INGENIERO MECANICO ELECTRICISTA

UNIVERSIDAD VERACRUZANA
FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA ELÉCTRICA
ZONA POZA RICA - TUXPAN
Electrificación en 115Kv. En el área de San
Andrés Distrito PozaRica
Tesina Profesional
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE:
INGENIERO MECANICO ELECTRICISTA
Presentan:
Alberto Martínez Zepeda
Alfredo Martínez Reyes
Director del trabajo recepcional
Ing. Frumencio Escamilla Rodríguez
Poza Rica de Hidalgo, Veracruz
INDICE
INTRODUCCION
2
CAPITULO I
4
1.1 JUSTIFICACIÓN
1.2 NATURALEZA, SENTIDO Y ALCANCE DEL TRABAJO
1.3 ENUNCIACIÓN DEL TEMA
5
5
6
CAPITULO II
7
2.1 DESARROLLO DEL TEMA
2.2 PLANTEAMIENTO DEL TEMA DE LA INVESTIGACION
2.3 MARCO CONTEXTUAL
2.4 MARCO TEORICO
8
8
8
14
2.4.1 GENERALIDADES
2.4.2 ANÁLISIS DE LA CARGA POR ALIMENTAR
14
2.4.2.1 ESTUDIO DE LA CARGA EXISTENTE
2.4.2.2 ESTUDIO DE LA CARGA A FUTURO
2.4.2.3 CALCULO DE LA CARGA TOTAL
14
16
16
2.4.3 DISEÑO DE LA LINEA DE TRANSMISION
18
2.4.3.1ANÁLISIS DE LA RED EXISTENTE
2.4.3.2 CALCULO ELECTRICO DE LA LINEA
2.4.3.3 CALCULO MECANICO DE LA LINEA
18
20
39
2.4.4 DISEÑO DE LA SUBESTACIÓN ELECTRICA
43
2.4.4.1 CALCULO Y SELECCIÓN DEL TRANSFORMADOR
2.4.4.2 CALCULO Y SELECCIÓN DEL INTERRUPTOR DE POTENCIA
2.4.4.3 ARREGLO DE LA SUBESTACION
2.4.4.4 SISTEMA DE TIERRAS
2.4.4.5 SERVICIOS PROPIOS
45
47
59
66
71
2.4.5 DISEÑO DE LA LINEA DE DISTRIBUCION
76
2.4.5.1 CALCULO ELECTRICO DE LAS LINEAS
2.4.5.2 CALCULO MECANICO DE LAS LINEAS
2.4.5.3 CALCULO DE SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCION
76
82
83
2.4.6 ANÁLISIS ECONOMICO
84
2.4.6.1 COSTO DE LA OBRA
2.4.6.2 COSTOS VARIABLES
2.4.7 ANÁLISIS CRITICO DE LOS DIFERENTES ENFOQUES
84
102
103
CAPITULO III
104
3.1 CONCLUSIONES
3.2 BIBLIOGRAFIA
3.3 ANEXOS Y APENDICE
105
106
107
INTRODUCCIÓN.
PEMEX es una Empresa descentralizada del Gobierno Federal, como parte del sector público, planea sub desarrollo al ritmo que el país exige, cumpliendo las políticas que sobre energéticos dicta el Ejecutivo
Federal. Tradicionalmente los hidrocarburos han sido fuentes de progreso, sin embargo nunca como en la
época actual su presencia y amplia utilización habían constituido el recurso más valioso en el mundo. El
67% de la energía mundial se obtiene del petróleo, en México este porcentaje excede el 87.5% y debido al
crecimiento del país su demanda se duplica cada 10 años. Esta demanda que podría preocupar seriamente
a países no productores es y será ampliamente satisfecha en México, al menos en los próximos 60 años,
como resultado de la política exploratoria adoptada por la actual administración que ha permitido emplear
significativamente las reservar de hidrocarburos.
La problemática asociada a la administración de los recursos de una industria creciente, compleja y
dinámica, como es la petrolera, supone una revisión permanente de sus políticas, normas sistemas y
procedimientos administrativos, lo cual viene implementándose a través del desarrollo y fortalecimiento
del programa interno de reforma administrativa conjuntamente con la coordinación general de estudios
administrativos de la presidencia de la republica, así, la actual administración de PEMEX se fija de las
siguientes metas:
A) Incrementar la eficiencia de las diversas unidades que integran la empresa, mediante el
mejoramiento de sus estructuras, sistemas de trabajo y la descentralización y agilización de sus
mecanismos operativos.
B) Revisar Los esquemas y las políticas de integración, con la finalidad de que las personas seleccionadas
respondan a los requerimientos de aptitud y actitud que demande el progreso laboral.
C) Generar empleos conforme a una política acorde con el papel de PEMEX como promotor del
crecimiento económico general del país.
D) Impulsar en mayor grado los servicios sociales de asistencia a los trabajadores y sus familiares, a fin
de hacer congruente el progreso de la empresa con el bienestar económico y social de las zonas
petroleras.
E) Mantener las relaciones laborales dentro de un marco de justicia y armonía.
2
F) Promover la aplicación de procedimientos y técnicas de aplicación , programación y presupuesto, para
una mejor utilización de los recursos disponibles.
G) Para el cumplimiento de las metas señaladas se han desarrollado importantes acciones, entre las cuales
se tiene:
1.- Las que se refieran a adecuaciones, ajustes o cambios totales en materia de estructuras de organización
interna.
2.- Las relativas a medidas de descentralización.
3.- Los que se refieren al manejo y desarrollo de los recursos humanos.
4.- Los que tratan de los sistemas de administración aplicados.
Las acciones de reforma administrativa en PEMEX se han llevado a cabo de manera paralela al
crecimiento de la empresa, ello ha hecho posible la adecuada administración de un recurso especial para
nuestro desarrollo futuro. Por ello PEMEX, su dirección pondrá en práctica todas aquellas acciones, que
se consideren como las más viables para impulsar el crecimiento.
3
4
1.1.- JUSTIFICACIÓN.
PEMEX exploración y producción distrito Poza Rica, requiere de un estudio de rentabilidad de sus líneas
de Sub- transmisión de energía eléctrica que alimenta el área de San Andrés con un voltaje de
alimentación de 66,000volts.
Las razones para la realización de este estudio son originadas por:
A) Fallas en el suministro de energía eléctrica originada por las siguientes causas :
En temporadas de lluvias el crecimiento de las ramas, llega a estar cerca de la línea de subtransmisión, provocando fallas.
En áreas donde la vigilancia es nula, han sido objetos de continuos robos de los cables de alta tensión.
El equipo con que cuentan las instalaciones, es obsoleto, teniendo continuas fallas.
B) Costos originados por la ejecución de los siguientes programas para el mantenimiento:
Chapodeo y control de maleza.
Mantenimiento a la línea de sub-transmisión
Mantenimiento preventivo y correctivo a las subestaciones.
Movilización de cuadrillas para la inspección de la línea
1.2.- NATURALEZA SENTIDO Y ALCANCE DEL TRABAJO.
Actualmente en el país existe un tercio en el ahorro de energía Petróleos Mexicanos. propone la
interconexión con CFE, por medio de un alcance permanente que permita recibir energía de CFE, y área
que a su vez mejore las características de continuidad y confiabilidad en el, servicio eléctrico de las áreas
de trabajo, ya que las actividades que realiza PEMEX requiere de un alto nivel de confiabilidad en el
suministro de energía eléctrica, la experiencia a lo largo de los años, demuestra que para garantizar el
nivel de confiabilidad deseado debería estar conectado a una fuente de energía , por lo que se plantea la
posibilidad de conectarse al sistema eléctrico nacional de CFE.
5
1.3.- ENUNCIACIÓN DEL TEMA.
Las nuevas Tecnologías tanto Europeas como Americanas con que se diseñan las instalaciones eléctricas,
es el elemento primordial que todo Ingeniero debe conocer para poder llegar a interpretar y actualizar
correctamente las condiciones de seguridad y operación bajo las cuales ,debe operar toda instalación
eléctrica .A medida que se exige una mayor
seguridad, protección, y diseño y altos índices de
confiabilidad en las Instalaciones Eléctricas, se requiere de la aplicación conjunta de la tecnología y la
actualización de las Normas que legislan todos y cada uno de los aspectos eléctricos incluidos desde la
generación hasta el consumo de energía
6
7
2.1.-DESARROLLO DEL TEMA.
PEMEX requiere un estudio de rentabilidad de sus líneas de transmisión de energía eléctrica que alimenta
el área de San Andrés con un Voltaje de alimentación de 66Kv .
Petróleos Mexicanos propone la interconexión con C.F.E. por medio de un enlace permanente que permita
recibir energía de C.F.E. y hará que a su vez mejore las características de continuidad y confiabilidad en el
servicio eléctrico de las áreas de trabajo, ya que se obtendrán mejores resultados para la explotación de los
recursos, ya que son de suma importancia para el progreso de México.
Por lo que se plantea la posibilidad de conectarse al sistema eléctrico nacional.
2.2.- PLANTEAMIENTO DEL TEMA DE INVESTIGACIÓN.
En antaño se proyecto resolver la confiabilidad de la línea de sub-transmisión LST-63050 que alimenta al
área de San Andrés y que va dirigida con un voltaje de 69kv,teniendo como enlace de respaldo la línea de
sub-transmisión LA LST-63060 que va dirigida a Gutiérrez Zamora.
Pero debido a las fallas que se mencionaron anteriormente existe aquí la necesidad de realizar un estudio
sobre la confiabilidad de interconectar la carga con un circuito de C.F.E. ya que se obtendrán mejores
resultados para la explotación de los recursos
Con la entrada en la operación de este alimentador PEMEX ajustaría el índice de salidas tomándose como
una mejora en la continuidad y calidad del servicio al área de San Andrés.
2.3.- MARCO CONTEXTUAL.
Los campos que se beneficiarán por la construcción de la línea de 5 Km. serán Bocatoma, Remolino,
Campo 1, San Andrés I, II y Hallazgo I y II. Dicha línea se encontrará conectado por la línea de
transmisión que sale de la subestación ubicada Poza Rica I , la cuál está ubicada a 20º33” Norte longitud
97º27” Oeste, dicha subestación se encuentra ubicada en pleno centro de la ciudad de Poza Rica con
salida a la ciudad de México y terminando en la subestación Trajín a 20ª27” Norte y 97ª19” Oeste.
8
2.3.1.- LOCALIZACION GEOGRAFICA.
El descubrimiento del Campo San Andrés data de la fecha del 1º de febrero de 1956, al perforar el pozo
San Andrés 1 a una profundidad de 3206 m. (BMR) lográndose precisar las características de las calizas
del cretácico. Siguiendo con los trabajos de perforación ahora en el pozo San Andrés 3 se logra igualar la
profundidad del primer pozo encontrándose en el tramo de 3165-3206 m (BMR).
Se localiza perteneciente al periodo jurasico portlandiano de la Era Mesozoica que resulto productor de
aceite y gas.
2.3.2.- LOCALIZACION DEL AREA SAN ANDRES.
Se localiza en la planicie costera del golfo de México, dentro de la cuenca sedimentaria Tampico –
Mizantla, en terrenos de la Ex – Hacienda de San Andrés (de ahí su nombre) ahora conformado por los
ejidos Emiliano Zapata, Ursulo Galván, La Isla Juan Rosas y Riva palacio perteneciente al municipio de
Papantla en el estado de Veracruz.
De la ciudad y campo petrolero de Poza Rica de Hidalgo, dista unos 45 Km. En dirección S 61º 15´Este
aproximadamente. Respecto al Río Tecolutla, dista 20 Km. de su desembocadura en el Golfo de México y
alrededor de 6 Km. de su margen derecha. Geográficamente, se localiza a 20º 25´ latitud norte y 97º 15´
longitud oeste, según muestra figura.
2.3.3.-VIAS DE COMUNICACIÓN.
Este campo cuenta con las suficientes vías de acceso, ya sea por tierra como por aire, por lo que se puede
llegar con relativa facilidad. Por tierra se puede llegar a través de la carretera México – Poza Rica –
Veracruz con desviación a la carretera a San Andrés o por la carretera México – Poza Rica – Veracruz,
con desviación en la vía a Tecolutla, en este último caso es necesario utilizar un chalán o panga, para
cruzar el río Tecolutla. El camino de acceso mas corto es el de Poza Rica a través del puente El Remolino,
lugar donde cruza el río Tecolutla, construido por PEMEX. La otra vía de acceso solo se encuentra
asfaltada hasta el Km. 48 de la carretera Poza Rica – Tecolutla , con desviación de 12 Km. hasta San
Andrés, la perdida de tiempo en el cruce del río es considerable, debido a que se hace por medio de una
panga. Por aire se puede llegar también, ya que cuenta con una pista de aterrizaje distante del campamento
a 3 Km. aproximadamente.
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Así pues, el área de San Andrés esta comunicado favorablemente con las principales ciudades
circunvecinas (Poza Rica , Papantla y Gutiérrez Zamora).
2.3.4 CLIMA
Su clima es tropical, aun cuando menos caluroso que en las poblaciones vecinas, debido a que se
encuentra situado a una altura que le favorece y su temperatura ambiente varia de 10 º a 45º C.
2.3.5 TOPOGRAFIA
Topográficamente hablando se puede considerar como terreno accidentado formado por ríos que tienen
una elevación de 50 a 60 mts. (entre la base y la cima) cuya superficie esta cubierta por la vegetación
tropical.
10
FACULTAD DE INGENIERIA MECANICA - ELECTRICA
DIAGRAMA GEOGRAFICO SUB-AREA POZA RICA
TEZIUTLAN
PROPORCIONADO POR EL CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE
ENERGIA AREA DE CONTROL ORIENTAL
DIAGRAMA 1
ELECTRIFICACION EN 115 KV EN EL AREA
DE SAN ANDRES DISTRITO POZA RICA
11
FACULTAD DE INGENIERIA MECANICA - ELECTRICA
LOCALIZACION GEOGRAFICA DEL AREA
DE SAN ANDRES
MAPA 1
ELECTRIFICACION EN 115 KV EN EL AREA
DE SAN ANDRES DISTRITO POZA RICA
12
FACULTAD DE INGENIERIA MECANICA - ELECTRICA
CAMPOS DE BOMBEO A BENEFICIAR CON
LA LINEA DE 5 KM. DESDE LA LINEA DE
TRANSMISION A LA SUBESTACION
MAPA 2
ELECTRIFICACION EN 115 KV EN EL AREA
DE SAN ANDRES DISTRITO POZA RICA
13
2.4 MARCO TEORICO.
2.4.2 ANALISIS DE LA CARGA POR ALIMENTAR.
2.4.2.1 ESTUDIO DE LA CARGA EXISTENTE.
Con el objeto de suministrar energía eléctrica al área de San Andrés con la nueva línea a 115 KV por parte
de C.F.E. , a lo que ahora se encuentra alimentando la línea LST - 63050 " MANANTIAL - PEMEX ",
que fue construido en el año de 1965, que alimenta todos los campos del distrito Poza Rica los cuales son:
1.- La central de almacenamiento y bombeo de crudos.
2.- El campo II Poza Rica
3.- La Bocatoma-Remolino
4.- El CAMPO I San Andrés
5.- El campo II San Andrés
6.- El Hallazgo I
7.- EL Hallazgo II
Siendo el voltaje de transmisión de 66,000 volts en líneas soportadas por postes telescópicos tubulares de
15 mts. de alto en el área urbana de Poza Rica y en el área rural ( de la villa de Coatzintla en adelante) en
postes de concreto pretensado de 700 kgs. de resistencia y 13 mts. de alto. En ambos casos la disposición
de los conductores es en forma asimétrica, colocados horizontalmente y separados
3 mts. entre
conductores, además, se cuenta con un sistema de blindaje consistente en 2 hilos de guarda de cable de
acero extra-galvanizado colocados en la forma indicada en la figura siguiente :
El conductor utilizado en la línea es de ACSR de 795 MCM de sección transversal en el tramo "manantial
- interruptor quebradora" del interruptor quebradora en adelante, es de cable de cobre, temple semiduro,
cal. 2/0 AWG.
Las distancias existentes entre los puntos de interconexión son indicados en el diagrama unifilar figura
No1
14
FACULTAD DE INGENIERIA MECANICA - ELECTRICA
DIAGRA UNIFILAR A 66 – 2.4 KV
Fig. 1
ELECTRIFICACION EN 115 KV EN EL AREA
DE SAN ANDRES DISTRITO POZA RICA
15
2.4.2.1 ESTUDIO DE LA CARGA A FUTURO.
Con el propósito de aumentar la producción de los yacimientos en el área de San Andrés PEMEX
exploración y producción ha iniciado los trabajos de explotación de cincuenta y seis pozos por sistema
artificial de bombeo mecánico, que se mueven por medio de motores eléctricos por tener la facilidad del
bajo costo de la electricidad, de que las condiciones climatològicas no los afectan, su operación es limpia
y silenciosa, además de que requieren un mínimo de mantenimiento.
El suministro de energía será por medio de transformadores de 30 kva a cada uno de los pozos, por
disposiciones del departamento de ingeniería del distrito
Poza Rica para nuestro estudio ya que no se encuentra definido el lugar donde serán instalados
supondremos una red de distribución para los 100 pozos con su respectiva subestación de potencia de
3000 kva de capacidad.
2.4.2.2 CALCULO DE LA CARGA TOTAL.
Para el cálculo de la carga total se hará un cuadro donde se representara la distribución de cada uno de los
ramales indicando cada uno de los equipos que se alimentan de acuerdo a su capacidad:
CIRCUITO LST – 63050
SERVICIOS PROPIOS 150 KVA 2,400 - 220 VOLT
MOTOR DE 500 HP
SUBESTACION
BOCATOMA REMOLINO 3000 KVA
MOTOR DE 500 HP
66,000 - 2,400 VOLTS
MOTOR DE 500 HP
MOTOR DE 500 HP
ALUMBRADO 45 KVA
MOTOR DE 50 HP
TRANSFORMADOR 500 KVA
MOTOR DE 50 HP
MOTOR DE 50 HP
MOTOR DE 50 HP
TRANSFORMADOR 225 KVA
REMOLINO 75 KVA
C. CARBON 112.5 KVA
16
CARGA INSTALADA = 3,000.00 KVA
CARGA REAL
= 1,918.20 KVA
F.U. = ____CARGA REAL____ X 100
CARGA INSTALADA
F.U. =
63.94 %
Estando en los limites establecidos para que las líneas funcionen correctamente.
SEPARADORES HALLAZGO I - 45 KVA
SUBESTACION HALLAZGO
BOMBAS HALLAZGO I - 75 KVA
500 KVA 66,000 - 2,400 VOLTS
HALLAZGO II - 225 KVA
MOTOR 100 HP
CARGA INSTALADA = 500.00 KVA
CARGA REAL
F.U.
= 345.00 KVA
= 69.00 %
CIRCUITO NUEVO
14 U.B.M. 30KVA C/U (420 KVA)
SUBESTACION NUEVA
14 U.B.M. 30KVA C/U (420 KVA)
3000 KVA
14 U.B.M. 30KVA C/U (420 KVA)
14 U.B.M. 30KVA C/U (420 KVA)
CARGA INSTALADA = 3,000.00 KVA
CARGA REAL
= 1,680.00 KVA
F.U.
=
0.56 %
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Ya que se tiene visualizado como se encuentran distribuidas las cargas en dicha área se puede entonces
deducir la carga total existente en los dos circuitos que se enlazan por medio de cuchillas de carga tipo
aldutin; como se muestra en el diagrama unifilar de la Fig. No. 1 pagina No.15 del sistema eléctrico de
alta tensión a 66,000 volts PEMEX y 66,000 volts C.F.E a continuación se muestran dichos valores :
CARGA TOTAL INSTALADA = 8,500.00 kva
CARGA REAL TOTAL
= 5,338.43 kva
F.U.
=
62.81 %
Para efectos de cálculo tomaremos la capacidad total de carga instalada en el sistema.
