas condicio_
nes se exponen en el siguiente cuadro para los diferentes
tipos de consumidor:
-31-
Tipo de Con
sumidor
A
B
C
Demanda Di-
versificada
inicial (KVA]
0.26
0.35
0.47
Demanda di-
versificada
final (KVA)
0.71
0.95
- 1.27.
Tasa de crecimiento
promedio anual (i)
7
7
7
b) „ , Crecimiento de la 'demanda colectiva. -
Para el efecto será necesario hacer las -siguientes consi-
deraciones:
Tab
la N
^3
,]
Com
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ción
del
co
nsum
o" p
or c
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1
Tip
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Cons
uin
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B (*) G W
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al. (
Kw
h/co
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es)
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79 100
123
100
187
100
Con
sum
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cial
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wh/
cons
/mes
)
16 20 25 20 37 20
Con
sum
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. . (K
wh/
cons
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s)
24 30.
.
37 30 56 30
Con
sum
o al
um1
brad
o y
otr
os
. .(K
wh/
cons
/ -m
es)
8 10
-
12.
10 T9 10
.Tot
al
127
160
197
160
299
160
. . .
.CAR
GA
.Pér
did
as .
Ener
gía
.P
.G.
Dem
anda
10&
0 14
0 .
.30
0,6
4 Kw
0,7
1 K
vs
ÍOÍ
217
.35
0,8
5
Kw
0,9
5 K
v£
101
329
.40
1,1
4
Kw
1,2
7 K
vs
-33-
El porcentaje de población que se incorporará inicialmen
te será por lo menos un 30% del total en la -zona de in -
fluencia del proyecto, siendo este el mismo porcentaje -
con relación al numero de consumidores.
La meta en el año horizonte será cubrir por lo menos el
80% del número de consumidores potenciales a ese año.
La tasa de crecimiento poblacional .del sector rural del
país es de 237% promedio anual.
La condición inicial por consumidor 3 representa lo expues_
to en el literal anterior.
En base a estas consideraciones podemos decir que si to-
mamos como 100% el número de consumidores potenciales del año -
inicial_, el año final el porcentaje será de 150% aplicando la-
tasa de crecimiento poblacional del sector rural.
Partiendo de estos porcentajes,, de los porcentajes de pp_
blación servida inicial y final y de los valores Jde demanda di-
versificada inicial y final,, tenemos que las demandas por consu
midor potencial serán las siguientes:
Tipo de
consumidor
A
B
C
Año
inicial
0.08 Kva
0.11 Kva
0.14 Kva
Año fi-
nal
0.85 Kva
1.13 Kva
.1.52 Kva
Tasa de crecimiento
«
17.0
17.0
17.0
-34-
Además se puede deducir que el crecimiento del número de
consumidores en los proyectos de electrificación rural -
será de aproximadamente de 10%.
La tasa del crecimiento de la demanda del 17%, represen-
ta un crecimiento adecuado si se considera que es el re-
sultado de un sistema en expansión.
c) Crecimiento del consumo por abonado residencial. -
Partiendo de la condición inicial del consumo para el a-
bonado residencial y la composición'del consumo por abona_
do para el año final se obtienen las siguientes tasas de
crecimiento del consumo:
Tipo de
.consumidor
A
B
C
Kwh/ab/mes.año .inic.
30
-75
120
Kwh/ab/mes. año final
127
197
299
Tasa de
. .crecimiento
10
7
6
Si consideramos un crecimiento del número de consumido-
res del 10%, la tasa de crecimiento del consumo colecti_
vo será de 21.., 18 y 17% para las categorías A, B y C res_
pectivamente.
BV Demandas de diseño
La demanda de diseño de los ramales primarios y alimenta_
dores principales estará definida por el número de consu
midores residenciales esperados para el año final, la d_e_
-35-
manda diversificada por abonado residencial para ese ano
y por las cargas especiales que se identifiquen, conside_
rando los tipos de consumidores del área del proyecto.
El número de consumidores se determinará de los datos de
población, tasa de crecimiento_, número de habitantes por
consumidor y de la política de incorporación de nuevos -
consumidores que seha supuesto lineal para 15 años de prp_
yecto. La demanda de diseño será el producto entre el -
número de consumidores estimados y la demanda máxuna uni_
taria diversificada en el año final. Adicionalmente, de_
berá ser corregida con respecto a las cargas especiales-
que exitieren, haciendo el análisis correspondiente de -
la insidencia de dichas cargas en el período de carga má_
xima.
a) Número de habitantes.-
Se tomarán en cuenta para el diseño no solamente aque -
lias poblaciones y localidades que quedan al paso de las
J líneas planteadas en el proyecto, sino también todas las
que presentan posibilidades futuras de integrarse al sis_
tema.
Para determinar las poblaciones y localidades cuya pobla_
ción influirá en le diseño se requieren los siguientes -
documentos informativos:
Compendio socio-económico de la provincia o provincias -
a las cuales pertenece la zona del proyecto. En este do_
cumento se encuentran las cartas censales en las cuales
se pueden ubicar geográficamente y con bastante aproxi-
mación las localidades existentes.
Datos poblacionales del censo a nivel de sectores y lo-
-36-
* calidades. Cabe indicar en este punto que las cartas cen
sales presentan los planos de las parroquias divididas en
sectores , dentro de los cuales se encuentran ubicadas las
diferentes localidades. Así mismo, los datos de población
pueden ser obtenidos en la oficina de los censos a nivel -
de parroquias, sectores y localidades.
Una vez recogida esta información se hará una primera de_
terminación de las localidades que se incorporarán al -
servicio inmediatamente después que las líneas sean cons_
truídas y de las localidades que en el futuro podrían in~2& ~~
corporarse al proyecto. Posteriormente deberá hacerse -
una verificación en el campo de las posibilidades reales
de incorporación de dichas localidades.. Para el diseñó-
se tomará en cuenta la población de todas las localida -
des ya sea que se incorporen inmediatamente.o no.
b) . Tasa de crecimiento.-
La tasa de crecimiento de la población puede ser obteni-
da a nivel parroquial, por lo cual para la ptoyeccion de
la población de una localidad se aplicará la tasa de cre_
cimiento poblacional de la parroquia a la cual pertenece.
c) 'Numero de habitantes por consumidor.-
Este parámetro se ha.determinado en base de los datos del
censo de 1974, tomando la relación entre la población to_
tal y el número de viviendas habitadas al momento del cen_
so.
Debido a la amplia variación que este parámetro tiene s_e
gún el nivel en que se considere (provincial,, cantonal,
parroquial, caserío) ., se ha tomado el correspondiente al
-37.-'
nivel rural provincial. Esto se justifica si se toma en
cuenta que dicho parámetro se lo utilizará para determi-
nar el número de consumidores futuros, considerando que-
habrá mayor variación del mismo en los niveles bajoSjmar^
teniéndose el de nivel mayor más o menos constante. Los
valores obtenidos para el sector rural de las diferentes
provincias del país se muestran en la tabla N2 3.2. (Ref
L11).
Tabla N2 3.2. Habitantes por consumidor residencial (Re) para el
' sector rural 'de las diferentes 'provincias 'del 'páís_
'Provincia He Provincia 'He
Carchi
Imb abura .
Pichincha
Cotopaxi
Tungurahua
Bolívar
Chirriborazo
Cañar
Azuay
Lo ja
5.2.
4.7
5:3
' 4.9
4.7
4.8
4.4
4.5
4.3
5.4
Esmeraldas
Manabí
Los Ríos
Guayas
El Oro
Ñapo
Pastaza
Morona
Zamora
Galápagos
6.1
6.6
6.2
6.2
5.6
6.2
5.8
5.3
5.3
5.3
Política de incorporación de consumidores.- (Ref Ll 1}
La política de incorporación de abonados establece como
meta que se incorporarán por lo menos el 80% de los abc
nados en el año horizonte. En base a esto y consideran
do que la incorporación de abonados será lineal para -
los 15 años del proyecto se pueden establecer los valo-
res de la relación de población servida, a la población 'tp_
tal (k2n) para cada año, a partir de diferentes valores -
iniciales, mendiate la siguiente expresión:k2n= .Psi/Pti= Pso/ Pto +i(Psn/Ptn-Pso/Pto)/n
en donde i =1,2,3, ,15
Psi = Población servida en el año i
Pti = Población total en el año .i
Pso = Población servida inicial
Pbo - Población total inicial
Psn = Población servida año n
Ptn = Población total en el año n
Una vez que se han obtenido los Acalores indicados en los
literales anteriores se procederá de la siguiente manera:
1) Determinar el número de consumidores incorporados en la
etapa inicial (No) consolidado, a nivel de grupos de lo-
calidades por sectores y el numero total para el proyec_
to (Nto)- mediante la visita al proyecto y a través de -
las encuestas, del modo quese indica en el punto 2.5 de
la información general del proyecto.
2] Determinar el número de habitantes servidos de la red en
laetapa inicial, mediante la expresión:
Pso = Nto. He
en donde:
Pso. - Población servida inicial
Ntó. - Número total de consumidores ini/
ciales.
Be = Número de habitantes por consumi_
dor residencial (Tabla Ns 3.2}.
3)
-39-
Clasificar los diferentes tipos de consumidores del pro_
yecto dentro de sus categorías correspondientes .
4] A partir de la información estadística de la población -
inicial por localidades y de la tasa de crecmiento de di_
cha población3 proyectar la población inicial año por ar-
río para cada localidad o grupo de localidades , por medio .
de la expresión:
Pn = Po
en donde:
Po = Población inicial
Pn = Población proyectada al año "n1
n = año al cual se hace la proyec_
ción
Ti = Tasa de incremento poblacip_
nal.
5]
y determinar la población total del proyecto (ftn) año
por año,
Calcular Ptn/Pso = KLn. Este factor nos da la idea del
crecimiento poblacional con relación a la población ser_
vida inicial. •
6) Con el valor de la relación de la población servida a
la población total determinado para la condición inicial
Pso/Pto, se obtiene el valor de K2n.
7) Obtener el factor de incremento de consumidores (FICn) 3
año por año, mediante la expresión:
FICn = KLn x K2n
-40-
8) Obtener el número total de consumidores proyectados año
por año (Ntn) ; de la expresión:
Ntn = Nto x FICn "
9) Obtener el valor de la carga unitaria proyectada por coa
sumidor inicial (CPUn) , mediante la expresión:
CRJn = FICn x din
en donde:
CUn - Carga unitaria proyectada :año por
año
10) Obtener el valor de la carga total distribuida (CTDn) de
la expresión:
CTDn = Nto x CPUn
11) Determinar el valor correspondiente • a las cargas especia^
les establecidas de la investigación previa relativa a
los programas de desarrollo del área (CEn), acumulado -
año por año.
12) Obtener la carga total resultante (CTRn), año por año de
ña expresión:
CTRa = CTDn + CEn
C) Distribución de cargas.- (Ref L10)
El valor de la carga proyectada unitaria por consumidor
inicial (CPQn) , incorpora los factores de incremento tan_
-41-
to por la mayor utilización de energía del consumidor in_
dividual, como por el número de consumidores que inciden
sobre- la red. Se asume por simplificación que la distri_
bución de cargas definida para la condición inicial, se-
rá mantenida básicamente en el período de diseño y en -
consecuencia, las nuevas magnitudes de las cargas distri^
buidas (CDn) } se qntendrán para cualquier punto de la -
red, de la expresión
DCn = No x CPUn
siendo en este caso No el número de consumidores defini_
do en el punto considerado para la condición inicial re_
sultante del diseño "de la red secundaria.
Para los casos en que el proyecto contemple extensiones
de la red a ser utilizadas en etapas posteriores _, el va_
lor de Ni correspondiente a tales-extensiones deberá -
ser determinado por el proyectista en base a la evalúa
ción de la zona, para incluirlo en la proyección de la-
demanda ty en la distribución de las cargas.
-42-
3.2. PARÁMETROS ECONÓMICOS
3.2.1 CALCULO DEL CONDUCTOR ECONÓMICO
Para realizar este análisis nos "basaremos en el método de lími-
tes de carga.
Este método se basa_ en la teoría de pérdidad de pontencia en los
conductores, determinando para el efecto, la carga para la cual
el calibre del conductor y el N2 de fases conforman el circuito
más económico. Con los diferentes rangos de carga obtenidos se
hace una tabla que muestra en forma rápida la línea más económi_
ca para una carga dada../•
El punto de partida de este método _es la ley de Kelvin que dice
que una línea es más económica, en términos de costos anuales -
de KW-Km. , cuando el total de los cargos anuales fijos (deternú
nados para la inversión de la línea} es igual al total de los -
cargos anuales .variables [determinados por las pérdidas de po -
tencia.j
Con el objeto de hacer más comprensible el método se han incluí_
do en el presente trabajo los dibujos explicativos dados en el-
boletín de la KEA N5 60-9 CRef L16 y L17] . La figura N2 3:3ilus_
tra esto'para una-línea monofásica con ciertos costos de inver-
__sión. Se puede ver que el costo total anual es más bajo en el
nivel de carga para el cual las dos componentes, costos fijos -
y costos variables, son iguales.
En la figura N° .3.4 se representan los costos totales anuales -
para dos líneas; una línea monofásica N2 4 y una línea monofási_
ca N2 2. Hay un nivel de carga para cada línea para el cual -
el costo anual es mínimo. Sin embargo, se puede observar que -
en el nivel de carga donde la línea Ns 4- tiene su mínimo costo-
anual, la lónea N2 2 tiene un costo más bajo. Especialmente.,pa_
-44-
xa las constantes utilizadas en el ejenrolo gráfico, la carga -
más económica para la línea N2 4 es 185 KW3 pero'para ésta car-
ga la línea N2 4 no es la más económica.
Hay un magnitud de carga para la cual las dos líneas tienen el
mismo costo anual, lo cual es ilustrado por la intersección de
las dos curvas dibujadas en .la figura N- 3.4. Se notará que pa.
ra una carga menor que 123 KW> la línea N2 4 tiene el costo a-
nual más bajo. También se puede ver que para una carga mayor -
que 123 JGV, la línea N2 2 tiene el costo anual más bajo. Estos
hechos son muy significativos y forman la base de este método-
para calcular los límites de carga económica para la seleccion-
de tamaños de conductores y N2 de fases.
En la figura N2 3.5 se representan curvas de costos de líneas-
monofásicas para tamaños de conductores desde el N2 4 hasta el-
N2 -3/07" "Este gráfico muestra que cada línea tiene un rango de
carp"a para el cual es más económica que cualquier otra línea mo
nofásica. Este hecho está representado en el gráfico por las -
partes "solidas" de las distintas curvas. Las intersecciones -
de las curvas determinan los límites de estos rangos de carga. -
En el presente ejemplo., para cargas entre 123 y 238 KW_, la lí -
nea N2 2 tiene el costo más bajo.
En las figuras N2 3.6 y 3.,7< respectivamente se representan cur-
vas similares para líneas de dos fases en 'V y trifásicas.
Al diseñar una línea se debe considerar tanto el N£ de fases co
mo el calibre del conductor, por la cual será necesario compa -
rar también el costo anual entre líneas monofásicas, de dos fa-
ses en irV" y trifásicas. En la. figura N2 3,8 se representa en
coordenadas comunes, las curvas compuestas de las figuras N23.5~
3.6 y 3.~7. Nuevamente las partes "solidas" de las curvas repre
sentan los rangos de carga económica para varios calibres de -
f-
CO
STO
TO
TA
L
AN
UA
L E
NS
UC
RE
S
PO
R
KW
-Km
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32
-46-
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-10-y> P
30O
FIG. ^ 3-7
UJ .
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<oo0=>(JÍO
_L J_ J_MI9O 2IO 230
3OO 400 5OO 600CARGA DEL CIRCUITO EN KW (RMS)
FIG. NS 3 -8
-47-
conductor'y varios números de fases.. Se notará que para las -
constantes usadas en este-ejemplo, no existe un nivel de carga-
para el cual las líneas bifásicas sean las más económicas. Es-
te es generalmente el resultado al comparar los costos de las -
líneas de dos fases en "V" con líneas monofásicas y trifásicas.
A) Cálculo de los límites de carga
Aunque las curvas de las figuras N2 3.3 .a 3.8 ilustran -
los límites de carga sobre los cuales se basará la determinación
de los calibres y número de fases más económicos., esta solución
gráfica no es la más práctica.
En el presente caso resulta más práctica una solución en
la que los límites de carga sean calculados y tabulados.
El Anexo Ns 2 muestra la obtención de una ecuación para-
encontrar una carga para la cual dos líneas tienen costos anua-
les iguales. Está ecuación es la ecuación básica usada en todos
los cálculos de límites de carga; y se expresa de la siguiente-
forma: (Itef L16) J
. (eos 0) . . . .
(Kv2b)
en donde:
KW = Carga para la cual el costo anual es igual para -
cualquiera de las dos líneas comparadas.
A = Porcentaje de cargos fijos expresado en forma de-
cimal .
C = Costo por Ion de línea expresado en S/. /km de la
Línea "a".
= Costo por km de línea expresado en S/./km de la
Línea "b".
eos 0 = Factor de potencia de la carga pico anual.
J = Constante de pérdidas del sistema =8.76 LxH
(Ref Lié)
L = Cargos por energía expresados en S/./KW
H = Factor de pérdidas de cada año?> "H" puede ser
calculado como igual a: (Ref L13')
2O.7 (Factor de carga anual}
+0.3 (Factor de Carga anual)
R = Resistencia en ohmios por fase y por km de laaLínea "a". (1)
R,= Resistencia en ohmios por fases y por Ion de la
Línea "b". (1)
(1) Los valores resistencia son los mismos que
se obtienen más adelante para líneas mono-
fásicas y trifásicas para líneas de dos fa
ses en irV" se ha considerado aproximada -
mente los mismos valores de resistencia -Ü
de las líneas monofásicas (Ref 17)
Kv = Voltaje fase-neutro de la línea irb"
Kv = .Voltaje fase-neutro de la línea "a"
P = N2 de fases de la línea "a"aPb= Na de fases de la línea "b11
El cuadro"N2 3.1 muestra un formato-que facilitará hacer
los cálculos. En este formato hay un espacio en el que se po -
nen los constantes asumidas para un sistema dado, y en las cua-
les se basan los cálculos. Se provee también un espacio para -
calcular la constante de pérdidas (J) y las constantes de la e-
cuación final. Las columnas de la 1 a la 13 se van llenando -
conforme se van haciendo los cálculos.
B) Procedimiento para determinar los rangos de carga econó-
micos
Para una mejor comprensión del procedimiento, se irá de_
CUADRO 3.1
DISESO ECaJOUCO DE LINEAS PRIMARIAS
Constantes del sistcira Cálculo de la constnnte de pérdidas CSlculo de
A - 0.12 L- 1.5 FC - 0.35
c
k"Va =
Línea
a
1l
os B •= 0.9
7.62 K\ 7,62
Línea
b
2
102
Ca
3
«• <o3
104 | 101/0 \ÍS- IC?
1P4
1H4
If1-;
•
S
4
r?' /o3
77- /o3
VU4 |fs. Í03 \M.S.I<?
V02 U*" /O* ItfUi/tf '
3H4 /í * 'O7
3P2 TS . /O3
i182 IIH/O
1H2 í VPJ
It'J VV2
. R'2 Vfl l /0
1
r? • fo
f t - . D J
/ í - /DJ
ri - /o1
1H2 3H4 77' /o7
1P2 ! 3i'2 j? . /o1
1 H I / 0 302
3H2 j 3H1/0
3H1/U | 3U2/0
3H2/0 3H4/0
1
1
Itf'io1
130 'ID3
11 no2
W>c?
l^í'io3
ll 1 * io3
130' ¡O1
•
1
1
H
H
H
J
J
J
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31<IO*
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1,32 -
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1,*'
1,00?
ItOOt
búor
loor
\*o t>lkoo!
• C.7) (FC)2 + c.3)(rc)
- .7 (0.35)2 + (.3) (0,35)
- (0.19)
- (8.76) CU (H)
- (8,76) (1.5) (0.19)
- (2-S)
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p,2JQ
•
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las constantes de la ecuncifi
A(Ca -: (cos0)2
í ** - R. I'i 2 c - i- 1
M2 (0.12) (Ca -y (0.9)2
10
-0,*/2
•— í'y /V/
-0,7£0
- h t>/(-ho*f
-i,zzr
- 0/329
-o,ivr-t>sSÍ>¥
-0,£f1
-£>s?90
-°,}20
KH =
rC - C , -.( a bj
R /P, R /PD b - a a
11
f¿V2,579
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( l / 1 6 ; 0 j )
fi*/s?.-w
*
- -
-49-
sarrollando el mismo con la'ayuda de un ejemplo, cuyas constan-
tes básicas están dadas en la tabla N- 3.3 y en el espacio del
cuadro N- 3.1 previsto para las mismas.
Se compara primeramente la línea de distribución de capa_
cidad más baja con la línea de capacidad inmediatamente superior.
Para los calibres escogidos para ser usados en líneas de distri_
bución rural3 la línea monofásica N5 4 tiene la capacidad más -
baja, y una línea monofásica N2 2 tiene la capacidad inmediata-
mente superior.
Como se ha calculado en la primera línea .del cuadro N2 -
3.1 .3 el límite de carga máxima para una línea monofásica N2 4
ACSR es 132.58 KIV y es al mismo tiempo" la mínima carga para una
línea monofásica N2 2 ACSP..
Inmediatamente después se hacen varios cálculos de compa_
ración de la línea monofásica N2 4 con otras líneas de capaci -
dad superior. Los resultados de éstos cálculos se muestran en
las primeras líneas del cuadro N2 3.1. Estos resultados dicen-
que el rango de carga para el cual la línea monofásica N2 4 es
la más económico esOn32.58 KW.
Así la línea monofásica N2 2 es la línea económica para
cargas inmediatamente superiores a 132.58 KIV.
Con el objeto de determinar la carga más alta para la -
cual la línea monofásica N2 2 sigue siendo la más económica?se
hacen cálculos idénticos para comparar dicha línea con líneas
de capacidad mayor- Como se muestra en los resultados de las-
líneas subsiguientes. Los resultados de comparar una línea mo_
nofásica N2 2 ACSR con líneas de mayor capacidad nos dicen que
el rango de carga para el cual la línea monofásica N2 2 es la
más economictres; 12.3 58-2333 9 KÍV.
-50-
Por lo tanto, la línea monofásica N- 1/0 ACSR es la lí-
nea económica para cargas inmediatamente superiores a 233,9 KW.
TABLA N2 J5.3 Costos de construcción para líneas de distribución
a 13.8 KV con conductor ACSR y Postes de 'madera
Calibre del
ACSR
4
2
1/0
2/0
4/0
Costo en Sucres por Km.
Monofásicos
85.000,00
. 89.000,00
97.000,00
108.000,00
129.000,00
"V11 Fásicas
107.500
121.100
141.300
161.200 '
210.100
Trifásicas
116.000,00
' 130.000,00
151.000,00
172.000,00
223.000,00
Los cálculos se continúan hasta que se han determinado -
los límites de carga para todos los tamaños de conductores y -
combinaciones de número de fases a ser usados. Los límites de
carga se identifican en el cuadro NE -3.1 'mediante dos párente -
sis (columna 13]. Un resumen de los resultados de estos cálcu-
los está dado en la tabla NH 3.4.
Es necesario recalcar en este punto' que los límites tabú
lados en este ejemplo son verdaderos solamente para las constan
tes del sistema y costos de construcción asumidos para este ejem
pío.
Para aplicar este método al diseño de las líneas en cúal_
quier sistema del país deberán seguirse los siguientes pasos:
I2.- Recopilar los datos requeridos.- Estos incluirán:
a.- Porcentaje de cargos fijos anuales (A) expresado en
-51-
por unidad. El porcentaje de cargos fijos es el tp__
tal de: Intereses, Operación y Mantenimiento y De-
preciación.
b.- Cargos por energía expresados en S/./KWh.
