Reyes Cotera

UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL PERU
FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA Y ELECTRONICA
PROPUESTA DE UNA LÍNEA DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA
CON CABLES AUTOPORTANTES EN 22.9/13.2 kV. PARA
SECTORES URBANOS
PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE:
INGENIERO ELECTRICISTA
PRESENTADO POR:
BACH. ISIDRO ROBERT REYES COTERA
HUANCAYO - 2009
ASESOR:
Ing. Pedro Torres Mayta
A mis padres y Esposa e Hijos por su
apoyo constante indesmayable en el
logro de mi formación profesional
.
A mis Profesores
RESUMEN
En la presente tesis
tensión
planteo el uso de cables autoportantes en media
22.9/13.2 kV. Esta propuesta sirve como una alternativa para
ciudades donde el plan catastral contempla calles en un solo sentido,
angostas por la naturaleza del terreno o por crecimiento desordenado de la
misma; donde el uso de conductor desnudo de aluminio no garantiza los
riesgos de accidentes por distancias de seguridad. Ante este problema se
plantea el uso de nuevas tecnologías como es del cable autoportante. La
que se adecua a las normas técnicas de calidad servicios eléctricos
NTCSE, y su uso contribuye con la seguridad pública. Su empleo se
recomienda para Redes Primarias ya sea total o parcial según se plantea el
diseño y la ingeniería del estudio.
Este cable de energía es forrado y trenzados alrededor del mensajero, la
que reduce los riesgos eléctricos, las pérdidas de energía, ocupa poco
espacio aéreo,
asimismo se elimina los riesgos de energizar cualquier
rama, árbol por ser cables aislados. Menor costo de montaje en el tendido
del cable, menor utilización de ferretería, ya que se tiende como si fuera un
solo conductor ahorrando tiempo y dinero a la inversión, menor costo de
mantenimiento comparado con el convencional.
En la presente tesis se da conocer las ventajas, y desventajas que existe
con el sistema convencional con el conductor de aluminio desnudo.
Su empleo tiene lugar geográfico ciudad de Satipo. Se analiza el reemplazo
de las redes existentes por redes nuevas, tomando en consideración
aspectos económicos y técnicos. Al final se hace una comparación en
base al estudio técnico y económico, con indicadores para un promedio de
20 años que se considera el promedio de vida útil de aluminio.
INTRODUCCIÓN
En la presente tesis, planteo el uso de Redes Primarias con cables auto
portante en 22.9/13.2 kV. Para sectores urbanos, con el objetivo de reducir
riesgos eléctricos, pérdidas de energía, ya que estos parámetros reflejan el
estado de la ingeniería, y las pérdidas no técnicas reflejan el curso de la
administración de la empresa.
Para atacar la raíz al problema, no se debe cometer el error de separar las
dos ramificaciones de la misma, se deben enfrentar al mismo tiempo, los
problemas administrativos y los técnicos, por estar estrechamente
relacionados. Los administradores de las empresas eléctricas, deberán dar
cuenta de los resultados de su gestión en términos económicos y
financieros.
Actualmente las empresas Regionales de Electricidad han reducido a
niveles permisibles las pérdidas técnicas y no técnicas; justificando la
inversión con el fin de cumplir los niveles de calidad y tomando muy cuenta
los riesgos de seguridad pública.
Para el desarrollo de la tesis
hemos considerado cinco capítulos
siguientes:
Él Capitulo I (Planteamiento y Metodología del Estudio) En el presente
capitulo se da a conocer las dificultades que se tiene con el sistema
convencional, con las distancias de seguridad y los riesgos eléctricos que
estos con llevan, en este capitulo se plantean las posibles soluciones ante
estos problemas, con objetivos generales y específicos llegando al
planteamiento general de la hipótesis de la tesis.
En El Capitulo II (Descripción del Sistema Eléctrico de Satipo)
Describimos las características geográficas y eléctricas de la ciudad donde
se plantea la tesis
En el Capítulo III (Selección de Cables Auto soportados desde el Punto
de Vista Técnico) En el presente capitulo damos a conocer las
características mínimas que deberán cumplir los equipos y materiales.