2.4.3 DISEÑO DE LA LINEA DE TRANSMISIÓN.
2.4.3.1 CARACTERISTICAS DE LA RED EXISTENTE.
La actual línea LST-63050 manantial PEMEX fue construida en el año de 1965 con el propósito de
transmitir la potencia eléctrica necesaria para alimentar todos los campos del distrito San Andrés. Los
principales campos seleccionados para instalar subestaciones reductoras son:
1.- Subestación Bocatoma Remolino
2.- Subestación San Andrés II
3.- Subestación San Andrés I
4.- Subestación Hallazgo I y II
El voltaje de transmisión es de 66KV, esta línea esta soportada en postes tipo telescopios tubulares de 15
mts de alto en el área urbana de Poza Rica y el área rural de la villa de Coatzintla en adelante, en postes de
concreto pretensado de 700 Kg. de resistencia y 13 mts de alto en ambos casos la disposición de los
conductores es en forma asimétrica, colocados horizontalmente y separados 3 mts entre conductores,
además, se cuenta con un sistema de blindaje consistente en dos hilos de guarda de cable de acero extra
galvanizado colocados en la forma indicada en la figura figura No. 2
Figura No. 2
3 mts
3 mts
18
El conductor utilizado en esta línea es de ACSR de 795 MCM de sección transversal en el tramo
manantial- interruptor quebradora . Del interruptor quebradora en adelante es de cable de cobre temple
semiduro, calibre 2/0 AWG.
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2.4.3.2 CALCULO ELECTRICO DE LA LINEA.
SELECCIÓN DEL CONDUCTOR
A.- Material del conductor.
Para seleccionar el cable adecuado a utilizar en una línea, se debe previamente realizar el estudio técnico
analizando si las características que este ofrece cumplen con los requisitos de la instalación.
En el caso de que se tengan varias alternativas a elegir, entonces se recurren a otros factores como son:
costo inicial, costo de mantenimiento y vida útil. Los cables para líneas aéreas son utilizados
principalmente para la distribución, sub-transmisión y transmisión de energía eléctrica en zonas urbanas,
rurales y costeras.
Estos cables son instalados sobre aisladores que pueden ser de porcelana o sintéticos, los que determinan
la tensión de operación del conductor.
Debido a su construcción, algunos de estos cables representan un gran ahorro en su instalación, ya que por
el refuerzo a base de hilos de acero, resisten una mayor tensión mecánica y los claros interpostales son
mayores, necesitando menor numero de estructuras, de aisladores y de herrajes.
Cuando un cable va ser seleccionado se deberá tener en cuenta las condiciones de la instalación a los que
va estar sujeto, ya que los cables van a diferir en sus propiedades eléctricas y mecánicas, en su
configuración en el método de ensamble y su resistencia a la corrosión según lo establezca el medio
ambiente para lo cual ha sido diseñado.
Por esto es importante que el diseño del cable cumpla con los requisitos de operación que establece el
medio donde va a ser instalado, se asegura un mayor eficiencia y una vida prolongada.
Los cables para líneas aéreas están formados por un conductor sólido o cableado que en la mayoría de los
casos va desnudo salvo en algunas ocasiones que se aplica un forro de polietileno o policloruro de vinilo
(PVC) como protección.
Para seleccionar el tipo de conductor en cuanto a material se refiere, se debe conocer el grado de
contaminación o de corrosión en la zona en que se localiza la línea, a fin de utilizar el material adecuado.
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La intensidad de corrosión se clasifica como:
Fuerte (F)
Media (M)
Ligera (L)
Dependiendo de la zona de corrosión se recomienda lo siguiente en cuento a tipo de cable:
Zona de corrosión
Tipo de cable
Fuerte (F)
CW – CU
Media (M)
ACSR – AW
Ligera (L)
ACSR
La corrosión se clasifica en base a los defectos producidos por el clima, combinado con los siguientes
medios ambientes: marino, industrial y rural.
Es conveniente considerar las ventajas y desventajas de los conductores de aluminio, aluminio con alma
de acero (ACSR) y cobre con el objeto de marcar un criterio para su elección.
1.- El empleo de cable de aluminio con alma de acero (ACSR) en las líneas aéreas permite distancias
interpostales mayores que con el empleo de conductores de cobre, debido a bajo peso del aluminio
reforzado con el alto esfuerzo a la ruptura del acero.
2.- Los cables de aluminio con alma de acero (ACSR) no deben emplearse en zonas de contaminación
fuerte o con atmósfera salobre ni en lugares próximos al mar, ya que los efectos de la corrosión
electroquímica entre los hilos de acero y de aluminio los destruyen rápidamente.
3.- En redes de distribución, el empleo de alambre y cables de aluminio, por lo general, no reporta
ventajas sobre el uso de conductores de cobre, ya que este último tiene un precio de recuperación
(como chatarra) superior al del aluminio.
4.- Los alambres y cables de cobre se recomienda usarlos en líneas de transmisión , sub-transmisión y
distribución de energía eléctrica en zonas con atmósfera salubre (lugares próximos al mar) o bien
donde se tiene una corrosión fuerte.
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Por lo anterior, el material del cable a utilizar en este proyecto será de aluminio reforzado con cable de
acero (ACSR) debido a lo siguiente:
a) El tipo de corrosión se considera ligero por ser un ambiente rural y no tener contacto con áreas
contaminadas.
b) Las ventajas económicas que representan en cuanto a costos inicial y ahorro en cantidad de estructuras
por permitir tramos interpostales mas largos.
c) Debido a que este proyecto se instalara en forma definitiva quedando descartada la posibilidad de
tener la necesidad de recuperar el precio del material como chatarra.
B.- Capacidad de conducción de corriente (ampacidad).
La consideración mas importante en la capacidad de conducción de corriente de las líneas aéreas, es el
efecto del calentamiento del conductor debido al paso de la corriente eléctrica, con la consiguiente
reducción del esfuerzo a la tensión. La mayoría de los conductores empleados para las líneas aéreas son de
temple duro, que operan bajo determinadas condiciones de flecha y tensiones.
Si el calentamiento de los conductores se sostuviera por periodos prolongados de tiempo, existe entonces
un recocido del metal con una disminución del esfuerzo mecánico e incrementando la longitud de este. Por
lo tanto, la ampacidad de dichos conductores esta fijada bajo las condiciones supuestas de operación que
no producirá calentamiento suficiente para dañar las características del mismo.
En la grafica No. 1 Pág. No.24 se representa la capacidad de conducción de corriente para cables de
ACSR. En función del incremento de temperatura del conductor con respecto a la temperatura ambiente.
Como se analizó en el capitulo 2, la potencia a transmitir es de 8500 KVA , por lo tanto la corriente que
circulará por cada conductor será :
I = KVA/(1.73*KV*F.P.)
Por lo tanto para la línea de 115 kv
I = (8,500 KVA)/((1.73)*(115)*0.90)
I = 47.47 Amp.
Por lo anterior y basándonos en la grafica de conducción de corriente para cable ACSR se deduce que por
la corriente calculada puede utilizar el calibre mínimo recomendando, de acuerdo con la grafica No. 1
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FACULTAD DE INGENIERIA MECANICA - ELECTRICA
GRAFICA DE CONDUCCION DE CORRIENTE
PARA CABLE ACSR CALIBRE (AWG-KCM)
GRAFICA 1
ELECTRIFICACION EN 115 KV EN EL AREA
DE SAN ANDRES DISTRITO POZA RICA
23
Características de cables de Aluminio reforzado con Acero.
Uso recomendado.
Se utilizan en líneas aéreas de distribución, transmisión y subestación , de acuerdo con la tabla 1:
CALIBRE
2
1/0
3/0
266.8
336.4
477.0
795.0
900.0
1113.0
BAJA
TENSION 6 KV
X
X
X
X
X
13.2
X
X
X
X
X
23.0
X
X
X
X
X
TENSION EN KV
34.5 69.0 85.0 115.0 230.0
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
400.0
X
X
Tabla No. 1
El calibre 266.8 KCM servirá de enlace para las derivaciones de la línea de 115 KV en cada uno delos 5
ramales., por lo que el calibre 477.0 KCM será el calibre de la línea troncal.
Calculo de tensión en el punto de derivación.
No solamente la capacidad de conducción de corriente es el factor determinante para seleccionar el calibre
del conductor de una línea aérea de transmisión, dicho conductor debe reunir las características necesarias
para obtener una buena regulación al final de la línea, por esta razón se analizara el sistema actual con el
fin de saber si un conductor de ACSR calibre 266.8 KCM cumple con la regulación requerida (menos del
5%) .
Corrección de resistencia por variación de temperatura.
Empleando la formula:
R2 = R1 ( 1 + α( T2 - T1))
Siendo:
R1 = Resistencia a la temperatura conocida (20ª C).
R2 = Resistencia a la temperatura T2 en ohms.
T1 = Temperatura conocida = 20ª C.
24
T2 =Temperatura deseada.
α = Coeficiente de corrección de temperatura.
α = .00393 a 20ºC y 100% de conductividad.
α = .00393 *.9 7= 0.00382 a 20ºC y 97% de conductividad.
La temperatura a que están sometidos los conductores en esa área es de 50º C por lo que se corregirá la
resistencia a este valor.
R2 = 0.0746 ohms/km (1+0.00382*(50-20))
R2 = 0.0831 ohms/km a 50º C y 97 % de conductividad
a) Caída de tensión de la subestación nueva - bocatoma remolino
La corriente en el tramo subestación nueva – bocatoma remolino es:
I = KVA /1.73( KV)( F.P.)
I = (3000 KVA) / ((1.73)*(115)*(0.90)
I = 47.47 Amp.
La resistencia en el tramo de la subestación nueva – bocatoma remolino vale :
Rt = (0.0831 ohms/km) * (5 km) = 0.4155 ohms
La caída de tensión por resistencia es :
V = RI = 0.4155 ohms * 47.47 amp. = 19.72 volts
La reactancia en el tramo de Bocatoma – Remolino es :
X = Xa + Xd
de tablas :
Xa = 0.2774 ohms/km
Para conocer Xd es necesario calcular D.M.G.
La disposición de los conductores es la Figura No 4
3 mts
3 mts
6 mts
Figura No. 3
25
DMG = 3 √3 x 3 x 6 = 3.779 m
De tablas :
Xd = 0.187 ohms/km
X = Xa + Xd = 0.2774 + 0.187 = 0.4644 ohms/km
X = (0.4644 ohms/km) (5 km) = 2.3220 ohms
La caída de tensión total será :
e = I (R Cos Φ + X Sen Φ )
el factor de potencia es de 0.90 atrasado por lo que sustituyendo valores :
e = 47.47 ( 0.4155*0.9 + 2.3220*0.4359)
e = 65.79 volts
Voltaje en Bocatoma Remolino :
V = 115 000/√3
V = 66,395 volts al neutro
V bocatoma-remolino = 66,395 – 65.79 = 66,329.21 volts
V bocatoma-remolino = 66,329.21 * √3 = 114,885.56 volts
b) caída de tensión hasta el campo San Andrés II
La corriente que circula por este tramo será :
ISAN ANDRES II = 500 KVA/ (√3 * 114.88556 * 0.90 )
ISAN ANDRES II = 2.7920 Amp.
Como es del mismo tipo de cable se tiene que :
R = 0.4155 ohms/km
X = 0.4644 ohms/km
Longitud del tramo = 1 km
26
Rt = 0.4155 ohms/km * 1 km = 0.4155 ohms
Xt = 0.4644 ohms/km
e = I (R Cos Φ + X Sen Φ )
e = 2.7920 amp. ( 0.4155 * 0.90 + 0.4644 * 0.4359 )
e = 1.61 volts
El voltaje en la derivación al campo San Andrés II será:
V = 114,885..56/ (√3)
V = 66,329.21 volts
VSAN ANDRES II = 66329.21 – 1.61 = 66,327.60 volts
Ventre líneas = 66,327.60 * (√3) = 114,882.77 volts
c) la corriente en el tramo al Campo San Andrés I será :
ISAN ANDRES I = 1,500 KVA/ (√3 * 114.88277 * 0.90 )
ISAN ANDRES I = 8.3762 Amp.
Como es del mismo tipo de cable se tiene que :
R = 0.4155 ohms/km
X = 0.4644 ohms/km
Longitud del tramo = 1 km.
Rt = 0.4155 ohms/km * 1 km = 0.4155 ohms
Xt = 0.4644 ohms/km
e = I (R Cos Φ + X Sen Φ )
e = 8.3762 amp. ( 0.4155 * 0.90 + 0.4644 * 0.4359 )
e = 4.8280 volts
El voltaje en la derivación al campo San Andrés I será:
V = 114,882.77/ √3
V = 66,327.60 volts
VSAN ANDRES I = 66327.60 – 4.8280 = 66,322.77 volts
Ventre lineas = 66,322.77 * √3 = 114,874.40 volts
27
d) La corriente en el tramo de los campos Hallazgo I y II será :
IHALLAZGO I Y II = 500 KVA/ (√3 * 114.87440 * 0.90 )
IHALLAZGO I Y II = 2.7923 Amp.
Como es del mismo tipo de cable se tiene que :
R = 0.4155 ohms/km
X = 0.4644 ohms/km
Longitud del tramo = 1 km.
Rt = 0.4155 ohms/km * 1 km = 0.4155 ohms
Xt = 0.4644 ohms/km
e = I (R Cos Φ + X Sen Φ )
e = 2.7923 amp. ( 0.4155 * 0.90 + 0.4644 * 0.4359 )
e = 1.61 volts
El voltaje en la derivación a los campos Hallazgo I y II será:
V = 114,874.40/ (√3)
V = 66,322.76 volts
VHALLAZGO I Y II = 66322.76 – 1.61 = 66,321.15 volts
Ventre líneas = 66,321.15 * (√3) = 114,871.61 volts
Por lo que, la caída de tensión es de 128 volts que representan el 0.11 % muy por debajo del limite
establecido del 5 % máximo.
Cálculo del ramal de línea a campo San Andrés
Las características nominales para el calculo son las siguientes:
CAPACIDAD DE LA LINEA :
VOLTAJE DE TRANSMISION :
FACTOR DE POTENCIA :
FRECUENCIA :
LONGITUD :
Nº DE CIRCUITOS :
8,500 KVA
114,871.61 KV
0.90 ATRAZADO
60 CICLOS / SEG.
9 KM
1 CIRCUITO
28
Con estos datos podemos calcular las características eléctricas del tramo de la línea considerando que para
que funcione eficazmente, las perdidas eléctricas sean pequeñas y que la regulación no pase del 5% como
máximo. Al seleccionar el conductor adecuado es necesario tener presente 2 aspectos importantes:
El primero es que el conductor debe tener capacidad para transportar determinada cantidad de amperes sin
que se produzca un sobrecalentamiento excesivo, el segundo es aquél seleccionado con las características
físicas de conductor, este debe tener una resistencia mecánica suficiente para soportar los esfuerzos a los
que estará sometido cuando sea instalado en las estructuras y que soporte además las condiciones
climatològicas propias de la región. Para calcular la cantidad de amperes que circulará por la línea, esto se
calcula de acuerdo a la carga y el voltaje de llegada a la subestación reductiva, empleando la formula
siguiente:
I = KVA /√3 ( KV)( F.P.)
I= 8,500 KVA / ( √3 * 114.87161 * 0.90 )
I = 47.47 amps.
De acuerdo con lo anterior el cable a utilizar tiene las siguientes características. Cable de aluminio con
refuerzo de acero(ACSR) desnudo, concéntrico, formado de 33 hilos (26 AL,7 ACERO)
CALIBRE :
CAPACIDADEN AMPERES :
RESISTENCIA OHMICA :
DIAMETRO :
SECCION TRANSVERSAL :
PESO :
CARGA DE RUPTURA
266.8 KCM
610 Amp. Máximos tomando una sobre
elevación de temperatura de 25º C.
0.1226 OHMS/KM A 50º C.
3.1928 mm
8.0064 mm2
1,386 Kg/Km
6,141 Kg
Para nuestro caso, emplearemos una disposición asimétrica de la siguiente forma :
3 mts
3 mts
6 mts
La figura muestra la separación entre centros de conductores.
El código nacional eléctrica, especifica una separación entre conductores de 127 cm con una flecha de 2
mts. En un claro de 100 mts a 16º C y sin viento. Por otro lado señala la necesidad de proveer un espacio
29
suficiente para subir arreglar algún desperfecto, en voltajes arriba de 15000 volts prevé una distancia de 90
cm como mínimo a la parte viva.
Tomando en cuenta lo anterior y considerando que las estructuras están formadas por dos postes de
concreto, soportará las crucetas por los extremos, optamos por elegir una separación entre conductores de
3 mts. Debido a las características de la línea, esta se considera como una línea corta, es decir, que el valor
de la capacitan cía es muy pequeño, por lo que se introduce un error insignificante en los cálculos al
despreciar el efecto de dicha capacitan cía, por lo cual la línea puede considerarse como una simple
impedancia concentrada y constante cuyo valor es de cada fase.
Z = R + JX
CARGA : 8,500 KVA
Eg
Ec
3 FASES, 60 Hz, F.P.= 0.90
ATRASADO
Figura No.4
Ec
ZI
XI
Eg
Φ
RI
El diagrama vectorial de la Figura No 6 muestra la
corriente a plena carga.
De la línea con un Angulo Φ de atraso con
respecto al voltaje de llegada en la carga, en fase
con la corriente se encuentra la caída por
resistencia, a 90º la caída por reactancia y la suma
de estas dos caídas, forma
la caída por
impedancia.
Figura No.5
Para este caso. No conocemos el voltaje al final (Ec).Para calcular la corriente que está tomando la carga,
por lo que resolvemos el problema suponiendo un determinado voltaje de llegada, con esto se calculan
las perdidas, y si sumando el voltaje supuesto las perdidas obtenidas resulta igual al voltaje en el extremo
de partida, quiere decir que el voltaje supuesto es correcto.
Así se tiene :
Conocido el voltaje al principio del ramal de la línea, o sea 114,871.61 volts, suponemos un voltaje al
final de 114.730 volts.
30
Ic = 8,500 KVA/ (2√3 * 114.87161 * 0.90 )
Ic = 47.47 Amp.
R = 0.1340 ohms/km
X = (0.2968 + 0.1870) ohms/km = 0.4838 ohms/km
Longitud del tramo = 9 km.
Rt = 0.1340 ohms/km * 9 km = 1.2060 ohms
Xt = 0.4838 ohms/km * 9 km = 4.3542 ohms
e = I (R Cos Φ + X Sen Φ )
e = 47.47 amp. ( 1.2060 * 0.90 + 4.3542 * 0.4359 )
e = 141.62 volts
Comprobando que el voltaje supuesto al final de la línea es correcto.
VB = (Vc + e ) * √3
Vc = 114,871.61 / √3 = 66,321.15 volts
VB = ( 66,321.15 + 141.62 ) * √3 =66,462.77 * 2√3
VB = 115,116.89
Y la regulación será, tomando en cuenta como referencia desde el punto de generación :
%R = ( Voltaje en el Generador - Voltaje en el Receptor ) x 100
Voltaje en el Receptor
%R = (115,000 - 114871.61) x 100 / 114871.61 = 0.11%
%R = 0.11%
Calculo mecánico del conductor.
El calculo mecánico de la línea lo haremos basándonos en que el conductor se forma, al ser suspendido
una parábola, ya que es mas sencillo de tratar que la catenaria y además no se permitirá claros muy
grandes, por lo que casi se confunden la catenaria y parábola.
31
Las características mecánicas del conductor CAL.3/0 de ACSR son las siguientes:
CALIBRE :
266.8 KCM
610 Amp. Máximos tomando una sobre
elevación de temperatura de 25º C.
0.1226 OHMS/KM A 50º C.
3.1928 mm
8.0064 mm2
1,386 Kg/Km
6,141 Kg
CAPACIDAD EN AMPERES :
RESISTENCIA OHMICA :
DIAMETRO :
SECCION TRANSVERSAL :
PESO :
CARGA DE RUPTURA
Distancia en línea recta supuesta entre soportes a cada 100 mts.