. (Nota: Los cargos por energía en el país serán los
costos de la compra de energía al Sistema Na_
cional Interconectado, el mismo que está de-
terminado a nivel de subestación, más un cos_
• to adicional por subtransmisión, costo que -
dependerá de las líneas de subtransmisión y
de los índices económicos propios de cada em
presa).
c. - Factor de carga anual.
En base a mediciones de carga efectuados por UNEPER,
se pudo determinar que en zonas residenciales de po-
blaciones rurales típicas que han dispuesto del ser-
vicio eléctrico por varios años, el factor de carga
varía entre 17 y 35% dependiendo del tipo de consumi
dor. Para zonas diferentes a las residenciales se -
pueden obtener factores de carga más altos, se ha es_
timado que un valor promedio adecuado del factor "de
carga para electrificación rural es 35%. (Ref LIO).
d.- Factor de potencia en la demanda pico. Para la zona
rural se ha considerado adecuado un valor de 0.9
e.- Costos de construcción de líneas para todos los cáli_
bres, números de fases-y voltajes involucrados en el
problema. Estos datos serán tabulados de manera si-
milar a la mostrada en la tabla N2 3.3.
-52-
2°.- De las constantes anteriores se calculará lo siguiente:
a.- El factor de pérdidas (H) y las constantes de pérdi_
das del sistema CJ) como se explica en el apéndeci-
N2 2 y se ilustra en el cuadro N2 3.1.
b. - Los límites de carga para las líneas nuevas como se
ilustra en el cuadro N2 3.1.
3-.- Los resultados deberán ser tabulados de manera similar a
la mostrada en la tabla N2 3.4.
TABLA N2 3.4. Límites de carga 'de las líneas nuevas
Descripción
de la línea
1 01 0-
1 03 0
3 0
3 0
3 0
4
2
1/0
2
1/0
2/0
4/0
Mínima carga
en KW
132.58
233.9
438.02
661.44
1120.01
1457.7
Máxima carga
en XIV
132.58
233.9
438.02j
661.44
1120.01
1457.74
en adelante
Estos límites de carga, como una regla servirán para el
análisis de cuaqluier línea del sistema.
Si embargo, la selección del circuito económica no pue-
de basarse en la carga presente, ya que la carga del cír_
cuito va creciendo conforme aumenta la demanda. Por e -
jemplOj si la carga anual presente tiene un valor máximo
-53-
de 230 KW, un circuito monofásico N2 2 ACSR tiene el cos_
to anual mas bajo [en base a la tabla N2 3.4) El creci-
miento de la carga incrementará la carga pico .hasta que_
el circuito monofásico N2 2 ACSR ya no tenga el costo —
anual más bajo [438.02 KW según la tabla N2 3.Í.).
Como la carga en la línea crece desde la carga presente
hasta la carga que tendrá al final del período para el -
cual se ha plnificado el proyecto, las pérdidas de poten_
cia en los conductores se' incrementarán en proporción al
cuadrado de la carga.
Es posible determinar una carga equivalente que causará
pérdida iguales al promedio de pérdidas sobre todo el p
ríodo. La relación de ésta carga a la carga presente se
^expresa por el factor de crecimiento "g" dado r>or la -
fórmula.
en donde:
a = KWf / KWp
'KWf = demanda máxima anual final
KWp = demanda máxima anual presente.
El proceso para obtener esta fórmula está dado en el
Anexo N2 3 (Ref L16)
Por otro lado, la selección de circuitos económicos tam
poco puede basarse en los kilovatios del extremo carga-
o estremo fuente, de un tramo de línea o de una línea ,
la cargas del circuito en el extremo fuente y en el ex-
tremo carga de un tramo de línea raramente son los mis-
mos. Un calibre determinado de conductor que es econó-
mico en el extremo fuente, pueda no ser económico en el
-54-
extremo carga. Es posible así mismo,, encontrar un factor
basado en la distribución de la carga a lo largo de la -
línea, llevando factor de distribución "d", el mismo que
multiplicado por la carga en el extremo fuente nos da una
carga que si se conecta en el extremo carga, causaría 'tp_
das las pérdidas iguales a las causadas por la carga dis_
tribuida del tramo. ESte factor viene dado por la ex -
presión
d = (b + b + 1/2
en donde :
b
Klfe
Kl\L = La carga del extremo carga
KWS = La carga del extremo fuente
Este procedimiento para obtener esta expresión se da en
el Anexo N* 4 (Ref LIS)
La carga equivalente que nos servirá para encontrar el -
conductor económico . será :
W = Wo x g x d
en donde:
W - carga equivalente
Wo = carga en el año inicial del extremo
fuente
g = factor de crecimiento
d = factor de distribución
-55-
3.2.2
Más adelante, al describías-cas .. . \, se verá que las mejorés caracter 1StlCas>
tan los circuitos trifásfcps con neutro ¿Le 3 as Presen
tierra. Además, el uso de Lí-neas mej ^ icas como cféS as a
de las líneas trifásicas, así como el uso de líneas triffe
es más conveniente que el .uso de líneas de dos fases en TrV' ,~
de el punto.de vista del equilibrio de las cargas en la fuente,
por cuanto las primeras presentan menos dificultades en la prác
tica.
V
Por último en este capítulo se ha podido observar que -
cuando se comparan líneas trifásicas, líneas de dos fases en -
"V" y líneas monofásicas, no existen normalmente rangos de car-
ga para los cuales las líneas de dos fases en trV" sean las más
económicas.
Considerando lo anteriormente expuesto y teniendo en
cuenta además que la diferencia en los costos de construcción -
entre líneas de dos fases y líneas trifásicas Jde las misma capa_
cidad es mínimo, será conveniente- en electrificación rural des-
cartar el uso de líneas de dos fases en irV" con neutro de múlti-
ples puestas a tierra, y utilizar únicamente líneas trifásicas
y monofásicas.
3.2.3 EVALUACIÓN ECONOMICADE TRANSFORMADORES [Reí L18 y L20)
Los costos de los transformadores pueden ser obtenidos -
en base a la determinación del ciclo de carga y el costo de la
energía. Un ciclo de carga adecuado y que puede ser aplicado a
cualquier caso sin cometer un error demasiado grande como para-
que nos de una idea muy distorsionada de la realidad, es el ci-
clo considerado por Levine y Smith (Pef L19) Ellos asumen una
- -56-
carga pico de Nueces la carga ranina! del transformado?''
cual ocurre durante H horas del día, y una carga baja ¡
veces la carga nominal del transformador, la cual ocur
te el resto el día (24- H) horas'. . .
Este ciclo tiene la ventaja importante de que cualquier-
ciclo de carga real puede ser acomodado a este patrón sin come-
ter un error muy grande . Para zonas típicamente rurales del -
país se puede considerar que la carga pico tiene una duración -
entre 2 y 4 horas aproximadamente.
tomando como tiempo de duración de la carga pico 4 horas,
se tiene:
Kva-hora diarios = 74- - fí} =4
= KvatxNC0.75H + 6)
donde:
Kva = Kva nominales del transformador
Así. mismo, las pérdidas en el cobre son proporcionales -
al cuadrado de la carga, por lo cual las perdidas durante la -
carga pico, sí consideramos que la resistencia del cobre perma-7
nece constante serán N veces las pérdidas durante la carga no-
minal del transformador o sea durante H horas del día. Las per
'didas en el cobre durante el resto de horas del día serán (W4}
veces las pérdidas durante la carga nominal del transformador.
2
Las pérdidas en el hierro son constantes, por lo cual se
tiene que las pérdidas de energía anual- serán:
24Fe + Cu.N2 (0.937SH + 365 (kwh/año)
ida
-60-
£) Por último se determinará el costo anual" de la venta
de la energía en el punto de alimentación de la lí -
nea considerando como .promedio de venta el del KWh -
vendido a los sistemas regionales por parte del Sis-
tema Nacional Interconectado. La energía vendida com
prenderá la demanda propia del proyecto, más las pér_
didas en la línea (Ref L22) .
g) La suma de la inversión más los costos de operación-
y mantenimiento más el costo de venta de la energía
y más el costo de las pérdidas, menos el valor resi-
dual traído al valor presente nos da el costo de la
línea más la S/E en el año inicial.
Alternativa 2. - Centrales pequeñas
a) Primeramente se determina la vida útil de la central.
En nuestro medio la vida útil de una central termoe-
léctrica es de 7 años, por lo cual, y considerando -
que el período de proyección de la demanda es de 15
años,, se requerirá una -reposición después de 7 años.
Para obtener la inversión en el año inicial, esta s_e
gunda inversión se la llevará al valor presente. Una
central hidroeléctrica tiene una vida útil del 40 a-
ños, por lo cual se deberá obtener su valor residual
_ a los 15 años.
b) Antes de determinar la inversión que se requerirá en
las centrales, será necesario aumentar a la demanda-
estimada los siguientes porcentajes:
1 . - 3 \a consumos propios (tanto en las centra-
les termoeléctricas como en las hidráulicas).
-61-
2.- Si una central térmica va a ser utilizada en la - -
sierra se aumentará a la demanda estimada un 20 \
por cuanto el rendimiento de los grupos térmicos
disminuye por la altura en ese porcentaje. En la
costa se toma un rendimiento del 100% (Ref L21) .
La inversión en el grupo dependerá de la demanda to_
tal establecida con el aumento de estos porcentajes.
c) El costo de operación y mantenimiento, anual de cen -
trales se ha establecido en 2 V de la inversión pa-. n
ra centrales hidroeléctricas y en un ? . \a cen-
trales térmicas (Ref L21 y L22) . Una vez que se han
determinado estos costos anualmente _, se los lleva al
valor presente con el objeto de determinar los eos -
tos de operación y mantenimiento en el año inicial.
d) Para las centrales termoeléctricas se deberá determi^
nar además, los costos de combustible anuales, para-
lo cual se utilizarán las siguientes relaciones empí_
ricas .utilizadas por la Dirección de Planificación -
de INCEL: (Ref L2.1 y L22)
S = 1500 x R°>08 xP~°'°2Kcal/Kwh
en donde :
S = Consumo específico . de combustible
(kcal/Kwh)
P = Potencia de la o las unidades en mega-
watios .
R = Revoluciones por minuto de la máquina .
Adicionalmente se tiene que para centrales a diesel
una máquina consume 10500 Kcal/kg., con lo cual se
puede obtener el número de Kg. de combustible utili_
zados al año., y con esto determinar finalmente su -
-62-
costo anual. Este costo anual se lo lleva al valor
presente año por año, para así obtener el costo del
combustible en el año inicial.
e) - La suma de los costos determinados de la manera
cada en los literales anteriores menos el valor resi_
dual en el caso de los grupos hidroeléctricos nos da
el costo de la central en el año inicial 3 el cual es
comparado con el costo de la línea para determinar -
la alternativa económica.
-63--
3.3. PARÁMETROS ELÉCTRICOS
DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS DE DISEÑO '
5.3.1. NIVELES DE VOLTAJE
En nuestro país se utilizan para transmisión los volta-
jes de 230 y 138 Kv. , para subtransmisión 69 Kv. y para distri-
bución primaria línea s que van desde 2.4 hasta 34,5 Kv. Sin-
embargo en base a estudios realizados por INECEL se establecie-
ron como voltajes de • distribución normalizados para el país
13.8 y 22.8 Kv;
Por este motivo en electrificación rural se utilizaran-
preferentemente estos dos últimos voltajes. En baja tensión se
utilizarán los voltajes de 120 y 240 voltios.
3.3.2. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN PRÜ1ARIA EN ELECTRIFICACIÓN RU-
RAL (Ref L13 y LIS]
Dependiendo de las exigen'cias y ubicación de las carpas
se pueden aplicar, varias disposiciones en los sistemas de dis -
tribución primaria. El más utilizado en electrificación rural-
en nuestro medio es el sistema radial, por cuanto es ésta la -
disposición más sencilla y generalmente la de inversión inicial
más baja, su diseño y operación son relativamente fáciles, y -
presenta la ventaja de poder ser usado en áreas de diferente -
densidad de carga, situación que se da corunumente en las áreas-
rurales. Dentro de este sistema es posible adoptar diferentes-
diseños; sin embargo el más utilizado y el que mejor se adapta-
a las necesidades de la electrificación rural es el sistema ra-
dial simple.
-65-
3.3.3 TIPOS DE CIRCUITOS Y CALIBRES DE CONDUCTOR
El objetivo de este punto es visualizar en una mejor for_
ma, las diferencias de los circuitos primarios que normalmente-
han sido utilizados por las empresas eléctricas, para poder se-
leccionar los más adecuados a usarse en electrificación rural.
Los circuitos a tratar son los siguientes:
- Circuito trifásico con neutro.
- Circuito trifásico sin neutro;
*" - Circuito monofásico con neutro.
- Circuito monofásico sin neutro.
A] Características de 'los posibles circuitos a utilizar
(Ref L18D
Cada uno de los circuitos a considerar tiene-ventajas e
inconvenientes} las mismas que deben ser tomadas muy en
cuenta para su aplicación. Las características fundamen_
tales de estos circuitos son las siguientes: j
a) Circuito trifásico con neutro (estrella conectado a
&" , tierra).
Este circuito se denomina trifásico en conexión es-
trella y se compone físicamente de cuatro conducto-
res que corresponden: tres a las fases y el restan
te al neutro.
Como las corrientes en un sistema equilibrado son
iguales, se ha adoptado por norma utilizar conduc-
tores de igual calibre para las fases y uno de me-
nor calibre para *el neutro,, el mismo que transpor-
-66-
tara la corriente de retorno en el caso de existir
un desequilibrio de cargas.
Este circuito permite una mejor optimización en la-
distribución de cargas, tanto en áreas urbanas que
tienen densidades altas como en cargas de tipo in -
dustrial o mixto, dando con ello un mejor balancea^
miento de las'fases, lo que contribuye a un buen -
rendimiento del sistema.
b) Circuito trifásico sin neutro.
, Tiene iguales características físicas que el ante -
rior, con excepción del hilo neutro que en este ca-
so ha sido suprimido. La variación conduce a dos -
tipos;
Trifásico en'estrella (y).- Al no tener conductor-
de retorno de la corriente proveniente del desbalan
ceamiento de las cargas, se produce un desplazamien_
to del neutro del sistema, lo que ocasiona variacip_
nes de voltaje que a la postre representan disminu_
ción de la vida útil de los aparatos conectados a -
la red o daños en los mismos.
La experiencia con circuitos trifásicos en estrella
sin neutro ha sido casi siempre negativa, por lo -
que se prefiere el circuito trifásico con neutro de
múltiples puestas a tierra. En nuestro medio el
circuito trifásico en estrella sin neutro práctica
mente no se usa.
Trifásico en triángulo.- Esta conexión es preferi_
da en aquellos sistemas industriales, donde la gran
-67-
cantidad de motores produce perturbaciones. en -el sis_
tema, ocasionando molestias a los abonados residen -
cíales. En electrificación rural, donde no existen-
zonas industriales grandes , el uso de este circuito-
será muy limitado. (Ref L23)
c) Circuito monofásico con neutro
Denominado también '.Monofásico con retorno metálico",
se halla formado por una fase y el hilo neutro .
Este es el circuito más utilizado para derivaciones
relativamente cortas, y de carga pequeña, y es ideal
para sitios de situación económica baja, ya que su -
inversión inicial es bastante inferior a las anterio_
res.
d) Circuito monofásico sin neutro
Conocido como "monofásico con retorno por tierra tie_
ne solamente una fase y utiliza la tierra como con-
ductor de retorno .
Por tener un solo conductor _, es el de más- bajo
to, pero su principal problema radica en" el manteni^
miento periódico de las barras, o varillas de_ pues-
ta a tierra., de cuya óptima condición dependerá el
que no se presenten voltajes peligrosos.
B) Calibres de 'los conductores a utilizarse éñ 'las 'fases
(Ref L24 y L25)
Se ha establecido que para electrificación rural será -
conveniente utilizar calibres de conductor ACSR que van
desde el Ns 4 al 4/0. Las características mecánicas de
conductores más pequeros que el N- 4 ACSR ocacionarán -
la construcción de vanos demasiado cortos a la utiliza-
ción de postes demasiado altos, lo que produciría un au_
mentó en el costo de las líneas. Por el otro lado con-
ductores mayores que el N- 4/0 ocasionarán., debido a su
gran peso, costos de construcción más altos, por la di-
ficultad de su manipuleo, así como por la necesidad de
utilizar estructuras reforzadas.
C) Calibres a utilizarse en el neutro (Ref L24)_
El calibre del conductor neutro dependerá del tipo de -
circuito y del calibre del conductor de fase.
a] En circuitos monofásicos con neutro de múltiple pues_
ta a tierra, la corriente de retorno se transporta -
por el conductor del neutro y por tierra como si se
tratara de dos conductores en paralelo. Según reco-
mienda el boletín de la REA N2 61.4 del 30 de Noviem
bre de 1973, la conductividad del neutro deberá ser
por lo menos el 50% de la correspondiente de la fase.
b} En circuitos trifásicos con neutro puesto a tierra,
el neutro y la tierra juntos transportan solamente-
la corriente producidos por el desbalance del siste_
ma. Durante condiciones normales, esta corriente ra_
ras veces excede el 201 de la corriente de fase. La
combinación tierra-neutro puede, sin embargo, estar
forzada a transportar un porcentaje más grande de -
la corriente de fase durante las suspensiones del -
servicio debidas a la apertura de una o dos fases ,
o cuando el desbalance es significativamente incre-
mentado . Aún para estas condiciones, es improbable
-69-
que la combinación neutro tierra tenga que transpor-
tar mas del 50% de la corriente de fase pico. (Ref L24)
En casos de fallas a tierra, en las zonas que presen_
tan mayores posibilidades de que éstas ocurran se de_
berá considerar el uso de conductores de amyor cali-
bre para el neutro, a pesar de que normalmente las
protecciones de las líneas actúan antes de que el -
conductor pueda alcanzar su límite térmico.
Una vez que se han evaluado todas la consideracio -
nes anteriores, la REA recomienda para el neutro en
líneas trifásicas con el neutro con múltiples pues-
tas a tierra, el uso de conductores cuya capacidad-
de conducción sea por lo menos el 20% de la capaci-
dad de conducción de los conductores de fase.
Considerando además que por razones mecánicas, espa_
ciamientos entre postes, y longitud de los mismos ,
el mínimo conductor debe ser el N2 4, INECEL ha nor_
malizado la siguiente tabla para escoger el neutro-
de las líneas: (Ref L25)
Tamaño del conduc- Tamaño mínimo recomenda-
tor de fase ( ACSR ble para el neutro (ACSR
o equivalente) o equivalente
4 " 4
2 4
1 /O , 4
2/0 2
4/0 1/0
-70-
3.3.4. EQUILIBRIO DE LA CARGA (Ref L18 y L25)
Al efectuar el diseño de circuitos primarios que alimen
tan cargas monofásicas y bifásicas, debe efectuarse una distri-
bución razonablemente balanceada de éstos entre las fases, de -
manera que la carga trifásica total, vista desde la subestación
que J.a alimenta, sea aproximadamente equilibrada. Se admite cp_
mo desequilibrio máximo normal de las cargas en el punto de ali_
mentación desde la subestación, el valor de 10%, con la máxima -
regulación admisible, ya que se ha posido observar que mayores-
desbalances ocasionan que el rendimiento del sistema disminuya-
considerablemente .
3.3.5. NIVELES DE AISLAMIENTO (Ref L1 8 y L26)
El aislamiento de los conductores en los soportes se ob
tendrán mediante aisladores rígidos o de suspensión, que presen
ten las características mecánicas y eléctricas requeridas para
tal fin. Según las normas CEI, este aislamiento debe resistir -
como mínimo, sin que se produzca arco, una tensión igual a 4 V/
en donde V es la tensión de la línea entre fases .
El nivel de aislamiento para circuitos secundarios, de
acuerdo a los voltajes de servicio establecidos en estas normas
debe ser de 600 voltios como mínimo. Sin embargo, para 'proveer
una mejor protección a los equipos y dispositivos conectados_en
circuitos secundarios, estos equipos y aparatos deben especifi-
carse para un nivel de aislamiento de 1.2 Kv.
Cuando se trata de ambientes salinos u otra forma de -
contaminación, como por ejemplo, en la costa o en zonas muy al-
tas de la sierra en donde la rigidez dieléctrica del aire dismi_
nuye, el nivel de aislamiento debe sobredimensionarse en base -
a la experiencia de cada, empresa para condiciones similares.
-71-
3,3.6 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DE LOS CIRCUITOS (Ref L18)
En los cálculos posteriores de regulación y perdidas se
requerirá del conocimiento de la impedancia por unidad de longi_
tud y el límite térmico de los circuitos. La impedancia está -
compuesta básicamente por la resistencia y la reactancia induc-
tiva, la resistencia capacitiva es despreciable, en circuitos de
distribución, la impedancia total está expresada por:
Z = (r + jx)L
en donde:
Z F impedancia total de conductor
r = resistencia por unidad de longitud
x = reactancia total de la línea por unidad de
longitud.
L = longitud considerada del conductor
Estos valores de resistencia y reactancia dependerán. del
tipo de circuito y de su disposición, y los mismos serán dados-
más adelante.
El tipo de conductor más usado es el ACSR, tanto por -
sus características mecánicas como por su costo más bajo. El -
conductor AASC se lo usa solamente en zonas con mucba salinidad,
en donde presenta mejores características técnicas que el ACSR,
por cuanto resiste mejor la corroción.
A) . Límite térmico (Ref L18J.
Una vez que se determine el calibre del conductor a úti_
lizarse en un circuito determinado, deberá verificarse-
-72-
que la corriente de carga no sobrepase la capacidad de
transporte del conductor, la cual puede ser encontrada
en las tablas normalizadas de cualquier manual de elec-
tricidad .
La corriente de carga será calculada de acuerdo con la
siguiente formula:
T _ en circuitos trifási-
VT Tcos0 eos
j _ ' P ' ' ' ' en circuitos monofási_
,r rt eosV T cos0L-n
en donde:
I = corriente de carga por fase en Amperios.
P = carga total del circuito en Kw.
VL-L = voltaje entre fases en Kv.
L-n = voltaje fas e-neutro en Kv.
eos 0 = Factor de potencia
.B) Distancias mínimas entre conductores
La separación .mínima entre conductores viene dada por
la ecuación: ~~
e= 0,3 x Kv + 8 .v/F/12*
para conductores de línea N- 2 AWG o más grandes, y:
e =0,3 x Kv + \/F/3 - ti
» para conductores de línea más pequeños que el número 2
AWG (Ref.- NESC - regla 235, Electric Safety Code), en -
donde:
e = separación entre conductores en la es-
tructura (pulgadas]
2F = Flecha final sin carga de hielo, O kg./m
de viento y C60°F) 15°C
La flecha final calculada con los parámetros anteriores
da la separación mínima horizontal entre conductores y
es válida para todas las disposiciones de la línea con
diferentes flechas y por tanto con diferentes condicio-
nes . Esta separación mínima deberá ser aumentada en ca_
sos especiales como cuando hay hielo, vientos excepcio-
nales, vanos muy grandes y condiciones particulares exis_
tentes en el terreno.
La separación entre conductores es una exigencia que li_
mita la longitud del vano, por lo tanto para una separa_
ción dada corresponde un vano admisible (según la Norma
VDE 0210) de:
Vano admisible = K
en donde:
K = -0,75 disposición vertical
0,61 disposición horizontal
F = Flecha máxima en metros.
L = Longitud de la cadena de aisladores en m.
Si en aislador es del tipo 'TIN" L=0
-74-
A = Kv/150
Kv= Voltaje entre fases.
Para alturas mayores a 1000 m. es necesario tener en -
cuenta la reducción de la rigidez dieléctrica del aire,
según la siguiente ecuación:
eh = e/Fr
en donde:
eh = separación entre conductores corregi-
da para la altura "h"
e = Vano admisible
Fr = Factor de reducción de la rigidez die_
léctrica del aire, determinado en la
tabla siguiente: (Normas VDE)
Altura sobre el
nivel del mar (m) Fr
1000 1,00
1200 0,98
1500 0,95
1800 0,92
2000 0,90
2400 - 0,86
2500 0,85
3000 0,80
3500 0,76
- -56-
carga pico de Nueces la carga nominal del transformador
cual ocurre durante H horas del día, y una carga "baja G
veces la carga nominal del transformador , la cual ocuri.
te el resto el día (24- H) horas. .