Considerando criterios de diseño que se requieren, enmarcados en las
normas técnicas vigentes. Considerando la proyección de la demanda el
parámetro importante para garantizar el calibre del conductor y la potencia
de los transformadores. Esta proyección se realizo con
de registro de Electrocentro S.A.
económica
la
base de datos
a efectos de comparar la evaluación
y técnica de cada una de las alternativas partiendo de sus
consumos promedios a lo largo del año, la que se clasificaron en cuatro
sectores tomando en consideración el número de habitantes y su tasa de
crecimiento. Para la muestra se ha considerado el consumo de energía en
la tarifa domestica y comercial. La cual permite establecer las bases para el
estimar la proyección de la demanda, de la oferta y el balance de potencia y
energía hasta el año 2029.
En el Capítulo IV (Selección de cables Autosoportados desde el Punto
de Vista Económico)
En este capítulo de Análisis Económico de reemplazo se da
los criterios
para la remodelación del sistema con cables autoportantes en 22.9/13.2 kV
para sectores urbanos. Considerando que toda empresa esta en función a
la calidad de servicio que brinda a sus clientes y esto depende tanto de la
producción de los recursos humanos y la constante alternativa de
renovación y modernización de sus equipos.
En este capitulo desarrollamos las comparaciones de los costos de los
sistemas convencional y autoportante, así como consolidar dos casos
fundamentales, el costo de pérdidas, y el de operación y mantenimiento,
sumarlos y de esta manera comparar las alternativas para el diseño óptimo
de una red del Subsistema de distribución primaria.
En el Capítulo V (Comparación del Sistema Convencional con el
Sistema Auto Soportado) En el presente capitulo se dan a conocer las
diferentes ventajes y desventajas que existe de un sistema convencional
con el auto soportado, las que van escoltados con los diferentes cálculos
mecánicos y eléctricos de cada sistema. Así también se realiza un análisis
Económico comparativo del beneficio/ costo de los conductores de aluminio
convencionales con los autoportantes en Media Tensión 22.9 kV.
La determinación de los costos y beneficios es mediante los indicadores
conocidos como VAN, TIR, y la relación de Beneficio / costo de la inversión
en un periodo de 20 años, el que se considera un promedio de vida útil del
cable de aluminio.
Pongo a disposición del jurado estos planteamientos que constituyen mi
tesis para optar el Titulo Profesional de Ingeniero Electricista.
(B) Ing. Electricista ISIDRO ROBERT, REYES COTERA
INDICE
DEDICATORIA
RESUMEN
INTRODUCCIÓN
INDICE
CAPÍ TULO I
PLANTEAMIENTO Y METODOLOGÍA DEL ESTUDIO
Pág.
1.1
Generalidades
15
1.2
Planteamiento del problema
16
1.2.1
Problema general.