Las condiciones más desfavorables en este lugar son 0º de temperatura y 100 km /hora . de velocidad del
viento no se considerara carga de hielo debido a que no se presenta esta condición en el lugar, por lo que
para conocer la forma resultante que actúa sobre los soportes se toma en cuenta el siguiente diagrama de
cuerpo libre :
Wv
Diagrama 2
Wc
Siendo :
Wv = Fuerza del Viento
Wc = Peso del Cable
Wh = Peso del Hielo
Wr = Fuerza Resultante
Wh
Wr
Del análisis de este diagrama se obtiene que : Wr = √((Wc + Wh)2 + Wv2 )
De mecánica se sabe que la presión dinámica producida por el viento sobre una superficie se obtiene
como :
P = V2/2g Kf * Kl (Kg/m2)
Donde :
P = presión dinámica producida por el viento (Kg/m2)
Q = peso del aire por unidad de volumen = 1.225 Kg/m3
g = aceleración de la gravedad = 9.81 m/s2
Kf = constante que depende de la forma de la superficie (para cables Kf = 1.45 )
Kl = constante que depende del claro (para el caso particular de lineas de transmisión,
Kl = 0.55
V = Velocidad del viento ( m/s)
32
Por lo que la expresión queda como :
P = ( 1.225 * 282 * 1.45 * 0.55 ) / (2 * 9.81)
P = 39.04 Kg/m2
Por lo que la fuerza del viento queda como :
Wv = (39.04 Kg/m2 * 0.0032 ) =0.1249 Kg/m
El peso del cable es : 1,386 Kg/km
El peso total será :
Wr = 2√((1.386)2 + ( 0.1249 )2
Wr = 1.3916 Kg/m
La flecha en función del claro, tensión en los apoyos y carga en el conductor, considerando que la curva
forma una parábola, se calcula mediante la siguiente formula :
f = WD2/(8H)
La componente horizontal de la tensión (H) se toma como un valor del 35 al 40 % para cable de aluminio
con alma de acero y de 40 al 45 % para cable de cobre del valor de la ruptura, por lo tanto:
H = 0.40 * Ruptura
H = 0.40 * 6,141 Kg
H = 2,456.40 Kg.
Sustituyendo los valores en la ecuación de la flecha, se tiene :
f = (1.3916 kg/m )*(100 m )2/( 8 * 2,456.40 Kg )
f= 0.7082 m
la longitud del conductor será :
S = D + 8f / 3D
S = 100 m + 8*0.7082 / (3 * 100 )
S = 100.0189 mts
Con el perfil del terreno por donde pasará la línea, dibujando a una escala vertical de 1:400 y una escala
horizontal de 1:4000 se obtiene una representación exagerada de los accidentes del terreno. Eligiendo un
33
claro de 100 m y la flecha máxima según lo calculado anteriormente de 0.6239 m, se traza una plantilla
siguiendo los valores dados por la ecuación :
Y = 4 fm / L2 * X2
En la cuál FM es la flecha máxima y L el claro para la cuál la flecha es máxima.
Dando valores a X de 5 hasta 100 m de claro se obtienen los siguientes valores para Y
Y = 4 * 0.7082 / 1002 * X2
Y = 0.0003 X2
X
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Y
0.0075
0.0300
0.0675
0.1200
0.1875
0.2700
0.3675
0.4800
0.6075
0.7500
X
55
60
65
70
75
80
85
90
95
100
Y
0.9075
1.0800
1.2675
1.4700
1.6875
1.9200
2.1675
2.4300
2.7075
3.0000
Tabla No 2
Con estos valores se traza una plantilla la cuál resulta una parábola cuya distancia mínima a tierra será de
8 m (según normas de PEMEX).Para calcular la altura de los postes de concreto, se toman en
consideración, la flecha máxima, la distancia mínima a tierra, el empotramiento de dicho poste y la
distancia libre a la cruceta para soportar la bayoneta del hilo de guarda.Considerando las siguientes
medidas se tiene :
Flecha máxima :
Mínima a tierra :
Parte superior a crucetas :
Profundidad de anclaje :
Total :
0.7082 m
8.0000 m
1.2000 m
1.8000 m
11.7082 m
Por lo que utilizando postes normalizados de 13 m de altura es suficiente para llenar los requisitos
anteriores.
34
Localización de estructuras.
Sobre los planos de los perfiles del terreno por donde debe de pasar la línea y por medio de una plantilla
hecha en mica, se procede a localizar los centros de las estructuras. La plantilla se coloca teniendo cuidado
de que el eje vertical de esta, este paralelo con el eje vertical del plano de perfiles, de igual modo los ejes
horizontales.
Plantilla
Terreno
accidentado
La figura No. 6 muestra la forma de
colocar la plantilla sobre un accidente de
terreno, donde la curva de distancia
mínima a tierra corte el perfil del terreno,
se debe situar una estructura.
Nivel de Aislamiento de la Línea.
El funcionamiento de una línea de transmisión depende en gran parte de su aislamiento, por lo tanto, se
deben de considerar dos aspectos fundamentales :
1.- Aislamiento entre conductores. En los casos de líneas aéreas este aislamiento lo constituye el aire y es
necesario conservar como mínimo las distancias fijadas por La Norma Oficial Mexicana NOM-001SEMP-1994 en su tabla 2202.2 a.1) separación horizontal mínima entre conductores, del mismo o
diferente circuito, en sus soportes fijos que establece que :
Para tensiones de 50 a 814 KV la separación mínima, en cm debe ser de 72.5 cm más 1.0 cm. Por cada
KV en exceso de 50 KV.
Cuando se utilicen aisladores de suspensión con movimiento libre, la separación entre conductores debe
aumentarse lo necesario para que, al inclinarse una cadena de aisladores hasta formar un Angulo de 30°
con la vertical, la separación no sea menor que la antes señalada.
2.- Aislamiento entre conductor y tierra. Este aislamiento es proporcionado por los aisladores, que son
construidos con vidrio, pasta y porcelana. para líneas de transmisión, los aisladores de vidrio solo son
recomendados si están fabricados con vidrio especial resistente al calor, tal como el pirex, la porcelana
eléctrica de alta confiabilidad (producto cerámico obtenido por la vitrificación a altas temperaturas de
una mezcla de arcilla, feldespato molido fino y sílice), de composición química apropiada, libre de
escamas y grietas, huecos y de esfuerzos interiores originados en el enfriamiento, es el dieléctrico
35
apropiado para el aislamiento de líneas de alta tensión. Actualmente se usan aisladores tipo alfiler en
líneas de hasta 34.5 KV y para tensiones mayores se usan los aisladores de cadena o suspensión. El
aislador de cadena esta formado por varias piezas uniformes, cuyo numero depende de la tensión
respectiva de servicio. Esta disposición facilita el montaje cómodo y un rápido cambio de las piezas
defectuosas. También es posible con este tipo aumentar el numero de elementos de cada cadena. La
resistencia a la perforación del dieléctrico es mayor en los aisladores de cadena, por la alta tensión de
descarga que se requiere para conseguirlo, ya que esta aumenta casi en proporción al número de
elementos de la cadena. La mayor distancia que existe entre el conductor y el punto de fijación a la
estructura hace más difícil que se produzcan cortocircuitos ocasionados por las aves, ramas, u otros
objetos. Tomando en cuenta las ventajas anteriores, se utilizaran cadenas de aisladores en la línea de
referencia partiendo de los siguientes datos
Tensión de la línea = 115 KV ; Altitud sobre el nivel del mar = 50 mts.
Presión barométrica = 74.2 cm. e Hg. ; Temperatura máxima = 50° C.
De acuerdo a la siguiente tabla el nivel básico de impulso(NBI) al nivel del mar y a la temperatura de 25°
C para 115 KV es de 550 KV. Para corregir el nivel de aislamiento al impulso por la altitud, se toma en
cuenta la densidad del aire que para este caso es δ = 0.90
“ Niveles de aislamiento en KV y tensión de flameo en seco, según la tensión nominal
de la línea en KV.”
NOMNAL ( KV )
NIVEL ( KV )
FLAMEO ( KV )
2.5
45
20
5
60
--7.2
--40
8.7
75
--11.0
95
55
15.0
110
--23.0
150
75
35.0
200
100
46.0
250
125
69.0
350
175
92.0
450
--115.0
550
315
138.0
650
390
161.0
750
445
196.0
900
--230.0
1050
640
287.0
1300
--345.0
1550
--FUENTE : LINEAS E INSTALACIONES ELECTRICAS
AUTOR : LUCA MARTÍN CARLOS
Tabla No..3
EDICIÓN : 1994
36
NBI50 MTS = NBISNM / δ
NBI50 MTS = 550 KV / 0.90
NBI50 MTS = 611.11 KV
Pasando este valor a la siguiente tabla tenemos :
“Tensiones de flameo con impulso, de discos de 254 x 146 mm según el numero de
discos en la cadena.”
NUMERO
KILOVOLTS
3
350
4
450
5
550
6
600
8
750
10
930
12
1100
14
1250
16
1400
20
1700
FUENTE: LINEAS E INSTALACIONES ELECTRICAS
AUTOR: LUCA MARTÍN CARLOS
EDICIÓN: 1994
Tabla No. 4
Se elige el inmediato superior, por lo que la cadena estará formada por 8 piezas.
Las características de los aisladores son las siguientes :
DIMENSIONES :
RESITENCIA :
FLAMEO EN SECO :
FLAMEO EN HUMEDO :
DISTANCIA DE FUGA :
DISTANCIA DE FLAMEO EN SECO :
DISTANCIA DE FLAMEO EN HUMEDO :
PESO POR 100 PIEZAS :
EMPAQUE NORMAL :
254 X 146 mm
6818 Kg.
80 KV
50 KV
305 mm
206.3 mm
107.9 mm
567 Kg.
6 pzas.
Protección contra rayos.
El nivel de aislamiento de la línea es suficiente para las causas de origen y aun para las descargas
exteriores de cierta intensidad, generalmente se protege de la línea corta sobre tensiones de origen externo
por medio de cables de guarda. Estos cables son acero galvanizado, variando los diámetros de 3/8” a 5/16
y tiene un Angulo de blindaje de 30º.El cable de guarda se coloca perfectamente encima de los cables
conductores y se conecta a tierra a cada una de las torres. Actúa principalmente de tres formas:
37
A) Aumenta la capacidad de la línea con tierra, y por lo tanto la tensión disminuye ya que el potencial es
inversamente proporcional a la capacitan cía.
B) Disminuye las cargas inducida por la nube en la línea de potencia.
C) Al descargar la nube las cargas negativas en el cable (suponiendo que la carga de la nube es positiva)
va a tierra y son sustituidas por cargas positivas para formar con las negativas de l conductor un campo
electromagnético de la capacidad y baja inductancia. La máxima protección del cable de guarda se obtiene
cuando el cable tiene una amplia comunicación con tierra . En caso contrario su efecto es nulo o
contraproducente. Cuando los rayos son directos entre nube y tierra , la sobre tensión llega a su valor mas
alto y se forman arcos de fase a tierra en todos los conductores. Se establece una corriente transitoria de
gran intensidad entre los conductores y tierra para dar salida al exceso de carga positiva. Los pararrayos de
línea de las estructuras cercanas, contribuyen a que se descargue la línea, pero generalmente están muy
lejos eléctricamente y existe demasiada inductancia y resistencia de por medio de tal modo que no es
posible que se lleve a cabo la descarga a través de dicho pararrayos.
El cable de guarda bien situado y conectado a tierra ofrece las siguientes ventajas:
a) Puede ser el único conductor de la línea tocado por la descarga.
b) La mayor parte de la corriente transitoria es conocida por el cable de guarda y existe por lo tanto una
disminución considerable de la sobre tensión.
c) Los arcos a tierra se forman entre los conductores de transmisión y el cable de guarda, más o menos
lejos de los aisladores y sin peligro para estos.
Es imposible evitar que un rayo directo produzca arcos a tierra en todos o partes de los conductores de
potencia; esto produce la destrucción de los aisladores y cortan los conductores fundiendo incluso las
torres y haciendo, pedazo los postes. Los dispositivos usados para protección contrarios indirectos
ofrecen cierta seguridad contrarrayo directos de cierta magnitud pero ninguno puede soportar las cargas
mas poderosas sin destruirse. La conexión a tierra del cable de guarda se muestra la figura No.7
3
1
1.- Conector para varilla de tierra Estándar
2.- Varilla para tierra Copperweld de 3 mts.
de longitud x 3/8” de diámetro.
2
Plantilla
Plantilla
3.- Conductor de cobre desnudo semi-duro n°
4 awg.
38
2.4.3.3 CALCULO MECANICO DE LOS CONDUCTORES.
Para hacer este calculo nos basaremos en el estudio de la catenaria, curva cuya ecuación es la siguiente:
Y
b / h(e x / y e x / h
La catenaria es la curva que forma un hilo de peso uniforme suspendido por sus extremos, que se alinean
en la misma horizontal como se aprecia en la figura. De la ecuación anterior h= T/p, en la que T= es la
tensión en el punto mas bajo del conductor, y p= la carga por metro de hilo, incluyendo el peso propio y la
sobre carga. Si desarrollamos en serie la ecuación anterior tendremos:
Y
h1
X2
2h2
X4
......
4h4
La relación T/p tiene un valor elevado porque “p” es pequeño en comparación con “T” y “h” aparece en
los diversos términos de la serie en el denominador y con potencias crecientes; por lo tanto puede
prescindirse, sin error de importancia, de los termino de la serie a partir de del tercero, por lo que la
formula quedaría :
Y
1
X2
2h2
h
X
2h
Esta es la ecuación de una parábola ,pero f = Y-h = X2/2h, y como X = a/2, y h = T/ p , resulta:
f
X2
2h
a2 p
.
4 2T
a2 p
, siendo:
8T
f = flecha del hilo en metros.
a= longitud del claro en metros.
p = peso y carga de un metro de hilo en kilogramos.
T = tensión en kilogramos del hilo, en el punto de flecha máxima.
Por otra parte, T = s .t , siendo s la sección en mm2 y t la tensión especifica en kg /mm2
La longitud de la curva ADB es:
8f 2
1=a+
3a
a3 p 2
a
24T 2
La tensión T1 del hilo en los amarres es mayor que T y ambas tensiones están ligadas por la relación:
T1-T=p.f
El valor p.f generalmente es pequeño, en virtud de que en líneas áreas la flecha es inferior al 2% de la
longitud del claro correspondiente, por lo tanto, podemos considerar que T= T1, es decir, que la tensión
39
presente en los diversos puntos de la curva es igual. Para claros de 300 mts o menos es apropiado usar la
ecuación de la parábola pero para claros mayores es conveniente usar la ecuación de la catenaria. La
temperatura tiene gran influencia sobre los conductores, ya que al aumentar, aumenta así mismo la
longitud del conductor y ,por ende, la flecha, disminuyendo contrariamente la tensión t.
Al disminuir la temperatura, disminuye la flecha y aumenta la tensión. Dado que los conductores están
sometidos a la acción del viento, se produce en ellos una sobre carga que equivale a un aumento del peso
propio incrementándose también la tensión. Debe tomarse en consideración todo lo expuesto para el
montaje de una línea aplicando a los conductores una tensión inicial tal que, posteriormente con sobre
cargas y por variaciones de temperaturas su comportamiento ofrezca las máximas condiciones de
seguridad.
A continuación veremos la ecuación del cambio de condiciones, en la que figura los valores de las
extensiones inicial y final, debida esta a las sobrecargas y variaciones de temperaturas; las temperaturas
extremas a que se hallan sometido los conductores; el coeficiente de alargamiento del metal del conductor
(por metro de longitud y esfuerzo de 1kg/mm2);el coeficiente de dilatación del material considerando
(por metro de longitud y un grado centígrado),y los pesos por metro del conductor con sobre carga y sin
ella.
sa2 p12
2 A T12
2
2
T T2
s
2
1 T1
sa2 2
p
24 2
Siendo : T2= tensión inicial del conductor en Kg. ; T1= tensión (en Kg.) del conductor al cambiar las
condiciones (estudio final);
2=
temperatura en grados centígrados en el estado inicial;
3=
temperatura
en grados centígrados en el estado final; a= claro a metros; s= sección del conductor en mm2; p2= carga
del conductor peso sobre carga en el estado inicial ; p1= carga del conductor (peso y sobre carga) en estado
final; = coeficiente de dilatación del metal;
=coeficiente de alargamiento del metal;
=1/E mm2/kg ,
y E= modulo de elasticidad.
El peso del conductor con la sobre carga se obtiene multiplicando la sección por la densidad y por un
coeficiente proporcional al valor de dicha sobre carga es decir:
P2
P1
XsX10 3 Xm2
(estado inicial) , (estado final)
3
XsX10 Xm1
m1 y m2 son los coeficientes de sobrecarga respectivos
40
Por otra parte, tenemos que:
T2
t
s 2
t2
T1
s
Sustituyendo estos valores y los de p en la ecuación original ,tenemos:
t22 Xs t2 Xs
sa2 Xm12
24
2
Xs2 X10 6
t12 Xs2
s
2
1
t1s
sa2
X
24
2
Xs2 X10 6 Xm22
Al dividir ambos miembros entre s3, se elimina la s, quedando:
2
X10 6 a2m12
X 2
24
t1
t22 t2
2
2
t1
1
X10 6
Xa2m22
24
Desarrollando:
2
X10 6
24
t22 t2
Ay
A
a 2m12
t12
B
B
tendremos:
2
1
t1
AXa2 Xm22
De esta formula se deduce t1 en kg/mm2 , lo que nos permitirá calcular las flechas en las diversas
hipótesis que se consideren. Tomemos como ejemplo una línea de transmisión con cable ACSR de
300MCM-26 hilos de aluminio y 7 de acero.
Diámetro... 17.28mm
Área...........1.767cm2= 176.7 mm2
Peso............0.6105kg/m
Modulo de elasticidad........78*104 Kg/cm2
Tensión de ruptura.............5690Kg
Coeficiente de dilatación lineal......(símbolo)19*10-6 /0 C
Altitudes y carga de hilo.- El trazo de la línea tiene una altitud media de 150 mts sobre el nivel del mar, el
punto más bajo de la misma es de 10 mts y el más alto de 550 mts, ambos sobre el nivel del mar. No habrá
carga de hilo.
Presión del viento.
a) En los cables. Se considera que en los cables de guarda y en los conductores hay un presión máxima
de 45 Km por metro cuadrado sobre el arrea proyectada de los cables
b) En las torres. Debe considerarse que el viento produce una presión máxima de 100 Kg. por metro
cuadrado sobre 1.5 veces el área proyectada de una cara de la torre.
41
Tensión máxima de trabajo.
3.77x10 3 g / cm3
En los conductores. La tensión máxima de trabajo es de 2400 Kg., aproximadamente 42.42% de la carga
de ruptura, por lo que el coeficiente de seguridad vale 5690/2400=2. 37
Temperaturas y distancias mínimas al piso. La temperatura mínima es de cero grados centígrados. La
temperatura máxima es de 50 grados centígrados. La distancia mínima al piso, con temperatura de 16
grados centígrados debe de ser de 6.84 mts (reglamento de obras e instalaciones eléctricas, capitulo VIII,
articulo 44)
= es la densidad del metal del conducto(cable ACSR)
De a cuerdo con la formula (1,) calculemos los valores de A Y B
2
A
24
3.772 X106
24X1/ 7800
Ya dijimos que:
1
E
siendo: E =7 800 Kg/m2
14.21x10 6
0.00463
24 / 78000
B=
=
19x10 6
0.148
1/ 7800
La tensión especifica máxima vale: 2400/176.7=13.55 Kg/mm2
El caso mas favorable se presenta cuando se ejerce la presión del viento que, es de 45 kg/m sobre el área
proyectada de los cables a una temperatura de cero grados centígrados.
El viento ejerce una presión perpendicular a la fuerza que representa el peso propio del conductor por lo
que la resultante de estas dos fuerzas es la hipotenusa de un triangulo rectángulo.