Este ciclo tiene la ventaja importante de que eualquier-
ciclo de carga real puede ser acomodado a este patrón sin come-
ter un error muy grande. Para zonas típicamente rurales del -
país se puede considerar que la carga pico tiene una duración -
entre 2 y 4 horas aproximadamente.
tomando como tiempo de duración de la carga pico 4 horas,
se tiene:
Kva-hora diarios = Kva.xN(H+_24_^_tQr 4
= Kva 3cN(0.75H + 6)
donde :
Kva, = Kva nominales del transformador
Así mismo , las pérdidas en el cobre son proporcionales -
al cuadrado de la carga, por lo cual las perdidas durante la -
carga pico, si consideramos que la resistencia del cobre perma-2
nece constante serán N veces las pérdidas durante la carga no-
minal del transformador o sea durante H horas del día. Las pér_
didas en el cobre durante el resto de horas del día serán (N/4)
veces las pérdidas durante la carga nominal del transformador.
Las pérdidas en el hierro son constantes, por lo cual se
tiene que las pérdidas de energía anual- serán:
r 7 "124Fe + Cu.N (0.9375H + 1.5) 355 fkwh/año)
en donde:
Fe = pérdidas en el hierro en KW
Cu = pérdidas en el cobre en KW.
Conociendo el costo del Kwh3 podremos determinar el cos-
to de pérdidas anuales, mediante la expresión:
Costo de pérdidas anuales = Pérdidas anuales y: S/.
Kwh
Para fines de comparación de dos. transformadores se calcu
la el costo de las pérdidas para cada año en el período para el
cual está proyectada la carga^ y se obtiene el valor presente -
de los mismos utilizando los porcentajes de interés de capital-
vigentes .
Estos valores se suman al costo Inicial de transformador
correspondiente y se comparan los costos totales así óbtenidos-
para escoger el más económico.j
La expresión matemática del procedimiento será la sigulen_
te:n
PeQ = > Pe. x '1
O + I]1
en donde:
Peo = Valor presente del costo anual de las per_
dldas
Peí = Valor de las pérdidas en el año 1
I = Porcentaje del interés del capital
-58-
3,2.4 ALTERNATIVA ECONOMI.CA ENTRE CENTRALES 'PEOUEÑAS Y LINEAS
Entre los objetivos que persigue la electrificación ru -
ral en nuestro país está el de servir al mayor número de abona-
dos rurales como sea posible^ pero sin descuidar el aspecto eco-
nómico .
Se encuentra en el campo ecuatoriano con mucha frecuen -
cia, la existencia de zonas importantes muy alejadas de los sis_
temas eléctricos en operación, para las cuales la construcción-
de una línea puede resultar menos económica que la instalación-
de una central pequeña para generar localmente. Esto hará que
sea necesario realizar análisis de alternativas económicas.
Para esto, se da .a continuación un método sencillo basa-
do en la determinación del valor presente de todos los costos -
involucrados en las diferentes alternativas, partiendo para el-
efecto de la suposición de que los consumos anuales han sido de_
terminados para el período de 15 años establecido para la pro -
yección de las cargas.j
A) " Alternativa 1 . - Líneas (más .subestación cuando sea neee^
sari o).
a) Se determina la vida útil para la línea y las S/E.En
nuestro medio se utiliza normalmente para Iíneas3y su
bestaciones, una vida útil de 30 años. (Ref LIO y -
L22)
b) Se determinan las inversiones que se harán durante -
el período en que será utilizada la línea y se esta_
blece su valor en el año inicial utilizando para el
efecto las tasas de oportunidad vigentes.
c) Considerando que la línea y la S/E tendrán una vida
-59-
útil de 30 años y que serán utilizadas para alimen—
tar las cargas proyectadas para un período de 15 años,
se deberá determinar su valor residual'al final de -
período, para lo cual se obtendrá el valor de depre-
ciación anual dividiendo la inversión total entre el
numero de años de vida útil.
d) Se determina el costo de operación y mantenimiento -
anual, el mismo que para líneas y subestaciones es
de 1.5 - 3% de la.inversión total. (Ref L3/1) .
Este valor anual se lo trae al valor presente año
por año para obtener el costo de operación y manteni_
miento en el año inicial.
e) Se determinan las pérdidas año por año utilizando la
siguiente fórmula:
Pérdidas anuales • • ist. por fas e y por Ion] (8760) (FP)
en donde :
(Kv)2(cos 0 )2 (N de fases) (1000)
Kv = voltaje fase - neutro
FP = Factor de pérdidas. Se lo obtiene
de -la nanera indicada en el punto
3.2.Í\A)
El costo anual de las pérdidas se lo obtiene multiplican
do las pérdidas anuales por el costo de Kwh., los costos anua -
les se los lleva al valor presente para obtener el costo de las
pérdidas en el año inicial.
C) Distancias 'entre 'conductores y masa
Las distancias mínimas de los conductores y sus acceso-
rios a superficies próximas de madera o de concreto se
calculan con la siguiente ecuación: (Norma VDE)
e (m) = 0,1 + Kv/150
en donde:
Kv = Voltaje entre fases
Esta será la distancia mínima para conductores soporta,
dos rígidamente en aisladores tipo "PIN" y la máxima de
acercamiento de la cadena para conductores soportados -
sobre cadenas de suspensión.
D) 'Distancias 'dé ' línea 'á 'tierra (Norma VDE)
En terreno plano la distancia mínima del conductor in-
ferior es una exigencia de seguridad que limita el va-
no.
El vano puede agrandarse -hasta" llegar al vano máximo -
permitido en terreno quebrado o en el cruce de causes-
profundos, en donde la limitación de la distancia--al -
suelo puede desaparecer.
Las distancias al suelo deben tomarse en el punto de
máxima flecha a 49°C (120°F) de temperatura del condu£
tor, y las mas recomendables se dan en la siguiente ta_
bla:
-7*-
Características de la zona Distancias mínimas al
suelo (m)
13.2 Kv ' -23 Kv
Zona poblada
Zona despoblada
Cruces de carretera troncal
y líneas férreas
Carreteras paralelas a líneas
Caminos peatonales •
Vías fluviales hasta el punto
más alto de la embarcación
"Oleoductos o gasoductor
5,5
4,0
5,5
4,5
4,5
2,0
4,0
6
5
6
5,5
4,5
2,0
4,0
Las distancias mínimas a edificaciones pueden verse en
la figura N23.10(Ref L25)
E) Distancias- entre 'circuitos de una misma estructura (Nor_
J mas TOE)
Las distancias recomendables pueden verse en la siguien_
te .tabla:
Circuitos inferiores Circuito superior Voltaje entrefases
hasta hasta
'600 V • 7.62 Kv
7.62 hasta
44 1CV 115 Kv
Circuitos de comunicacio-nes 1,20 m l,20m. 1,80 m.2,20 m
Circuitos hasta 600 V 0360 m 0,60 m. 1,20 m.2,00 m
FIG. N^ 3.10
SEPARACIÓN ENTRE CONDUCTORES Y EDIHCIOS
SEPARACIÓN VERTICAL ENTRE CONDUCTORESY LA PARTE MAS ALTA DE LOS EDI FIÓOS
SEPARACIÓN VERTICAL ENTRE EL PISO DE BALCONESO SALIENTES Y LOS CONDUCTORES
PRIMARIO a JÜ
SECUNDARIO
CASO I CASO e C A S O 3
SEPARACIÓN HORIZONTAL
C A S O 4
* n
sy*
..iM
cD ..
rr -
C A S O 5
'-IOTAS :
|J NO ES PERMISIBLESI LAS SEPARACIONES VERTICALES PARA LOS CASOS 2y3 NO PUEDEN SERMANTENGAS. So EXIGE LA SEPARACIÓN L^OfíI20^fTAL DEL CASO 5-
SEPARA.CCNES MÍNIMAS - METROS
-ASC
I
2
3
4
5
SOLO PRIMARIO
A
23163
3 2.5
2.5 1 |.o
3,5 I 3.0
!
¡
C
23 16.3
2.0
20
'.0
1.3
SOLOSEGÚN -
3
2JD
0.5
2J
0
1.0
'.o
PRIMARIO Y SECU'NCdSiO
PRIMADO III ;'-
A
23
-
2.5
-
6.3
-
1.0
-
C - o23 ¡5.3 ° °
l
! - 1! !«!
2-0 1 1.0 j 1 -
2JD | 1.5 1 t 1.0 i
PA9A SISTEMAS DE DlSTRitrUClC
-78-
Circuitos hasta 7,62 Kv
Circuitos entre 7,62 Kv
y 44 Kv
Circuitos hasta 115 Kv
0,60 m. 1,20 m. 2300 m
1,20.m. 2,00 m
2300m
NOTA: Se debe evitar al máximo tener circuitos de comunicacio-
nes o hasta 600 V en la misma estructura con circuitos -
de tensión superior a 34,5 Kv.
F)- Distancias entre 'líneas que se cruzan (Normas TOE)
La figura N23.11nos proporciona "una referencia visual de ,
las distancias recomendables entre líneas que se cruzan.
En líneas de voltajes superiores a 44 Kv, para al turas-
mayores a 1000 m.s.n.m., se debe aumentar la distancia-
en un 3 % para.cada 300 m. de altura adicional.
G) 'j
Niveles máximos de regulación, (Ref L2£T)
Los estudios realizados para el Programa Nacional de -
Electrificación Rural, mostraron que la infraestructura
de los sistemas eléctricos existentes en el país para e_
lectrificación rural es limitada. Considerando que en"
base a esto la mayor parte de las obras a realizar se_
rán primarios de distribución se tiene que resultará -
más económico peimitir que la caídas de voltaje lleguen
a los máximos permisibles por las normas para líneas -
primarias.
En el diseño de un proyecto de electrificación rural ,-
la caída de voltaje debe considerarse desde la subesta.
ción de origen del alimentador de los circuitos progra_
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0 -
750
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•*•
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23
KV
. - 1
.5 m
.
•fc-
ft PA
RA
23
KV
.- 1
.2 m
.
FIG
. N
* 3
- 1
i --4
UD
srson las siguientes:
mados, hasta el sitio de acometida de los puntos más le-
janos. Adicionalmente, si se encuentra que al verificar
y calcular la regulación de la línea existente que serví
rá para alimentar el proyecto, éste se halla fuera de los
límites de regulación admisibles_, será necesario incluir
dentro del diseño del proyecto la remodelación de la men_
cionada línea 3 hasta la subestación de alimentación más
cercana.
Los valores límites de regulación admisibles y aceptados
como norma por 1NECEL para condiciones de carga máxima -
Componentes del Porcentaje de caída de
sistema tensión
Primarios:
desde la S/E de alimen-
tación hasta el último
transformador" .- • 7 \s de dis-
tribución 2 \:
desde los terminales de
salida .del transforma-
dor hasta la acometida
más lejana 4 \a 1 \L ' 14 %
HJ Cálculos de regulación.- Método analítico (Ref L17)
Teniendo en cuenta que en electrificación rural la ma-
-81-
yor parte de lineas son cortas, nos basaremos en el cir_
cuito equivalente para esta líneas. El diagrama de di-
cho circuito se presenta en la figura N£ 3.12
R
le Jr
Vr
fig. N2 3.12
Las ecuaciones deducidas del circuito equivalente son:i
V « V + ZIe r r
r
en donde todas las magnitudes son factores que represen
tan:
I = Corriente en el extremo emisoreI = corriente en el extremo receptor
V = voltaje en el extremo emisor
V = voltaje en el extremo receptor
Z = ZI = productor entre la impedancia por
unidad de longitud y la longitud de
-82-
la línea, (r+jx = Resistencia -
más Reactancia inductiva de la -
línea)
Los diagramas vectoriales del circuito equivalente son
los que se muestran en la figura N- 5.13
V/c.
a) Voltaje de referencia V b) Voltaje de referencia V
Fig. N°- "3.13
tomando como voltaje de referencia a V tenemos que la
tensión en el extremo emisor (V ) puede ser encontrado
de la siguiente manera:
V = CV + IR cos0 + IXsen0 ) + j (IXcos0 - !Rsen0 )e r r r r r
Ve = V C Vr + -IR cos0 r + -IX. • Senen donde :
0 r + fIXcos0r -IRSen0 r}
V = tensión en el extremo emisor
V = tensión en el extremo receptor
-83-
I = Corriente de fase
R = Resistencia total por fase
X = Reactancia inductiva total por fase
cos0 = Factor de potencia en el extremo receptor
Tomando como voltaje de referencia a V tenemos que la
tensión en el extremo receptor (Y ) puede ser encentra
da de la siguiente manera:
V = (Y - IRcos0 - IXsen0 ) + j Clacos0 - IRsen0r e e e j u e e
/ 7V = i/(Y - IRcos0 - IXsen0 ) +ClXcos0 - IRsen0 ]r V e e e ^ e e
Para cualquiera de los dos casos el porcentaje de regu
lación es igual a:
Y. T Y— — 100
3 Vr
El circuito equivalente corresponde a una fase con res_
pecto al neutro para circuitos trifásicos balanceados.
Por lo tanto, la caída línea-línea y el voltaje línea-
línea son iguales a los valores de los diagramas jnulti_/—í
plicados por V 3 .
Cuando tanto el valor de IR como el valor de IX no exce_
de del 1 0 % . de V . lo que ocurre normalmente en líneas -
de electrificación rural, las ecuaciones para obtener -
el voltaje en el extremo receptor pueden escribirse de
la siguiente manera:
-84-
V = V + IRcos0 + IXsen0e r r r
V = V - IRcos0 - IXsen0r e e e
Para el cálculo de la regulación se parte normalmente
de los valores conocidos en el extremo fuente 3 por lo
tanto:
V - .Ve r
Y'ren donde;-
100 ='100 x IxL (rcos0 + xsen0J
V
L = Longitud de la línea
r = Resistencia por unidad de longitud
x = Reactancia inductiva por unidad de lon-
gitud
Esta'la ecuación expresada en términos de carga trifásica
y tensión entre líneas toma la siguiente forma:
I de regulación =-CWA).X CQS0 + x_sen0
10(KvT r :
en donde:
WA - KVA por fase
Xv = Tensión fase-neutro en el extremo receptor en Kv.
En líneas trifásicas r y x son los valores de resisten-
cia y. reactancia por unidad de longitud de cada una de
las fases. En líneas monofásicas son los valores de re_
sistencia y reactancia por unidad de longitud del con -
ductor de ida más la resistencia y reactancia del retor_
no.
-85-
Cálculo de pérdidas (Ref L133 L16, L18)
En el circuito básico representado en la figura N°3.. 12_
se observa que uno de los componentes de la impedancia -
es la resistencia del circuito. La resistencia aparece-
en todos los circuitos eléctricos, excepto en aquellos -
que funcionan a temperaturas extremadamente bajas. La -
resistencia de .un conductor puede hacerse muy pequeña si
se emplean materiales de baja resistividad3 como el cobre
y el aluminio, o utilizando conductores de gran sección.
La sección y el diámetro a emplear depende3 en general..,
del precio, del peso y del volumen que permitan las cir-
cunstancias. La. resistencia de los conductores es de -
gran importancia en el diseño.
En el circuito básico de la figura N£3.12 se observa -
que la corriente I circula por resistencia R. La poten-
cia disipada es por tanto:
P 2perdida = I R
El valor de R será dado más adelante para las diferentes
líneas. Las pérdidas por calor dependen del valor de la
intensidad de corriente que circula por la resistencia.
En general, el objeto de un circuito de transmisión de-
energía es suministrar ésta a un receptor. La energía-
en cuestión vienen dada por la expresión:
P = V Icos0r r r
siendo 0 el ángulo de fase entre V e I. De aquí se -deduce:
-86-
P"r
V cos0r r
y
pérdida / rs V
VV cos0.r r
En muchos casos es de mayor interés conocer las pérdidas
en un año, en cuyo caso se puede utilizar la siguiente -
fórmula:
Pérdidas en KWH por Ion. y por año
2(KW'pico)-x (^resistencia por fase y -por km] (FP) [8760]
(Kv)2 ' Ccos0)2 [número de fases) (1000)
en donde el factor de pérdidas es (de tina formula empíri_2
ca) igual a 0.7 (Factor de carga) + 0 . 3 (Factor de carga)
= FP i
Fp = factor de pérdidas KV = Voltaje fase-neutro
JJ Curvas de regulación (Ref L28)
Los valores de inductancia y resistencia dependerán de
la disposición de la lineas, y de -la influencia de la
tierra en el retorno de las líneas monofásicas.
En baja tensión, los valores de inductancia y resisten-
cia se calculan de manera sionilar.
En acometidas la longitud del conductor es muy reducida,
por lo cual los efectos de la inductancia son desprecia-
bles 3 por lo cual no se los toma en cuenta.
-87-
Los valores de resistencia e inductancia obtenidos por
medio de las fórmulas de Carson(Anexo N2 5) para circui-
tos con neutro de múltiples puestas a tierra son los si_
-guientes: (Tablas N- 3,5 a3.-
Tabla N23.5. Valores de impedancia. - Líneas monofásica
7.62 Kv ' •
Calibre R(25°C)
conductor ' ' (ohm/ 'km)
ACSR
4/0 0,379 0.-805
2/0 0,560 0,874
1/0 0,679 0,924
2 1,008 0,929
4 . . . . 1 3 520 . 0,926
Tabla N2 3.-6 Valores de .impedancia. - Líneas .trifásicas
Calibre RL (25°Q XL
conductor (phm. / km ) (ohm/ ) ion)
ACSR '
4/0 0,277 0,480
2/0 0,439 0,467
1/0 0,552 0,476
2 0,876 05491
4 1,392 " 0,503
Tabla N2 3.7 Valores de impedancia.- Líneas monofásicas13,2 Kv
Calibre RL ^Q^ x
C0nductor (ohm / km) (ohm'/km]ACSR '
4/0 0,378 0,782
2/0 0,546 0,827
1/0 0,550 1,030
2 1,000 0,888
4 1,514 0,903
Tabla Ne 3.,8 Valores de impedancia. - Líneas trifásicas
22,8 Kv ' '
Calibre (250C) Xconductor - r , / -, ^ , , ,Cohm / xmj (onm /ACSR,
4/0
2/0
1/02
4
Tabla N- 3.9Valores de impedancia.- Redes de baja tensión
120-240 V '
Calibre, _ R C25°C) Xconductor J
Arco Cohm / km) Cohm / km)
4/0 0,370 - 0,347
3/0 0,450 0,3_72
2/0 0,560 0.385
1/0 0,700 0,394
2 1,050 0,400
4 1 ,600 0,396
> - . _________Tabla N 2 3 . H O Acalores de resistencia y de capacidad máxima de
corriente-Acometida
Calibreconductoraluminio
6
4
R (50° C) Capacidad
( ohm / m) máxima
(Amp)
0,0024 40
0,0015 55
En base a éstos valores de resistencia e inductancia ya las formulas de reculación dadas en el punto3.3..6 G}sehan elaborado las curvas dadas en el anexo N26(AJB,C,DJE,E), mediante las cuales se puede determinar el calibre -apropiado de conductor que deberá tener una linea de Icmgitud determinada para transportar una potencia conocidasin pasarse de los límites de regulación establecidos.
<
-90-
3.3.7 PROTECCIONES DE LAS LINEAS
Las fallas temporales que suelen ocurrir con mucha fre -
cuencia pueden ocasionar interrupciones permanentes de grandes-
tramos de línea debido a.la falta de selectividad de los elemen_
tos de protección,, y a veces a su errónea localización. Para -
evitar esto será necesario realizar un estudio de coordinación-
de los diferentes aparatos de protección y así tratar de minimi_
zar las interrupciones.
A)" . . Elementos 'dé 'protección 'contra sobrécórrientes
a) . 'Interruptor 'dé 'potencia 'automático
Es un dispositivo normalmente utilizado en una subesta -
ción de distribución para proteger alimentadores con car_
gas relativamente grandes. El medio de interrupción pue_
de ser el vacío, aceite o SF¿ . La extinción del arco -5 o
puede ser por medio de aceite o chorro de aire. La ope-
ración de interrupción esta ligada a un sistema de relés
de-sobrécórriente y tierra cuyas coracterísticas son ge-
neralmente de tiemno retardado inverso, como se muestra ^
en las figuras N25.14y 3.15 Adicionalmente estos relés
pueden calibrarse para una operación instantánea cuando
la corriente de falla supere un múltiplo predeterminado
(Ref L29 y L300 .
b) ' -Reconéctádor automático
Los reconectadores automáticos han sido usados con buen
resultado en circuitos rurales por muchos años. Los re_
conectadores son utilizables con un amplio margen de co_
rrientes y voltajes y son adecuados para ser utilizados -
en todos los tipos de circuitos de distribución.
-91-
TRANSFORWAOORES DE CORRIENTE
75/5 AMPERIOS
Q5
1.5
2,0
CALIBRACIÓNDE TIEMPO
2.5 -
3.0 -
50 -
6.O
8D
IO.O -
CALIBRACIÓNDE CORRIENTE
lOxA
CURVA CARACTERÍSTICA DEL RELÉ
DE SOBRECORRIENTE
Fíg. N2 3.14
-92-
TRANSFORMADQRES D£ CORRIENTE
73/3 AMPERIOS
-
-
_
>-
2.0
4.0
6.0
8 D
,
0.8 -
LO -
L2 -
L4 -
L6 -
1.8 -
2.0 - «
CALIBRACIÓN CALIBRACIÓN
DE TEMPO DE CORRIENTE
5 6 7 8
Múltiplo* dt A íorrxxnos).
CURVA
CURVA
CURVA N»3
K)xA
Jfc
CURVA CARACTERÍSTICA DEL RELÉ DE
PROTECCIÓN CONTRA FALLA A TIERRA
Fig. N2 3.15-
-93-
El reconectador automático es un interruptor que puede
detectar una sobrecorriente interrumpiendo el flujo de'
corriente y luego de un tiempo predeterminado cerrar -
' automáticamente para volver a energizar la línea,, pu ;-
diéndose repetir esta operación hasta tres veces. De_s_
pues de la cuarta operación abre definitivamente si la
falla persiste y debe accionarse manualmente para res-
tablecer el servicio.
Esta característica del reconectador es muy importante-
si se tiene en cuenta que según las estadísticas alréde
dor del 801 de las fallas son de carácter transitorio.
Los re conectadores tienen una doble característica de-
tiempo de disparo.. En el momento de la falla abre el-
circuito en unas pocas centésimas de segundo (Curva A,
figura N-3.16) minimizando la probalida'd de daño en el
sistema. Luego de un.tiempo predeterminaco (ti.5 a 2 se_
gundos) recierra. Después de una. dos o tres operacio-
nes rápidas [según esté graduado el equipo el reconecta
dor cambia a una curva de disparo lenta, permitiendo' el
depeje.de la falla más persistente y la coordinación -
con otros equipos de protección.
Los reconectadores trifásicos pueden equiparse con dis-
positicos de apertura por falla a tierra cuando la míni_
ma sobrecorriente en el sistema no es detectada por la
bobina serie .
Los reconectadores se clasifican en:
1) Según el tipo: hidráulico o electrónico
2) Según el medio de interrupción: aceite o vacío
3} Según los polos: trifásico o monofásico
.-95-
Para la selección y especificación de los reconectadores
es necesario tener en cuenta los siguientes datos:
1] Voltaje nominal.
2} Corriente nominal superior a la máxima carga.
3) La corriente de interrupción debe ser superior a la
falla máxima en el punto de protección.
4) La corriente mínima de falla en la zona de protec -
ción debe ser superior a la mínima de disparo.