16
1.2.2
Problemas específicos
17
1.3
Caracterización del problema
18
1.4
Justificación E. importancia del problema
18
1.5
Objetivos
18
1.5.1
Objetivos generales
18
1.5.2
Objetivos específicos
19
1.6
Hipótesis
19
1.6.1
Hipótesis general
19
1.6.2
Espacio y muestra
19
C A P Í T U L O II
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO
2.1
2.2
Descripción del sistema Satipo
20
2.1.1
Fuente se alimentación
24
2.1.2
Descripción del sistema. Satipo
24
Descripción evaluación del sistema de distribución
2.2.1
26
Descripción de las sub–estaciones de distribución
Existente
28
C A P Í T U L O III
SELECCIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DESDE EL PUNTO DE VISTA
TÉCNICO
3.1
Consideraciones generales
30
3.2
Criterios generales para la configuración del sistema
30
3.2.1
Mínimo Costo i/o Remodelación
31
3.2.2
Calidad del servicio eléctrico
31
3.3
Determinación del sistema de tensión
31
3.4
Configuración de redes
32
3.4.1
Evaluación del costo de pérdidas
32
3.4.2
Pérdidas de potencia y energía
33
3.5
3.6
3.7
3.8
3.9
Estudio de la demanda
34
3.5.1
Periodo del estudio
36
3.5.2
Fuente de información utilizada
36
Análisis de carga
37
3.6.1
Clasificación de la zona del estudio
39
3.6.2
Calificación eléctrica
41
3.6.3
Proyección de la demanda de energía
44
Sistema económicamente adaptado
45
3.7.1
Continuidad
45
3.7.2
Confibialidad
46
3.7.3
Calidad de suministro eléctrico
46
Características de la carga
47
3.8.1
Clasificación de las cargas
47
3.8.1.1 Localización Geográfica
47
3.8.1.2
Tipo de Utilización de Energía
47
3.8.1.3
Confiabilidad del sistema
48
Diseño de una red de distribución Primaria con cables
Autoportante
49
3.9.1
Cables
49
3.9.2
Vanos
50
3.9.3
Distancias de seguridad
50
3.9.4
Normas de fabricación y prueba
50
3.10
3.11
3.12
3.13
Condiciones de instalación
51
3.10.1 Condiciones de operación
52
Especificaciones técnicas
53
3.11.1 Aislamiento y pantalla eléctrica
53
3.11.2 Soporte galvanizado
54
Características constructivas
54
3.12.1
Características del conductor
55
3.12.2
Características del soporte de acero
55
3.12.3
Denominación
56
Ferretería para conductor de sistema autosoportado
56
3.13.1 Alcance
56
3.13.2 Normas aplicables
56
3.13.3 Mordaza o grapa de suspensión
57
3.13.4 Grapa de anclaje tipo automático
58
3.13.5 Gancho de suspensión pasante [Gancho pasante]
58
3.13.6 Gancho ojal roscado
59
3.13.7 Tubo de protección contra rozamiento
59
3.13.8 Correa plástica de amarre
59
3.13.9 Terminal exterior aislante
60
3.13.10 Cubierta Aislante para 30 kV
60
3.13.11 Barra de conexión y plancha de acero
61
3.13.12 Aisladores tipo line post clase ANSI 57-2
61
C A P Í T U L O IV
SELECCIÓN DE LOS CABLES AUTOSOPORTADOS DESDE EL PUNTO DE
VISTA ÉCONOMICO
4.1
Generalidades
63
4.2
Evaluación económica
64
4.3
Análisis económico
66
4.4
Valor de las inversiones
67
4.5
Evaluación
68
4.6
Premisas de evaluación
68
4.7
Optimización
68
4.7.1
69
Inversión
4.8
4.9
4.7.2
Costos de operación y mantenimiento
69
4.7.3
Ingresos anuales del proyecto
70
4.7.4
Horizonte de tiempo de evaluación
71
Evaluación Económica
72
4.8.1
Valor presente neto
72
4.8.2
Tasa interna de retorno
72
4.8.3
Coeficiente beneficio costo
73
4.8.4
Tasa de descuento legal
73
Características de la Remodelación
74
4.9.1
Comparación de costo por armado
75
4.9.2
Comparación del costo por montaje electromecánico
76
CAPÍ TULO V
COMPARACIÓN DEL SISTEMA CONVENCIONAL CON EL SISTEMA
AUTOSOPORTADO
5.1
Generalidades
77
5.2
Objetivos
79
5.3
Ventajas y desventajas del cable autosoportado
80
5.4