45x0.01728=0.7776kg/m
El peso del conductor, como dijimos, es de 0.6105 kg/m , luego , el peso resultante es :
G
0.77762
0.61052 = 0.9773 =0.989kg/m
42
El coeficiente de sobrecarga tiene un valor de:
0.989/0.6105=1.61
El otro coeficiente es igual a la unidad, ya que corresponde al cociente que resultara de dividir
0.6105/0.6105 (sin sobre carga)
2.4.4 DISEÑO DE LA SUBESTACIÓN ELECTRICA.
2.4.4.1 Calculo y selección de equipo de transformación.
Un transformador es una máquina eléctrica estática, la cual por inducción electromagnética transfiere
energía eléctrica de un circuito primario a un circuito secundario a la misma frecuencia y cambiando
normalmente los valores de tensión y de corriente.El transformador es la parte más importante de una
subestación eléctrica, ya sea por la función que representa de transferir la energía eléctrica de un circuito a
otro , o bien por su costo con relación a las otras partes de la instalación .
Para seleccionar el tipo de transformador a usar, se estudiara la clasificación de estos para ir seleccionando
aquel mas adecuado para este tipo de instalación.
La clasificación de transformadores es la siguiente:
I. Por su tipo de enfriamiento.
Por su número de fases.
I.- Por su tipo de enfriamiento.
Existen las siguientes clasificaciones:
TIPO OA; TIPO OA /FA; TIPO FOA; TIPO OA/FA/FOA ; TIPO OW; TIPO AA
Tipo OA: Son transformadores sumergidos en aceite, mineral con enfriamiento propio (auto enfriable).En
transformadores de mas de 50 kva. Se emplean radiadores o tanques corrugados, para capacidades
mayores de 300 KVA, los radiadores pueden ser de tipo desmontables.
Tipo OA/FA: Transformador sumergido en aceite con enfriamiento propio por medio de aire reforzado.
Consiste en un transformador tipo OA con adición de ventiladores.
Tipo FOA: Sumergido en aceite con enfriamiento a base de aceite forzado y aire forzado .Operan
simultáneamente las bombas de circulación del aceite y los ventiladores.
43
Tipo OA/FA/FOA: Sumergido en aceite auto enfriado, enfriado por aire forzado y enfriado por aceite y
aire forzado.
Es un transformador tipo OA con dos pasos de enfriamiento; primero el FA (ventiladores de enfriamento)
incrementándose la capacidad del transformador en u 25% aproximadamente y el segundo FOA donde
actúan las bombas de circulación del aceite, incrementándose la capacidad en otro 25%.
Tipo OW: Sumergido en aceite y enfriado con agua, con ese tipo el agua de enfriamiento se conduce
serpentines, los cuales están en contacto con el aceite del transformador.
Tipo AA: Estos transformadores tienen parte activa en contacto directo por un medio aislante gaseoso (por
lo general aire). Estas maquinas se construyen para potencias de hasta algunos KVA y con tensiones que
normalmente no exceden a la clase 15KV por lo que su empleo es reducido casi a los servicios auxiliares
de algunas otras instalaciones.
Al escoger el transformador se debe tomar en cuenta las ventajas y desventajas de cada uno.
El tipo AA: queda ampliamente descartado por ser transformadores para servicios auxiliares.
Para seleccionar entre los de más tipos, debe tomarse en cuenta el consumo de energía de los dispositivos
de refrigeración junto con el costo de todo el equipo , además de agregar un costo por operación y
mantenimiento, así el transformador
que utiliza ventilación y/o circulación forzada representa el
inconveniente debido a los costos de operación y mantenimiento, en cambio, el auto enfriamiento (Tipo
OA) sin ventiladores ni bombas no consume energía en auxiliares y el mantenimiento es mínimo, por lo
cual este será el tipo seleccionado por este estudio.
II.-Por su número de fases.
Existen las siguientes clasificaciones:
Monofásico; Trifásico.
Debido a que la carga que alimentara será de motores de inducción trifásicos necesariamente deberá ser
un transformador trifásico.
En años anteriores se
dio preferencia en subestaciones a los bancos trifásicos formados por
transformadores monofásicos debido a que se le atribuyen las razones siguientes: En caso de falla de un
transformador, el banco seguirá funcionando con el 58 % de su potencia total.
El peso, dimensiones de dificultades de transporte son menores para unidades monofásicas que para una
trifásica de la misma capacidad.
Estas razones contribuyeron a que se diseñara las subestaciones de esta forma. Pero actualmente la
técnica de diseño y construcción de transformadores a avanzado considerablemente de tal modo que los
transformadores trifásicos han disminuido de peso y dimensiones, su seguridad es mayor y las
44
posibilidades de fallas por rayos, sobre tensiones de origen interno o por sobre cargas, son tan remotas por
contar con dispositivos de control y protección muy eficientes, que prácticamente es posible no contar con
una reserva.
Por todas las consideraciones anteriores el tipo trifásico en la actualidad es el que se esta empleando,
además de su instalación y mantenimiento son sencillos.
2.4.4.1 CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR.
En el cálculo de la potencia necesaria para alimentar los motores de las unidades de bombeo mecánico,
que se analizo el capítulo II, se encontró una potencia de 2460KVA por lo tanto, el transformador deberá
tener esta potencia o la próxima superiores que existen en el mercado para el caso muy particular de la
zona San Andrés, como se estudio en el capítulo I, este proyecto se llevara a cabo en dos etapas, en la
primera etapa se electrificaran las subestaciones BOCATOMA-REMOLINO (3,000 KVA), SAN
ANDRES I y II (2,000 KVA), HALLAZGO I y II (500 KVA) y la carga a futuro (3,000 KVA)
Voltajes nominales.
Los voltajes nominales que se utilizaran en esta subestación serán: 115 KV para alta tensión y 13.2 KV
para baja tensión, con conexión delta en alta tensión y estrella en baja tensión.
Como se indica en la figura No.8
Por lo anterior, las características generales de los transformadores serán:
Numero de unidades :
Capacidad Nominal :
Voltajes nominales :
Numero de fases :
Clase de enfriamiento tipo OA :
Frecuencia :
Impedancia :
Altura de operación :
4
500,1500,3000 KVA
115 / 13.2 KV
3
( Auto enfriado)
60 cps.
7.08% (Impedancia típica proporcionada por fabricantes).
1000 mts
45
FACULTAD DE INGENIERIA MECANICA - ELECTRICA
DIAGRAMA UNIFILAR A 115 - 13.2 KV
Fig. 8
ELECTRIFICACION EN 115 KV EN EL AREA
DE SAN ANDRES DISTRITO POZA RICA
46
2.4.4.2 CALCULO Y SELECCIÓN DEL INTERRUPTOR DE POTENCIA.
En el caso concreto del que estamos tratando, será necesario instalar equipo de interrupción tanto en la
derivación del ramal de 115 KV como a la llegada de la subestación a los transformadores, por lo cual
tomando en consideración que el sistema de alta tensión de 115 KV será protegido por el interruptor de la
subestación nueva; en las derivaciones se colocaran cuchillas en operación en grupo, pero a la llegada de
la subestación será necesario instalar un interruptor en aceite, considerando la necesidad de una rápida
operación en caso de falla de algún transformador , para eliminar alguna reparación costosa, por estar este
mismo, sometido a una falla prolongada, además de que el departamento de mantenimiento de
instalaciones cuenta con un interruptor de potencia disponible de cuyas características se hablan más
adelante.
Las cuchillas de operación en grupo son dispositivos de maniobra capaces de interrumpir en forma visible
la continuidad de un circuito, pueden ser maniobrables bajo tensión, pero en general sin corriente ya que
poseen una capacidad interruptiva casi nula.
Los tipos de cuchillas de operación en grupo posible de analizar son los siguientes:
a) Cuchilla tripolar giratoria.
b) Cuchilla desconectadora de operación vertical.
Cuchilla desconectadora tipo pantógrafo.
a) Cuchilla tripolar giratoria.
Estas pueden tener un perno control, o bien con interrupción doble, son utilizadas en sistemas de alta
tensión con corriente hasta de 2000 amperes.
b) Cuchilla desconectadora de operación vertical.
En estas cuchillas se tiene un giro del orden de 110 grados de la columna central del aislador, la apertura
se realiza en dos tiempos por medio de un giro de 60 grados de la cuchilla (navaja) que gira sobre su
propio eje y un movimiento vertical en forma propia. Los puntos de contacto son antihelio y a prueba de
contaminación.
c) Cuchilla desconectadora tipo pantógrafo.
Se construyen en general del tipo monopolar, siendo su elemento de conexión del tipo pantógrafo de
donde viene su nombre, el cierre del circuito se obtiene levantando el contacto móvil que se encuentra
47
sobre el pantógrafo conectándose al contacto fijo que se monta sobre el cable o sistema de barras de la
subestación, su empleo es importante en las subestaciones en donde se dispone de poco espacio para la
subestación, y por otro lado presenta la ventaja de que pueden ser inspeccionadas sin poner fuera de
servicio esa parte de la instalación.
Los tres tipos anteriormente mencionados se apega a las necesidades de este proyecto, por lo cual
seleccionaremos las cuchillas de operación vertical por ser estas las mas accesibles para mantenimiento y
calibración, así como también resisten la apertura del circuito con carga.
Las cuchillas de operación vertical deberán tener estas constantes:
Tres polos y operadas en grupo; Tipo de servicio: Interperie ; Tipo de montaje Horizontal; Forma de
operación vertical; Altura de operación: 1000 msnm; Mecanismo de operación manual; Con bloqueo
mecánico; Tensión Nominal 115 KV; Tensión de diseño:123 KV; Corriente nominal: 600 amperes;
Corriente momentánea eficaz: 40,000amperes.
Para seleccionar interruptor de potencia se deberá tener las siguientes constantes:
a) Tipo de extinción del arco.
b) Tensión.
c) Amperes nominales.
Capacidad interruptiva.
Los interruptores son los elementos cuya función es desconectar los circuitos bajo condiciones de
corriente nominal, vació o cortocircuito, es decir, en condiciones normales o anormales.
a) Tipo de extinción de arco:
Existen 4 tipos principales de interruptor destinados para este fin:
1. Interruptores en aceite.
2. Interruptores neumáticos.
3. Interruptores en Vació
4. Interruptores en Hexafluoruro de Azufre
Los interruptores en baño de aceite, utilizan el aceite para la extinción del arco que se forma cuando se
separan los contactos, estos son colocados en tanques o cubos provistos de aceite que resisten las
presiones que originan la evaporación del aceite. Los interruptores de aceite tienen una condición
48
desfavorable y es la debida a que el aceite que utilizan para la extinción del arco produce gases, estos
pueden llegar a ocasionar una explosión, si por alguna falla el arco entre los contactos se volviera
permanente por un instante, provocarían un incendio por la combustión de la masa gaseosa inflamable. En
cambio, el otro tipo de interruptor neumático, no presenta este peligro debido a que la extinción del arco
se efectúa por la acción violenta de un chiflón de gases, estos interruptores llevan un cilindro para
almacenar el aire comprimido, generado por medio de un compresor accionado por un pequeño motor de
corriente alterna.
Debido a que los interruptores en aceite de operación neumática son mas eficientes y representa mayor
seguridad en su funcionamiento optamos por instalar interruptores de este tipo a la entrada de
alimentación de la subestación.
Los interruptores en vació consisten en que sus contactos presentan muy poca inercia y la distancia entre
ellos es muy pequeña. Los contactos están dentro de botellas a las que previamente se les ha practicado el
vació absoluto. El contacto fijo esta sellado por la cámara de vació y por el otro lado entra el contacto
móvil que también esta sellado al otro extremo de la cámara y que en vez de deslizarse se mueve por la
contracción de un fuelle. Al abrirse los contactos dentro de la cámara de vació no se produce ionizacion y
por lo tanto no se requiere el soplado del arco que se extingue al paso después del primer ciclo. Se utilizan
en instalaciones de hasta 34.5 KV dentro de tableros blindados. Estos interruptores se desarrollaron al
final de la década de 1960 y cuyas cámaras de extinción operan dentro de un gas llamado hexafluoruro de
azufre (SF6) que tiene una capacidad dieléctrica superior a otros fluidos dieléctricos conocidos. Esto hace
mas compacto y mas durables los interruptores desde el punto de vista de mantenimiento.
Los interruptores pueden ser de polos separados, cada fase en su tanque, o trifásicos en que las tres fases
utilizan una misma envolvente. Se fabrican para tensiones desde 115 hasta 800 KV y las capacidades de
interrupción varían de acuerdo al fabricante, llegando hasta magnitudes de 80 KA, que es un caso muy
especial.
b) Tensión.
La tensión de operación de este interruptor deberá ser de 115 KV debido a que es el voltaje a utilizar en
su lugar de instalación
c) Amperes nominales.
La corriente nominal que circulara por este interruptor será la siguiente:
49
I=KVA/1.73(KV)(FP)
I= 8500 KVA /(√3 * (115 KV) * (0.90))= 47.47 Amp.
Por lo tanto, un interruptor de 600 amperes nominales es mas que suficiente para soportar esta corriente.
Selección del interruptor.
Con todo lo anterior se procede a seleccionar el interruptor y protección que dejara fuera a la línea de
enlace de la subestación Tajìn (propiedad de C.F.E) y la subestación nueva en caso de un incidente.
Para el caso de la S.E. nueva en %
Zs.e. % = (KVABASE) * (100) / ((√3 * KVBASE * ICC) donde ICC = 2145 amp (dato de C.F.E.)
Z s.e. % = impedancia de la subestación
KVABASE = valor arbitrario que se designa como potencia base, en este caso se tomara el valor de 10,000
KVA
KVABASE = voltaje base que se toma del lugar donde sucede el corto circuito.
Icc = valor de corriente de cortocircuito simétrica.
Z s.e. % = (10,000 KVA) * (100) / ((√3 * (115 KV) * (2145 Amp))
Z s.e. % = 2.34 %
PCC = (KVABASE) * ( 100 ) / Z s.e.
PCC = (10,000 KVA) * (100) / 2.34
PCC = 427.25 MVA
En base a lo anterior se ha seleccionado un interruptor en hexafluoruro de azufre como el mas apropiado
para un voltaje de operación de 115 KV debido a las ventajas técnico-económicas que proporcionan.
Función de los relevadores.
La función principal de los relevadores usados para protección es determinar lo mas pronto posible la
existencia de cortocircuito en el sistema por lo que la mayoría de los relevadores operan en mas o menos 1
ciclo de la frecuencia del sistema (0.017s a 60 Hz) por lo que pueden enviar la señal de disparo a los
interruptores correspondientes, esta función difícilmente podría ser realizada por un operador humano en
forma tan confiable, rápida y económica.
Clasificación de los relevadores.
Existen diferentes tipos de relevadores usados en la protección de los sistemas de potencia accionados por
señal eléctrica. Los relevadores se pueden clasificar de acuerdo a diferentes formas :
50
A) De acuerdo a la naturaleza de la cantidad actuante a la cual el relevador responde, de corriente,
voltaje, reactancia, impedancia, frecuencia, y la dirección de estos responde a una señal especifica.
B) De acuerdo al método por el cual el relevador actúa sobre el interruptor pueden ser de acción directa
aquellos elementos que actúan directamente en forma mecánica para operar el interruptor y de acción
indirecta aquellos que actúan sobre una fuente auxiliar para operar el interruptor.
C) De acuerdo a la función del esquema de protección los relevadores se pueden clasificar como
principales y auxiliares.
De acuerdo a la conexión de sus elementos de detección los relevadores primarios son aquellos cuyos
elementos de detección se conectan directamente en el circuito o elemento que protegen y relevadores
secundarios son aquellos que se conectan a través de los transformadores de potencial o de corriente. En la
protección de sistemas eléctricos de potencia de alta tensión normalmente se emplean relevadores
secundarios debido a que se conectan en sistemas a alta tensión a través de los transformadores de
potencial o de corriente.
Observaciones relativas a los transformadores de potencial y de corriente.
Transformadores de corriente.
La protección contra los cortocircuitos entre las fases precisa, en general, transformadores de intensidad
sobre dos de estas. La protección contra los defectos a tierra exige siempre la instalación de estos en las
tres fases.
Por lo que afecta al numero de núcleos, si es posible que el transformador de intensidad pueda ser
construido con dos núcleos, se destinara uno de ellos a los contadores y aparatos de medidas y el otro a la
protección de cortocircuitos.
De ser posible, se reservara otro núcleo para la protección direccional. Los relevadores diferenciales
deberán ser siempre alimentados por núcleos destinados a este fin.
Algunas veces es posible conectar el transformador de intensidad en el mismo núcleo de todos los
aparatos, pero con la condición de que satisfagan las condiciones impuestas por los diversos aparatos. Para
51
los relevadores de máxima intensidad debe de haber exactitud con dos veces la corriente normal, y lo
mismo se precisa con relevadores térmicos. En los relevadores diferenciales, direccionales y de distancia
los errores deben estar comprendidos entre ± 5% y ± 5° para todas las corrientes comprendidas entre 1/3 y
10 veces la corriente normal. La corriente nominal primaria debe ser elegida teniendo en cuenta la
corriente de servicio y la corriente de cortocircuito mínima, para la cual debe funcionar la protección.
Debe evitarse tomar una intensidad nominal primaria débil, porque ello equivaldría a aumentar la potencia
absorbida por los relevadores y a hacer trabajar a los transformadores de corriente y a los relevadores en
una región en que su precisión y su resistencia a los cortocircuitos serian desfavorables.
Transformadores de potencial.
Para la protección contra los cortocircuitos entre fases, bastan en general dos transformadores de tensión
monofásico en V. La protección contra los defectos a tierra exige 3 transformadores de tensión en estrella
(5 núcleos) igualmente con núcleo conectado a tierra. Cuando la construcción del transformador lo
permita, será conveniente prever un arrollamiento auxiliar para medir directamente la tensión del punto
neutro con relación a tierra.
La potencia de los transformadores de potencial es casi siempre suficiente para alimentar todos los
relevadores de una estación. Solamente habrá dificultades en el caso de que el transformador de tensión
debe servir también contadores, porque la potencia total absorbida por estos y los relevadores no debe
pasar de la que es admitida para la clase “contadores”. Los errores admitidos en esta se señalan en las
normas de cada país, para los relevadores se admite como limite máximo ±5% y ±5° (errores de
transformación y de ángulo).
Los transformadores de tensión pueden ir situados sobre las barras y si existen varias, es preciso que el
relevador de que se trate se halle servido por la barra a la cual esta conectada la línea que protege.En base
a lo antes mencionado, se concluye la instalación de un relevador secundario ya que por la tensión que se
maneja así lo amerita.
El mas usual en este tipo de líneas de una longitud corta es el relevador de distancia n° 21, pero no se debe
descartar la posibilidad de que por alguna razón falle, por lo cual para el sistema de protección como tal
tenga una confiabilidad adecuada se hace uso de los denominados relevadores de respaldo que para este
caso ha de ser un relevador de sobre corriente n° 67N con direccionalidad.
52
Relevadores de distancia n° 21.
La impedancia es una medida eléctrica a lo largo de la línea de transmisión. El principio básico del
relevador de distancia involucra la comparación de corriente de falla y el voltaje en el lugar de su
instalación vista por el relevador. Para las protecciones de falla a tierra (21) los relevadores tipo reactancia
son los preferidos debido a que no son afectados por grandes variaciones de la resistencia de falla.
Para protecciones de falla entre fases el relevador tipo reactancia es preferido para líneas muy cortas ya
que con esto, se pueden proteger la mayor parte de la línea con alta velocidad este relevador es muy
sensible a las oscilaciones del sistema por lo que se deberá prever un relevador de bloqueo definitivo (86),
cuando sea necesario. El relevador tipo impedancia es preferido para líneas de longitud moderada, este
relevador también es afectado por las oscilaciones del sistema (menos que el de reactancia) y por la
resistencia del arco (mas que el de reactancia).