5) Las curvas tiempo^corriente y las secuencias de ópe_
ración deben permitir coordinar con otros equipos --
de protección (Ref L29) .
c) Seccioná-Lizádor (Ref
Es básicamente un interruptor de aceite monofásico o tri_
fásico que trabaj a en coordinación con un reconectador -
automático. No interrumpe corriente de falla ni tiene -
curvas características t
Cuenta cada vez que el reconectador interrumpe una falla
y después de un número de aperturas de este Cuna, dos o
tres) abre sus contactos cuando el circuito está desener-gizado. El seccionalizador hace un conteo siempre que-
el circuito sea interrumpido. Su selección y especifí -
cación se basa en el voltaje nominal., corriente nominal,
y máxima de falla.
El seccionalizador se utiliza para aislar una sección -
de línea fallosa y sobretodo en ramales del circuito - -
donde :
1) Cargas pequeñas no justifican el uso de un reconec-
tador.
-96-
2) Es deseable" establecer un punto.de seccionalizacion
automática en donde la coordinación de la curva tiem
po-corriente con otros aparatos de seccionalización-
es muy difícil o es imposible.
d) Pus ib le
Es un elemento de protección que funde en un tiempo inver_
sámente proporcional a la magnitud de las corrientes de-
falla.
El fusible tiene dos curvas coracterísticas;
- La de mínimo tiempo de fusión^ -o sea el tiempo entre -
la iniciación de la corriente de falla y la iniciación
del arco. ~ *
- La de máximo tiempo de despeje, que es el tiempo com-
prendido entre la iniciación de la corriente de falla
y la extinción total del arco.
Las características de los fusibles pueden alterarse al
someterse a una serie de ondas de baja magnitud de co -
rriente, como- en el caso de las operaciones rápidas de -
un reconectador. (Ref L29)
BJ ; Estudió"dé 'cortocircuito (Ref L28 y UO.) _
Actualmente los estudios de corto circuitos se los puede
hacer por medio de programas utilizando la" computadora.
Sin embargoj cuando no se tiene facilidad de acceso á u_
na computadora, los métodos utilizados en éste punto son
suficientemente aproximados.
Las fórmulas que normalmente se utilizan en el análisis
de corto circuitos por el método de componentes simetri
cas han sufrido algunas simplificaciones en base a algu
ñas suposiciones3 con el objeto de facilitar los cálculos.
Las protecciones de sobrecorriente de circuitos eléctri-
cos son necesarias para proteger conductores y equipos -
de daños térmicos causados por sobrecargas o por corto ^
circuitos (fallas) , Las sobrecargas pueden ser Tninimiza_
das mediante un diseño apropiado y prácticas adecuadas -
de operación. En algunos casos -los aparatos de protec -
ción de sobrecorriente podrían ser provistos'de-protec -
cion de sobrecarga. Sin embargo3 esto requeriría de la
selección de sistemas de protección en un nivel de corrien_
te tal que el circuito podría quedar impedido de operar-
en su máxima potencia de diseño. Por ésto el término
seccionalLzacaón será usado para definir la acción de ap_a_
ratos de protección que operan durante condiciones de -
cortocircuito de los sistemas.
La discusión y la información del análisis de corto cir-
cuito se basa . en las siguientes suposiciones;
a) La frecuencia del sistema es 60 ciclos/seg.
b) Todas -las líneas de distribución tienen el conductor
neutro con múltiples puestas a tierra.
c) Los transformadores de la subestación están conecta-
dos en delta, en el lado de alimentación y "y" con el
neutro puesto a tierra en el lado de carga.
d) El sistema es radial, si hay más de una fuente de a-
limentación, ellas no están interconectadas.
-98-
e] El voltaje de distribución-es constante desde la 'su_
bestación de distribución hasta la parte más remota
del circuito, y no varía con las variaciones de las
cargas o durante las fallas. Si bien ésto no sucede
en la realidad, ésta suposición es suficientemente -
aproximada como para que no afecte significativamente
los resultados. (Ref L28').
Mientras se hace un estudio de seccionalización es necésa_
rio calcular las corrientes de falla máxima y mínima en
cada punto de seccinalizacíón. Además la'-corriente de -
falla mínima debe calcularse para el extremo de cada lí-
nea.
Hay cuatro tipos posibles de falla; Trifásica, doble 'lí
nea a tierra, línea-línea, y una línea a tierra. Las fa.
lias trifásicas, pueden ocurrir únicamente en circuitos -
trifásicos, las fallas línea.a línea y dos líneas a tie-
rra pueden ocurrir en circuitos trifásico y en circuitos
de dos fases en 'V", y las fallas línea a tierra pueden -
ocurrir en cualquier tipo de circuito.- Debido a la cons_
trucción con múltiples puestas a tierra, las fallas lí -
nea a tierra son las más comunes.
La corriente de-falla trifásica generalmente determina-
el nivel máximo de la corriente de falla. _Sin embargo,
para líneas trifásicas cerca de la subestación, es posi_
ble que la falla línea a tierra ocasione una corriente-
de falla más grande, debido a que la falla línea a tie-
rra ve una impedancia de fuente más baja si el transfor_
mador está conectado en"delta- y"con neutro a tierra, pe_
ro una impedancia más alta por km. de línea. Así, pa_
ra determinar la corriente de falla máxima en una línea
trifásica, es necesario calcular la corriente de falla-
trifásica hasta el punto en la línea donde la corriente
línea a tierra llegue a ser igual o menor que la corrien_
cd.—ir-í
GJ-P£CD•HfHHOU
-99-
te trifásica, (figura N* 3.17) (Ref. L28)
Distancia desde la S/E
Figura N2 3.17 Corriente de falla en una línea de distribucion alimentada por un transformador -delta-Y con neutro puesto a tierra.
Para líneas monofásicas_, la falla linea a tierraf da la
corriente de falla máxijna. Las fallas doble línea a
tierra usualmente no dan ni un máximo ni un mínimo para-
nlngún tipo de línea por lo que no es necesario calcular_
la.
La tabla N°3.11 resume para cada tipo de línea utilizada
en electrificación rural el tipo de falla que dará los -
valores máximos y mínimos de la corriente de falla.
-100-
Tabla N2 3.11 Tipo de falla que dará los valores máximos y mi-
niónos de la corriente de falla para cada tipo de
línea
Línea tipo
Trifásica
. Tipo de falla
Máxima corriente
de falla
Falla trifásica o
línea-tierra cer^-
ca de la subesta-
ción
Mínima corriente
dé falla
Falla línea -
tierra M
Monofásica Falla línea-tierra Falla línea-
tierra 00
C+] Se debe in
cluir un valor
para la resis-
tencia de fa-
lla.
Prescindiendo del tipo de falla, hay tres componentes
principales de la ijnpedancia vista por la falla-: la im-
pedancia-de la fuente, la ijnpedancia del transformador -
de la subestación y la ijnpedancia de la línea de distri-
bución hasta la localizacion de la falla.
Para la corriente de falla mínima, una cuarta impedancia
la resistencia de la falla, debe ser añadida. Para la -
mayoría de los casos, el cálculo de las corrientes de fa_
lia consiste en determinar éstas impedancias, encontran-
do así la impedancia total vista por la falla y dividir-
el voltaje línea-tierra del sistema por ésta impedancia.
El método seguido para la determinación de éstas corrien
tes de falla es el siguiente:
a] ' Falla linea a tierra (Reí L28: y L29)
Cuando el alimentador de distribución sale de una "su_
testación 69/13.8 Kv, se puede considerar conocida -
la resistencia del sistema atrás de la S/E dato que-
puede ser obtenido en la Dirección de Distribución -
y Comercialización de -TNECEL, en donde actualizan -
periódicamente estos datos.
Si el alimentador arranca de una subestación alimen-
tada por una pequeña planta de generación tenemos
que la impedancia del generador Cdespreciando el va-
lor de la resistencia) se puede calcular de la si -
guiente manera:
v . . a . [transitoria)-toe . (sec. neg)+x . . (sec. 0)x _ 3TT' J m ^ &J m ^ J__
donde:
x _ reactancia del generador para la falla lí-
nea a tierra
x ("transitoria) = Reactancia transitoria de la máqui_
na
x [sec. neg) = Reactancia de secuencia negativa
de la máquina.
Reactancia <
la máquina.
x (sec. o) = Reactancia de secuencia cero dem J
Estos tres últimos valores son provistos por el fabrican
te para cada caso específico. La reactancia de secuen -
-102.-
cia cero peude ser despreciada frente a la suma de las
otras dos.
La impedancia del transformador (Z ) viene dada en por-
centaje y para obtener esta impedancia en ohmios utiliza_
remos la siguiente fórmula:
Z (ohmios )= ' ¿t*D ELT,
(KVApor fase) (100.000)
en donde:
E, = Voltaje línea-tierra del lado de carga
del transformador.
Esta impedancia está compuesta por una parte resistiva-
y una parte reactiva. Estos valores deben ser estable-
cidos en base a la experiencia o al criterio. Sin em -
bargo la REA recomienda el uso de las siguientes relacip_
nes, las mismas que se cumplen en la mayoría de los ca-
sos .
R (componente resistiva) = 0.20 Z• [ Aproximadamente
x (componente reactiva ) =0.98 Zt
Los valores de resistencia y reactancia de las líneas -
son las obtenidos en base a las líneas utilizados por I_
NECEL, y que fueron obtenidos en el punto 3.3.6 J)
La resistencia total R (dist) y la reactancia total X -
(dist) se obtendrán multiplicando los valores indicados
en el punto 3.3.6 J) por la longitud de la línea en tai.
Para dos o más calibres se calculan los valores de resis
103-
tencia y reactancia separadamente para cada calibre y se
suman los valores obtenidos para determinar la resisten-
cia y reactancia totales.
La corriente de falla máxima será:
,- rv ^ ^t dlSt) + OCj:+X +X,. .-,f t distj
en donde :
E = Voltaje linea-tierra del lado de carga del transfor_
- -mador .
RJ- XJT = Resistencia y reactancia de la fuentef > f
Rj. x = Resistencia y reactancia del transformador.3
R Y Xdist dist = Resistencia y reactancia de la línea.
b) Talla 'trifásica CRef L28 y L29)
i
Como en la falla línea a tierra, consideramos que la
resistencia atrás de la S/E 69/13,8 Kv. es conocida
Si el alimentador arranca de una subestación alimen-
tada por una pequeña planta de generación tenemos
que la impedancia del generador [despreciando el va-
lor de la resistencia) puede calcularse de la siguí en_
te manera:
x = x (transitoria")en m J
en donde:
x = reactancia del generador
-104¿
x = reactancia transitoria de la máquim na. .
Este último valor es provisto por el fabricante para
cada caso específico.
La - importancia del transformador [Z J viene dada en-
porcentaje y para obtener la impedancia en ohmios u-
tilizaremos la siguientes fórmula:
Z f O *\? O 'I < I r1 /
Z _i_ • 1. O i -J-'T " ' 'Lonmios J _ t L •
(KVA por fase] OOO.OOOJ'
en donde:
ET = Voltaje fase-tierra del lado de carga
del transformador.
Esta impedancia está compuesta de una parte resisti-
va y una parte reactiva. Estos valores deberán ser-
determinados en base a la experiencia o al criterio-
o con los mismos factores utilizados por la REA para
la falla anterior.
Los valores de resistencia y reactancia son los obte_
nidos en base a las líneas utilizadas por INECEL,, y
que fueron obtenidos en el punto. §.3.6 JJ
La resistencia total R,. , y la reactancia total Xdist J
se obtienen multiplicando los valores indicados en -
el punto 3.3.6JJ por la longitud de la línea en km. P_a
ra dos o más calibres se calculan los valores de re-
sistencia y reactancia separadamente para cada cali-
bre y se suman los valores obtenidos para determinar
la resistencia y reactancia totales.
-105-
La corrí en te de falla máxima será:
ELImax 30 = _—
\J CRf* VRdislO 2+ (X ,+X +X,. v J- ^ f . t distj
Cuando se calcula la corriente de falla mínima hay -
que asegurarse de aumentar la resistencia de la falla.
El valor de la resistencia de .falla está sujeto a la
experiencia y criterio del diseñador. Sin embargo, -
según la REA, un valor razonable -para esta resisten-
cia está entre 30 y 40 ahmios, el valor de 4-0 ohmios
es más conservador'y es recomendado para ser-usadao-.
en subestaciones de distribución cuya capacidad de
transformación es de 5000 KVA o menos. Para capaci-
dades mayores puede usarse sin problemas el valor de
30 ohmios Qtef L2'8) .
C) Selección y'coordinación'dé 'protecciones (Reí L29)
Partiremos de la suposición de que la subestación es_
tá protegida, y que queremos estudiar únicamente la
protección del alimentador de distribución y sus de-
rivaciones.
Con la utilización adecuada de los elementos de pro-
tección descritos en el punto 3. '5.1.A) 5se puede lograr
entre otras cosas las siguientes ventajas en el sis-
tema:
- Continuidad del 'servicio:
Se minimiza el número de suspensiones al despejar^
se las fallas de carácter transitorio que repre -
sentan más del 80% del total. Esto es un factor-
-106-
importante para mejorar las relaciones Brrpresa-Us'ua
rio, ya que se evitan los perjuicios individuales -
por falta de fluido eléctrico.
- Selectividad:
Para una.falla permanente operará el elemento de pro_
tección más cercano a-la falla logrando de esta for-
ma limitar los tramos fuera de servicio, en caso de-
que un elemento de protección falle,actuará el ante-
rior en dirección hacia la fuente [protección de res_
paldo) .
La selectividad trae-como consecuencia la rápida lo-
.calización de la zona afectada contribuyendo a una -
pronta identificación del sitio de falla para hacer-
la respectiva reparación.
- 'Rapidez:
Despejando la falla rápidamente se evita al máximo ¡
el riesgo de daños graves en el'sistema y perjuicios
a terceros por caídas de líneas energizadas.
" Economía:
En un sistema que minimice el número de fusibles que_
mados por fallas temporales se reduce tanto el consu_
mo de éstos como el número de desplazamientos de ve-
hículos y personal a sitios lejanos y de difícil ac-
ceso y naturalmente no disminuyen los inpresos por -
venta de energía. " -
-107-
Para realizar un estudio de coordinación de protecciones -
es necesario.
a.- Elaboración de planos del sistema con la localizacion
de las subestaciones, lineas y elementos de protección
con sus respectivas características.
b. - ^Medidas .o cálculos de corrientes de carga máxima de 7
diversos puntos del -sistema.
c.- Cálculo de las corrientes de cortocircuitos máxima y
mínima en algunos puntos del sistema. La escogencia-
de estos puntos, va ligada a la posible instalación -
de un equipo de protección, y a los extremos más dis-
tantes de las líneas.
b.- Ubicación de'los aparatos'dé protección
para la ubicación de los aparatos de protección- se clasifi
carán las líneas según su importancia:
- Línea principal: Es la línea de 1 acual depende el se_r
vicio de toda la" zona.
- Ramal principal: Se consideran dentro de ésta catego -
ría los ramales que sirvan zonas de
gran importancia por su nivel poblacional o por su poten_
cial agroindustrial.
- Ramales secundarios: Serán los ramales que como su nombre
lo indica son de menor importanciaque los anteriores.
-108-
- Derivaciones cortas: Son derivaciones que saliendo de
cualquier punto de' la línea principal o de los ramales -
mencionados anteriormente van a alimentar cargas -peque -
ñas.
De acuerdo a la anterior clasificación de las líneas, se
seleccionan los equipos de protección de la siguiente -
forma:
- Para líneas principales un interruptor automático o -
un reconectador, dependiendo de- la potencia de inte -
rrupción requerida.
- En los ramales principales es conveniente instalar re_
conectadores automáticos,
- El seccionalizador en coordinación con el reconectador
de respaldo es ideal para instalarse como protección -
en los ramales secundarios.
- Las derivaciones se protejen generalmente con fusibles
de expulsión,
c) - Coordinación de los equipos
Para realizar la coordinación de los equipos es necesario-
primeramente hacer una localización tentativa de los apara_
tos de protección. Una vez hecho ésto es necesario deter-
minar para cada punto de seccionalización, la corriente de
falla máxima,, la máxima corriente de carga y la corriente
de falla mínima, es necesario además determinar la corrieii
te de falla mínima al extremo de las líneas.
La coordinación de protecciones de los sistemas de electri_
ficación rural se define como la utilización correcta de -
los dispositivos de protección que se encuentran en serie.
Cuando dos elementos de protección se encuentran en serie,
-109-
se denomina dispositivo remoto o protector al que se encuen-
tra más alejado de la fuente 7 dispositivo de respaldo al -
que se halla más cerca de ésta.
Para una buena coordinación de protecciones deben tenerse -
en cuenta dos reglas principales:
1) La protección remota debe eliminar una falla antes que-
el dispositivo de respaldo.
2) El sector afectado.por una falla permanente debe ser -
restringido al máximo.
Con el objeto de dar una idea más clara de la ubicación de
los aparatos de protección véase los diagramas de las figu-
ras N- 3.18 y 3.19.
c.1 ' Coordinación_Interruptor-Reconectador
Al estudiar la coordinación de interruptores deben tomarse
• en cuenta dos características fundamentales del relé de so-
brecorriente:
1) Curvas de tiempo-corriente.
'- 2) Tiempo de recuperación
En algunos relés el tiempo de recuperación es extremadamente
largo y tiende a integrarse cuando una corriente de falla -
se reaplica por la acción de un reconectador., avanzando el
relé desde el punto de su primera operación incompleta has-
ta su punto de corte.
En estos casos debe analizarse el procentaje que avanza el
relé durante las fallas y el porcentaje de recuperación du-
rante los tiempos en que el reconectador se encuentra abier_
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.< Si el avance es inferior al 100% el relé no operará y se -
repondrá completamente cuando termine la secuencia del re-
conectador.
La operación del interruptor está ligada -generalmente a un-
sistema de relés de sobrecorriente y tierra cuya caracterís_
tica es casi siempre de tiempo retardado inverso, como lo -
muestran las figuras N-3.14 y 3.15 Adlcionalmente estos re_
les pueden calibrarse para una'operación instantánea cuando
la corriente de falla supere un múltiplo determinado. Para
coordinar un reconectador y un interruptor de potencia nay
que procurar que todas las curvas de operación del reconec-
tador determinen que esta .operará antes de alcanzar el valor
de operación instantánea del relé de sobre corriente.
En la figura N- 3.20 se pone un ejemplo en el que aparecen
tres curvas de un reconectador y varias curvas del relé de
sobre corriente. En este ejemplo puede observarse que para
la coordinación de estos dos equipos el relé debe calibrar-
se para operar en la curva N2 .1 con A-10 (ver figura N-3.1.4)
y el reconectador, debe ajustarse solamente para que trabaje
en las curvas A y B, pues la curva C se corta con la del 're_
,- le. Bajo estas condiciones se puede ver que el primer ele-
f mentó en despejar la falla será el reconectador en la curva
A, y si -persiste_, operará en la curva B sin que el interrup_
tor actúe. Las posibles secuencias de operación a utilizar
se en el reconectador en este caso serán: OA-4B^ 1A-3B,
2A-2B., 3A-1B y 4A-OB., las mismas que podrán ser utilizadas-
para coordinar este reconectador con otros reconectadores -
existentes en serie con él.
-114-
-¿ c.2 Coordinación reconectador.- reconéctadorÉ ' '
El método más simple de coordinar re conectadores en serie es
escoger la misma'marca y tipo de reconectadores y entonces -
elegir en orden descendente el tamaño de las bobinas.
La coordinación entre dos reconectadores operados con bobi-
nas serie de corte se puede lograr de las siguientes formas:
1] Usando diferentes tamaños de bobinas y la misma secuen-
cia de operaciones. En este caso se deben comparar las
curvas características - de los dos reconectadores, y ana-
lizar la diferencia de tiempo de -disparo entre ellos en
el rango de protección de los mismos. Se considera que
hay coordinación cuando la diferencia de tiempo de ope-
ración es mayor de 12 ciclos CO-2 Seg.) pues en caso con
trario existe la posibilidad de apertura simultánea.
2] Utilizando los mismos tamaños y diferentes secuencias -
de operación. El grupo de secuencias más favorables de_
penderá de la coordinación con los fusibles.
c..3 Coordinación reconectadór-seccionalizador
f ' ' :Como el seccionalizador no tiene curvas características -
tiempo-corriente, la coordinación con el reconectador se -
logra ajustando el número de conteos a uno menos que el de
operaciones de apertura del reconectador de respaldo.
c. 4 Coordinación reconectador-fusible 'del 'lado dé 'carga
La base fundamental para la coordinación reconectador fu-
sible consiste en encontrar fusibles con curvas caracterís_
ticas que estén situadas entre la curva rápida y la curva-
-115-
lenta de los reconectadores; esto ocasiona que la coordina-
ción esté limitada a unos rangos específicos de corriente -
de falla. Debe tenerse en cuenta un factor muy importante-
y es el precalentamiento- del fusible al percibir la corrien_
te de falla durante los tiempos de apertura del reconectador
de respaldo. Debido a este hecho debe tomarse encuenta un
factor K de reajuste de la curva A de operación rápida del-
reconectador, que involucra tanto el tiempo de recierre co-
mo el número de operaciones rápidas. (Tabla N23-J12). (Ref
TABLA N2 3.72- Factor de multiplicación K para fusibles del "la
do 'dé 'carga C 'Ref 'DI 5] '.
Tiempocierre
0.
1.
1.
2.
de re-Cség.'D
5
0
5
0 .
Una operaciónrápida '-" "
1
1
1
1
,2
,2
.2
.2
Dos operaciones' rápidas
1
1
1
1
.8
,35
.35
.35
En la figura N- 5.21 se da un ejemplo de la coordinación de un
reconectador y un fusible tipo 15T cuyas curvas características
se acomodan bastante bien a las curvas características del re -
conectador de respaldo.
En el presente ejemplo se puede observar que el fusible 15T tie_
ne un rango de coordinación con el mencionado reconectador., de-
100 a 550 Amperios en la secuencia 2A-2B y de 100 a 600 Amperios
en la secuencia 1A-3B por lo cual es más aconsejable utilizar -
el reconectador en la última secuencia de operación.
El punto donde la máxima corriente de falla es de 600 Amperios
-117-
** define el límite para la utilización del fusible 15T. De
este punto hacia el reconectador debe'utilizarse el fusi-
ble tipo 20T que tiene un rango de coordinación de 260 a
880 Amperios según se puede observar en el mismo gráfico.
c.5 Coordinación interruptor automático-fusible
Como se analizo anteriormente^ el interruptor automático -
solo tiene una característica de disparo y por consiguien-
te la coordinación se basa en que actúe primero el fusible
~ que el interruptor en caso de falla en el ramal, lo cual -
es inconveniente porque no permite despejar las fallas tem
perales, pero desde el punto de vista económico es mejor -
siempre que no se justifique -la utilización de un reconec-
tador .
ce6. "Coordinación fusible-fusible
Erróneamente se ha creído que los fusibles coordinan sola-
mente colocándolos en serie con escalas de capacidad des -
cendente sin tener en cuenta las curvas de mínimo tiempo -
de fusión y máximo tiempo de despeje de falla.
iLas técnicas para hacer una buena coordinación de fusibles
son:
1} La corriente mínima de fusión a 300 seg. debe ser ma-
yor que la corriente máxima de carga.
2) La curva de máximo tiempo de despeje de fusible remo-
to no debe interceptar la curva de mínimo tiempo de fu_
sión del fusbile de respaldo,, debido a que en ese pun-
to el fusible de respaldo entra en la etapa de fusión-
-118-
perdiendo las características originales. En la figura -
N- 3.22 se analiza la curva del fusible 15T con las carac-
terísticas de los fusibles tipo K observándose que los fu-
sibles tipo 6K, 8K y 10K cumplen los requerimientos exigi-
dos mientras que los 12K y 15K no lo hacen.
3.3.8. TRANSFORMACIÓN
Es muy importante en el diseño de las redes eléctricas la-
correcta selección y especificación de los transformadores
de distribuc-ión a utilizarse..tanto.por las característicasr .
técnicas que deben reunir, como por la inversión y gastos -
de operación que ocasionan los mismos.