Diferencias de los cables autosoportados con los
Convencionales
5.5
Comparación del montaje electromecánico del sistema
Convencional
5.6
81
con el autosoportado
82
5.5.1
Manipulación de cables
82
5.5.2
Operación de tendido
83
5.5.3
Puesta en flecha
83
Comparaciones técnicas del sistema convencional con el
Autosoportado
84
5.6.1
Alcances
84
5.7
Bases de cálculo
85
5.8
Condiciones metereologícas de la zona
86
5.8.1
86
Condiciones geográficas
5.9
Criterios de diseño
87
5.10
Parámetros eléctricos para la selección del conductor
87
5.10.1 Datos principales de la red
88
5.10.2 Análisis por régimen permanente
88
5.10.3 Análisis por régimen de corto circuito por estabilidad
Térmica
90
5.11. Características eléctricas de los conductores
92
5.12. Disposición de conductores
94
5.13. Reactancia inductiva sistema trifásico
95
5.14. Cálculo del factor de caída de tensión
95
5.15. Factores de caída de tensión
95
5.16. Pérdidas de potencia y energía por efecto joule
96
5.16.1 Resultados de pérdidas anuales de energía activa de los
Sistemas de distribución
5.17. Cálculos mecánicos
97
97
5.17.1 Objetivo .
97
5.17.2 Consideraciones de diseño mecánico
98
5.17.3. Material de los conductores
98
5.17.4. Características mecánicas de los conductores
98
5.17.5. Esfuerzos máximos en el conductor
99
5.17.6. Esfuerzos del conductor en la condición EDS
100
5.17.7. Esfuerzos máximos en el conductor
101
5.17.8. Cálculo mecánico de conductores convencional y
5.18
Portante
102
5.17.8.1 Hipótesis de estado
102
5.17.9. Comparación de los resultados
104
Cálculo mecánico de postes
105
5.18.1 Factores de seguridad
106
5.18.2 Características de los postes
106
5.18.3. Cargas actuantes sobre las estructuras
107
5.18.4. Resultados obtenidos del sistema convencional y
Autosoportado
518.5
5.19
Resultados de la Comparación
108
110
Cálculo mecánico de retenidas
110
5.19.1
111
Bases de cálculo
5.19.2 Método de cálculo de retenidas
111
5.19.3 Resultados de la comparación
114
CONCLUSIONES
RECOMENDACIONES
BIBLIOGRAFIA
ANEXOS:
ANEXO N° 01
Metrado y presupuesto del sistema compartido en convencional y autoportante
ANEXO N° 02
Metrado y presupuesto del sistema autoportante
ANEXO N° 03
Metrado y presupuesto del sistema convencional
ANEXO N° 3.B
Resumen del
metrado
y
presupuesto del sistema compartido (convencional y
autosoportado)
ANEXO N° 4
ANEXO N° 4 A: Plano de las redes primarias del sistema autoportante en 22.9 kV
ANEXO N° 4 B: Plano de las redes primarias del sistema convencional en 22.9 kV
ANEXO N° 05
CUADRO N° 5.A:
Calculo de caída de tensión, pérdidas de potencia y energía del sistema autoportante
CUADRO N° 5.B:
Calculo de caída de tensión, pérdidas de potencia y energía del sistema convencional
ANEXO N° 06
CUADRO N° 6.A:
Calculo mecánico de conductores de la red primaria en el sistema autoportante
CUADRO N° 6.B:
Calculo mecánico de conductores de la red primaria en el sistema convencional
ANEXO N° 07
CUADRO N° 7.A:
Calculo mecánico en postes de 15/500/450/225 con conductor 3x70 mm² AAAC y
cable 3x70 mm² NA2XS2Y-S en M.T
CUADRO N° 7.B:
Calculo mecánico en postes 15/500/450/225 con cable 3x70 mm² NA2XS2Y-S y.
Con cable 3x35+16+P25 tipo CAAI en B.T.
CUADRO N° 7.C:
Calculo mecánico en postes 13/400/375/180 con conductor 3x70 mm² AAAC y. con
cable 3x35+16+P25 tipo CAAI en B.T.
ANEXO N° 08
CUADRO N° 8.A:
Calculo retenidas en
con cable autoportante NA2X2Y-S de 3X70+P67 mm² y
Conductor 3X70 mm² AAAC en M.T.
CUADRO N° 8.B:
Calculo retenidas en con cable autoportante NA2X2Y-S de 3X70+P67 mm² Y cable
3X35+16+P25 tipo CAAI en B.T.