El relevador tipo admitancia es preferido para líneas largas y particularmente donde se presentan grandes
oscilaciones del sistema, es el mas selectivo de los relevadores de distancia, este relevador es a la vez el
mas afectado por la resistencia de arco. Sin embargo, no se pueden establecer limites concretos, para la
aplicación de alguno de ellos ya que de hecho se traslapan estos limites. Se deben aplicar analizando el
sistema en donde se instalaran para obtener el máximo las ventajas que cada uno de ellos ofrece.
Relevadores de sobre corriente n° 67N.
Tienen como principio de operación sencillo y son muy fáciles de coordinar entre relevadores de su
mismo genero, pero se tienen problemas para coordinarse con relevadores de tiempo definido como los
relevadores de distancia. Su aplicación es necesaria en donde se requiere el disparo solamente cuando la
corriente de falla fluye hacia una sola dirección. En este relevador una bobina es energizada con la
corriente y/o voltaje de polarización y proporciona una referencia para la determinación de la dirección de
la corriente. La otra bobina es energizada con la corriente de operación y si fluye en el sentido
predeterminado proporciona un par de operaciones.
Es conveniente recalcar aquí que en los cálculos de corto circuito, en instalaciones de alta tensión, es
suficiente trabajar solo con reactancias debido a que las reactancias son generalmente mayores en
magnitud que las resistencias, aun cuando por alguna razón no se conozca los valores de resistencia de
53
algunos elementos de un sistema, los cálculos que se hacen son confiables y están dentro del lado
confiable. A continuación se procederá a elaborar los diagramas de secuencia positiva, negativa y cero.
A) Diagrama de impedancias de secuencia positiva.
Este diagrama se puede obtener en una forma bastante simple, reemplazando cada elemento del sistema
mostrado en el diagrama unifilar por su impedancia ya referida a la base común y representando también a
las fuentes de voltaje con sus valores expresados por unidad y referidas también a una base de tensión
común.
Con los datos anteriormente calculados se obtiene el siguiente diagrama de secuencia positiva.
BARRA DE REFERENCIA
(NEUTRO)
Emotor
2400H
P
Emotor
6500H
P
jo.2
8
00
8
Emoto
r
300HP
jo.75
9
jo.14
5
jo.484
6
jo.0010
7
jo.0069
4
Diagrama 3
jo.0
8
jo.22
8
jo.00115
7
jo.9
5
jo.231
6
jo.9
2
jo.00231
4
001
1
jo.004
6
jo.02
3
jo.0034
7
jo.003
4
jo.004
6
jo.006
6
jo.8
2
jo.011
8
x
B)Diagrama de impedancias de secuencia negativa.
El diagrama de impedancias de secuencias negativas para un sistema o red eléctrica se elabora en la
misma forma que el de secuencia positiva y de hecho la única diferencia consiste en que el diagrama de
secuencia negativa no contiene fuentes de voltaje como ocurre en el diagrama de secuencia positiva. Es
bastante común que en los estudios de corto circuito de fase a tierra se haga solo el diagrama de secuencia
positiva y las reactancias se formen igual para la secuencia negativa en la formula de calculo.
Para el sistema mostrado, la red de secuencia negativa seria entonces la siguiente:
54
x
C) Diagrama de impedancias de secuencias cero.
La elaboración del diagrama de impedancias de secuencias cero requiere de consideraciones adicionales a
las hechas para los diagramas de secuencia positiva y negativa, ya que las corrientes de secuencia cero que
circulan a través de estas impedancias lo hacen a tierra, por lo que influyen en forma determinante la
forma como se encuentran los neutros de los distintos elementos conectados a tierra. Antes de pasar a la
elaboración de los diagramas de secuencia cero es conveniente hacer una revisión de la forma en como se
conectan a tierra los elementos considerados en este estudio y sus correspondientes diagramas de
reactancia.
TRANSFORMADOR CONEXIÓN DELTA-ESTRELLA
ATERRIZADA
GENERADOR NEUTRO SOLIDAMENTE CONECTADO A TIERRA
55
ACONTINUACION SE ELABORA EL DIAGRAMA DE SECUENCIA 0
x
Para la falla trifásica usando el método de las componentes simétricas, se puede calcular las corrientes de
corto circuito trifásico aplicando la siguiente expresión: Ia =1/X1
De lo que deducimos que en la falla trifásica no existen corrientes de secuencia negativa ni de secuencia
cero, por lo tanto, simplificando el diagrama de secuencia positiva tendremos lo siguiente:
j0..28
j0.759
j0.08
j0.010
08
j0.223
j0.145
j0.00107
j0.001157
j0.95
j0.00115
7
j0.004528
j0.02314
j0.00231
4
j0.347
j0.0118
x
j0.0112
3
j0.98
8
j0.42
6
j0.0069
4
j7.0
33
j0.0231
4
j0.011
8
x
56
j0.0179
j0.897
j0.0293
x
j0.0118
x
Para la falla de línea tierra usando el método de las componentes simétricas se puede calcular la corriente
total de falla en un punto dado del sistema aplicando la expresión: Ia =3/X1+ X2+ X0
Suponiendo que la falla ocurrió entre la fase A tierra la corriente por calcular es la, pero para cualquier
fase que estuviera en falla, la expresión seria la misma, solo existiría un desfasamiento.
X1 Representa la reactancia de secuencia positiva equivalente entre el punto de falla y la fuente de
alimentación.
X2 es la reactancia de secuencia negativa entre el punto de falla y la fuente.
Xo también representa una reactancia equivalente ,pero de secuencia cero entre la falla y el punto de
alimentación, considerando las conexiones a tierra de los neutros. La expresión anterior supone que las
corrientes de secuencia en cada diagrama de secuencia son las mismas, o sea, que se encuentran
conectadas en serie, o sea I1= I2= I0
Ia = 3/X1+ X2+ X0
Es bastante común que las impedancias de secuencia positiva y negativa sea iguales, por lo que entonces
la expresión para el calculo de la corriente de falla a tierra se puede simplificar como: Ia= 3/2*1+ X0
Considerando lo anterior, se simplificara el diagrama de secuencia cero para realizar el calculo de la
corriente de falla a tierra.La corriente de corto circuito mas severa que deberá interrumpir el interruptor de
la subestación San Andrés será la corriente de corto circuito trifásico con un valor de 2985.3 amperes ,por
57
lo cual el interruptor que se tiene disponible, según se hablo anteriormente, reúne las características
necesarias para el servicio que se requiere.
j0.01008
j0.0299
x
jo.002314
jo.001157
jo.004628
jo.0023314
jo.0118
x
58
2.4.4.3 ARREGLO DE LA SUBESTACIÓN.
El arreglo de una subestación eléctrica consiste esencialmente en la distribución de un cierto numero de
componentes en un orden dado (transformadores de potencia, interruptores, transformadores de
instrumentos, cuchillas etc). De acuerdo con las funciones a desarrollar y con ciertas reglas de espacio o
área por respetar y respetando también un arreglo eléctrico predeterminado dado por el diagrama unifilar
y el sistema de barradas del sistema.
El grado de complejidad en el arreglo de una subestación eléctrica esta también en función del tamaño de
la misma o en otras palabras, de las tensiones que manejan ya que no es lo mismo el arreglo de una
subestación con tensión primaria de 13.8 KV, por ejemplo que el de una de 230 o 400 KV, pero siempre
estos arreglos están alrededor del sistema de barras colectoras .
Con un breve resumen de algunos de los principales tipos de arreglos de barras colectoras se tiene lo
siguiente:
Arreglos de barras para el bus de alta tensión.
Sistema de barras sencilla.
Este es el más simple de todos los arreglos de barras colectoras y prácticamente se puede decir que no es
seguro contra una falla en el sistema de barras, pero cuenta con la ventaja de ser el, arreglo mas
económico para la construcción de una subestación.
SISTEMA DE BARRA SENCILLA
59
Sistema de barra doble.
Este sistema es uno de los mas usados ya que es el mas deseable para sistemas interconectados donde se
manejan grandes cantidades de potencia, en los cuales se requiere de la facilidad de agrupar circuitos en
un numero determinado de combinaciones intercambiables.
SISTEMA DE DOBLE BARRA
BARRA 1
BARRA 2
AMARRE O COMODIN
Sistema con interruptor y medio.El sistema de interruptor y medio combina la seguridad
inherente y facilidades de puente, con
interruptores de un sistema de malla con algunas de las flexibilidades que brinda el sistema de barra doble.
Debido a su alta seguridad
contra perdidas de suministro, el sistema de interruptor y medio es
recomendable para aquellas subestaciones elevadoras asociadas con plantas generadoras, y aquellas
subestaciones en que se manejan grandes cantidades de potencia sobre circuitos individuales.
Por lo anterior, el sistema de barras mas adecuado para este estudio es el sistema de barra simple debido a
su economía de instalación, a que no se van a manejar grandes cantidades de potencia, y a que solo se
cuenta con una línea de transmisión para alimentar dicha subestación.
SISTEMA CON INTERRUPTOR Y MEDIO
BARRA 1
LINEA 1
LINEA 2
BANCO 1
BANCO 2
BARRA 2
60
Arreglos de barra para el bus de baja tensión:
Arreglo de barra sencilla.
Este arreglo de barra cuenta con las mismas características del arreglo de barra sencilla para alta tensión,
pero además cuenta con la facilidad de poder realizar aplicaciones futuras.
ARREGLO DE BARRA SENCILLA
Arreglo de barras en anillo.
El sistema de barras colectoras en anillo da un seguridad mayor que el sistema de barra simple, debido a
que da varias alternativas para trayectorias alrededor del anillo, sin embargo el resultado inmediato de una
falla en las barras es el mismo que para el sistema de barras simple, ya que en principio se pierden todo los
circuitos, además de que no es posible realizar aplicaciones futuras a este sistema.
ARREGLO DE BARRAS DE ANILLO
61
Arreglo de barra sencilla; Arreglo de barras en anillo. De los anteriores arreglos el mas adecuado para
este proyecto es el arreglo de barras sencillas, debido a que este proyecto se realizara en dos etapas y se
requiere facilidad de aplicación para el bus de baja tensión. Antes de pasar a la elaboración de planos de
la subestación, es necesario conocer las distancias mínimas que deberán respetarse para la construcción de
la subestación.
Las distancias mínimas de fase a tierra y de fase a fase en aire hasta 1000msnm son las siguientes.
TENSIÓN
NOMINAL
(KV)
NBI
(KV)
DISTANCIA DE
FASE A TIERRA
(mm)
DISTANCIA DE FASE A
FASE
(mm)
4.4
6.9
13.8
24.3
34.5
69.0
115.0
75
95
110
150
200
350
400
120
160
220
320
480
630
900
120
160
220
320
480
630
900
De la tabla anterior tenemos que para los niveles de tensión manejamos 115 y 13.8KV las distancias
mínimas de fase a fase y fase a tierra son 0.90 y 0.22 mts respectivamente. Además se deben de tomar en
cuenta las distancias de seguridad recomendadas para maniobras de operadores y circulación de personal
en la subestación. El norma oficial mexicana en su articulo 66 recomienda respetar las distancias mínimas
de seguridad dadas en la tabla siguiente: Distancias mínimas de seguridad:
TENSIÓN DE FASE A
FASE
(KV)
6.6
11.0
22.0
33.0
44.0
66.0
88.0
110.0
132.0
230.0
ALTURA MINIMA DE LAS
PARTES VIVAS
DESCUBIERTAS
(M)
2.40
2.70
2.80
2.90
3.00
3.20
3.35
3.50
3.70
4.70
DISTANCIA HORIZONTAL
MINIMA A LAS PARTES
VIVAS DESCUBIERTAS
(M)
1.00
1.05
1.15
1.20
1.30
1.50
1.70
1.85
2.00
3.00
62
También es necesario tomar en cuenta la distancia recomendada entre centros de fase para subestaciones
con barras colectoras flexible (cables).Estas distancias se dan en la tabla siguiente:
CLASE DE AISLAMIENTO
(KV)
34.5 A 115.0
230.0
400
DISTANCIAS ENTRE CENTRO DE FASES
1.80 a 2.0 veces la distancia de fase a tierra
1.80 a 2.0 veces la distancia de fase a tierra
2.0 a 2.25 veces la distancia de fase a tierra
De la tabla anterior tenemos que la distancia mínima de diseño recomendada entre fase para 115 y 13.2
Kv es de 1.15 y 0.40 mts respectivamente.
Como todo lo anterior tenemos que el dimencionamiento de las subestaciones quedara de la manera
siguiente:
63
FACULTAD DE INGENIERIA MECANICA - ELECTRICA
SUB ESTACION ELECTRICA
Fig. 9
ELECTRIFICACION EN 115 KV EN EL AREA
DE SAN ANDRES DISTRITO POZA RICA
64
FACULTAD DE INGENIERIA MECANICA - ELECTRICA
SUBESTACION ELECTRICA VISTA A-A’ B-B’
Fig. 10
ELECTRIFICACION EN 115 KV EN EL AREA
DE SAN ANDRES DISTRITO POZA RICA
65
2.4.4.4 SISTEMAS DE TIERRAS.
Para realizar el calculo y selección de un sistema de tierras se deben contar con el conocimiento de los
siguientes parámetros: Corriente de falla . 1cc1
La corriente de falla del sistema es el punto de partida para establecer la magnitud de la corriente que se
inyectara a tierra a través del electrodo o red de tierras. Resistividad del terreno
La resistividad de terreno es junto con la corriente de falla, el factor de mayor importancia para la
determinación de las características de una red de tierras, este dato se obtiene midiendo el área de
subestación (lo ideal), para
nuestro calculo estimaremos el dato ayudándonos de los valores de
resistividad expuestos en el capitulo 2
AREA DE LA SUBESTACIÓN.-El área donde se ubicara la subestación deberá siempre conocerse al
iniciar un diseño, ya que , la resistencia de la red de tierras es una fusión directa del área donde se
instalara.
TIEMPO DE FALLA.-El tiempo en que persiste la falla determinara la magnitud del potencial seguro. Sin
embargo , a pesar de que actualmente se utilizan interruptores rápidos se sugiere el valor de t =0.5 seg.
AREA DE LA RED.-En al realización de un diseño practico pueden presentarse dos situaciones: la
disponibilidad de una área limitada que se refleja en un valor limite de la resistencia a tierra del electrodo
o bien la posibilidad de no usar un área no limitada con la que se lograra el valor de resistencia para el
electrodo de puesto a tierra.
MEDICION DEL TERRENO.-La determinación de la resistividad del terreno deberá obtenerse a través
de procedimientos directo utilizando métodos como el de Wenner y el método de
Schlumberger,
métodos que requieren de aparatos y procedimientos específicos , que en este caso queda fuera de nuestro
alcance, por tanto la resistividad del terreno no se puede estimar de acuerdo a los conocimientos que se
tengan de la región, tomándose los valores de las tablas correspondientes A continuación se indica los
valores y elementos que se deben calcular para llegar una selección adecuada de un sistema de tierras.
SECCION TRANSVERSAL DEL CONDUCTOR.-La rigidez mecánica no limita el diámetro del
conductor, aunque teóricamente depende de la capacidad térmica que imponga a la circulación de la
corriente de falla a través de la red.
66
Donde:
Cha: Temperatura ambiente de la zona en Grados Centígrados.
Tm :Temperatura máxima permisible en grados centígrados.
S= Tiempo durante el cual circula la corriente en segundos.
Icc 1 =Corriente de corto circuito de falla a tierra en amperes.
Ac= Sección del cobre en Circular Mil (C.M.)
Resistencia de la Red de Tierra del área de la subestación:
Rr
4r
L
4.32
Donde:
= Resistividad del terreno en
r
metros
=Radio equivalente del circulo del sistema, cuya ecuación es la 4.33, donde A es
el área de la
subestación
A
r=
....4.33
Longitud del conductor de la red.
El conocimiento de la longitud del conductor de la red permite adoptar una configuración sobre el área
disponible ; la necesidad de limitar los potenciales de paso y de contacto determinara principalmente su
longitud, este valor se determina por medio de la siguiente ecuación.
KmKi Icc1 t
.........4.34
165 0.25 s
L
Donde:
Km: Es un coeficiente que toma en cuenta el efecto del numero de conductores paralelos “n”,el
espaciamiento “D” el diámetro “d” y la profundidad de enterramiento “h” de los conductores que forman
la red.
Ki = Es un factor de corrección por irregularidades para tomar en cuenta el flujo de corriente no uniforme
de partes diversas de la red, la cual para nuestro estudio tendrá valor de 2.
Icc1
Corriente del corto circuito de falla a tierra en amperes.
=Resistividad del terreno en
metros
t =Tiempo de duración de la falla en segundos.
s =Resistividad superficial del terreno(suelo rocoso)
67
Si Km es:
Km :
1
D2
ln
2
16hd
1
ln
3 5
n 3
x x.....x
......4.35
4 6
n 2
Donde:
D = ancho de la red/ Numero de conductores del lado largo
H = Profundidad de la malla en metros.
d = Diámetro del conductor en metros.
n = Numero de conductores en paralelo.
D = Separación entre conductores en metros.
Capacidad de la malla:
Icc1
....4.37
L
Em KmKi
Donde: Km, Ki
eIcc1
= ya definida
L = Longitud del conductor en metros.
Capacidad máxima de la red de tierra:
Emáx Icc1 RR
Capacidad de contacto:
El potencial máximo que experimenta una persona que se encuentra pie dentro del área de la subestación y
que durante la ocurrencia de falla , este tocando con una o ambas manos una estructura o cualquier
elemento conductor directamente unido a la red de tierras.
Ec
165 0.25
t
s
.........4.39
Capacidad de paso.
Es el potencial máximo que se aplicara a una persona entre sus pies cuando en el instante de una falla se
encuentre caminando en el área o inmediatamente de la red. Para el calculo de este valor se recomienda
cantidades de resistividad de terreno(rocoso) del orden de 300
Ep ]
165
metros
s
t
Capacidad de paso fuera del perímetro de la falla:
Ep KsKi
Icc1
.........4.41
L
68
Ks
1 1
2h
1
D h
1
2D
1
3D
1
....4.42
n 1D
Donde: Ks =Coeficiente que toma en cuenta una profundidad de la malla separación entre conductores y
numero de conductores en paralelo. Los conceptos restantes ya fueron definidos.
Varilla de tierra:
Es difícil dar una formula generalizada para el numero de varillas requerido ya que los electrodos a tierra
no sigue la ley de resistencia en paralelo, sin embargo se acepta la formula empírica siguiente:
Nv =1.25 R v
Donde: Nv = Numero de varillas
Rv = Resistencia de una varilla en
La resistencia de una varilla esta determinada por las características de esta misma, por consiguiente
utilizando las varillas estándar con características : 3 metros de longitud(10 pies) y 19 cm de diámetro (3/4
de plg.), su resistividad esta determinada por la siguiente expresión:
Rv = 0.3214
en
SISTEMA DE TIERRAS
Durante la construcción de las instalaciones eléctricas, grandes o pequeñas, o en el empleo de maquinas o
aparatos que van a prestar algún tipo especifico de servicio métrico, es una normal fundamental de
seguridad, de todas las partes metálicas que se encuentran accesibles al contacto con las personas se
deben mantener siempre a un potencial bajo para que el caso de accidente no resulte de peligro para las
personas.
Por esta razón se procederá a calcular la red de tierra con un valor de resistencia de tierra tan bajo como
sea posible a fin de asegurar tensiones de paso y de contacto dentro de los, limites permisibles de
seguridad.