A] Tipo 'dé 'transformador a utilizarse en electrificación 'rural
Teniendo en cuenta que la *nayor parte de las cargas del -
sector rural son monofásicas 3 se prefiere la utilización -
de transformadores monofásicos, ya sean del tipo convencio_
nal o autoprotegidos 3 de uno o dos terminales de alta ten-í
sion y tres en baja tensión. Estos transformadores pueden •
ser usados fácilmente para formar bancos trifásicos en ca-
so de que los requerimientos de la carga así lo determinen-
(Ref L.30 y L.32)
'B) Método de refrigeración
Los transformadores utilizados en distribución son prefe-
riblemente del tipo sumergidos en aceite, el mismo que s'ir_
ve al mismo tiempo de refrigerante y de aislante (tipo
OISC] (Ref L18)
C) Potencia apárente
Se ha establecido en base a la experiencia y a las conve-
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-120-
4. niencias aplicables a los sectores típicamente rurales**
de nuestro país, que las capacidades nominales de los -
transformadores a utilizarse deberán ser de 3,5,10,15,,25,
37,5 y 50 Kva. (Ref L.25)
Estos valores nominales corresponden a los normalizados
para operar a altitudes no mayores de 1000 m.
Los transformadores deberán operar en altitudes superio-
res a 1000 m y a la temperatura normalizada [sin exceder
los límites de aumento de temperatura de 65°C en sus de-
vanados) siempre que la carga alimentada se reduzca con
relación a la nominal en un porcentaje igual al 0,4 I por
cada 100 m por encima de 1000 (norma INCOTEC) .
. D) . Cargas permisibles
Un. transformador puede suplir sobrecargas sin sufrir da-
ño alguno, dependiendo, de algunos factores tales como -
la temperatura ambiente, al tiempo de duración de la so-
brecarga y* la carga precedente a la carga máxima.
Los transformadores sumergidos en aceite normalmente pue_•f*
den funcionar a plena carga las 24 horas del día, sin -
perjuicio de su vida útil, siempre y cuando la temperatu_
ra ambiente promedio durante las 24 horas del día no ex-
ceda de 30°C ni su máxima sobrepase los 40°C.
Para otras temperaturas del ambiente, la capacidad real
del transformador para la misma vida útil, "disminuye o
aumenta, según sea superior o inferior a 30°C. Se admi-
ten, según las normas ASA, sin reducir la vida útil del
transformador los valores de sobrecarga expresados en
las tablas Na3.13 y 3.14
TABLA N5 3..13 CARGA MÁXIMA DEL TRANSFORMADOR POR UNIDAD DE LOS KVA NOMINALES SIN ALTERAR SU VIDA UTIL-REFRIGERACION; AUTO
REFRIGERACIÓN O REFRIGERADO POR AGUA
Tiempo
deriva»
de la í
carga
•ras
de
Carga del transformador en porcentaje de los KVA Nominales. Anterior al período de máxima carga
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7QS
QQ9
sobre
Temperatura ambiental en
°C
Temperatura ambiental en
°C
Temperaruta ambiental en °C
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20
30
40
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40
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2.00
.2.0
0 2.00 1.89 1.70
1.52
2.00 2.00
1.95 1.78 1.60 1.41. 2.00
1.99 1.82 1.64 1.46 1.24
2.00
1.88 1.73
1t58
1.41
1.23
1.95 1.80 1.65 1.49 1.32 1.14
1.86
1.70 1.55 1.39 1.80 0.99
1.76
1.64
1.
51.1
.37
1.22 1.06
1.72 1.59 1.46
1.32
1.16
'0.9
9 1.66 1.53 1.39
1.24
1.08 0.90
1.54 1.43 1.33 1.19 1.06 0.92
1.52 1.41 1.29 1.17 1.04 8.89
1.50 1.39 1.26
1.
13 1.00
1.41
1.30 1.19 1.08 0.96 0.84
1.40
1.
30" 1.19 1.07 0.95 0.83
1.50 1.29
1.
18 1.06 0.94
-
*,
1.32
1.22
1.
11
1.00 0,89 0.78
1.83 1.22 1.11 1.00 0.89 0.78
1.33 1.22 1.11 1.00
NOTA:
Tomada de la guía de carga de transformadores sumergidos en aceite para distribución o subestaciones,
C57.92,,
de la ASA (American Standards Association).
-122-
TABLA Ne 3. 1 4 Rangos de demandas para selección de trasnforma
clores
Capacidad
nominal
(Kva)
3
5
10
15
25
37,5
50
Rangos de demanda C+) KVA proyectados" de
acuerdo á temperatura ambiente
Hasta 20°C 21
4,0
4,
6,
13,
20,
33,
SO,
T -
8 -
4 -
1 -
4 -
0 -
6,7
13,
20,
33,
49,
66,
3
.0
3
9
5
3,
6,
12,
18,
29,
44 ,
7
1
0
0
9
7
- 30
3,6
- 6
-11
-17
-29
-44
-59
°C 31 -40°C
3,2
,o
,9
,9
,3
,6
,6
3,
5,
10,
16,
26,
39,
3
4
7
0
6
9
- 5,3
-10,6
-15,9
-26,5
-39,8
-53,0
(+) Los rangos de carga se han calculado para un tiempo de du-
ración de la demanda máxima de 4 horas, 50% de carga prece_
dente (1) y para los extremos de temperatura ambiente en -.
cada .uno de los rangos, de acuerdo a la tabla N2 3.Í3
C.1) Representa un factor de carga máxima aproximada del 40%.
-123-
E) Frecuencia
Los transformadores de distribución utilizados en nuestro
medio son fabricados- para operar a 60 Hz., ya que ésta -
es la frecuencia normalizada de nuestros sistemas.
F) Tensiones y derivaciones
Las tensiones nominales recomendadas para los transforma
dores son: en el lado del primario 7620 y en el lado se^
cundario 120-240 V.
El voltaje fase-tierra de los primarios de casi todos los
sistemas del país es de 7967 V., por lo cual al usar tran_s_
formadores con voltaje nominal del primario.de 7620 V lo-
gramos un beneficio de la regulación de aproximadamente -
4,3 %, lo cual es muy útil teniendo en cuenta que la jna -
yor parte de los proyectos de electrificación rural par - .
ten de alimentadores que ya tienen un porcentaje conside-
rable de caída de tensión.)
En cuanto a los valores de los voltajes secundarios, 120
y 240 V. son los normalizados para todas las redes del -
país.
_ En el caso de bancos de transformadores, el voltaje del
secundario sufrirá pequeñas variaciones dependiendo de
las conexiones que se hagan en el banco como se verá más
adelante.
Las variaciones excesivas delvoltaje de la red pueden -
compensarse por medio de derivaciones o "tapsn,en los -
devanados de alta tensión, los cuales pueden cambiarse-
únicamente cuando el transformador está desenergizado.
Normalmente se usan transformadores con derivaciones de
-124-
+_2 x 2,5% de la tensión nominal, las mismas que están co_
locadas dentro del transformador.
G) Corriente
Las corrientes nominales primaria y secundaria se calcu-
larán en función de la potencia aparente y las tensiones-
nominales:
T- Kva .In n
V
H) ' Aislamiento
En las condiciones normalizadas de altitud y temperatura
señaladas en los puntos 3.38. C)y3.-3. 8. D) los niveles de -
aislamiento para los devanados y partes conectadas dise-
ñadas para ser sometidas al ensayo de impulso que deben-
cumplir los transformadores están indicados en la tabla-
NS 3.15 (Normas CEI) .
Para las líneas a 13 } 8 Kv la tensión de serie en Kv (éfi_
caz) estará en el rango de 15 Kv. , por lo cual el Bil de
los transformadores se especificará para 95 Kv.
La rigidez dieléctrica a 1000 m de altitud o más,, para- -
una determinada clase de aislamiento, deberá multiplicar_
se por el factor de corrección de la siguiente tabla:
(Normas VDE) .
I) Nivel de ruido
Los niveles de ruido máximos admisibles para transforma-
dores sumergidos en baño de aceite, de hasta 100 Kva no
-124-
+_ 2 x 2 3 5 % .de la tensión nominal, las mismas que están co_
locadas dentro del transformador.
G) Corriente
Las corrientes nominales primaria y secundaria se calcu-
laran en función de la potencia aparente y las tensiones-
nominales:
-T- Kva .In n
V
H) ' Aislamiento
En las condiciones normalizadas de altitud y temperatura
señaladas en los puntos 3.35. C)y 3/3:8. D) los niveles de
aislamiento para los devanados y partes conectadas dise-
ñadas para ser sometidas al ensayo de impulso que deben-
cumplir los transformadores están indicados en la tabla-
N2 3.15 (Normas OBI). }
Para las líneas a 13,8 Kv la tensión de serie en Kv (éfi_
caz) estará en el rango de 15 Kv. , por lo cual el Bil de
los transformadores se especificará para 95 Kv.
La rigidez dieléctrica a 1000 m de altitud o más, para -
una determinada clase de aislamiento, deberá multiplicar
se por el factor de corrección de la siguiente tabla:
(Normas VDE) .
I] Nivel de ruido
Los niveles de ruido máximos admisibles para transforma-
dores sumergidos en baño de aceite, de hasta 100 Kva no
TABLA N9 3.1
Tensión de
serie en Kv
[eficaz)
0,6
1,0
3,0
6,0
10,0
15 20 30' 45 60 90 100
130
150
220
270
380O) Para
5 NIVELES DE AISIIENTO PARA DEVANADOS Y
TIDAS A LOS ENSAYOS
Tensión máxima del
sistema en Kv (efi
caz)
0,66
1,15
3,60
7,20
12,00
17;50
24,00.
36,00
52,00
72,50,
100,00
123,00
145,00
170,00
245,00
300,00
420,00
r— (—
:
-
- -
. : —
: 1 —
; 1
1 •
PARTES CONECTADAS Y DISEÑADAS PARA SER SCME-
.DE TENSIÓN DE PiPULSO - CEI
Tensión de ensa-
yo de impulso . 0
, 2
50) en Kv
(cresta)
w
3 20 45 60
•75 95: "
•
150
.170
250.
325
380
450
550
650
900
1050
1425
Tensión de ensa^
r yo a frecuencia
industrial en Kv
Ceficaz) C
+)
2.5
3,'5
J6jO
22,0
28,0
34,'Q
" . 5Q,0
70^0
95yQ
. 140,0
150,0
185,0
230., 0
275,0
• 395,0
460,0
630,0
Tensión de im-
pulso de onda
recortada (+)
3,5
23>0
5230
69,5
85,0
".'•107,0
145,0
.195,0
29070
375?0
400,0
520,0
635,0.
750,0
1040,0
1212,0
1640,0
transformadores con neutro a tierra. Aislamiento reducido
-126-
Altitud en m.s.n.m. Factor de corrección para ri-gidez "dieléctrica
1000
1200
1500
1800
2100
2400
2700
3000
3600
4200
4500
' 5000
1,00
0,98
0,95
0,92
0,89
0,86
0,83 .
0,80
0,75
0,70
0,67
0,65
deberán pasar de 46 db medidos a a 1m. de distancia -
(normas INCOTEC)
J) "Pérdidas ' *
Existen en los transformadores dos clases de -pérdidasw* ' las pérdidas sin carga (Po] determinadas por la. poten-
cia necesaria para energizar el transformador, y las
pérdidas causadas por la corriente de carga [Pe) tan-
to en el bobinado del transformador como en el hierro
del núcleo.
Los transformadores monofásicos, autorrefrigerados y
sumergidos en aceite deberán cumplir según las norpas
• CEI los requisitos establecidos en la tabla N2 3.16 en
donde Pt es la suma de las pérdidas sin carga, y las-
perdidas con la corriente nominal del transformador -
--127-
KJ ' . Corriente .sin .carga I
Es la corriente que fluye a través de un terminal de 'Lí_
nea de un devanado cuando se le aplica la tensión nomi-
nal, a la frecuencia nominal, estando las demás deman -
das en circuito abierto. La corriente sin carga de un-
devanado se expresa usualmente como un porcentaje de la
corriente nominal de este devanado. Los valores que 'de_
ben alcanzar estas corrientes según las normas CEI es-
tán dados en la tabla N- 3.16
Tensión 'de 'cortocircuito' (VZ)
La tensión de cortocircuito nominal es la tensión que
es necesario aplicar a uno cualquiera de los dos
Tabla N23.16 'Acalores máximos nominales de corriente sin car-
ga Cío], Pérdidas sin carga (Po), Pérdidas tota_
les a 75°C a tensión de cortocircuito a 75°C -
(VZ) para transformadores de 5 a 167 KVA de la
serie
Potencia nominalKVA ' '%
3
5
10
15
25
37.5
50
•T5/0:6 '
lode 'In
3.0
3.0 '
3.0
2.5
2.5
2.5
2. -5
KV
Po
27
40
70
95
140
190
225
Pt
104
155
235
335
500
690
860
A'z
3.2
3.2
2.3
2.3
2.3
2.3
2.2
arrollamientos para que estando el otro cerrado en cor_
tocircuito, circule por el primero la corriente nomi -
•128-
nal correspondiente. Esta tensión se expresa un tanto
por ciento con respecto a la tensión nominal del deva-
nado al cual se aplico.
La impedancia del cortocircuito expresada en por cien-2
to o por unidad con relación rala JLjnpedancia base (KV) /
MVA nominal es igual numéricamente a la tensión de cor_
tocircuito expresada en por ciento o por unidad con re_
lación a la tenisón (KVD nominal en todos los trans£or_
madores bidevanados incluidos los transformadores de -
distribución.
M] - Localización de transformadores "(Ref
Con respecto a la localiz ación de un transformador se
deben distinguir dos casos,. el de un transformador de-
servicio exclusivo de un usuario o un pequeño número -
de usuarios3 y-el de un transformador para una red de
distribución con varios abonados
Para el primer caso,, se tratará de ubicar el transfor-
mador lo más cerca posible del usuario,, o en el centro
de carga si se trata de un pequeño grupo de usuarios;-
sin embargo,, en muchas ocasiones el primario de distri_
bución puede quedar bastante lejos del usuario,, debien
do analizarse la posibilidad de hacer una extensión del
primario o ubicar el transformador en el primario exis_
tente. En forma general _, para cargas pequeñas, en las
cuales el calibre de los conductores del secundario no
es muy grande _, resulta mas económico extender el se -
cundario ubicando al transformador en el primario exi_s_
tente; la limitación a esta solución está dada por la
máxima caída de voltaje permitido para las acometidas.
-129-
En caso de cargas industriales o cargasm - donde el costo por metro de secundario resulta muy e-
levado, se prolongará el primario para ubicar el trans_
formador lo más cerca posible del punto de alimenta • -
cion de la carga.
Cuando se trata de un transformador que alimentará li-
na red con varios abonados tenemos que de acuerdo a -
las capacidades de conducción de los circuitos secun-
darios, y las normas de regulación" impuestas..,el últi-
mo abonado de una red no deberá estar más lejos de 200~—••'o 250 metros del transformador de distribución por lo
cual al diseñar la red primaria deberá hacérsela de -
tal forma que la ubicación de los transformadores en
redes de distribución secundaria permita cumplir este-
requisito.
Dentro de la red es conveniente señalar los puntos de-
mayor consumo, con lo cual será más sencillo la locáli_
zación del trasnformador en su centro de carga.3
N] • 'Polaridad
La polaridad debe ser conocida cuando dos o más trans-
formadores monofásicos van a operar en paralelo o cúan_
do van a ser conectados formando bancos de 2 o 3 trans_
formadores.
El objeto es determinar el desplazamiento angular ex-
presado en grados entre el vector que representa la ten_
sión de línea-neutro de una fase de alta tensión y el-
vector que representa la tensión de línea-neutro en la
fase correspondiente en baja tensión.
La polaridad de un transformador de distribución mono-
-13Ü_
fásico puede ser aditiva o sustractiva. Una simple -
prueba para determinar .la polaridad de un transforma -
dores conectar un borne del devanado de alta tensión -
con el correspondiente de baja tensión y aplicar un -
voltaje reducido a los devanados de alta tensión.
La polaridad es aditiva si el voltaje medido entre los
otros dos bornes de los devanados es mayor que el vol-
taje aplicado en el devanado de alta tensión como se -
muestra en la figura N2 3.23 A) y B] .
ADITIVA
Fig. N2 3.23
-131-
Ñ) ' Conexiones (Ref L. 15 y L. 2-8)
Monofásico 240/120 V. Cfig. N^ 3.24]
-7620 V-
-I20V —
-e4ov-
— 120V-
I2OV t2OVt I
240 V
FIG. No. 3.24
Este servicio se suministrará a los abonados comercia_
les y residenciales que no poseen cargas trifásicas -
así como a instalaciones industriales que posean moto_
res monofásicos que trabajen a 240 V. Esta es la co-
nexión más utilizada en electrificación rural, por lo
cual se prefiere la adquisición de transformadores mo
nofásicos.
-132-
Para cargas que no sean monofásicos estos transformado
res pueden ser conectados en bancos facilmentes como -
se verá a continuación.
-Conexión de transformadores monofásicos en paralelo.
Este sistema se utiliza para satisfacer demandas de e-
nergía solamente en casos de emergencia/ya que esta cp_
nexión resulta antieconómica por el costo 7 las perdi-
das de dos transformadores pequeños que son clavados en
comparación con los de un transformador de mayor capa-
cidad con la misma potencia de salida.
Cuando se conectan transformadores en paralelo se de-
ben tomar en cuenta los siguientes aspectos :
a) Los voltajes nominales y la relación de transforma-
ción en vacío deben ser los misinos para los dos trans_
formadores ya que en caso contrario uno de los trans-
formadores actuará como carga.)
b) La conexión eir paralelo debe hacerse preferiblemente -
entre transformadores de la misma potencia y los mis -
mos valores de reactancia, en caso de que este no sea-
posible la relación de potencias nominales no debe ser
mayor de 3:1
c) Las conexiones deben hacerse uniendo entre si los ter-
minales designados con la misma inicial como se indica
la figura Ns 3.25
-133-
F1G. NS 3.25
Como precaución, tanto el sistena como el transformador
deben mantenerse siempre conectados sólidamente a tierra.
-Conexión Y abierto-^ Abierto
Esta conexión es usada cuando se necesita un servicio
trifásico, pero solamente dos líneas primarias conecta^
das en Y son utilizadas _, Es recomendado cuando existen
pequeñas cargas trifásicas y al mismo tiempo cargas mo-
nofásicas grandes a ser seriadas desde el mismo banco.
En este caso los transformadores son usualmente de di-
ferentes potencias (Fig. Ns 3.26)
-134-
n
a
b
c
Fig. N2 3,26
La fase "C" del secundario tiene un potencial de 208
voltios con respecto al neutro y no debe ser usada en
un circuito 120/240 V. Esta fase -se identifica como-
aquella que se conecta al transformador cuyo neutro o
bushing central de baja tensión está desconectada.
Esta conexión no es muy eficaz cuando predominan car-
gas trifásicas ya que la capacidad es solo el 86..,6% -
-13S-
de la correspondiente a las dos unidades que forman el
banco trifásico
-Conexión Y-Y para 120/208 V ffig. N23.27 D
FIG. No 3.27
Esta conexión es'usada para suministrar energía trifá-
sica a 208 V y monofásica a 120 voltios en sistemas -
trifásicos con múltiples puestas a tierra. El neutro-
del prijnario debe quedar bien conectado al neutro del
sistema, pues de lo contratio pueden producirse volta-
jes excesivos en el circuito del secundario. Si se de
sea es posible utilizar transformadores de un solo bu-
shing. En este sistema cada transformador puede absor
-136-
ver la .carga monofásica conectada a él, y 1/3 de la car_
ga trifásica total.
-Conexión Y-A para 240 V de servicio
Esta conexión es utilizada para suministrar servicio a
240 V. pero para cargas trifásicas puras y cuando no-
se requieren cargas monofásicas a 120/240 V.
No es requisito indispensable que las impedancias y los
rangos de los transformadores sean exactos. La capáci^
dad máxima en KVA que este banco puede dar es tres, ve-
ces la capacidad del transformador más pequeño utiliza^
do.
En este caso es conveniente que una de las fases opere
con un potencial de tierra, ya que ésta fase sirve para
interconectar las tierras del medidor y la carga, con -el neutro del -primario.
No es recomendable que el banco esté conectado a tierra
en el lado del primario por cuando si esto sucediera,~¿S** el banco podría quemarse cuando haya un cortocircuito
o salga de seevicio una fase de alta tensión. -
-137-
- Conexión Y-¿ para 120/240 V (fig. 3.28)
F1G. 3.28
Esta conexión es utilizada para suministrar energía a
cargas- trifásicas a 240 V y pequeños porcentajes de _e_
nergía monofásicas a 120 V. Este banco no debe tener
su lado primario conectado a tierra. Cada transforma_
dor puede suministrar 1/3 de la carga trifásica total.
El transformador con la tierra intermedia de baja ten
-138-
sión conectada el neutro, suministra 2/3 de la carga -
monofásica a 120/240 V. y las otras dos unidades trans_
portan el 1/3 de la-carga .monofásica a 240 V siempre y
cuando todos los transformadores sean de la misma capa_
cidad.
El aislador del neutro del secundarlo puede conectarse
a tierra en un solo transformador. En esta conexión'-
la fase C del secundario tiene un potencial de 208 V .
con respecto al neutro, y no debe ser usado en el sis-
tema 120/240 V.
Protecciones de transformadores
Los transformadores deben estar protegidos contra des-
cargas monofásicas, cortocircuitos secundarlos y para-
sobrecargas extremas. Para la protección se utilizan-
fusibles y pararrayos montados por separado.
Un transformador está sujeto a soportar corrientes pjrp_
longadas provenientes de sobrecargas extremas o por -
cortocircuitos secundarios. Estas corrientes provocan
un aumento de la temperatura dentro del t rans formado-. "res lo que provoca un deterioro en el aislamiento.
Los transformadores autoprotegidos llevan como parte -
integral de los mismos un interruptor automático para-
protecclón contra sobrecarga o cortocircuitos en baja
tensión, un fusible primarlo para protección de la lí-
nea en caso de un cortocircuito - interno del transfor-
mador y un pararrayos para proteger al transformador -
contra sobreintensldades de origen atmosférico.
El transformador tipo convencional necesita para su -
-139-
^ protección., fusibles standard; estos fusibles deben -
coordinarse con los seccinadores fusibles y reconecta-
dores que protegen las líneas lo que ayudará a la loca/
lización del transformador averiado.
Los fusibles tienen las siguientes-funciones:
1.- Proteger el transformador contra:
a) Cortocircuitos en el secundario
• b) Sobrecargas peligrosas.*- •
2.- Proteger el sistema contra
a} Averías del transformador
b) Interrupciones de servicio en zonas adyacentes
aislando el transformador averiado.
3.- Simplifican la localización de averías al aislar
el transformador averiado.3
Las normas EEI-NEMA establecen las características de
<>; tiempo y corriente de fusión., así como los requisitos
térmicos para fusibles del tipo standard.
En la tabla NH 3.17 se muestran los valores empíricos
de estos fusibles standard para transformadores mono-
fásicos o trifásicos.
-140-
TABLA N2 2 ,17 Valores empíricos de fusibles standard para -
. - transformadores monofásicos .0 .trifásicos . . . .
Factor de
e*}
. . .
1
2
3
'5
8
10
15
20
25
30
40
50
60
75
100
125
150
200
240
320
fusión Fusible tipo N
mod.9F51 AAN
001
002
" 003
005
008
010
015
020
025
030.
040
045
050
075^^\
085
095
100
125
150
200
Fusible tipo KoT Para uso en
según EEI-NEMA cortocircui
mod. 9F51 GAT. to
' 9F51 CAT
001
002
003
-
006 50,1Amp.
008
010
012
015
020 •
025
030
040
050
065 100,
080
100
-140 200
200
00,200
200 Amp
Amp..
(*) El"Factor de fusión" 3 es decir, la corriente mínima para
fundir un fusible expresada en porcentaje de la corriente
de servicio, se utiliza para determinar las característi-
cas de los fusibles N, KoT que permitan proporcionar equi_
-141-
librio adecuado entre las corrientes de sobrecarga espera-
das,, tales como las sobre corrientes producidas por arran -
que de motores. Este factor se obtiene utilizando reglas
empíricas como los indicados a continuación: (La corriente
que se obtiene mediante la regla empírica utilizada es el
llamado "factor de fusión11].