ANEXO N° 09
CUADRO N° 9.A:
Detalles de los armados sistema autoportante
CUADRO N° 9.B:
Detalles de los armados sistema convencional
ANEXO N° 10
Comparación de los montajes electromecánicos de los sistemas de distribución
( Compartido, autoportante y convencional)
ANEXO N° 11
Cronograma de obra del sistema compartido (Convencional y Autoportante)
CAPÍTULO I
PLANTEAMIENTO Y METODOLOGÍA DEL ESTUDIO
1.1
GENERALIDADES
Los riesgos eléctricos y las pérdidas de energía en los sistemas de
distribución constituyen un problema apremiante para las empresas
Distribuidoras de Electricidad.
Como complemento de esta acción se tiene hoy en día la oportunidad
de aplicar nuevas tecnologías que nos ofrecen continuamente el
mercado mundial y que constituye en herramientas valiosas para no
solamente controlar y reducir los riesgos eléctricos, si no también
para reducir las pérdidas de energía, y así brindar cada vez un mejor
servicio a sus clientes.
Las empresas de distribución de energía eléctrica operan dentro del
ámbito de su concesión de distribución regulado por la Ley de
Concesiones Eléctricas N° 25844 y su reglamento, así como la
aplicación de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos
NTCSE en su III Etapa; siendo esta más severa con el distribuidor
que tiende ha proteger a los clientes, obligando al concesionario
16
brindar un mejor servicio con eficiencia y calidad, incidiendo en una
modernización adecuada propia del sector privado.
1.2
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El problema que se tiene en los sistemas de distribución
convencional, son conductores que no tienen aislamiento y no
garantizan el riesgo de accidentes
por distancias mínimas de
seguridad a las personas, ya que utilizan conductores desnudos de
aluminio o de cobre, que por el hecho de estar desnudos son de
riesgo alto y estando dentro de la ciudad con distancias inapropiadas
son
causantes de
riesgos por electrocución y de incendio. El
crecimiento desordenado de las ciudades encuentra problemas en
calles angostas
y en algunos casos sin respetar los planos
catástrateles de desarrollo urbano, donde han edificado viviendas sin
tener consideraciones técnicas básicas de seguridad ante los riesgos
eléctricos muy a pesar de las medidas que se toman para evitar
accidentes de origen eléctrico, ante este problema se plantea el uso
de los cables autoportantes en media tensión.
1.2.1 PROBLEMA GENERAL
La interrogante que nos planteamos para este fin es:
¿Cómo lograr reducir los riesgos eléctricos y las pérdidas de
energía, en los sistemas de Distribución Primaria mediante el
uso
de
conductores
y/o
Cables,
conservando
características arquitectónicas de la ciudad a menor costo?
las
17
1.2.2 PROBLEMAS ESPECÍFICOS
Esto implica formular a la siguiente pregunta:
¿Cómo influye el uso de nuevas tecnologías en el Sistema de
Distribución Primaria con cables Autoportantes en 22.9 kV
para sectores urbanos, en las pérdidas de energía por ende en
la disminución de gastos de operación para un beneficio socioeconómico y la rentabilidad de la Empresa en comparación
con el sistema convencional actualmente utilizado?
¿Cuál es la evaluación
técnica-económica de una red de
Distribución Primaria con cables Autosoportados 22.9 kV para
sectores urbanos de la ciudad de Satipo?
¿Cómo afrontar con éxito la aplicación de la NTCSE en su III
Etapa, en lo referente al indicador de calidad de servicio SubSistema de Distribución Primaria con la remodelación de redes
con cables Autoportantes en 22.9 kV para sectores urbanos?
¿Es posible elaborar la propuesta de una red de Distribución
Primaria con cables Autosoportados 22.9 kV. Para sectores,
donde es difícil cumplir con las distancias de seguridad?
1.3
CARACTERIZACIÓN DEL PROBLEMA.
Se pretende dar una alternativa de solución, a la alta incidencia de
Electrocución referente a los Sistemas de distribución Aérea de
Media
Tensión.
Innovando
el uso
de un
nuevo
cable de
características técnicas que se adecuan a las exigencias de las
normas de calidad actuales, asimismo reduce las pérdidas técnicas a
18
parámetros normalizados, enmarcándose perfectamente en la mejor
inversión a largo plazo.