El valor de la resistencia de tierra será :
Rt =0.611 * ρ / (√A)
Siendo ρ resistividad del suelo (ohms-mts)
A área de la subestación (m2)
En este caso, consideramos que el suelo es un terreno de cultivo arcilloso por lo que su resistividad será
de 100 ohms – mts . El área de la subestación, como se vio anteriormente es de :
28*38 mts= 1064 mts cuadrados
Sustituyendo valores
69
Rt = 0.611 * 100 ohms-m) / √1064 m2
Rt = 1.87 ohms
Para calcular el numero de electrodos que serán necesarios para obtener la resistencia requerida en la
subestación se emplea la siguiente formula :
Rt = ρ / ( 2¶ n* Ll * (ln 4 n Ll /(b-1)))
Donde :
n = numero de electrodos de tierra
Ll = longitud del electrodo
b = radio del electrodo
ρ = resistividad del terreno
Empleando el valor de resistividad de 100 ohms-m y un electrodo convencional de 3.05 m y 5/8” de radio
sustituyendo los valores en la expresión anterior tenemos :
n = 35 / Rt
n = 18.71
para determinar la longitud del conductor cuando se usan electrodos se utiliza la siguiente formula :
L = 0.70 * ρ * I / Vc
Donde I = corriente de CC monofasica = 2,964 amp. (valor dado por C.F.E.)
Vc = tensión de contacto
Fijando un valor máximo de tensión de contacto de 120 volts, la longitud total del conductor será :
L = 0.70 * 100 * 2,964 / 120
L = 1,729 m
Este conductor será de cobre y tendrá la siguiente sección
S = I / 160 = 2964 / 160 = 18.52 mm2
Lo cual equivale a un conductor de cobre desnudo calibre 4 awg .
70
2.4.4.5 ALUMBRADO DE LA SUBESTACIÓN.
Con objeto de tener una iluminación uniforme en la subestación para poder realizar una reparación de bus
u operación de interruptor o cuchillas desconectadoras de una manera eficiente será necesario realizar el
siguiente calculo, el cual deberá ser con proyectores.
Paso 1.- Determinación del nivel de iluminación.
De tablas obtenemos que dicho nivel deberá ser 100 lux mínimos en cualquier momento.
Paso 2.- Determinación del tipo y emplazamiento de los proyectores.
Para determinar el tipo y emplazamiento de los proyectores, se tomara en cuenta el poco espacio existente
entre los limites de la subestación y la estructura de la misma, por lo cual es necesario emplear un reflector
con una apertura de haz muy grande, por esta razón hemos seleccionado un reflector tipo mv 430 de
Crouse Hinds Domes S.A de C.V el cual tiene una apertura de haz de 142 grados horizontal y vertical y
una eficacia del haz de 66.2%.
El emplazamiento será en postes de 9 mts de alto.
Paso 3.- Determinación del coeficiente de utilización de haz.
Para determinar el numero de proyectores necesarios para traducir un determinado nivel de iluminación,
en una situación dada es preciso conocer el numero de lúmenes del haz del proyecto y el porcentaje de los
mismos, que inciden sobre la zona a iluminar. El numero de lúmenes del haz del proyector mv430 es de
13900 lúmenes y el porcentaje del lúmenes que incide sobre la zona a iluminar se calcula a partir de la
curva de distribución luminosa del fabricante. Para hacer dicho calculo, la zona iluminada se superpone en
la cuadricula fotométrica y se determina la relación entre lo lúmenes comprendidos en esta área y los
números totales del haz.
71
CUADRICULA FOTOGRAFICA
La suma de lúmenes incidentes en la zona por iluminar en este caso es de 5673 lumines, considerando
ambos lados de la luminaria tenemos 11343 lumines incidentes en la zona por iluminar por lo tanto el
coeficiente de utilización del haz será : CUH =11343/13900=0.82
Paso 4.- Estimación en factor de conservación.
La eficacia del alumbrado resulta gravemente perjudicial por la degradación de las lámparas y por la
suciedad sobre las superficies reflectoras y transmisoras del equipo.
Para compensar la disminución gradual de la iluminación en una zona alumbrada por proyectores será de
aplicar en los cálculos un factor de conservación que tenga en cuenta lo siguiente.
1. Perdida de la emisión luminosa debido a la suciedad depositada en la lámpara. En este caso, el
reflector mv430 es completamente cerrado, por lo que este factor solo se ve afectado por la
suciedad del vidrio del reflector, por lo cual lo consideraremos de 0.9
2. Perdida de la emisión luminosa de la lámpara a lo largo de su vida. En este factor consideramos
que una subestación de este tipo se le debe dar mantenimientos continuos por lo que este factor
será de 0.88 Por lo anterior tenemos que el factor de conservación será :
Fc =(0.9)(0.88)=0.8
72
Paso 5.-Determinación del numero de proyectores requeridos:
Numero de proyectores =Zona *nivel luminoso/ lumines del haz * cuh * fc
Numero de proyectores (352 mts 2) (100luxes)/(13900lumenes)(0.82)(0.8)
Numero de proyectores 3.86=4 proyectores
Como ene este caso solo consideramos la mita de la subestación, en total serán 8 reflectores dispuestos en
4 postes en el perímetro de la subestación.
CALCULO DE IMPEDANCIA DE SECUENCIA Y CORRIENTES DE CORTO CIRCUITO.
La impedancia de una línea depende además de las características físicas del conductor, de su posición con
respecto a los otros conductores del sistema trifásico para la secuencia positiva y negativa.
De las propiedades del terreno, el numero de hilos que guarda, características físicas de los mismos y su
disposición respecto a los conductores de fase para la secuencia cero.
La impedancia característica se calcula por:
Z= Ra + j XI
XI= 279.388log (Deq/Ds) en
Ds=
/m/f
rd en metros
Donde:
Ra = Resistencia propia del conductor.
XI= Reactancia de los conductores según su disposición en la estructura
Deq= D.M.G.= Distancia media Geométrica entre los conductores, para un sistema trifásico en pie (ft).
Deq =
3
ABC
Dada la disposición siguiente:
r=Radio del conductor.
d= Distancia entre conductores de fase.
Ds= Radio medio geométrico del conducto
Además un factor que influye de manera sensible para el calculo, es la disposición que
guardan los
conductores de fase y los hilos de guarda sobre la estructura (torre).
Por lo tanto, las disposiciones a las que se referirá el calculo son para una torre aun soportada para 400 kv.
73
de la que se obtendrá las disposiciones que se muestran. La formula básica para el calculo de la secuencia
positiva y negativa es: Z1=Z2=Ra+j X a
Xd
mi
........4.5
Donde : Ra = Resistencia propia del conductor.
Xa = Reactancia inductiva propia del conductor.
Xd = Reactancia inductiva mutua con los otros conductores y se obtiene con la
siguiente ecuación:
Xd= 0.2794logDeq
mi
Secuencia cero. Como se ha indicado este valor depende de varias condiciones, la formula general que
incluye todas estas es la siguiente:
2
Z oag
Z0=ZoaZ og
mi
................4.7
Donde: ZOa= Impedancia de secuencia cero propia del conductor
ZOg= Impedancia de secuencia cero propia del hilo de guarda.
Zoag =Impedancia de secuencia cero conductor – hilo de guarda.
Dimensiones de una torre tipo auto soportada para 400 Kv , con dos conductores por fase, un solo circuito
y dos hilos de guarda.
Impedancia de secuencia cero propia del conductor:
Z0a=Ra+Re+j(Xa+Xe-2Xd)
mi
....4.8
Donde: Ra, Xa = Los definidos y obtenidos para la impedancia de secuencia positiva y negativa
Re =Resistencia de secuencia cero en función de la frecuencia para 60 Hz
Re =0.286
mi
Xe = Reactancia inductiva de secuencia cero, en función de la resistividad del terreno y la frecuencia. Un
valor practico para calculo es:
Xe = 2.888 para 60 Hz 100
-m
Xd= Definido anteriormente
Impedancia de secuencia cero propia del hilo de guarda:
Z0g=
3
R
n og
Re
j Xe
X dg
3
X og 3 n 1
n
n
mi
Donde: Rag, Xag= Resistencia y reactancia inductiva del hilo de guarda
74
Re, Xe= Resistencia y reactancia ya definidos anteriormente
Xdg= Reactancia inductiva mutua entre hilos de guarda
n=Numero de hilos de guarda. En caso de no existir hilo de guarda (n=0),Zog=0
Para dos hilos de gurda:
Zog=
3
R
2 og
Re
3
X
2 og
j Xe
3
X
2 dg mi
Impedancia mutua de secuencia cero entre dos conductores e hilo de guarda:
Z oag Re
j X e 3X d
mi
Donde:
Re,Xe= Resistencia y reactancia ya definidas.
Xd =Reacatancia inductiva entre conductor hilo de guarda que depende de la Distancia
Media Geométrica entre los mismos(D.M.G).
Para sistema trifásico y dos hilos de guarda Deq:
Deq=D.M.G.= 6 d12 d 22 d 32 ......4.12
Donde:
g,g,=Hilos de guarda.
a,a,,b,b,,c,c,=Conductores de fase.
d1,d2,d3 =Distancia
Para realizar los cálculos se necesita además de las siguientes herramientas:
Números Complejos:
a
jb r
r
a2
tg
r1
r1
r2
r
a
jb
b2
1
b
a
* R2
1
r1
r2
1
2
2
r1r2
2
1
1
2
2
r2 2
c
jd
a c
jb d
75
Operaciones de circuitos:
Serie: RT
R1 R2 ............ RN
1
R2
.........
Para dos elementos: RT
R1 R2
R1 R2
Para tres elementos: RT
R1 R2 R3
R1 R2 R1 R3 R2 R3
Paralelo:
1
RT
1
R1
1
Rn
Cantidades base, por unidad:
Zbase=
KVbase 2
X1000en .......4.13
KVAbase
Ibase=
KVAbase
enAmperes.......4.14
3KVbase
Zp.u.=
Zen
........4.15
Zbase
Corriente de corto circuito trifásica:
Icc3
KVAbase
...........4.16
3KVAbaseZeq p.u.
Corriente de corto circuito monofásica:
Icc1
3KVAbase
...........4.17
3KVAbaseZeq p.u.
2.4.5 DISEÑO DE LA LINEA DE DISTRIBUCIÓN.
2.4.5.1 CALCULO ELECTRICO DE LOS RAMALES DE DISTRIBUCIÓN.
Una vez efectuada la transmisión desde el punto de interconexión a la línea 115kv y una vez reducido el
voltaje a un nivel de distribución, n este caso 13.2kv es necesario de la construcción de los ramales de
distribución para alimentar la subestación unitarias de cada área se construirá dos líneas de distribución
que tendrán las siguientes longitudes y alimentara los siguientes pozos.
KMS
Línea de
distribución 1
Línea de
distribución 2
ALIMENTA
9.65
11.80
Remolino 1y2 Servicios propios, San Andrés 1
San Andres1,Hallazgo 1y2 y sus P/pozos
76
Como se menciono en el capitulo 3 de la zona San Andrés es considerada como ligera por ser un ambiente
rural y no tiene contacto con áreas salobres o contaminadas, por esta razón se continuara empleando
cables de ACSR y de acuerdo con la tabla de usos recomendados para cables ACSR del mismo capitulo
para un nivel de Tensión de 13.2kv el calibre recomendado es 4/0 AWG.
Las características eléctricas de dicho cable son las siguientes:
Calibre de aluminio con refuerzo de acero(ACSR) desnudo, concéntrico, formado de 7 hilos(6 AL, 1
Acero)
Calibre
Capacidad de amperes
Resistencia ohmica
Diámetro
Peso
Carga de ruptura
4/0
490 amperes Máximos tomado una sobre elevación
de temperatura de 35ºC sobre el ambiente de 25º C
0.1733 ohms / km a 50ºC
13.41mm
977.67
4371.3kg
A continuación procederemos a calcular la regulación en el ultimo punto de la línea mas larga para saber
si un conductor de ACSR calibre 4/0 AWG cumple con la regulación requerida. Cable aclarar que todos
los cálculos se han considerando que es una línea corta, debido al nivel de tensión y la pequeña longitud
de las líneas.
El diagrama unifilar es el siguiente:
77
500 KVA
3000 KVA
SAN ANDRES II
1500 KVA
115-13.2 KV
1.15 KM
500 KVA
SAN ANDRES I
2 KM.
BOCATOMA
7.15 KM
2.5 KM.
8 KM
1500 KVA
28 UBM A FUTURO
1500 KVA
HALLAZGO I Y II
1.8 KM
38 POZOS 30 KVA/U
FACULTAD DE INGENIERIA MECANICA - ELECTRICA
LINEAS DE DISTRIBUCION PARA
ALIMENTAR SUB ESTACIONES UNITARIAS
Fig. 11
ELECTRIFICACION EN 115 KV EN EL AREA
DE SAN ANDRES DISTRITO POZA RICA
78
De lo cual deducimos que la línea mas larga y una de las de mayor carga es la línea de distribución
numero 2 .
El voltaje en el bus de la subestación es el siguiente:
Considerando que los transformadores de 3000kva se colocan en el TAP 4
Relación de transformación =114.87/7630=15.06
La resistencia ohmica en cada sección será la siguiente:
R1=(0.1733ohms/km)(2km)=.3468
R2=(0.1733ohms/km)(3km)=1.3864
R3=(0.1733ohms/km)(1.8km)=.3119
La relación en cada tramo será:
La reactancia en cada tramo será:
X=Xa+Xd
De tablas para ACSR calibre 4/0AWG
Xa 0.0706ohms/km. Para conocer Xd es necesario conocer dmg
La línea se instalara sobre cruceta c4t(normalizada por C.F.E) por lo cual la distancia será la siguiente:
0.7mts
1.3mts
2.0mts
Por lo que DMG será:
DMG= ³√(0.7)(1.3(2)=1.22mts
De tablas obtenemos :
XD =0.105ohms/km
Por lo que X =0.0706+0.105=.1756ohms/Km.
La reactancia en cada sección es la siguiente:
X1=(.1756ohms /km)(2km)=.3512ohms
X2=(.1756ohms/km)(8km)=1.4048ohms
X3=(.17560hms/km)(1.80km)=.3162ohms
La corriente circulante en el tramo será :
I =KVA/ √3kv (FP)=3500Kva/√3*13.2kv*.90=170.15 amperes
La caída de tensión en el tramo será:
e=I(Rcos Ø+XsenØ)
79
e=(.3468*.9+.3512*0.4359)=
e=79.15 volts
El voltaje en el punto B será entonces:
VA =7621
VB =7621-79.15=7591.84
VB entre fases=7541.89*√3=13062.86
La corriente en el tramo BC será:
I =2000/√3(13.062*0.9)=98.2241amperes
La caída de tensión en el tramo BC:
e =98.2241*1.3864*0.9+1.4048*.4359
e = 182.70volts
El voltaje en el punto c será entonces:
VC =7541.84-182.70=7359.15
VC entre fases =7359.15raíz de 3=12756.42 volts
La corriente ene el tramo CD será:
I =1500Kva/√3(12746.42*.9)=1500/19.87=
I=75.49
La caída de tensión en el tramo CD será:
e =75.49*.3119*.9+.31.61*0.4359
e =31.59volts
El voltaje en el punto D será entonces.
VD =7359.14 –31.59=7327.56
VD entre fases =12691.70
Con los datos anteriores tenemos que la regulación de la línea será en el punto G
%Regulación =Voltaje transmisor-voltaje receptor *100/Voltaje receptor
%Regulación =13200-12691.70*100/13285volts
%Regulación =4.0%
Por lo tanto el cable ACSR calibre 4 /0 AWG es el adecuado para alimentar los equipos. El calculo
mecánico de la línea se basara en las constantes del capitulo 3, por lo que para calcular el paso total del
conductor tenemos.
Wr=(Wc+Wh)+Wv
P =presión dinámica producida por el viento
D =Diámetro del conductor
80
P=QV KF KL/2g
Siendo:
Q = Peso del aire *unidad de volumen (1.225kg/m)
V =Velocidad del viento en la región(28mts/seg.)
g = Aceleración de la gravedad (9.8mts/seg.)
KF =Constante que depende de la forma de la superficie(para calibre1.45)
KL =Constante que depende del claro(para líneas de transmisión K1=.55)
P=1.225kg/mt*28mts/seg.*1.45*.55/2*9.8mts/seg.
P=39.04kg/mt
Por lo que la fuerza del viento será:
WV=(39.04kg/mt)(.0341mts)=.5235
kg/mt
El peso total será:
Wr=0.977kg/mt+0.5235
Wr=1.5011
La flecha en función del claro será:
F =WD/8H
Siendo H =0.4(tensión de ruptura)
En este caso H =0.4*1265 =506kg
Para d se considera un claro =100mts
Sustituyendo valores tenemos:
F=(1.5011kg/mt)(100mts) ²/8(4048kg)=F = 370.82m
La longitud del conductor será:
S=D+8f ²/3D
S=100mts+8(370.82mts) ²/3(100mts)=558.35
Con estos valores buscaremos la curva para carga ACSR calibre 4/0 AWG para llevar a cabo la
localización de estructuras en los planos.
Y =4fm X²/D²
Y =4(37.82)X²/ 100 ²
Y =0.1483X²
81
Con estos valores se traza la planilla cuya distancia mínima a tierra será de 6.2mts(según norma
PEMEX).La altura de los postes será la siguiente.
Flecha máxima
0.9
Mínima a tierra
6.2
Parte superior a crucetas
0.3
Profundidad de anclaje
1.8
Total
9.2
Por lo qué, utilizando postes normalizados de 11 mts (35 pies de altura es suficiente para llenar los
requisitos anteriores)
2.4.5.2 CALCULO MECANICO DE LAS LINEAS.
CALCULO Y SELECCIÓN DE SUBESTACIÓN PARA CADA EQUIPO DE BOMBEO
MECANICO.
De lo anterior tenemos:
Tensión de apartarrayos =K tensión máxima del sistema. Como se menciono anteriormente la capacidad
nominal del transformador para cada equipo de bombeo mecánico es de 30 Kva. .El transformador que se
utilizada para el área será de la capacidad y características siguientes .
1.-Bocatoma remolino
A.-Capacidad nominal
B.-Voltaje nominal
C.-Numero de fases
D.-Tipo de enfriamiento
E.- Frecuencia 60cps
F.-Altura de la operación
Cada subestación debe llevar un juego de apartáramos, mismo que deben eliminar toda sobre tensión que
se presente en la línea de distribución. Par calcular el nivel de tensión de dichos apartáramos se parte de la
tensión máxima que se pudiera presentarse en el sistema, dicha tensión será de 15kv (tensión para tensión
que están diseñados todos los elementos del sistema de distribución.
Siendo K = 0.8 para un sistema solidamente aterrizado.
Tensión apartarrayos =0.8* 15kv =12kv
La capacidad mínima de interrupción de los apartáramos es de 15 amperes simétricos.
82
Con el calculo de corto circuito nos damos cuenta que la corriente de falla a tierra es de 158.9 amperes por
esta razón un apartáramos de 15000amperes es suficiente para la subestación .Las características serán las
siguientes.
Apartarayos tipo auto válvula.
Tensión 12kv
Capacidad 15000 amperes
El arreglo de la subestación será el mas sencillo posible para evitar se aumente el costo de la misma. Esta
subestación será la denominado en normas C.F.E como subestación en postes de remate.
2.4.5.3 CALCULO DE SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN.
CALCULO Y SELECCIÓN DE
SUBESTACIÓN PARA EQUIPO DE BOMBEO
MECANICO.
Como se menciono anteriormente la capacidad nominal del transformador para cada equipo de bombeo
mecánico es de 30kva. El transformador que será utilizado para el área será de
la capacidad y
características siguientes. Bocatoma Remolino.
A.- Capacidad Nominal 30kva
B.- Voltaje Nominal 13200/440-225volts
C.-Numero de Fases 3
D.- Tipo de enfriamiento. Tipo OA o auto enfriado.
E.-Altura de operación.. 1000mts S.N.M.
Cada subestación debe llevar un juego de apartarrayos, mismo que debe alimentar toda sobre tensión que
se presente en las líneas de distribución.
Para calcular el nivel de tensión de dichos apartarrayos se parte de la tensión máxima que pudiera
presentarse en el sistema, dicha tensión será 15kv( Tensión para la que están diseñados todos los
elementos del sistema de distribución).
De lo anterior tenemos:
Tensión apartarrayos =K(Tensión máxima del sistema)
Siendo k= 0.8 para un sistema solidamente aterrizado.