"a) 1:5 veces la corriente nominal a plena carga del tráns_
formador. [Esta regla se utiliza, por lo general, pa-
ra transformadores de.25 KVA o mayores, es decir, parat
aplicaciones en los que las corrientes de arranque de
los motores no son el factor principal).
b) 2 veces la corriente nominal a plena carga del transfor_
mador.
c) 2.4 veces la corriente nominal a plena carga del tráns_
formador.
(Esta regla se conoce frecuentemente como la regla de
"1 Amperio por KVA de los transformadores a 2.400 vol-
tios, 1/2 amperio por KVA a 4800 voltios y 1/3 de am~ .
perio por KVA de 6900 a 7600 voltios").
d) 3 veces la corriente nominal a plena carga del transfor_
mador.
Ejemplo: Si la regla empírica elegida es la tercera,-
es decir, la de 2 .4 veces la corriente nominal a plena
carga, el voltaje del sistema es de 7.600 vol
tios y la capacidad del transformador es de 50 KVA.
¿Que fusible debe utilizarse?
-142-
Respuesta: Corriente nominal a plena carga =
5000(y7600 = 6,58 amperios.
2.4 x 6.58 = 15.79 amperios. El factor de fusión correspon
diente es de 15. El fusible recomendado según la tabla -
^.1?es: 15N, 10K o 10T.
Los pararrayos deben montarse lo más cerca posible de los
transformadores que van a proteger. Las conexiones éntre-
las líneas y el'pararrayo deben ser lo más cortas posibles.
Las puestas a tierra del pararrayo .deben ser interconecta -
das al neutro del secundario y al tanque del transformador,
bien directamente o a través de un entrehierro que lo sepa-
re del tanque. Para reducir al mínimo la posibilidad'de -
que se queme el fusible primario del -transformador, el fu-
sible debe colocarse entre el transformador y el pararrayo,
con el fin de que la corriente de la carga que pasa a tra -
vés del pararrayo no pase por el fusible.
3.3.9 ACOMETIDAS
Una acometida es la derivación que sale de un punto de la
red de baja tensión y alimenta la carga del usuario. La -
acometida está compuesta de los conductores que transpor -
tan la energía, el tablero general y/o de medición.
A] . Conductores —
Los conductores utilizados en acometidas son del tipo mul-
tiplex. Los calibres normalmente utilizados en acometidas
rurales son el N° 6 y N2 4, y su determinación dependerá -
de la caída de voltaje ocasionado por la carga. En general
los calibres, aislamientos y características constructivas
del conductor defenderá de las condiciones particulares co_
mo clase de servicio, local donde serán instalados y tipo-
.-143-
de instalación.
B) ' Fijación de la acometida en el poste
El cable de acometida será rematado en una tuerca de ojo -
con remates t)reformados como se ve en las fgs,N23.29 y3.30
Si el secundario está fijado sobre bastidores de hierro
Cracks} ,, y la acometida parte de uno de ellos _, entonces el
calibre de acometida será rematado directamente al aislador-
de secundario con remate preformado.
En ningún caso se deberán sacar acometidas de puntos inter_
medios de los vanos y en todos los casos la acometida será
fijada en la ferretería de soporte del neutro.
C) Fijación 'dé la 'acometida 'en el inmueble
La acometida se fija normalmente al inmueble utilizando un
aislador del tipo tirafondo, el cual se fija en madera pro_
curando asentar la base del aislador * firmemente sobre la
superficie del soporte.
En caso que el inmueble no tenga disponible un lugar adecúa
do para fijar el aislador, un taco de madera será instala-
do de tal manera que éste tenga suficiente fuerza para so-
portar e'l cable de acometida. Los detalles de la instala-
ción de acometidas pueden verse en las figuras N2 3.29 > -
.3.30 y.3.31
. 3.29
TUERCA DE OJoClj
REMATE PREFORMADCX4
CONECTA A LA FASE /
\R ALMEDIDOR
3J_A!SLADOR DE ACOMETÍ!
N O T A
ÚSESE DENOMINACIÓN KE2-6 o KE3-6 DONDE EXISTE UNA TUERCA DE OJO U OTRO MATERIAL. PARA FIJAR LA ACOMETIÓ
AL. POSTE SECUNDARIO
LISTA DE MATERIALES
! N^
t 1
', 2
I 3
4
5
6
. 7
i
CÓDIGO
O2237502
O24OO
OZOI63O2
02IG930I
O22395O3
D E S C R I P C I Ó N
TUEHCA DE OJO
CONECTORES
AISLADOR DE ACOMET|DA_
PREFORMADO REMATE
PROTECCIÓN PVC 1.5 m
GRAPAS
MULT1PLEX (CANTIDAD NECESARIA)
ACOMETIDASKZ-6 1 K3--5
«1
2
1
2
I
y^i2
1
DUPLEXJCm. TRIPLEJÍxni.
-145-
K2E-6 K3-6
K2-6
Fio-. Ns 3.30
-146-
Fie. NS 3.31
-147-"
3. 4 PARÁMETROS MtíCANICOS
En este punto se exprondrá el proceso seguido para la -
determinación de las limitaciones mecánicas de diseño de las -
estructuras utilizadas en líneas de distribución rural, para -
lo cual se tomarán en cuenta las características propias de la
línea como son: Voltaje de operación,, tipo de conductor y re-
querimientos fijados por las normas.
Empezaremos con los criterios que determinan los vanos-
máximos permisibles,
3.4.1. 'Calculó "del vario máximo permisible
Para calcular el vano máximo permisible es necesario -
primeramente clasificar los postes -de acuerdo a su esfuerzo ma
ximo de soporte y a su altura.
Los postes están clasificados en 9 clases. Sin embargo
en lineas rurales se utilizan normalmente las que se indican -
en la siguiente tabla: (Ref..
Altura Clase Carga máxima de rotura
'Lbs. "
10
10
111112
5
6
5
6
5
.1900
1500
1900
1500
1900
860
680
860
680
860
NOTA: La carga de rotura es la carga aplicada a 0,60 m.
desde el extremo superior del poste hacia abajo,
para que la rotura ocurra a 1,80 m. desde el fon
do.
-143-
a) Cargas }láximas permisibles sobre postes . -
Teniendo en cuenta que según las normas la longitud de
empotramiento está dada por la formula.
T C -1 ; Holmj = — + 0,50 CRef. L17)
10
en donde:
Ho = Longitud total del poste GnO
los esfuerzos máximos permitidos sobre los postes serán
los siguientes:
Long.
poste
10
10
11
n12
.Clase
5
6
5
6
5
Empotra- Carga I. . total c. .miento max. £
1,5 860 kg
1,5 680 Kg
1,6 860 kg
1,6 680 kg
1,7 • 860 kg
;actorle se-ñar i dad
2
2 -
2 J
2
2
Cargamax.
430 kg
340 Kg
430 kg
340 kg
430 kg .
Momentomáximo'Mmp
3397 kg.m
2686 kg.m
3784 kg.m
2992 kg.m
4171 kg.m
Una vez determinadas las características de los postes ,
se -procede a calcular los esfuerzos que actuarán sóbre-
los mismos. Estos' esfuerzos son debidos a la acción
del viento sobre las superficies expuestas del poste 3 -
transformadores y conductores .
b) Esfuerzos debidos a la presión del viento
Se ha considerado que en el Ecuador las condiciones de
-149-
clim Tnás críticas serán aquellas que según el boletín
de ..la REA N- 160-2 corresponden a las condiciones de -
carga ligera, esto es, con 0°C., O" de hielo y un viento
de 80 KM/h, para las cuales la presión del viento será-
de 44 Kg/m2. CRef L36-) .
b.1) Presión del' viento sobre postes. -
La superificie total expuesta al viento en los postes -
viene dada por la siguiente formula:
ST . (Ref Llfi]
en donde :
ST = Superficie total del poste e:xpuesta al viento,
di = Diámetro del poste a nivel del suelo.
do = Diámetro de la punta.
H = Altura exterior expuesta
El factor 0,7 considera que las superficie expuesta al
viento es cilindrica,
Por ejemplo para un poste de 10 m clase 5:
do = 0,145 m.
d1 = 0,2725 m
ST = 0,7 '(0,145 + '0 ,2725] -8 ,5 = 1,2421 m2
2
por lo tanto la presión del viento es :
-150-
44 x 1,2421 « 54,65 kg '
La fuerza del viento se considera puntual y aplicada a
una alturar(Ref L18)
2 _ H / di > 2do\ X -
3 \i + da /
El momento actuante sobre el poste debido a la acción -
del viento es el siguiente:
Mp = Pv x ST x Z
MP = Pvx 0,7, H2 r,, A «, , ,3 * — x Cdl + 2doJ kg.m
6
Para el poste de. 10 m. con las condiciones dadas tene-
mos :
Mp = 44 x 0 ,7 x6
Mp = 208,62 kg.m
b.2) Presión del viento 'sobre el transformador. -
El área de un transformador de distribución típico es 4
pies2 = 0,3716 m2 C Ref. L36) .
La fuerza del viento sobre este transformador será:
P = 44 x 0,3716 m2 = 16,35 kg
el momento sobre el transformador será:
Mt = 16335 x 6,85 = 112 kg.m
asumiendo que el centro del transformador se encuentra
-151-
a 0,45 m hacia abajo de la posición del neutro (Ver Flg.
N2 3.32 ).
b.3) Presión del viento sobre el conductor. -
Se considera que el viento actúa sobre una superficie -
plana cuya área se obtiene multiplicando la longitud -
del conductor por su diámetro.
La presión del viento bajo condiciones de carga ligera-7
será 44 kg/m .
La fuerza ejercida sobre'3 m. de conductor será:
Pv = Pv :x S = Pvx Diámetro del conductor
Para varios conductores., la fuerza se considera aplica-
da a una altura promedio de los mismos.
El momento máximo permitido en el poste por causa de la
presión del viento en los conductores será:
Mmpc - Mmp - Mt - Mp
en donde:
Mmpc = Momento máximo permitido en el poste por
presión de viento en los conductores.
>to = Momento máximo permitido por las carac-
terísticas mecánicas del poste .
Mt = Momento por presión del viento en el -
transformador.
Mp = Momento por presión del viento en el -
poste.
-152-
Poste 10 m.
6.85 m.
75 m.
Fig. Ne 3.32
. -153-
í-iirpc será también igual a;
Mmpc = Fv x Vm
en donde:
Vm = Vano máximo permitido,
de aquí:
Vm = ' ' 'Mmpc
Fv
3.4 .2 . Limitaciones de estructuras
CnO
Los máximos esfuerzos que debe soportar una estructura
son producidos por la presión del viento sobre los con-
ductores (Fv) y por los cambios de dirección de la linea
CF9] (Fig. N^
Fig. N£ 3.33
-154-
Las dos fuerzas Fv y FO dan la fuerza total Ft que so-
portará la estructura, la misma que se contrarresta 'me_
diante la fuerza de un tensor CJt) . La fuerza vertical
que actúa sobre la estructura es (V).
Los parámetros más importantes que intervienen en la de_
terminación de limitaciones de estructura son:
Cn - N£ de conductores
T = Tensión máxbna de los conductores
V = Tensión vertical sobre la estructura.
S = Longitud del vano.
SF = Factor de seguridad.
Pvc = Presión del viento sobre el conductor2
A = Sección del conductor (mm ]
9 = Ángulo de linea
Tt = Tensión del tensor (kg)
Ft = Fuerza total sobre la estructura.
Fv = Fuerza sobre la estructura debido a la presión -
del viento sobre los conductores (kg/irQ
F9 = Fuerza sobre la estructura debido al cambio de
dirección de la línea.
a) Fuerza del viento sobre conductores.-
La fuerza del viento sobre los conductore_s viene dada/-
por la fórmula:
Fv = Cn. Pvc, S. SF
Según las normas NESC, el factor de seguridad para la
fuerza del viento es 1,78.
-155-
b) Fuerza debida al cambio de dirección. -
. 9P 9.= 2 Sen . Cn. T.
c) Limitaciones de estructura CP2 (Fig. N-3.35 )
En esta estructura, el ángulo permisible estará limitado
por la fuerza aplicable a la espiga, por lo tanto,, una -
vez conocida dicha fuerza, la misma -que según el boletín
de la REA es de 227 Icg por espiga, se procede a calcular
el ángulo límite que soportará la espiga para un conduc-
tor;
Ft = Fv + F9
F t = Cn, Pvc.. S. SF + 2Sen~ , Cn.T.
en donde;
S = 170 m, (tomado como el vano de trabajo
mas común) .
SF= 1,78 m (según la MESQ
T = Tensión máxima permisible del conductor,
la misma que'para condiciones de carga li_
gera no debe ser mayor que un 601 de la
„ carga dé rotura del conductor (Ref. L33)
9 = Ángulo máximo permisible. De la formu-
la de la fuerza debida al cambio de di-
rección de la línea se tiene:
9Sen y _ ' "Ft - 'Pvc.' 'S.' 'SF para un'solo
2 T conductor
9 = 2 Are. Sen/Ft - Pvc. S.SF\ 2 T /
-156-
SUJECIÓN DE PIN EN
PUNTA DE POSTE
DIMENSIONES EN CM.
ESTRUCTURA TIPO "CP21
Fig. N2 3.35
' -157-
Se debe tener encuenta que la estructura CP2 tiene 2 e£
pigas de cada soporte.
Pvc = Presión del viento sobre los conductores.
Teniendo en cuenta la presión de viento de carga
ligera y el diámetro de los conductores se tienen
las siguientes presiones de viento:
4 AWG 0,2795 kg por m lineal
2 AWG 0,3533 kg por m lineal
1/0 AWG 0,4450 kg1 por m lineal
2/0 AWG 0,4999 kg por m lineal
4/0 AWG 0,6296 kg por m lineal
por ejemplo: el ángulo limite en la estructura CP2 con
conductor 1/O y para las condiciones dadas es:
9 = 2 Are, Sen ' ' "2x227'-"0,445 x 170 x'1.78
2 x 0,60(4280/2,2)
3 9 = 2 Are. Sen O, .1368
9 = 16° -
La estructura monofásica CP2 sirve para ángulos hasta -
de 20°para conductores livianos (4 - 1/0 AWG) y hasta -
15 °con conductores más pesados (2/0 - 4/0 AWG)
Las mismas limitaciones pueden aplicarse a la estructu-
ra monofásica UP2 QFig. N- 3.36).
La fuerza total sobre la estructura CP2 con este conduc_
tor será:
-158-
leo
10\o
50
40
TENSOR
DÍMENS10NES EN CM.
ESTRUCTURA TIPO UT2"
Hg. 3.36
-159-
Ft =
+ 2 Sen 16
Ft - 1602 kg.
d) Cálculo de tensores para estructuras CP2 y UP2
El tensor tiene que contrarrestar la fuerza total sóbre-
la estructura. Por lo tanto, -el diagrama de fuerzas es
el siguiente:
"Ft
en donde:
Ft_= Tt Cos 45C
Tt Ft
Cos 45c= 1,41142
según el boletín de la REA N- 160-2 el factor de seguri_
dad del tensor es 1 1 5 .
Por ejemplo: para el conductor N2 1/0, la tensión que
debe soportar el tensor será:
Tt = 1602
0,707x 1,15 = 2605,8
-T6Q-
fc Existen varios tipos de cables de acero para tensor., yP
con diferentes grados de resistencia mecánica. Los ca-
( bles que cubren la mayoría de las necesidades de los ten
sores para las estructuras utilizadas en electrificación
rural son del tipo "extra high strength", específicamen-
te los que reúnen las siguientes características.
0 1/4" . 7 hilos. 3023 kg C6650 Lbs)
0 5/16" 7 hilos 5091 kg [11200 Lba)
por lo tanto para el caso del ejemplo un solo tensor de
1/4" extra high strength" cubre las necesidades para sp_
portar los esfuerzos resultantes en las estructuras CP2
y UP2.
e] Limitaciones mecánicas de la estructura CP2E (Fig. N°3.37)
La fuerza máxima permisible para la espiga de este tipo
de estructura es de 454 kg (Ref. L36)
Efectuando los mismos cálculos anteriores se obtiene que
el ángulo máximo permisible es 20°para el conductor 4/0
La estructura CP2E permite el uso mecánico de conducto-í»
res desde 2/0 a 4/0 ACSR, con ángulos hasta de 20°
_ El esfuerzo total en la estructura CP2E con conductor -
N- 4/0 es 2948,7 kg, Por lo tanto el esfuerzo sobre el
tensor será 4796,33 kg^ de donde se deduce que un solo-
tensor de 5/16""extra high strength" cubre las necesicla
des para estas estructuras.
f) Limitaciones de estructuras CR y BR (f±g. N23.38 3.39)
Siendo estas estructuras terminales de línea se puede con
-161-
2 40
10 5 30 35 5 35 35 25 5- 15
6) SV'lO;14) -7 ' 9 í IP 10 8 ' 5
•6)®®
~—-Q--O
NOTAS:I-- PARA ANGUÜDS EN SENTIDO OPUESTO INVERTIR LA POSICIÓN DE LOS AISLADORES
DE LAS FASES LATERALES CON RELACIÓN AL PERNO DE ARMADO Y TAMBIÉN IN-
VERTIR LA S POSICIONES DE LA FASE CENTRAL
2.- DIMENSIONES EN CM.
ESTRUCTURA TIPO "CP2E"
FÍP-. N^ 3.37
-162-
240
120
VISTA X-XFIJACIÓN DE FASE CENTRAL'
EN ALTERNATIVA . b) Tensor
O1UEN3IONC5 EN CU.
TIPO "CR"
-163-
10
!20
370120
¡40
iao
Tensor
\\A X-X
ESTRUCTURA TIPO I IBRÍ I
Fin-. N- 3.39
DIMENSIOCS EN CM.
-164-
siderar que la fuerza del viento sobre los conductores
es despreciable.
El vano útil de la estructura BR está limitado por la dis_
tancia al suelo. El vano útil está en orden de los 165 m.
La fuerza total.debida a la tensión de los conductores es:
Ft = T. Cn
- Con conductor N2 4 ACSR;
Ft =, 4 x 0,6,0 x 1830/2,2 « 1996 kg
- Con conductor N^ 2 ACSR
Pt = 0,60 C3 x 2790 + 1 x 1830)/2,2
- = 2781 kg
- Con conductor N^ 1/0 ACSR;
Ft = 0,60 C3x4280+>183O)/2,2 = 4000 kg
- Con conductor N- 2/0 ACSR:
Ft=Q,60(3x5345+1x2790)/2,2 ="5130 kg
- Con conductor N- 4/0 ACSR: -
Pt = O,60(3x8420+1x4280)/2,2 = 8056 kg
Las fuerzas que soportarán los tensores serán:
- Para conductor N2 4 ACSR:
Tt 1996
0,707x 1,15 = 3246 kg
-165-
Tt 2781 - ., r ,1 r o -7 ix 1,15 = 4523 kg0,707
Con conductor N2 1/0 ACSR;
Tt 4000 ., ,c ,cn[- ,x 1,15 = 6505 kg0,707
Con conductor N2 2/0 ACSR:
Tt -5130 ^ ,,
0,707
Con conductor N2 4/0 ACSR:
Tt 8056 - -n - i v i n v T^ - , x 1^5 = 13103 kg
La estructura BR utiliza dos tensores -la estructura CR
deberá utilizar dos tensores a partir del conductor 1/0
o en su defecto usar un cable de mayor resistenica. P
ra el conductor N2 4/0 será -necesario definitivamente-
usar un cable de mayor resistencia.3
g) Limitaciones en las crucetas
La fuerza horizontal que soporta una cruceta viene da-e/
da por la formula siguiente
Fr oir'máx'." 'SM
L
en donde:
N tv Fuerza límte de la fibra de madera = 600 kg/cm
Fr = Fuerza horizontal que soporta la cruceta
L = Longitud del brazo de momento = 105 on.
A-
-166-
SM = Módulo de sección
SM = • '( Y -• Q?69) -X5-C2] Pulgadas3
12 X
en donde:
X = 9 cm. = 3j54 pulgadas
Y =12 cm. = 4,72 pulgadas
por lo tanto:
SM - 8,42 pulgadas3
Fr _-85QOx-8342 = 1733 Ibs.
41,3= 788 kg.
Para crucetas se usa un factor de seguridad de 37 ? 5 %
de la fuerza de rotura. Por lo tanto la fuerza admi-
sible en al cruceta es;
' Q,375 x 788 = 295,4 kg/cruceta
= 591 3cg/2 crucetas
= 1772 . kg/3 crucetas
las fuerzas de los conductores sobre las crucetas sobre_
pasan el límite para una sola cruceta y normalmente se_
rá necesario usar 2 y 3, por lo que es preferible usar
como terminal la estructura BR que no utiliza cruceta.
g) Limitaciones de la estructura BA (Fig- N23.40 ]
El ángulo máximo que se puede permitir con esta estruc_
tura es de 600,, debido sobre todo a la curvatura de la
grapa angular^ limitaciones de los tensores., fuerzas -
-167-
370
lo
12O
I20
I20
ESTRUCTURA TIPO "B.A"
Fig. N^ 3.40
VÍSTA X-X
DIUEH3ÍONES EH Cfc
-169-
20
izo
580IZO
120
«V30
30
30
ROSIGÓN DEL TENSOR
POSICIÓN DEL TENSOR
VISTA X-X
TENSOR
DIMENSIONES EN CM.
ESTRUCTURA TIPO -IIBA2"
. M 3.41
-170-
15. 30
VISTA X-X
DIMENSIONES EH CM.
r.STR[TCTURA TIPO "CR2"i. N^ 3.42
-171-
hasta terreno flojo, seco, arenoso, con grava predo-
minante (clase 7) .
Se han clasificado las anacías en base a la resisten-
cia que se obtiene en un suelo clase 7 que es el me -
nos resistentej así se tiene que para suelo clase 7 -
un ancla de 1000 on ¿a_ -una. resistencia estimada con-
servadora de 4000 kg y se la denomina ancla tipo Al.2Igualmente un ancla de 1600 cm da una resistencia de
6000 kg en terreno clase 7 y se la denomina -ancla ti-o
PO'A2. Por último un ancla de 2500 cm que da una re
tensión de 8000 kg en este tipo de terreno se la déno_
mina ancla clase A3.
Estos, valores evidentemente dependerán de la profuridi
dad a la que se encuentra el ancla en tierra, las prp_
fundidades recomendadas y el tipo de varilla a urili-
zar con las distintas anclas se dan en el siguiente -
cuadro: Qtef L2S ].
Tipo de
ancla
Al
A2
A3
'Varilla
2,15 m.
2,40 m.
2,40
Profundidad'en 'tierra
2350 m
2370 m.
1570 m.
La varilla del ancla Al tendrá un diámetro de 5/8" y
una fuerza nominal admisible de 10500 kg.
3.4.3. Limitaciones en líneas secundarias
La Longitud de los vanos en las redes secundarias es_
-172-
tarán limitados por el calibre del conductor y por la
separación entre los conductores.
• Según las normas NESC 235-A2 y 235-A4 la separación -
vertical de conductores secundarios queda definida por
las siguientes ecuaciones;
- para conductor N£ 4
X = 6,44 VF - 61
- para conductor N° 2 o más grandes
x _ VF0,272
en donde:
X = Separación entre conductores Ccm.)
P - Flecha en medio vano Cení.)
j
Si se considera una linea secundaria como la mostra-
da en la Fig. N- 3.43, se tiene que los vanos máximos
permisibles para los diferentes conductores son los si_
guiantes:
X
(separación
mínima)
20 cm.
40. cm.
60 cm.
80 cm.
Vano
^ 4ACSR
75 m.
•85 m.
110 m.
140 m.
máximo
•2-2/0 ACSR
50 m.
95 m.
165 m.
. . . 2 4 0 m . .
LINEAS SECUNDARIAS
POSTES DE 8.5 m. 'FIGURA 3.43
o
>—
NOTA : VER NORMA-SEPA3AOON MÍNIMA ATIERRA
.LINEA I20/240V.