1.4
JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA DEL PROBLEMA
Actualmente las empresas regionales de electricidad dan alta
importancia al cumplimiento de no infringir con las distancias mínimas
de seguridad, por seguridad pública y por las penalidades que esto
conlleva. Así también
han reducido a niveles permisibles las
pérdidas técnicas y no técnicas.
La Empresa Electrocentro S. A. Está impulsando programas de
inversión a fin de cumplir con los niveles de calidad indicados en la
NTCSE (Norma de calidad de Servicio) y fiscalizados por los
organismos reguladores; tal es el caso de OSINERGEMIN.
Los cables autoportantes salvaguardan la seguridad de las personas,
por ser cables aislados y la distancia de seguridad es favorable por
tener cables trenzados, y soportados a través del portante con el
uso menor ferretería.
1.5
OBJETIVOS
1.5.1 OBJETIVOS GENERALES
El presente trabajo de tesis tiene como objetivo el uso de cable
autosoportado de aluminio en Redes Primarias de distribución
de 22.9 kV. Para controlar y reducir los riesgos eléctricos por
distancias de seguridad.
19
1.5.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Controlar y Reducir las pérdidas técnicas de energía.
Determinar las ventajas y desventajas en el orden técnico,
económica.
1.6
HIPÓTESIS
1.6.1 HIPÓTESIS GENERAL
El uso de los cables en media tensión auto soportados en los
Sistema de Distribución Primaria en 22.9 kV. Para la ciudad
de Satipo y sectores urbanos reduce los riesgos de distancias
mínimas de seguridad y controla la seguridad pública frente
accidentes eléctricos ante contactos directos con el cable.
1.6.2 ESPACIO Y MUESTRA
La conforman todos clientes de la ciudad de Satipo, donde se
ejecutara la remodelación y ampliación de
las Redes
Primarias y Secundarias.
Así también es aplicable a las ciudades i/o sectores donde
sea difícil distribución de las Redes Primarias con conductores
convencionales.
C A P Í T U L O II
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO
2.1
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA SATIPO
La ciudad de Satipo se ubica en la margen izquierda del río Satipo
y en la parte oriental de la Región Junín a 440 km. al este de Lima.
Abarca una superficie de 19,219.48 km2, el 43.5% de la región
Junín. Está conformada por los valles que forman los ríos: Satipo,
Ene, Perené, Tambo y Pangoa.
POBLACION
179,014 Habitantes 2006
DENSIDAD POBLACIONAL
9.21 Habitantes por kilómetro Cuadrado
CREACION POLITICA
Categoría
: Provincia.
Ley No :
15481
Fecha
: 26.03.65
Gobierno
: Arquitecto Belaunde Ferry
21
LIMITES
Norte
:
Provincia de Chanchamayo (Dpto. Junín), Oxapampa
(Dpto. Pasco) y Provincia de Atalaya (Dpto. Ucayali.)
Sur
:
Provincia de Tayacaja (Dpto. Huancavelica), Provincia
Huanta (Dpto. Ayacucho.) y Provincia de la Convención
(Dpto. Cusco).
Este
:
Provincia de Atalaya (Dpto. Ucayali) y Provincia La
Convención (Dpto. Cusco).
Oeste
:
Provincias
Chanchamayo,
Jauja,
Concepción
y
Huancayo (Dpto. Junín); Provincia Tayacaja (Dpto.
Huancavelica).
ALTITUD
Punto más elevado
:
4,832. m.s.n.m. (Cumbre próximas al nevado
Beatacocha)
Punto más bajo
:
236 m.s.n.m. (Villa Junín – Río Tambo)
Satipo Capital
:
628 m.s.n.m.