Tensión apartarrayos (0.8)(15kv)=12kv
83
La capacidad mínima de interrupción de los apartarrayos es de 15000 amperes simétricos. Con el calculo
de corto circuito nos damos cuenta que la corriente de falla a tierra es de 158.9 amperes.
Por esta razón un apartarrayos de 15000 amperes es suficiente para la subestación. Las características
serán las siguientes:
Apartarrayo tipo auto valvular
Tensión 12kv
Capacidad 15000 amperes.
El arreglo de la subestación será él más sencillo posible para evitar se aumente el costo de la misma.
Esta subestación será la denominada en Normas de C.F.E. como subestación de poste de remate.
2.4.6 ANALISIS ECONOMICO.
2.4.6.1 COSTO DE LA OBRA.
INTRODUCCIÓN.
En todo proyecto es de gran importancia el hacer un estudio que nos indique los costos económicos que
se generan, a fin de tener el elemento monetario que nos indique si el proyecto es o no es redituable. Por
ello, el objetivo que en el presente capitulo se pretende es, dar una idea de los costos que se generan en el
proyecto y diseño de una línea de alta tensión. Para ello el desarrollo y análisis se divide en:
 Diseño de la línea.
 Descripción de los materiales que intervienen en la línea de transmisión.
 Análisis de precios unitarios.(Materiales, costos de mano de obra y equipos).
 Calculo de costos globales.
 Costo de diseño de la línea.
El diseño de la línea va ha estar integrado por dos partes principales: la topografía, otra el proyecto propio
de la línea.
La topografía incluirá dos aspectos:
1.-Trabajo de campo.
2.- Trabajo de gabinete.
1.-En el trabajo de campo, o levantamiento topográfico se puede controlar el personal en forma de
brigada, además siendo así mas fácil de obtener los costos:
84
CANTIDAD CATEGORIA
1
1
2
2
2
1
1
Topógrafo
Aux. de topógrafo
Baliceros
Estadaleros
Cadeneros
Chofer
Vehículo
IMPORTE DIARIO UNITARIO EN
M.N.
$ 189.00
$ 132.00
$ 50.00
$ 50.00
$ 50.00
$ 90.00
$ 360.00
TOTAL
$ 189.00
$ 132.00
$ 100.00
$ 100.00
$ 100.00
$ 90.00
$ 360.00
$1071.00
Avance aproximado por brigada 3 Km diario.
Importe por kilómetro: $ 1071/3=$357.00
En 5 Km: 357*5= 785.00
2.- Para el trabajo de gabinete solo se requiere el siguiente persona
CANTIDAD CATEGORÍA
1
1
1
Tipógrafo
Aux. de topógrafo
Dibujante
IMPORTE DIARIO UNITARIO EN
M.N.
$189.00
$132.00
$90.00
Diario sobre brigada
TOTAL
$ 189.00
$132.00
$90.00
$411.00
Suponiendo igual avance 3 kilómetros diarios.
Importe por kilómetro:411/3=137
En 47 kilómetros:137*5=685.00
3.- La parte de diseño propiamente de la línea puede ser efectuada por el siguiente personal en un periodo
aproximado de 2 meses.
CANTIDAD CATEGORIA
6
4
4
Ingenieros
Ing. (ayudante)
Dibujantes
IMPORTE MENSUAL UNITARIO EN
M.N.
$ 10,000.00
$ 6.000.00
$ 2,700.00
Mensual
TOTAL
$60,000.00
$24,000.00
$10,800.00
$94,800.00
Importe por dos días:$94,800.00/30=$3160.00
$3160.00*2 días = $ 6320.00
El importe total de diseño será la suma de los tres conceptos:
$785.00+$685.00+$6320.00=$7790.00
El importe anterior se refiere al diseño de una sola línea en 5 kilómetros como es el caso aquí tratado.
El importe por kilómetro será:$1558.00
85
DESCRIPCION DE
LOS MATERIALES
QUE
INTERVIENEN
EN
LA
LINEA
DE
TRANSMISIÓN.
Los materiales y equipo de instalación permanente que se emplean son: torres, aisladores, herrajes y
preformados, hilos de guarda, cable A.C.S.R. como conductor para las fases, cable de cobre desnudo,
conectores y varillas coperweld para el sistema de tierras.
Nuestro estudio se enfocara únicamente a los costos generados por los materiales citados en el párrafo
anterior y en el diseño de la línea, pero cabe señalar que para hacer un estudio mas real, también se debe
considerar que existen otros gastos que s e generan de dos puntos:
PROYECTO CIVIL
 DERECHOS DE VIA
 TRANSPORTE Y ALMACENAJE DE EQUIPO Y MATERIALES
 TRANSPORTE DE PERSONAL
 HOSPEDAJE
 ALIMENTACION
IMPREVISTOS, ETC
ANALISIS DE PRECIOS UNITARIOS (MATERIALES, COSTO DE MANO DE OBRA Y EQUIPO)
PARTIDA:1
Trazo y localización general y detallada de estudio con equipo de topografía.
MATERIALES
DECRIPCION UNIDAD
CANTIDAD
PRECIO
TOTAL
IMPORTE
$
MANO DE OBRA
CATEGORIA UNIDAD SALARIO/ F.S.R SAL.INT. CANT.
DIA
TOPOGRAFO JOR.
$108.00
$1.75 $189.00
1
AYUDANTE
JOR.
$75.50
$1.75 $132.00
2
DE
TOPOGRAFO
SUBTOTA
REND:
TOTAL:
15M2/JOR.
IMPORTE
$189.00
$264.0
$453.00
$30.20
86
HERRAMIENTA Y EQUIPO
DESCRIPCION
UNIDAD
CAMIONETA 1.5 TONS.
HR.
APARATO DE
HR
TRANSITO 1
HERRAMIENTA
LOTE
MENOR
CANTIDAD
2
8
1
REND:15M2/JORNADA
PRECIO
$71.94
$13.21
IMPORTE
$143.88
$105.68
$7.65
$7.65
SUBTOTAL
TOTAL
$257.21
$17.14
PARTIDA:1
TRAZO Y LOCALIZACION GENERAL Y DETALLADA DE ESTUDIO CON EQUIPO DE
FOTOGRAFIA.
COSTO DIRECTO
COSTO INDIRECTO (8%)
SUMA
FIANANCIAMENTO (1.5%)
SUMA
UTILIDAD(9%)
S.A.R(2%)
INFONAVIT(5%)
SECODAM (.005%)
PRECIO UNITARIO
$ 47.34
$8.52
$55.86
$0.83
$56.69
$5.10
$0.60
$1.51
$.15
$64.05
PARTIDA :2
EXCAVACIÓN DE CEPAS EN TERRENO TIPO 1 HASTA 3 METROS DE PROFUNDIDAD.
DECRIPCION UNIDAD
CANTIDAD
PRECIO
TOTAL
IMPORTE
$
MANO DE OBRA
CATEGORIA UNIDAD SALARIO/ F.S.R SAL.INT. CANT.
DIA
CABO
JOR.
$150.00
$1.75 $262.50
1
AYUDANTE
JOR.
$50.00
$1.75 $87.50
12
GENERAL
SUBTOTAL:
REND:
TOTAL
15M2/JOR.
IMPORTE
$262.50
$1,050.00
$1,312.50
$87.00
87
HERRAMIENTA Y EQUIPO
DESCRIPCIÓN
UNIDAD
CAMIONETA 3.5 TONS.
HR.
HERRAMIENTA MENOR
LOTE
CANTIDAD PRECIO
2
$83.2
1
$28.50
SUB-TOTAL:
TOTAL:
REND:15M2/JORNADA
COSTO DIRECTO
COSTO INDIRECTO (18%)
SUMA
FINANCIAMIENTO (1.5%)
SUMA
UTILIDAD(9%)
S.A.R.(2%)
INFONAVIT(5%)
SECODAM(0.005%)
PRECIO UNITARIO
IMPORTE
$166.40
$28.50
$194.90
$12.99
$10.49.00
$18.05
$118.57
$1.77
$120.34
$10.83
$1.75
$4.37
$0.43
$137.72
PARTIDA 3:
PLANTILLA DE CONCRETO FC=100 KG/CM2 DE 5 CM DE ESPESOR CON AGREGADO
PETREO DE 19 MM.
MATERIALES
DESCRIPCION UNIDAD
CEMENTO
KG.
GRAVA ¾
M3
ARENA
M3
AGUA
M3
CANTIDAD
PRECIO
14
$ 1.40
0.03
$350.00
0.02
$200.00
0.01
$8.00
TOTAL TOTAL:
MANO DE OBRA
CATEGORIA UNIDAD SALARIO/
DIA
CABO
JOR.
$150.00
ALBAÑIL
JOR
$50.00
AYUDANTE
JOR
$50.00
GENERAL
F.S.R SAL.
CANTIDAD
INT.
1.75
$262.50
1
1.75
$87.50
1
1.75
$87.50
4
REND:20M27JORNAL
IMPORTE
$262.50
$87.50
$350.00
SUBTOTAL: $700.00
TOTAL:
$35.00
REND:20M2/J
ORNADA
HERRAMIENTA Y EQUIPO
DESCRIPCION
UNIDAD
CAMIONETA 3.5
HR.
TONELADAS
HERRAMIENTA MENOR LOTE
IMPORTE
$19.60
$10.50
$4.00
$0.08
$34.18
CANT.
2
1
PRECIO
$83.2
IMPORTE
$166.50
$28.50
TOTAL:
TOTAL:
$28.50
$195.00
$9.74
88
PARTIDA3:
PANTILLA DE CONCRETO FC=100KG/CM2 DE 5 CM DE ESPESOR CON AGRGADO PETREO
DE 19 MM
$78.92
$14.20
$93.20
$1.39
$94.59
$8.51
$0.70
$1.75
$0.17
$105.72
COSTO DIRECTO
COSTO INDIRECTO (18%)
SUMA
FINANCIAMIENTO (1.5%)
SUMA
UTILIDAD(9%)
S.A.R.(2%)
INFONAVIT(5%)
SECODAM(0.005%)
PRECIO UNITARIO
PARTIDA 4:
CIMBRA DE CONTACTO COMUN EN ZAPAS DE CIMENTACION Y DADOS
MATERIALES
DESCRIPCION
CIMBRA PLAY 16MM
MADERA DE 2” DE PINO
ALAMBRE RECOCIDO DE
# 18
CLAVO DE 2 ½” Y 3 PLG.
DISEL
UNIDAD
M2
LOTE
KG.
PRECIO
$100.00
$10.00
$10.00
IMPORTE
$20.00
$10.00
$.80
0.21
0.5
$10.00
$2.00
TOTAL:
$2.10
$1
$33.90
KG.
LT
MANO DE OBRA
CATEGORIA
UNIDAD SALARIO/
DIA
CABO
JOR.
$150.00
ALBAÑIL
JOR.
$50.00
AYUDANTE
JOR.
$50.00
GENERAL
RENDIMEINTO:
10M2
/JORNADA
CANTIDAD
0.2
1
0.08
F.S.R SAL.INT. CANT.
IMPORTE
1.75
1.75
1.75
1
1
2
$262.50
$87.50
$175.00
TOTAL:
TOTAL:
$525.00
$52.50
$262.50
$87.50
$87.50
HERRAMIENTA Y EQUIPO
DESCRIPCION
UNIDAD CANTIDAD PRECIO
HERRAMIENTA MENOR LOTE
1
$28.50
TOTAL:
REND:10M2 /JORNADA
TOTAL:
IMPORTE
$28.50
$194.90
$19.49
89
PARTIDA:4
CIMBRA DE CONTACTO COMUN EN ZAPATAS DE CIMENTACION Y DADOS.
COSTO DIRECTO
COSTO INDIRECTO (18%)
SUMA
FINANCIAMIENTO (1.5%)
SUMA
UTILIDAD(9%)
S.A.R.(2%)
INFONAVIT(5%)
SECODAM(0.005%)
PRECIO UNITARIO
$105.89
$19.06
$124.95
$1.87
$126.82
$1.41
$1.05
$2.62
$.26
$142.16
PARTIDA:5
SUMINISTRO Y HABILITADO DE ACERO DE REFUERZO F` Y = 4200 KG/ CM2 EN ZAPATAS Y
DADOS DE CIMENTACION
MATERIALES
DESCRIPCION
UNIDAD
VARILLA 3/8,1/2,5/8,3/4 KG.
ALAMBRE RECOCIDO KG.
CANTIDAD
PRECIO
1
$4.10
.08
$10.00
TOTALTOTAL:
MANO DE OBRA
CATEGORIA
UNIDAD SALARIO/ F.S.R SAL.INT. CANT.
DIA
FIERRERO
JOR.
$50.00
1.75
$87.50
2
AYUDANTE
JOR.
$50.00
1.75
$87.50
4
GENERAL
TOTAL:
RENDIMIENTO:
TOTAL:
250KG/JOR.
IMPORTE
$4.10
$.80
$4.90
IMPORTE
$175.00
$350.00
$525.00
$2.10
90
HERRAMIENTA Y EQUIPO
DESCRIPCION
UNIDAD
HERRAMIENTA
LOTE
MENOR
CANTIDAD
1
REND:250KG/JORNADA
COSTO DIRECTO
COSTO INDIRECTO (18%)
SUMA
FINANCIAMIENTO (1.5%)
SUMA
UTILIDAD(9%)
S.A.R.(2%)
INFONAVIT(5%)
SECODAM(0.005%)
PRECIO UNITARIO
PRECIO
$15.00
IMPORTE
$15.00
TOTAL:
TOTAL
$15.00
$0.06
$7.06
$1.27
$8.33
$.12
$8.45
$.76
$.042
$.105
$.01
$9.36
PARTIDA 6:
CONCRETO F’C=200KG/CM CEMENTO TIPO 1 EN ZAPATAS Y DADOS DE CIMENTACION
AGREGADO PETREO DE LA REGION ARENA SIN CONTAMINANTES
MATERIALES
DESCRIPCION UNIDAD
CEMENTO
KG.
GRAVA
M3
ARENA
M3
AGUA
M3
CANTIDAD
381
.5
.5
.22
PRECIO
$1.10
$100.00
$100.00
$8.00
TOTAL:
MANO DE OBRA
CATEGORIA
UNIDAD SAL/DIA F.S.R SAL.INT CANT.
TOPOGRAFO
JOR.
$108.00
1.75
$189.00
1
AYUDANTE DE
JOR.
$75.50
1.75
$132.12
1
TOPOGRAFO
CABO
JOR.
$150.00
$262.50
1
ALBAÑIL
JOR.
$50.00
$87.50
1
AYUDANTE
JOR.
$50.00
$87.50
1
GENERAL
REND:10M3/JOR
.
JOR.
IMPORTE
$419.00
$50.00
$50.00
$1.76
520.76
IMPORTE
$189.00
$132.12
$262.50
$87.50
$87.50
SUB TOTAL:
$758.62
TOTAL:
$75.86
91
HERRAMIENTA Y EQUIPO
DESCRIPCION
UNIDAD
REVOLVEDORA
HR.
VIBRADOR
HR.
CAMIONETA 3.5 TONS.
HR.
HERRAMIENTA MENOR
LOTE
CANTIDAD
1
1
1
1
REND:10M37JORNADA
PRECIO
$19.28
$14.08
$83.20
$28.28
TOTAL:
TOTAL:
IMPORTE
$19.28
$14.08
$83.20
$28.28
$144.84
$14.48
PARTIDA:6
CONCRETO F’C=200KG/CM2 CEMENTO TIPO 1 EN ZAPATAS Y DADOS DE CIMENTACION
AGREGADOS PETREO DE LA REGION ARENAS SIN CONTAMINANTES.
COSTO DIRECTO
COSTO INDIRECTO (18%)
SUMA
FINANCIAMIENTO (1.5%)
SUMA
UTILIDAD(9%)
S.A.R.(2%)
INFONAVIT(5%)
SECODAM(0.005%)
PRECIO UNITARIO
$611.10
$109.99
$721.09
$10.81
$731.90
$65.87
$1.51
$3.79
$0.37
$803.44
PARTIDA 7:
RELLENO Y COMPACTADO DE CEPAS POR MEDIOS MECANICOS EN CAPS DE 20 CM DE
ESPESOR.
MATERIALES
DESCRIPCION UNIDAD
CANTIDAD
MANO DE OBRA
CATEGORIA
UNIDAD SAL/DIARIO
CABO
DAYUDANTE
JOR.
JOR.
$150.00
$50.00
RENDIMIENTO:
15M3/ JOR.
HERRAMIENTA Y EQUIPO
DESCRIPCION
UNIDAD
CAMIONETA DE 1.5
HR.
TONS
HERRAMIENTA MENOR LOTE
REND:15M3 /JORNAL
PRECIO
TOTAL
IMPORTE
F.S.R. SAL.
CANT.
INT
1.75
$262.50
1
1.75
$87.50
8
TOTAL:
TOTAL:
CANTIDAD
2
1
IMPORT
E
$262.50
$700.00
$962.50
$64.16
PRECIO
$71.94
IMPORTE
$143.88
$8.55
TOTAL:
TOTAL:
$8.55
$152.43
$10.16
92
COSTO DIRECTO
COSTO INDIRECTO (18%)
SUMA
FINANCIAMIENTO (1.5%)
SUMA
UTILIDAD(9%)
S.A.R.(2%)
INFONAVIT(5%)
SECODAM(0.005%)
PRECIO UNITARIO
$74.32
$13.37
$87.69
$1.31
$89
$8.01
$1.28
$3.20
$.32
$101.81
PARTIDA : 8
BRECHEO PARA LINEA DE 115Kv CON TORRES, SOLO CTO. LA BRECHA P/EFECTO DE
CUANTIFICACION ES DE 1 KM. DE LONGITUD POR 18 MTS DE ANCHO.
CATEGORIA
AYUDANTE
GENERAL
CABO
SOBREESTANT
E
SUPERVISOR
UNIDAD SAL/DIA F.S.R SAL.INT CANTIDAD
JOR.
$50.00
1.75
$87.50
10
IMPORTE
$875.00
JOR.
JOR.
$150.00
$200.00
1.75
1.75
$262.50
$350.00
1
2
$262.00
$70.00
JOR.
$250.00
1.75
$437.50
2
$87.50
SUBTOTAL: $1295.00
$893.10
TOTAL:
REND:
1.45KM/JORNAL
DESCRIPCION
HERRAMIENTA MENOR
UNIDAD
LOTE
REND:1.45KM /JORNAL
COSTO DIRECTO
COSTO INDIRECTO (18%)
SUMA
FINANCIAMIENTO (1.5%)
SUMA
UTILIDAD(9%)
S.A.R.(2%)
INFONAVIT(5%)
SECODAM(0.005%)
PRECIO UNITARIO
CANTIDAD
1
PRECIO
$25.90
IMPORTE
$25.90
TOTAL:
TOTAL:
$25.90
$17.86
$910.96
$163.97
$1,074.93
$16.12
$1,091.95
$98.19
$17.86
$44.85
$4.46
$1,256.21
93
PARTIDA 9:
ARMADO Y VESTIDO DE ESTRUCTURA H, INCLUYE MATERIAL , ACARREOS, MANO DE
OBRA, HERRAMIENTA, MAQUINA Y EQUIPO.
DESCRIPCIÓN
UNIDAD
POSTE DE CONCRETO PCR-13CPZA.
600 REFORZADO OCTAGONAL
CRUCETA C4S
PZA.
AISLADOR DE SUSPENSIÓN 10S
PZA.
GANCHO BOLA LARGO
PZA.
CALAVERA Y OJO73
PZA.
CABLE ACERO GALVANIZADO
MTS
RETENIDA 3/8PLG.
PERNO ANCLA 1PA
PZA.
ANCLA CONICA DE CONCRETO
PZA.
C-1
AISLADOR TIPO RETENIDA 3R
PZA.
CAT.P-1353
PLACA 2PC
PZA.
BASE Y GRAPA RB
PZA.