ZONA ACCESIBLE A PEATONES SOLAMENTE
ZONA POBLADA 0 CRUCES DE CARRETERA
VANO MÁXIMO PERMI-TIDO SOBRE TERRENOPLANO
I2O m.
75m.
-174-
Estos valores se obtienen utilizando la curva de la
Fig. N_2 3.44(Ref L.25)
Teniendo en cuenta que el factor económico es muy im-
portante en proyectos de electrificación rural, se d_e_
berá procurar que los vanos sean los más grandes posi^
bles, por lo cual se prefiere utilizar vastidores in-
- dlviduales que permitan variar la distancia entre los
conductores.
3.4.4. Tablas de estacamiento
El desarrollo de las tablas de estacamiento para va -
nos máximos permisibles en terreno plano será Ilustra
do usando un conductor N- 2 ACSR^ un vano regla de -
170 m. postes de 10 m. y condiciones de carga ligera.,2
esto es a 0°C y una presión de viento de 44 kg/m .
Para esto se utilizarán las curvas de flecha y tensio_
nes finales dadas por la "Reinólas Aluminlum Electro. -
cal Conductors" .(Fig. Na3.45y tabla N53.17 ).
Estas curvas dan los valores de flecha y tensión fina_
les para temperaturas de 30°P (o°C>, 120°P (500Q,900
F (32°Q y 60°F (15°Q.
Las limitaciones establecidas por los fabricantes de
conductores son las siguientes:
- En ningún caso la tensión del conductor debe sobre_
' pasar el 50% de la tensión de rotura.
- La máxima tensipon de tendido a 0°C sin viento y
sin hielo no debe exceder el 25% de la carga de
-175-
FLECHA ÍIAXIMA PARA LINEAS S E C U N D A R I A S
50 100 t¿5 150 _
LONGITUD DE VANO EN METROS
175
Fig. W- 3,44
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°F.
-178-
- rotura.
- "La tensión inicial sin hielo o viento a 0°C no ex-
cederá una tercera parte de la tensión de rotura.
En nuestro país podemos tomar una curva promedio entre
los 15°C promedio de la temperatura de la Sierra y los
32°C promedio de la costa. Esta será una curva de 24°
C.
Para postes de 10 jn. y las alturas de seguridad dadas,
se tiene que la felcha'máxima permisible es:
Flecha máxima permisible = Altura del poste - Altura
de seguridad - Empotramien
to - Distancia desde la -
punta del poste al neutro
= 10 m. - 4,5- 1,5-1,2 = 2,8 m.
= Fm
10 m
¡V4 Afano ' 1/2 Afano
1,2N
1 5
Para las condiciones más desfavorables como son las-
-179-
de la curva de 50°C, O" de hielo y sin viento, esta
flecha nos da un vano máximo permisible en terreno -
plano de aproximadamente 170 m. que viene a ser el va
no regla.
Con una curva de 24°C y con el vano regla de 170 m.se
tiene para el conductor N2 2 ACSR una tensión de apro_
xünadamente 18% la tensión de rotura.,, lo que lo colo-
ca dentro de los. límites establecidos. Lo mismo ocu-
rre con los otros calibres.
La fledia en medio vano,, sobre terreno plano viene de_
terminada por la ecuación:
D = W.S2
8 H
en donde:
D = flecha del conductor-en medio vano (m)
W = Peso del conductor (kg/m)
S = Longitud del vano (m)
H = Tensión horizontal (kg)
Para una línea determinada y para las condiciones e_s_
cogidas IV y H son cantidades, por lo cual la formula
para calcular la flecha puede ser expresada de la si-
guiente manera:
D = Ic.S2
Para un vano cualquiera de longitud S" la flecha será:
TI i = V ^ i "±J J\ . O
-180-
De aquí se deduce que la flecha de un vano cualquiera
en función de la flecha normal del vano regla puede -
ser calculada usando la siguiente expresión:
2'- = D
Para el caso del conductor NH 2ACSR y para las condi-
ciones escogidas se tiene que H será el 18% de la ten_
sión de rotura del conductor:i
H = 0,18 C2790) = 502 Ibs = 228,27 kg
W = 0,0933 Ibs/pie = 0,1362 kg/m
D = k.S2 = 7,45675 x 10"5x1702 = 2,16 m.
para otro vano, por ejemplo uno de 140 m.
o
DI = 2916'¡UQ\ 13465 m.\ 1 7 0 j
la elevación permisible será en medio vano será:
2 ,16 . - 1,465 = 0 5 7 m. '
para un vano de 200 m,
D 1 = 2,99 m.
en este caso la depresión mínima necesaria en medio
vano será:
2,16 - 2,99 =-0,83 m.
Para realizar el cálculo de elevaciones y depresio-
nes a 1/4 de vano se considerará la curva catenaria
ordinaria dada por la REA en su boletín N£ 160-2 en
-101-
la que para 1/4 de longitud de vano la flecha llega a
un 15% de la flecha máxima.
Así se tiene que para un vano 'de 140 m. la elevación-
permisible a 1/4 de vano es:
2316 - 0,75 0,465] = 1,06 m.
En base a este procedimiento se han obtenido las ta -
Ibas "de estacamiento Ne3.18 y N-3.19 para la determi-
nación de las elevaciones y depresiones permisibles.
3.4.5. Levantamiento
Existen condiciones durante tiempos fríos en las que-
los conductores disminuyen su longitud, y se acercan a
sus mínimos valores de flechado. Esta contracción pue
de producir un levantamiento en un poste intermedio -
entre dos postes ubicados a un nivel más alto. Esta-
situación se ilustra en la Fig. N- 3.46
Flecha mínima —
Fig. n^ 3.46
-482-
Para determinar si existirá o no levantamiento en un
poste, se toma el vano entre la estructura intermedia
y la de un extremo (extremo A)' y se calcula la flecha
mínima a condiciones de mínima temperatura sin viento
utilizando para el efecto las curvas de tensión y fle_
cha dados por la "Reynolds", Se hace lo propio con -
el otro extremo Cextremo B) y se saca un valor prome-
dio de las dos flechas.
Este valor viene a ser el factor de levantamiento 3 el
mismo que debe ser mayor a la distancia D de la depre_
sión pa-ra que no haya levantamiento. La distancia D
es la distancia entre la línea que une las bases de -
los postes y el punto mas bajo del suelo.
En las tablas de estacamiento N~3.18y N-3.19 se -
incluyen valores promedio de factores de levantamien-
to,, los mismos que pueden ser utilizados con los vanos
dados en las tablas,
Cuando se determine que en una estructura en partícu-
las existirá levantamiento^ el problema puede ser so-
lucionado utilizando cualquiera de los siguientes pro_
cedimientos:
a) Se coloca un poste de mayor altura que permita el le-
vantamiento del conductor sin levantar el poste.
b) Se coloca en el punto medio una estructura anclada.
c) Se colocan en los puntos extremos estructuras adeooa
das para vanos largos que permitan eliminar la estruc
tura intermedia.
d) Se redistribuyen los vanos y postes en el terreno.
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FACTOR de LEVANTAMIENTO de LINEA
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-185-
CAPITULO N^ 4
EJECUCIÓN DEL DISEÑO
El impulso dado.a los programas de electrificación rü
ral en el país, ha exigido el desarrollo de métodos de trabajo-
rápidos y económicos para realizar el diseño que redes de dis -
tribución rural.
En los trabajos de diseño de proyectos de electrifica_
ción rural se sigue normalmente el siguiente esquema:
Trabajos de diseño de
líneas y redes de dis
tribución rural.
Trabajo de campo
Trabajo de
'Oficina
-Recopilación de in-
formación básica.
-Localización de es-
tructura .-s
J"
-Determinación de car_
gas futuras.
-Dimensionamiento.
-Informe final del -
proyecto
4.1. TRABAJO DE CAMPO
Una vez que se ha localizado el proyecto dentro del -
sistema al cual se conectará, y una vez que ha sido -
definida la ruta de las líneas del proyecto y dibuja-
da en las cartas topográficas o "planimétricas., se pro_
cede de inmediato a realizar los trabajos de campo, -
consistente fundamentalmente en la recopilación de la
información básica y localización de las estructuras-
a lo largo de las líneas.
-186-
4.1.1. Recopilación de la informado básica
La recopilación de la información básica consiste en
llenar los cuadros N2 2.1; 2.2; 2.3; y 2.4, mostrados
en el punto N£ 2.5, para lo cual será necesario hacer
un recorrido muy minucioso de toda zona del proyecto 3
encuestando a los habitantes de la misma, lo cual sue_
le facilitarse mucho, si se recurre primeramente a -
las autoridades de las localidades o a sus represen -
tantes.
^^ Cuadro N2 2,3,
Se identifica primeramente la línea o ramal objeto de
la información, y el tramo al cual nos estamos refi -
riendo dentro del país y el tipo de terreno predomi -
nante a lo largo de la ruta del tramo, con el objeto-
de tener una idea de los problemas que se tendrán lue_
go durante la construcción de la línea.
J La.población a servirse se determina de la manera in-
dicada en el punto 3.3.2.- a) utilizando las tasas -
de crecimiento de las parroquias correspondientes.
^Se procede luego a determinar el número de viviendas
por localidades, tanto las concentradas como las dis
persas, así como su organización para promocionar -
obras de infraestructura, o específicamente para pro
mocionar obras de electrificación, indicando al mismo
tiempo el nombre del representante de la organización,
las gestiones que se han realizado para la obtención-
del servicio y la participación que tendrá la comuni-
dad en la ejecución de las obras, ya sea esta con di_
ñero,con materiales o mano de obra.
•i
-187-
Los datos de este cuadro darán una idea muy clara del
tamaño del proyecto y del interés de los habitantes de
la zona a incorporarse al servicio de energía eléctri_
ca.
Cuadro N2 2.2:
Se refiere a los datos de las cargas especiales, en -
los cuales .se debe poner especial atención a su ubica_
ción y año en el cual se integran al servicio, así co_
mo su demanda en Kva. Con relación a las cargas es-
peciales programadas es importante así mismo que la-
fuente de donde provenga esta información sea confia
ble.
Cuadro Na 2.3:
La información a reunir en este cuadro se refiere fun
damentalmente a las instalaciones existentes y progra_
madas que van a estar intimamente relacionadas con el
proyecto. Esta información normalmente se la obtiene
en las empresas eléctricas.
Cuadro N^ 2.4.:
La información socio-económica recopilada en este cua_
dro está encaminada a tener una.iedea de la importan-
cia que tiene una zona .con relación a otras .del sector
rural, y de los beneficios que podría obtener la mis_
ma con la utilización de la electrificación, partien-
do desde el uunto de vista de que la energía eléctri-
ca es mucho más útil cuando forma parte de una grupo
de obras de infraestructura, tendientes a dar a la zo_
na mejores posibilidades de desarrollo.
-188-
4.-1.2. Localizacion de estructuras
La localización de estructuras se basa principalmente
en el trazado de la rutas de las líneas, y en la deter_
minacion previa de algunos parámetros eléctricos 3 ta-
les como el calibre de los conductores y el Ne de las
fases, los mismos que serán tratados cuando se anali-
cen los trabajos de oficina.
El trazado de las rutas de líneas de electrificación-
rural deberá hacerse tomando en cuenta una serie de -
factores,,-de los cuales los más importantes son los -
siguientes:
a) La longitud deberá ser la menor posible.
b) Siempre que sea posible^ el trazado deberá ser de
fácil acceso, próximo a los caminos carrozablés. .,
en terrenos no muy accidentados, buscando las mayores
facilidades para la construcción, mantenimiento y ópe_
ración de las líneas.
c) Se deberán evitar en lo posible los picos eleva-
dos, con el objeto de no tener esfuerzos excesi-
vos.
d) Se evitará que la red pase por bosques, lo que 'ha_
ría necesario el corte de árboles.
e) Procurar evitar que el trazado alcance casas, lo-
tizaciones y terrenos muy valorizados, lo que "en
carecería los costos de desapropiación. En casos en-
que las líneas tengan que pasar sobre terrenos lotiza_
dos, será necesario hacer que siga la trayectoria de
una de las calles de la lotizadón.
-189-
f ) Los ángulos deberán ser los menos posibles,,, pues
encarecen los costos de la línea por la necesi-
dad de estructuras especiales. Siendo los ángulos
los buntos obligados, deberán ser previstos siempre
que sea posible., en puntos elevados de la trayecto-
ria, para facilitar la construcción del proyecto,
g] Las líneas no deberán pasar cerca de .los aeropuer_
tos, caso contrario, deberán ser observadas las áreas
de protección de los mismos.
h) Deberán ser evitadas las interferencias con redes
existentes, sean estas de distribución, transmisión, -
telegráficas, telefónicas, etc.
i] Los cruces sobre líneas férrea y, carreteras de-
berán limitarse el menor número posible, por cuanto-
las estructuras deben colocarse más cercanas entre si
y muchas veces es necesario utilizar estructuras es-
peciales lo que encarece el costo de la línea.
Una vez que se ha .definido la ruta de las líneas y -
se conoce el calibre y el N- de fases se procederá -
a efectuar la localización de estructuras _, para lo -
cual se han propuesto 4 métodos, los mismos que -se
analizan a continuación.:
Prijner método: Restitución aerofotograma trica,
Este método consiste en realizar una restitución de
las fotografías aéreas de Instituto Geográfico Mili_
tar3 poniniéndolas a escala 1:5000 en una franja de
500 m. a lo largo de las rutas de las líneas del pro_
yecto. Con la restitución así realizada se obtienen
-190-
curvas de nivel cada 5 m. lo cual da una aureciación
bastante aproximada de la topografía del terreno. Es
to permite una rápida localizacion de estructuras en
el plano, y si la topo grafía es muy irregular se pue_
de realizar el dibujo del perfil para tener una mejor
idea de las características del terreno.
Este método tiene el inconveniente de que las fotogra_
fías disponibles para la restitución no se encuentran
actualizadas, lo cual hace necesaria, una revisión dé-
los detalles tales como viviendas existentes, linde -
ros, carreteras, caminos vecinales, líneas existentes
etc, y muchas veces se deben hacer variaciones de la
ruta por obtáculos que no aparecen en las fotografías
y por cambios ocurridos en la topografía misma del te_
rreno. Estas variaciones hacen necesaria una nueva -
restitución del tramo afectado o en su defecto un le-
vantamiento plannímetrico para obtener los detalles -
mencionados anteriormente, lo cual aumenta el tiempo-
de ejecución del diseño y por ende aumenta el costo -
del mismo.
Segundo Método: Procedimiento convencional
Este procecioniento consiste en efectuar el levantamien_
to topográfico de toda la trayectoria de la línea con -
el objeto de obtener los detalles planimétricos de
una franja de 500 m. a lo largo de la trayectoria de
las líneas, así como el perfil vertical del terreno,
para proceder a localizar luego las estructuras me -
diante al uso de la catenaria.
Este procedimiento involucra un gran número de elenien
tos especializados, en cada etapa del trabajo, tales
-191-
como topógrafos, dibujantes, proyectistas, inspecto-
res 3 etCj siendo por eso más lento, aunque más confia
ble. CRef L38) .
Tercer Método: Localización directa
Este proceso, utilizado normalmente en líneas de pe -
quena longitud, consiste básicamente en la localizar-:
ción y. determinación de las estructuras apoyándose -
en la experiencia y conocimientos del diseñador.
Teniendo en cuenta su empirismo, este-proceso pese a
su rapidez, podría acarrear un costo final más eleva-
do .-
Cuarto Método: Combinación del método convencional
y la localización directa.
Las primeras experiencia en..la ejecución de los dise-
ños de los proyectos del Plan Nacional de Electrifica
ción Rural han demostrado que- es_ este método el más-
adecuado pra la localización de estructuras.
El método consiste en asociar la rapidez de la locáli_
zación directa con la seguridad y beneficios adicina-
les del método convencional, utilizando el método de-
localización directa en terreno plano y de fácil acce_
so, y el método convencional en terreno muy irregular
y de difícil acceso.
Las ventajas que se obtienen con la utilización de es_
te método con relación el mátodo convencional son las
siguientes:
' -192-
a] Se reduce la mano de obra y consecuentemente el
tiempo de elaboración del trabajo.
b] Se reduce el costo de elaboración de los proyectos.
c] Se reduce el volumen de datos 3 lo que facilitará
el manipuleo del archivo del proyecto en el campo 'du
rante la construcción.
Los datos dados en las tablas de estacamiento N2 3-. 18
N2 3.19Serán de mucha utilidad para la aplicación de
éste método.
4.1.3. Configuración topolpgica . del circuito secundario
a] En cuanto a la longitud de los vanos existen va-
rios limitaciones las mismas que fueron señaladas
en el punto 3.4.3.
b] Se ha visto que por problemas de regulación es re_
comendable que la distancia desde el transformador
hasta el último poste (sin incluir acometidas] no
sobrepsae los 250 m. Con relación a las acometi-
das su longitud no debe ser mayor a 50 "m. caso con
trario se. recomienda extender la red.
c] Los transformadores deberán ser colocados adecua-
damente en los centros de carga del circuito, en-
tendiéndose por circuito toda la red conectada a
un solo transformador.
d] Se recomienda no cambiar el calibre del conductor
en un tramo determinado aunque desde el punto de
vista de regulación sea permitido.
-193-
4t2".
Este trabajo consiste básicamente en realizar los cálcu
los para determinar las cargas de diseño y el dimensio-
namiento para los diferentes elementos de las líneas .
4.2.1 Determinación de cargas de diseño.- Circuitos secunda
rios y transformadores
Todo el procedioniento para la determinación de las car
gas de diseño y dimensionamiento de circuitos secunda-
rios y transformadores de distribución está descrito -
en el punto N- 3.2.3. y y se basará en los datos obténi^
dos en el campo y en los datos estadisticos disponibles
sobre población y cargas.
4.2.2. Determinación de cargas de diseño.- Circuitos prima -
rios
Igualmente, en base a los datos de la información bási_
ca de los proyectos, se procede a determinar las car -
gas de diseño de los circuitos primarios utilizando 'pa_
ra el efecto el procecimiento y los parámetros indica-
"dos en el punto 3,3.
4.2.3. Cálculo de regulación., determinación del conductor eco_
nómico y dimensionamiento de transformadores y protec-
ciones .
a] Determinación de los momento eléctricos
Se divide la línea en tramos para facilidad de cálcu
lo, tomando en cuenta los puntos de concentración
de carpas como se ve en el ejemplo de la Fig. N-
-194-
o
Fig. N2 4.]
Inmediatamente se procede a determinar los jBomentos e-
léctricos de cada tramo.. En el ejemplo se tiene:
Tramo O - 1 = CKVA1 +
- Tramo 1 - 2 =
+ KVA3D x
x
Tramo 2 - 3 = CKVA,] x Km,j ó
Selección del N2 de fases y calibre del conductor
económico
Se realiza también por tramos? aplicando los factores-
de distribución y de crecimiento correspondientes, pa-
ra obtener la carga equivalente que nos permita deter-
minar el rango de carga en base al cual se escogerá el
N2 de fase y el calibre del conductor económico. Este
circuito será el punto de partida para solucionar los-
problemas de regulación que se presenten.
c) Determinación del porcentaje de regulación.-
Utilizando las curvas de regulación dadas en el -
™ i y b ™
punto N-3..3.6.J)se determina el porcentaje de regulación
parcial de cada uno de los tramos . Para los ramales , -
el limitante del calibre y el N2 de fase será la máxima
regulación permisible.
Para los circuitos secundarios el limitante de calibre
del conductor será también el porcentaje de regulación
máximo permitido.
d) Dimensionamiento de los transformadores
El dimensionamiento de los transformadores está en
función de la demanda máxijna diversificada del cir_
cuito secundario respectivo y de las sobrecargas perná
tidas, las cuales dependerán de las condiciones clima-
tológicas existentes en la zona en donde se conectará
el transformador.
f) Dimensionamiento de las protecciones
El dimensionamiento de las protecciones dependerá
del valor de las corrientes de cortocircuito máxi-
mas y mínimas determinadas en la forma descrita en
el punto N23.3.3.7 B]
4.3. INFORME FINAL DEL DISEÑO
El informe final deberá contener primeramente una mémo_
ría técnica descriptiva del proyecto indicando los cri_
terios básicos utilizados durante la ejecución del di-
seño.
Adicionalmente deberá contener toda la información ne-
cesaria para la localización del. proyecto y los resul-
tados de los cálculos de regulación y dimensionamiento
-196-
de los diferentes elementos de las redes, así como toda
la plnimetría necesaria para la ejecución de los traba-
jos posteriores de construcción.
A continuación se expone una descripción de los documen
tos que podrían ser los más necesarios para la identifi_
cación del proyecto y para la ejecución de la etapa de
construcción.
4.3.1 Mapa de ubicación del sistema eléctrico en el país
El Anexo N°l contiene una referencia gráfica de todos-
los sistemas eléctricos existentes en el país.
4.3.2 Mapa de ubicación del Proyecto dentro de la Provincia
a la cual pertenece,
Este mapa nos dará una idea más precisa de la ubicación
geográfica del proyecto y del área que cubrirá su ser-
vicio .i
4.3.3 Esquema del sistema eléctrico al cual se conectará el
proyecto
Es suficiente con tener el esquema eléctrico detallado
a partir de la última subestación indicando el detalle
de las líneas existentes y programadas de las cuales -
dependerá la ejecución del proyecto.
4.3.4 Mapa de ubicación de la ruta de las líneas del proyecto
El trazado de las rutas de las líneas se lo hará sobre
las cartas planimétricas o topográficas del IGM. Este
trazado dará una idea de la localizacíón geográfica de
-197-
los puntos de partida de las líneas, así como de la lo-
calización de los centros de carga más importantes. Es_
te trazado sirve además como punto de partida para los
trabajos de topografía y. localizacion de estructuras.
4.3.5 Planos de perfil vertical y detalles planimétricos
En los casos en que las dificultades del terreno así lo
determinen, se hará el levantamiento topográfico respec
tivo, cuyos resultados deberán ser expuestos en planos
en los cuales se, puedan apreciar tanto el perfil verti~~
cal del terreno por donde pasará la línea, así como
los detalles planimétricos de una franja de 500 m. de
la misma. Cuando el terreno sea plano, se deberán défi_
nir únicamente los puntos de partida y llegada del tra-
mo, así como los puntos de inflección necesarios, en el
primer caso la localizacion de estructuras se la hará -
usando la catenaria correspondiente, y en el segundo -
caso se la hará en base al vano máximo permitido en "te_
rreno plano, y con la ayuda de las tablas de estacamien_
i to dadas en el punto N- 3.4.4
4,3.6. Información básica
Se deberán incluir también los cuadros N- 2.1; 2.2; -
2.3 y 2.4 Los mismos que contienen la información bá-
sica del proyecto.
4.3.7 Parámetros de diseño
Se indicarán los principales parámetros de diseño uti-
lizados en los cálculos, los mismos eme serán represen
tativos de la zona correpondiente
4
-198-
4.3.8 Cálculo de la red urimaria
Junto con el diagrama de la red de alimentación
N2 4.1] se presentará el cálculo del calibre del con-
ductor y la regulación obtenida.
4.3.9 Cálculo de red secundaria
Se indicará el diagrama del circuito secundario corres_
pendiente a cada transformador la distribución de los
consumidores iniciales y el cálculo de calibre del con
ductor y la regulación de tensión.
4.3.10 Hojas de estacamento
Cualquiera que sea el. método utilizado por la localiza^
ción de estructuras se deberán llenar completamente -
las hojas de estacamiento mostradas en las Fig. N2 4.2
y 4.3
4.3.11 Listas de materiales
Las hojas de estacamiento serán de gran utilidad para
la elaboración de la lista de materiales necesarios -
para la construcción- del proyecto, la misma que tam-
bién deberá ser incluida en el informe final.