GUARDA CABO G1
PZA.
PROTECTOR PARA RETENIDA R1
PZA.
ABRAZADERA 1U
PZA.
CATEGORIA
UNIDAD
AYUDANTE
GENERAL
MONTADOR
JORNADA
AYUDANTE DE
MONTADOR
SOBREESTANTE
JORNADA
JORNADA
JORNADA
SUPERVISOR
SAL/
DIA
$50.0
0
$120.
00
$75.0
0
$200.
00
$250.
00
CANT.
2
PRECIO
$2128.68
IMPORTE
$4257.36
2
6
6
6
60
$931.30
$135.29
$110.96
$169.71
$10.56
$1862.60
$811.76
$665.76
$1018.26
$633.60
4
4
$70.20
$22.46
$280.8
$89.84
4
$31.13
$124.52
4
$5.72
$85.02
4
$340.08
4
$3.04
4
$129.99
4
$26.96
TOTALTOTAL:
$22.88
$12.16
$519.96
$107.84
673799.26
F.S.R SAL.INT CANTIDAD
IMPORTE
1.75
$87.50
0.4
$35.00
1.75
$210.00
.8
$168.00
1.75
$131.25
0.8
$105.00
1.75
$350.00
0.125
$43.75
1.75
$437.50
0.05
$21.88
SUBTOTAL: $373.63
$2,187.52
TOTAL:
REND:
1708TOR/JORNAL
PARTIDA 9:
ARMADO Y VESTIDO DE TORRE TIPO TAS :TORRE DE ACERO DE SUSPENSIÓN EN
TANGENTE,
INCLUYE
MATERIAL,
ACEROS,
MANO
DE
OBRA,
HERRAMIENTA,
MAQUINARIA EQUIPO.
94
HERRAMIENTA Y EQUIPO
DESCRIPCION
HERRAMIENTA MENOR
CAMIONETA DE 3
TONELADAS
UNIDAD
LOTE
HR
CANTIDAD
1
3
REND:1708TOR/JORNAL
COSTO DIRECTO
COSTO INDIRECTO (18%)
SUMA
FINANCIAMIENTO (1.5%)
SUMA
UTILIDAD(9%)
S.A.R.(2%)
INFONAVIT(5%)
SECODAM(0.005%)
PRECIO UNITARIO
PRECIO
$7.47
$120.00
IMPORTE
$7.47
$360.00
TOTAL:
TOTAL:
$367.47
$2,151.46
$15086.4
$ 2715.55
$17801.95
$ 267.02
$18068.97
$ 1626.20
$ 43.75
$ 109.37
$ 10.93
$19859.22
PARTIDA 10:
TENDIDO TENSIONADO DE HILO DE GUARDA Y, INCLUYE MATERIALES, ACARREOS,
MANO DE OBRA, MAQUINARIA, HERRAMINETA Y EQUIPO.
MATERIALES
DESCRIPCION
CABLE DE ACERO
GALVANIZADO CALIBRE 3 #8
AWG
MANO DE OBRA
CATEGORIA
UNIDAD CANTIDAD
KG.
305
PRECIO
$7.15
IMPORTE
$2180.75
TOTAL:
$2180.75
UNIDAD SAL/
DIA
F.S.R SAL.INT CANTIDAD
IMPORTE
AYUDANTE
GENERAL
MONTADOR
JOR.
1.75
$87.50
2
$175.00
1.75
$210.00
3
$630.00
AYUDANTE DE
MONTADOR
SOBREESTANTE
JOR.
1.75
$131.25
3
$393.75
1.75
$350.00
.5
$175.00
SUPERVISOR
JOR.
1.75
$437.00
.5
$218.75
REND: 3.7
KM/JORNAL
JOR.
$50.0
0
$120.
00
$75.0
0
$200.
00
$250.
00
SUBTOTAL: $1592.50
$430.30
TOTAL:
95
HERRAMIENTA Y EQUIPO
DESCRIPCION
UNIDAD
HERRAMIENTA
LOTE
MENOR
CAMIONETA DE 3
HR.
TONELADAS
EMPALMADORA
HR.
CAMION GRUA
HR.
MAQUINA DE
HR.
TENDIDO Y TEN.
RENDIMIENTO:3.7
KM /JORNAL
CANTIDAD
1
PRECIO
$31.85
IMPORTE
$31.85
.5
$120.00
$60.00
2
3
1
$40.00
$197.00
$250.00
$80.00
$591.00
TOTAL:
$250.00
$273.74
PARTIDA 10:
CONTENDIDO Y TENSIONADO DE HILO DE GUARDA, INCLUYE MATERIALES,
ACARREO, MANO DE OBRA MAQUINARIA, HERRAMIENTA Y EQUIPO.
COSTO DIRECTO
COSTO INDIRECTO (18%)
SUMA
FINANCIAMIENTO (1.5%)
SUMA
UTILIDAD(9%)
S.A.R.(2%)
INFONAVIT(5%)
SECODAM(0.005%)
PRECIO UNITARIO
$2884.79
$519.26
$3404.05
$51.06
$3455.11
$310.95
$8.60
$21.51
$2.15
$3798.62
PARTIDA 11:
TENDIDO Y TENSIONADO DE CONDUCTOR A.C.S.R. 477MCM. INCLUYE MATERIALES
,ACARREOS, MANO DE OBRA, MAQUINARIA, HERRAMIENTA Y EQUIPO.
MATERIALES
DESCRIPCION
CABLE DE AL. CON ALMA DE
ACERO 477MCM.
EMPALME A COMPRESION A
TENSION COMPLETA PARA
A.C.S.R 477 MSM
UNIDAD CANTIDAD PRECIO IMPORTE
KG.
975
$16.86
$16438.50
PZA.
.5
$360.75
$180.33
TOTAL:
$16618.83
96
MANO DE OBRA
CATEGORIA UNIDAD SAL/DIA F.S.R SAL.INT CANT.
AYUDANTE
GENERAL
MONTADOR
AYUDANTE
DE
MONTADOR
SOBREESTAN
TE
SUPERVISOR
IMPORTE
JOR.
$50.00
1.75
$87.50
2
$175.00
JOR.
JOR.
$120.00
$75.00
1.75
1.75
$210.00
$131.25
3
3
$630.00
$393.75
JOR.
$200.00
1.75
$350.00
.5
$175.00
$250.00
1.75
$437.50
REND: 1.85
KM/JORNAL
HERRAMIENTA Y EQUIPO
DESCRIPCION
UNIDAD CANT.
HERRAMIENTA MENOR
LOTE
1
CAMIONETA DE 3 TONELADAS
HR.
4
EMPALMADORA
HR.
4
CAMION GRUA
HR.
4
MAQUINA DE TENDIDO Y TEN.
HR.
1.5
RENDIMIENTO:1.85KM7JORNAL
.5
$218.75
SUBTOTAL: $1592.50
$860.81
TOTAL:
PRECIO
$31.85
$120.00
$40.00
$197.00
$250.00
TOTAL:
IMPORTE
$31.85
$480.00
$160.00
$788.00
$375.00
$991.81
PARTIDA 11:
TENDIDO Y TENSIONADO DE CONDUCTOR A.C.S.R. 477MCM. INCLUYE MATERIALES
,ACARREOS, MANO DE OBRA, MAQUINARIA, HERRAMIENTA Y EQUIPO.
COSTO DIRECTO
COSTO INDIRECTO (18%)
SUMA
FINANCIAMIENTO (1.5%)
SUMA
UTILIDAD(9%)
S.A.R.(2%)
INFONAVIT(5%)
SECODAM(0.005%)
PRECIO UNITARIO
$18471.45
$3324.86
$21796.31
$326.94
$22123.25
$1991.09
$17.21
$43.04
$4.30
$24178.89
PARTIDA 12:
INSTALACION Y MEDICION DEL SISTEMA DE TIERRAS EN TORRES DE ACERO
MATERIALES
DESCRIPCION
SOLDADURA
CADWELLD
UNIDAD
CARGA
CANTIDAD
2
PRECIO
$60.00
IMPORTE
$120.00
TOTAL
$120.00
97
MANO DE OBRA
CATEGORIA
AYUDANTE
GENERAL
SOBREESTANTE
SUPERVISOR
CABO
UNIDAD SAL/
DIA
JOR.
$50.0
0
JOR.
$200.
00
JOR.
$250.
00
JOR.
$150.
00
F.S.R SAL. INT CANT.
IMPORTE
1.75
$87.50
1
$87.50
1.75
$350.00
.05
$17.50
1.75
$437.50
.05
$21.88
1.75
$262.50
.25
$65.63
REND: 2
EST/JORNAL
SUBTOTAL: $192.50
$96.25
TOTAL:
HERRAMIENTA Y EQUIPO
DESCRIPCION
UNIDAD
HERRAMIENTA MENOR
LOTE
CAMIONETA DE 3
HR.
TONELADAS
RENDIMIENTO:2EST./JORNAL
COSTO DIRECTO
COSTO INDIRECTO (18%)
SUMA
FINANCIAMIENTO (1.5%)
SUMA
UTILIDAD(9%)
S.A.R.(2%)
INFONAVIT(5%)
SECODAM(0.005%)
PRECIO UNITARIO
CANTIDAD
1
1.5
PRECIO
$9.63
$120.00
IMPORTE
$9.63
$180.00
TOTAL:
$189.63
$311.06
$55.99
$367.05
$5.50
$372.55
$33.52
$1.92
$4.81
$.48
$413.28
PARTIDA 13:
INSTALACION DE ROTULOS DE SEÑALIZACION EN ESTRUCTURAS
MATERIALES
DESCRIPCION
LAMINA GALVANIZA
CALIBRE 16
PRIMARIO
ACABADO
UNIDAD CANTIDAD
PZA.
1
LT.
LT.
.1
.1
PRECIO
$30.00
IMPORTE
$30.00
$40.00
$50.00
TOTAL:
$4.00
$5.00
$39.00
98
MANO DE OBRA
CATEGORIA
UNIDAD
AYUDANTE
GENERAL
MONTADOR
JORNADA
PINTOR
ROTULISTA
SOBRESTANTE
JORNADA
SUPERVISOR
JORNADA
JORNADA
CABO
RENDIMIENTO:4
PZAS./JORNAL
HERAMIENTA Y EQUIPO
DESCRIPCION
HERRAMIENTA MENOR
CAMIONETA PICK UP
RENDIMEINTO: 4
PZAS/JORNAL
SAL/DIA F.S.R SAL. CANTIDAD
INT
$50.00
1.75 $87.5
.25
0
$120.00 1.75 $210.
.25
00
$75.00
1.75 $131.
.25
25
$200.00 1.75 $350.
.05
00
$250.00 1.75 $437.
.05
50
$150.00 1.75 $262.
.05
50
SUBTOTAL:
TOTAL:
UNIDAD
LOTE
HR.
CANTIDAD
1
1
PRECIO
$4.24
$100.00
TOTAL
IMPORTE
$21.88
$52.50
$32.81
$17.50
$21.88
$65.63
$212.19
$53.04
IMPORTE
$4.24
$100.00
$26.06
PARTIDA 13:
INSTALACION DE ROTULOS DE SEÑALIZACION EN ESTRUCTURAS.
COSTO DIRECTO
COSTO INDIRECTO (18%)
SUMA
FINANCIAMIENTO (1.5%)
SUMA
UTILIDAD(9%)
S.A.R.(2%)
INFONAVIT(5%)
SECODAM(0.005%)
PRECIO UNITARIO
$118.10
$21.25
$139.35
$2.09
$141.44
$12.72
$1.06
$2.65
$.26
$158.13
99
CALCULO DE COSTO GLOBAL.
COSTO DE LA CONSTRUCCIÓN.
PARTIDA
DESCRIPCION
UNIDAD CANT.
1
TRAZO
Y
M2
69.61
LOCALIZACION
GENER Y
DETALLADA DE EST.
CON EQUIPO DE
TOPOGRAFIA
2
EXCAVACION
DE
M3
127.6
CEPAS EN TERRENO
TIPO 1 HASTA 3 MTS.
DE PROFUNDIDAD
3
PLATILA
DE
M2
69.61
CONCRETO
FC=100KG./CM2 DE 5
CM DE ESPESOR
CON
AGREGADO
PETREO DE 19 MM
4
CIMBRA
DE
M2
32.36
CONTACTO COMUN
EN ZAPATAS DE
CIMENTACION
Y
DADOS
5
SUM. Y AVILITADO
KG.
2300.4
DE
ACERO
Y
REFUERZO F¨Y=4200
KG/CM2
EN
ZAPATAS Y DADOS
DE CIMENTACION
6
CONCRETO F¨C=200
M3
23.62
KG/CM2 CEMENTO
TIPO 1 EN ZAPATAS
Y
DADOS
DE
CIMENTACION
AGREGADO PETREO
EN LA REGION Y
ARENAS
SIN
CONTAMINANTES
7
RELLENO
Y
M
102.85
COMPACTADO
DE
CEPAS POR MEDIOS
MECANICOS
EN
CAPAS DE 20 CM DE
ESPESOR
8
BRECHEO PARA LA
KM.
5
LINEA DE 115 KV
CON TORRES, UN
SOLO
CTO.
LA
PRECIO U.
$64.05
IMPORTE
$4,458.52
$137.72
$17,573.07
$105.72
$7,359.16
$142.16
$4,600.29
$9.36
$21,531.74
$803.44
$18,977.25
$101.81
$10,471.15
$1256.21
$6,281.00
100
9
10
11
12
13
BRECHA
PARA
EFECTO
DE
CUANTIFICACION ES
DE
1
KM
DE
LONGITUD POR 18
MTS DE ANCHO
ARMADO Y VESTIDO
DE ESTRUCTURA H,
INCLUYE
MATERIAL,
ACARREOS, MANO
DE
OBRA,
HERRAMIENTA,
MAQUINA Y EQUIPO.
TENDIDO Y
TENSIONADO DE
HILO DE GUARDA,
IN CLUYE
MATERIALES,
ACARREOS, MANO
DE OBRA,
MAQUINARIA,
HERRAMIENTA Y
EQUIPO.
TENDIDO Y
TENSIONADO DE
CONDUCTOR A.C.S.R
477 MSMDE,
INCLUYE
MATERIAL,
ACARREOS MANO
DE OBRA
HERRAMIENTA Y
EQUIPO.
INSTALACION Y
MEDICION DEL
SISTEMA DE
TIERRAS EN TORRES
DE ACERO
INSTALACION DE
ROTULOS DE
SEÑALIZACION EN
ESTRUCTURAS
EST.
15
$19859.22
$29888.3
KM.
10.63
$3798.62
$40,379.33
KM.
15
$24178.89
$362,683.35
EST.
14.78
$413.28
$6,108.27
PZA.
14.78
$158.13
$2,337.16
TOTAL:
COSTO TOTAL DE LA OBRA
COSTO DE LA TOPOGRAFÍA Y
PROYECTO PROPIO DE LA LINEA:
COSTO DE LA CONSTRUCCIÓN:
GRAN TOTAL:
$800648.62
$7790.00
$800648.62
$808438.62
101
6.2 COSTOS VARIABLES.
La contabilidad de Costos es un sistema de información que clasifica, acumula, controla y asigna los
costos para determinar los costos de actividades, procesos y productos y con ello facilitar la toma de
decisiones, la planeación y el control administrativo.Depende de los patrones de comportamiento,
actividades y procesos con los cuales se relacionan los productos.
Los objetivos de la contabilidad de costos son:
Generar informes para medir la utilidad, proporcionando el costo de ventas correcto.
Valuar los inventarios para el estudio de situaciones financieras.
Proporcionar reportes para ayudar a ejercer el control administrativo.
Ofrecer información para la toma de decisiones.
Generar información para ayudar a la administración a fundamentar la estrategia competitiva.
Ayudar a la administración en el proceso del mejoramiento continuo, eliminando las actividades o
procesos que no generan valor.
Algunos autores describen la contabilidad de costos como un punto que une la contabilidad financiera con
la administrativa.
De acuerdo con los 6 objetivos mencionados, en la medida en que sirve esta al los dos primeros
objetivos, apoya a la contabilidad financiera. Por ello, es correcto percibir la contabilidad de costos como
eslabón entre las dos contabilidades.
En síntesis, se puede decir que la información cuantitativa sobre costos que debe incluirse en queda
informe varia según la situación de las empresas, así como según los objetivos específicos de la
administración en general, el costo de cualquier acción o actitud depende del propósito o fin para
determinar el costo.
El concepto de costo es uno de los elementos mas importantes para realizar la planeación, el control y la
toma de decisiones; adicionalmente, es un concepto que puede dar lugar a diferentes interpretaciones. De
ahí la necesidad de manejar una definición correcta que exprese su verdadero contenido.
102
Por costos se entiende la suma de erogaciones en que incurre una persona física o moral para la
adquisición de un bien o de un servicio, con la intención de que genere ingresos en el futuro.
2.4.6.2 COSTOS VARIBLES.
Son los que cambian o fluctúan en relación directa con una actividad o volumen dado. Dicha actividad
puede ser referida a producción o ventas: la materia prima cambia de acuerdo con la función de
producción, y las comisiones de acuerdo con las ventas.
2.4.7 ANÁLISIS CRITICO DE LOS DIFERENTES ENFOQUES.
En la construcción de la Red de Distribución de la zona San Andrés perteneciente al municipio de
Papantla en el estado de Veracruz se opto por el suministro de energía desde un punto ubicado a 5 km. de
la línea de transmisión ya que representa una gran ventaja tanto practica como económica ,por ser este el
mas corto y accesible para el tendido de la red, ya que si se hubiera realizado la construcción desde
cualquier otro punto el costo hubiese aumentado considerablemente
.
103
104
3.1 CONCLUSIONES.
Tomando como experiencia ese trabajo, se puede concluir, que lo mas importante, para la realización de
cualquier proyecto es , respetar siempre todas las especificaciones obtenidas a realizar los cálculos, tanto
eléctricos como mecánicos en la construcción de líneas de transmisión y subestaciones.
Otra consideración muy importante es que una vez instalada el equipo es necesario llevar acabo un
programa de mantenimiento productivo y preventivo para la correcta operación del equipo, evitando al
máximo interrupciones prolongadas que afecte la producción .
En México las criticas para la selección de rutas de líneas de transmisión hace énfasis en los aspectos
sociales, económicos y de Ingeniería, para lo que se hace necesario la incorporación de criterios
relacionados con los aspectos ambientales ecológicos y estéticos.
Resulta claro que para evaluar el impacto de las instalaciones eléctricas sobre el ambiente se debe llevar a
cabo un análisis amplio y detallado de los efectos ambientales de las líneas de transmisión de alta tensión.
Con loa anteriormente citado nuestro trabajo no pretende ser algo completamente terminado, sino por lo
contrario solo es una parte de la gran complejidad que encierra el diseño de una línea de transmisión.
105
3.2 BIBLIOGRAFÍA
ESTUDIO Y APLICACIONES DE LAS PROTECCIONES AL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE
ENERGIA ELECTRICA ZONA POZA .
FUNDAMENTOS DE INSTALACIONES ELECTRICAS DE MEDIANA Y ALTA TENSIÓN.
AUTOR: ENRIQUEZ HARPER GILBERTO.
GUIA DE CRITERIOS BÁSICOS PARA SUBESTACIONES DE 115, 230, 400 KV. COMISION
FEDERAL DE ELECTRICIDAD.
LINEAS DE TRANSMISIÓN Y REDES DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA ELECTRICA, AUTOR:
ENRIQUEZ GILBERTO HARPER.
LINEAS E INSTALACIONES ELECTRICAS AUTOR: LUCA MARTÍN CARLOS. EDICIÓN:1994
LIBRO “LO SE TODO”.EDITORIAL: LAROUSSE.
NORMAS DE CONSTRUCCIO DE LINEAS DE TRANSMICION
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TEXTOS UNIVERSITARIO, TRANSMICIONES DE ENERGIA. AUTOR: CHAZARO APARICIO
RAMON.
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3.3 ANEXOS Y APENDICE
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