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-201-
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Al margen de las conclusiones y recomendaciones que se ha hecho
en cada uno de los puntos del estudio, creo conveniente incluir
adicionalmente los siguientes :
1 . - Se ha podido observar que para poder determinar algunos
parámetros de diseño existe una déficit de información-
estadística por lo cual se recomienda a las empresas e-
léctricas llevar registros actualizados de cargas a di-
ferentes niveles de consumo, sobré todo en los sistemas
rurales recientemente construidos y en lo que se construí
rá con los fondos del Plan Nacional de Electrificacion-
Rural, con el- fin de poder establecer con mayor preci *-
sión las tendencias de los consumidores rurales y al mis_
mo tiempo obtener parámetros de diseño más confiables -
que los disponibles actualmente.
No escapara al criterio de cualquier diseñador de redes
de Electrificación Rural, la necesidad de tener un cono5
cimiento cabal de los sistemas existentes, del cual de-
penderá el correcto funcionamiento de los proyectos ru-
rales y su mejor utilización. Por este motivo se reco-
mienda asi mismo a las empresas eléctricas mantener ac-
tualizado un diagrama "eléctrico geográfico del sistema,
y de toda las obras que se van realizando en su área de
concesión, con el objeto de evitar tener que hacer este
trabajo cada vez que se va a realizar un proyecto de -
Electrificación Rural.
3.- Siendo las obras de Electrificación Rural vitales para-
el desarrollo del país y siendo los recursos disponibles
para este fin muy reducidos, los aspectos económicos son
muy importantes. De aquí la necesidad de establecer una
-202-
-TBÍ sola metodología para la ejecución de diseño y procedimien
tos de construcción de obras de Electrificación Rural en -
el país, que permita utilizar de mejor manera los recursos
disponibles. Es recomendable por lo tanto., que los crite-
rios que se han expresado en el presente estudio sean ana-
lizados más a fondo, lo -cual podría hacerse mediante reu -
niones periódicas con el personal de las distintas empre -
sas eléctricas del país que se dedican a la electrifica -
ción del campo 3 de las cuales podrían salir criterios más
profundos que nos permitan dar mejor servicio a un mayor-
(£' número de habitantes,
4.- El uso de centrales termoeléctricas en localidades que no
tienen facilidades de-acceso suele ocasionar un sin núme-
. ro. de problemas que normalmente no se toman en cuenta en
los estudios de alternativas; sobre todo en el abastecí -
miento. de combustibles t Por este motivo se recomienda su
uso solamente en localidades que presenten facilidades "pa_
ra el transporte de combustibles y repuestos, siempre y -
cuando no existe una mejor alternativa.3
5.- Muchos de los parámetros de carga y consumo obtenidos., si
bien parecen ser adecuados para efectos de 'diseño de re -
des rurales, no pretenden ser rígidos y pueden ser reajus_
tados teniendo mayor experiencia y mejores datos estadís-
ticos .
6.- Con el objeto de asegurar el funcionamiento de las cargas
industriales fuera de la hora pico, con lo que se mejora
el factor de carga, se sugiere a las Empresas Eléctricas
el uso de medidores horarios y la inrolantación de multas
o tarifas más altas para el consumo industrial durante -
esa hora.
-203-
7.- Las líneas de dos fases en 'V comparadas con las carac
terísticas técnicas y económicas de las líneas monofási
cas y trifásicas, presentan normalmente varias desventa
jas, por lo cual su uso deberá ser muy limitado en pro
yectos de electrificación rural.
Los aspectos técnicos se han enfocada a los sistemas ra
diales simples 3 por .ser éstos los de inversión inicial
más baja y los que mejor se adaptan a las característi
cas del consumo rural.
9.- Considerando que la mayor parte de las obras a realizar
en el sector rural serán primarios de distribución se ha
considerado conveniente permitir que las caídas de volt ¡a
je lleguen a sus máximos permitidos -para líneas primarias.
10.- Una reducida coordinación de las protecciones en sistemas
radiales simples logra .una mayor continuidad del serví -
ció, facilita la localización de las fallas y evita da -
ños gizav.es en el sistema, por lo cual es recomendable po_
ner especial interés en este aspecto en los diseños de -
proyectos de electrificación rural, ya .que todo esto be-
neficia a la postre la economía de las Empresas.
11.- Teniendo en cuenta que el factor económico es muy impor-
tante en proyectos de electrificación rural., se deberá -
procurar que los vanos sean los más grandes permitidos -
por las • limitaciones de las estructuras . En los prima -
rioSj esto se logra aprovechando las depresiones existen
tes en el terreno, y en secundarios utilizando vastido -
res individuales que -permitan variar las distancias entre
los 'conductores .
-204-
UB1CACION DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS REGIONALES ANEXO N5 1
Pag. 1 de 2
Los sistemas eléctricos regionales existentes en el país, y cuya
ubicación se muestra en el croquis adjunto son los siguientes:
1. - EMELNORIE Provincias de Carchi e Imbabura y canto-
nes Cayambe y Pedro Moncayo de la provin_
cia de Pichincha.
2.- PICHINCHA Provincia de Pichincha
3.- CENTRO NORTE Provincias de Tunguarahua, Chimborazo,Cp_
topaxij Bolívar y Pastaza.
4.- CENTRO SUR Provincias de Azuay y Cañar
SLJR Provincia de Lo ja y cantón Zamora de la
provincia Zamora Chinchipe.
ESvíERALDAS Provincia de Esmeraldas.
- 7 . - MANABI Provincia de Manabí
8.- GUAYAS-LOS RÍOS Provincias de Guayas y Los Ríos
EL ORO Provincia de El Oro.
10- SISTEMAS MENO
RES Provincia de Ñapo, Morona Santiago, Ga-
lápagos y parte de la provincia de Zamo_
ra Chinchipe
I A
RC
HIP
IÉLA
GO
D
E C
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ISL
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GA
LÁP
AG
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-206.-
ANEXO N^ 2
OBTENCIÓN DE LAS ECUACIONES BÁSICAS- PARA LA DETERMINACIÓN DEL
CONDUCTOR ECONÓMICO
La ecuación básica para, el costo total anual puede ser -
escrito como sigue:
T = F + E O)
en donde :
T = Costo total anual expresado en S/./Km
F = Cargos fijos anuales expresados en S/./km
E = Cargos por energía anuales expresados en
S/./km
Las ecuaciones para los cargos fijos y por energía pueden
ser escritas como sigue:
J F = C.A. expresado en S/./km. de línea (2)
E = I2R (8.76) LHP expresado en S/./km. de lí_
nea ' C3D
en donde:
C = Costo por km de línea expresado en S/. Km
Es el total de todos los costos, los cua_
les varían como una función del diseño es_
cogido de la línea de distribución.
A = Porcentaje de cargos fijos anuales expre_
sado en por unidad. El porcentaje es el
total de los siguientes cargos : Interé-
-207-
ses, Depreciación y Operación y Manteni-
miento .
I = Carga pico anual expresada en amperios -
por fase.
R = Resistencia expresada en ohmios por fase y
por km.
P = Número de fases
L = Cargos por energía expresados en S/./KWh
H = Factor de pérdidas, para cada año expresa^
do en por unidad. H puede ser calculada
Cde una formula empírica como sigue:
2H = . 7 (Factor de carga anual] +
.3 (Factor de carga anual)
Sustituyendo las ecuaciones (2) 7 (3) en la ecuación (1)
tenemos :
T = CA + I2RP(8.76LH) (5]
La expresión (8.76LH) puede ser llamada la constante de
pérdidas del sistema designada por la letra "J". Se asu
me- que la constante de pérdidas es igual para todos los
calibres usados en el sistema.
Por simplicidad la ecuación (5) se escribe como sigue:
T = CA + I2RPJ C6]
La carga es comunmente expresada en KIV en vez de ampe -
-208-
rios:
I2 = ™2 C7)
donde:
Kv = Voltaje fase-neutro expresado en
Kv.
cos0 = Factor de potencia de la carga
pico anual.
Sustituyendo la ecuación- (7) en la- ecuación (6) da lo si_
guiente:T — PA 4. n™n DT • /"sni — LA T i.A" J - L.° J
De la ecuación (.8) es posible derivar una ecuación desde
la que la carga para la cual, resulta el mínimo costo a -
nual puede ser calculado.
Dividimos cada término de la ecuación (8) por KIV:
T _ 'CA + JR QKW] (9]
KíV CKÍV) CKv}2Ccos0)2p
Tomando la derivada de (T/TQV) -con respecto_a KW:
d(T/IOV) = _ CA + • JR (10}
Guando d(T/MV3/dCK3\0- es igual a cero, t/KlV es un míni-
mo., por esto:
2 2(KW)2 CA tcos0) (Kv) p
JR
-2091-
Las ecuaciones (8) y (11) son útiles para cálculos que in
volucran una línea específica. Cuando se desea comparar-
diferentes líneas se pueden derivar ecuaciones más útiles.
Asumiendo que:
T^ = Costo anual total para instalar y operartuna
línea a.
T, = Costo anual total para instalar y operar unalínea b.
y asumiendo también que:
; Cos0a = cos0b
entonces :
T = AC +• •(KV02RaJ
2 2(kvJ (cos0) pCL ci
•ffX
Tb = ACb%J
Ta - Tb = Q B Q J
(cos0)C12)
Si (T - T-, ) es positivo, entonces la línea "b" tiene ela Dcosto anual más bajo.
Si (T -T, ) es negativo., entonces la línea "a" tiene el
costo anual más bajo.
-210-
Si (T - X, ) es cero, las líneas "a" y "b" tendrán ela b ' .mismo costo anual.
En este caso se desea conocer el nivel de 'carga para el
cual las dos líneas tendrían el mismo costo anual 3 si
T - T, se asume que es -igual a cero._, tenemos:a D
J
V - La- magnitud de KW calculada de la ecuación (13) es la -
carga para la cual el costo anual es igual para cualquie_
ra de las dos líneas.
-211-
ANEXO N2 3
El factor de crecimiento "g", es obtenido partiendo de los si
guientes parámetros .
Sea:
Kwp = demanda máxima anual presente
Kwf = demanda máxima anual final
Kwt = demanda máxima -anual en algún punto intermedio t años des_
de el presente.
G = Tasa de -crecimiento de la carga expresada como un decimal.
n = Número de años para -alcanzar la carga final KlVf
a = KWf/KWp
entonces :
KWt = KWp (1+G)1 C14)
KWf =
Las pérdidas son propocionales al cuadrado de la carga, elevan
do al cuadrado la ecuación (14)
Orno2 - wyp2 Ci+G}2t (16)
2El valor promedio de KWt. desde el presente hasta el tiempo en
que KWf es alcanzado puede ser escrito.
(promedio KWt)2 ín Kfff dt (17)
' O n
Sustituyendo de la ecuación (16)
(Promedio Mt)2 = Mfo2(1*G32tdtO n
-212-
Integrando
'n2 2(promedio KM) _ KWp C1+6)
n
n
(1+G)2t n
m¿n
KWp2
(1+G)'
(1+G)2n - 1
08]
de la ecuación (15) tenemos
C1 + G)n =KJfo
elevando al cuadrado
(1 + G]2n= 'KlVf2
entonces (1+G] n = a por definición
sustituyendo en la ecuación (.18)
(promedio M V t ) - = (a2-1) (19)~ 2"
(promedio KWt)2 = f á2 ' - ' 1) a g2
a
(20)nlo? a
&
-213-
ANEXO Ns 4
FACTORES DE DISTRIBUCIÓN
Para calcular un factor de distribución se asume que la línea de
distribución estará .sirviendo un' área de carga rectangular des-
de el punto medio de uno-de los lados al punto medio del lado o-
puesto. Se asume tamibén una distribución uniforme de carga deii
tro del área y que existe un número infinito de derivaciones.
Sea KWL la carga del extremo carga
KWS La.carga del extremo fuente
La carga del extremo fuente es mayor que la carga en el extremo
carga debido a la carga que se encuentra distribuida uniforme -
mente a lo largo del tramo de línea. Podemos decir entonces
que la carga en un punto cualquiera del tramo es:
KOT = Ws - CMYs-KWL) "J>L (21D
L
• en donde X = distancia del extremo fuente al punto
L = longitud total del tramo
Por otro lado, si tomamos R como la resistencia por unidad de -
longitud del tramo; la resistencia total seráÍL
resistencia^ R dx (22)yo
El cuadrado de la corriente del tramo será igual a
I2 KW2 ; (23)
pV cos20
en donde:
P = N£ de fases
V = Voltaje fase neutro
eos 0 = Factor de potencia
Las perdidas en el tramo serán:
-214-
W =r • JÜIKWS - (kws-KwL) L J
P V2 Cos 2 0-
dx C24)
V
haciendo c =
W =
R
P V2 Cos2Étenemos
o
2 2 2kws - 2'kws (kws-KwL) X + (kws-kwL) x
L
dx
= c
= e
2 2kws L - 2 kws(kws-kwL) L + Qcws-kwl)
2L
L¿
2 ,L3'
3L2"
Icws L+3c\vs 2 2 "l+ lovs L -2k\\'s k\<L L +k\vL L
3 3 3
haciendo b = KwL tenemos
= C lovs ^L 2 2 2 -L + Icws '" - 2 Icws lo^L L +kws 'k\íL L3 3 Icws
= c 2 2 2 21 Icws b-.L+ kws L + Icws b L— } — -T3 3 .
JL b + 1 + = 1 cL Icws2 (b2+b+1) (.25]
el factor de distribución será entonces
1 7d = 1 Cb 1/2
2 2por lo tanto W = C.L. kws d
(26)
(27)
La ecuación (26) puede ser usada para calcular el factor de dis_
tribución (d), para un tramo de linea.
-215-
La obtención del factor de distribución se basa en la suposición
de que la distribución de la carga dentro dé una sección de lí -
nea'es uniforme .Si la distribución de la carga no es uniforme, se
introducirá algún error, sin embargo, las variaciones no serán -
normalmente tan grandes que causen error serio.
>
-216-
ANEXO Na 5
Impedancia de líneas monofásicas. Formulas 'dé Cars'on
La expresión general para la impedancia de una línea (ZL) de
una línea monofásica con múltiples puestas a tierra es la si
guíente :
ZL = Z, - (ZIN) + [1 -Xi) x ZNG f-ohm/km]
ZNN S
donde :
Z-jy es la impedancia propia del- conductor de fase en ohmios -por kilómetro .
Z i n = (Re + R1) + j (Xe + XI]
Re = CO- 000988] Cf) Donde F esta frecuencia en hertz
R1 = es la resistencia del conductor de fase en ahmios por ki-
lómetro. El valor de R1 puede ser obtenido de tablas de-
manuales eléctricos dadas por los fabricantes.
Xe = 0.001447 (f) (login 4 '665. 500 P) donde P es la resistiva~f ~
dad del terreno en ohmios - metro. Un valor de .100 oh-
mios metro se puede asumir en la mayoría de los casos . -
En casos muy especiales este valor deberá ser especifica-
do
XI - Reactancia inductiva del conductor de la fase en ohmios
por kilómetro para 1 pie de espaciamiento. Los A/alores-
XI se obtienen de tablas dadas en los manuales de elec -
t riel dad.
ZNN Impedancia propia del conductor del neutro en ohmios por
kilómetro .
ZNN= (Re + W) + J (Xe + XN)
-217-
Re y Xe son los mismos indicados anteriormente.
RN = resistencia efectiva del conductor del neutro en ohmios
por kilómetro. Este valor se obtiene de las tablas.da-
das en los manuales de electricidad.
XN = Reactancia inductiva del conductor del neutro expresado
en ohmios por kilómetro para 1 pié de espaciamiento. Es
te valor puede obtenerse en tablas de los manuales de e-
lectricidad.
ZIN = Re + J (Xe - XD)
Re y Xe son los mismos indicados anteriormente
XD = (6,285) CQ [0,741 log. 1Q CD) • (3. 281)]
100
D/es el espaciamiento entre el conductor de fase y el con_
ductor del neutro en metros.
El terminó '(1-Xi) . ZNG en la expresión general de la impedan -
cia de la línea "Zl" es un factor correctivo que depende de las
características de la línea y de la longitud "-f-M de la línea -
desde la fuente de alimentación y generalmente puede ser despre
ciado, a menos que se requiera mucha exactitud en los cálculos.3
Impedancia de líneas trifásicas 'con neutro 'de múltiples puestas
a tierra
Se asumen condiciones balanceadas _, es décimo existe corriente-
de retorno.
ZL = rc+ 10, 173651og10 ' D - M - G - para f = 60 hertz
GMR cond.
donde ZL - ijnpedancia de línea en ohmios/metro
re = Resistencia del conductor
D.M.G. = distancia media geométrica en metros
D.M.G =V/ DI D2 D3 para 3 condcutores
GMR cond = radio medio geométrico del conductor en metros,
-213-
CURVAS DE REGULACIÓN PARA 7,62 KV- 10CONDUCTORES DE ACSR A 1,15 m. Cos £>= 0,9
A 2 5 ° C
KVA-Km.
570C
5|OO
4350
. 4ZOOi
1 4J50i
39OO
\O
36OO|
! 345O
"330O
3150
3OO5»
2850
27OO
255O
2400
2250
CALIBRE KVA-Km,l%
2X)
3/5
444^
573,2
644,4
840,3
ANEXO N2 6 A
-219-
CURVAS DE REGULACIÓN PARA I3,2KV* 1 J&CONDUCTORES ACSR A 1,50 mis. COS 0 = 0,9
25°C
ANEXO N2 6 B
-220-
CURVAS DE REGULACIÓN PABA f3,ZKV-30CONDUCTORES DE ACSR A 1,183-1,188-2,20 m.
Cos 0 = 0,9 A 25°C
KVA- Km.
246001
V
E(°/¿
ANEXO N2 óC
CURVAS DE REGULACIÓN PARA 22,3 KV-30
CONDUCTORES A C S R A 1,18-1,18-3,20 mts.
COS 0= 0,9 25'C
KVA-Km.
eooco
ANEXO Ne 6D
KVA-m
I.I50
LOO
1.000
900
800
700
600
500
4OO
300
CURVAS DE REGULACIÓN PARA ÍEO V, - i 0
CONDUCTORES DE ACSR A O.ZOm. cos0=0.9
ANRXO N2 6F.
CURVAS DE REGULACIÓN PARA ACOMETIDASCON CABLE DÚPLEX' Y TRIPLEX DE ALUMINIO.
KVA-mt.
600
520
500
4204OO
520
300
260
260
240
220
200
180
160
140
120
IOO
8060
4O
20
3 E O
ANEXO Ns 6F
' B I B L I O G R A F Í A
(L1) . López Jorge Ledo.- LOS PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN
RURAL- INTERRELACION CCN OTROS PROGRAMAS DE DESARRO-
LLO- INECEL-QUITO- 1975-76.
'(L2) CRITERIOS PARA JERARQUIDACIÓN DE ÁREAS RURALES A ELEC_
TRIFICARSE, TEMA CENTTRAL DEL ECUADOR A LA VII CLER -
QUITO- 1977',
(L3) - ESTRATEGIAS PARA EL DESARROLLO RURAL-JUNTA NACIONAL
DE PLANIFICACIÓN - QUITO- 1979.
(L4) RESULTADOS DEL CENSO DE POBLACIÓN DEL AÑO 1974-INSTT '
TUTO NACIONAL DE ESTADÍSTICAS Y CENSOS- QUITO-1975.
(L5) MANUAL DE PLANEACION PARA OBRAS DE ELECTRIFICACIÓN -
RURAL- COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRIFICACIÓN- MÉXICO -
1980.
3
(Lo) INSTRUCTIVO PARA LA PRESENTACIÓN DE PROYECTOS-UNIDAD
EJECUTORA DEL PLAM DE ELECTRIFICACIÓN-198O.
(L7) Muñoz Javier Ing. Peñuelas Ramiro Ing. - PLANIFICA -
CION Y PROGRAMACIÓN DE OBRAS DE ELECTRIFICACIÓN RURAL
' " TRABAJO PRESENTADO EN LA VII CLER- MÉXICO - 1977.
(L8) INVESTIGACIONES OBJETO Y CONDICIONES DE EJECUCION-
NORMAS PARA SISTEMAS DE SUBTRANSMISION Y DISTRIBU-
CIÓN- ICEL.- COLOMBIA (1978).
(L9) NORMAS DE PROCEDIMIENTO PARA DISEÑO _ SUGERENCIA
TÉCNICA - ICEL - COLOMBIA 1979.
(LIO) Riofrío Carlos Ing.- DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS DE J
CARGA.- INECEL.- QUITO - 1980.
(1/11) CARGAS DE DISEÑO Y DIMENSIONAMIENTO- LINEAS PRIMARIAS
UNIDAD EJECUTORA DEL PLAN DE ELECTRIFICACIÓN RURAL.-
INECEL.- QUITO.- 1980.
(L12) DEMANDA DE DISEÑO Y DIMENSIONAMIENTO. - CIRCUITOS SE-
CUNDARIAS Y TRANSFORMADORES. - UNIDAD EJECUTORA DEL -
PLAN DE ELECTRIFICACIÓN RURAL.- INECEL.- QUITO - 1980'
(L13) DISTRIBUTION SYSTEMS.- WESTINGHOUSE .- U.S.A. 1959
(L14) Ibarra N, José,- PROCEDIMIENTO' PARA DETERMINAR LA -
DENSIDAD DE CARGA PARA. PROYECTOS DE REDES DE'DISTRI-
BUCIÓN.- CCMSION FEDERAL DE ELECTRICIDAD. - MÉXICO.
1977.
(1/15) Maldonado Raúl Ing.- METODOLOGÍA DE ESTUDIO DE MERCA
DO DE ENERGÍA ELÉCTRICA.- ECUADOR.- QUITO-1975.
C.L16) ECONQMICAL DESIGN OF PRIMARY LINES FOR RURAL DISTRI-
BUTION SYSTEMS.- REA.- U.S.A. 1960.
(L17) ENGINEERING AND OPERATIONS MANUAL FOR RURAL ELECTRIC
SYSTEMS-.- REA.- U.S.A.- 1968:
(L18) NORMAS PARA EL DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE SISTEMAS 'DE
SUBTRANSMISION Y DISTRIBUCIÓN.- ICEL.- COLOMBIA.-1971
(L19) Silverstein Jules.- AN ECCMHIC EVALUATION OF DISTRI_
BUTION TRANSFORMERS.- GBNTBRAL ELECTRIC COMPANY.- PI-
TTSFIELD Mass: U.S.A. 1960.
(L20] Bean.Richard, Cliacken Jr. Nicholas.-
TRANSFORMERS FOR THE ELECTRIC POWER INDUSTRY.- MC.
GRASV HILL BOOK CQMPANY INC. U.S.A. 1959
(L21] Páez Chacón Ing.- PLANIFICACIÓN LE LA LINEA' DE TRANS_
MISIÓN PAUTE-TOTORAS.- DIR. DE PLANIFICACIÓN DE INECEL
QUITO.- 1981.
(L22) Almeida E. Ing.- EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROYECTO
TENA.- MISANUALLI.- DIR. DE PLANIFICACIÓN DE INECEL-
QUITO.- 1981.
C.L23} Khowlton Archer "E,- MANUAL "STANDARD" DEL ENGENIERO
ELECTRICISTA.- EDITORIAL LABOR S.A.- MÉXICO.- 1967.
(L24] BOLETÍN REA N* 61.4 U.S.A. 1973
(L25) GUIA DE DISEÑO.- UNIDAD EJECUTORA DEL PLAN DE ELECTR_I
FICACION RURAL.- QUITO.- 1980.
CL26) Roth Amold.- TÉCNICA DE LA ALTA TENSIÓN.- EDITORIAL
LABOR.- MÉXICO 1966.
(L27) MANUAL ELECTRIC SAFETY CODE.- NESC.- VffiSTINGHOUSE
1948
CL128) CUIDE FOR MAKING A SECCIONALIZING STUDY ON RURAL ELEC
TRIC SUSTBvIS.- REA.- U.S.A. 1978.
(L29) Torres Gustavo Ing.- COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON
TRA SOBRECOGIENTES EN SISTEMAS DE ELECTRIFICACIÓN RU
RAL.- TRABAJO PRESENTADO EN LA VII CLER- ECUADOR-CO-
LOMBIA 1977.