EXTENSION
Junín)
: 19,219.48 Km²
(43.5% del departamento de
22
DIVISION POLITICA: 08 distritos
DISTRITO
CAPITAL
SUPERFICIE CENSAL (Km²)
COVIRIALI
COVIRIALI
145.13
LLAYLLA
LLAYLLA
180.39
MAZAMARI
MAZAMARI
332.83
PAMAPA HERMOSA
MARIPOSA
566.82
PANGOA
SAN MARTIN DE PANGOA
RIO NEGRO
RIO NEGRO
714.98
RIO TAMBO
PUERTO OCOPA
349.90
SATIPO
SATIPO
732.02
TOTAL SUPERF. CENSADA
6,197.41
19219.48
SIN ASIGNACION ESPECIFICA
212.52
TOTAL SUPERFICIE TERRITORIAL
28,651.48
TOPOGRAFIA
Paisaje
con
vegetación
abundante
tipo
tropical así
como
montañoso. La mayor parte del territorio es montañoso y en
proceso de erosión
Tiene la influencia en el área, valles de los ríos Satipo, Mazamari y
Pangoa, el que tiene el centro de carga la ciudad de Satipo.
Satipo presenta un clima subtropical (templado húmedo) con
temperatura: máxima promedio anual de 35°C y media anual 20°C.
Las precipitaciones fluviales cuyo promedio anual es de 1391 mm
las que fluctúan a lo largo del año, son intensas en Enero, Febrero
y Marzo; disminuyendo considerablemente en los meses de julio, y
Agosto. La humedad relativa alcanza un promedio anual de 78,2 %
23
ACCESOS
Carretera Marginal Vía Lima, La Oroya, Tarma, La Merced, Satipo
(440 Km). El recorrido se hace de 06 a 08 horas.
Carretera Afirmada Vía Concepción, comas, Runatullo, Mariposa,
Satipo (232 Km). El tiempo de viaje es ce 06 a 08 horas.
Las actividades económicas predominantes en la zona del proyecto
son: la agricultura, ganadería, comercio y a mediana escala la
industrialización por lo que en actividad
económica podemos
resumir.
-
Cultivo de cítricos, café, cacao, etc.
-
Crianza de Ganado Vacuno.
-
Procesamiento y/o industrialización del cacao, café, frutas y
madera.
-
Extracción y aserrío de madera.
-
Comercio en general.
EDUCACION SUPERIOR
La educación superior se viene brindando a través de las diferentes
instituciones educativas: La Universidad Nacional del Centro del
Perú con sede en la ciudad de Satipo, La universidad Privada Los
Andes, El instituto superior Pedagógico privado “San Juan Bosco”,
El instituto superior Teodoro Taypé la Universidad Nacional José
Faustino Sánchez Carrión de Huacho.
24
El servicio de salud está cuenta con hospitales y centros de salud,
así mismo existen instituciones sociales y religiosas de diversas
nominaciones y actividades.
2.1.1 FUENTE DE ALIMENTACIÓN
Satipo y las localidades del P.S.E. Satipo, son alimentadas
eléctricamente desde la S.E. Chalhuamayo en 22.9/4.16 kV
– 7MVA, cuyo patio de llaves está ubicado dentro del área
de terreno de la Central Hidroeléctrica de Chalhuamayo.
La energía eléctrica proviene de la Generación de la Central
Hidráulica de Chalhuamayo, es en 22.9/13.2 kV.
2.1.2 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA. SATIPO
El sistema eléctrico de Satipo ha crecido de acuerdo a las
necesidades del pueblo, que al querer contar con energía
eléctrica primordial para todos, creció la frontera eléctrica
obviando muchas veces el aspecto técnico, por lo que sus
redes convencionales son actualmente un riesgo latente
para la seguridad de las personas.
Las Redes de Distribución Primaria no cumplen con las
Normas, encontrándose distancia mínima entre conductores
que exponen a potenciales originando los accidentes.
Las Redes de Distribución Primaria y Secundaria que
existían cubren la mayor parte a un nivel de tensión de 4,160
V y 220 V respectivamente.
25
La precariedad de la Red Primaria, es tal que en la mayoría
de los tramos se tienen los conductores alimentadores que
trabajan con sobrecarga en función a la corriente nominal al
que han sido diseñados.
La postería
soporta esfuerzos de trabajo en la punta
mayores a las que han sido diseñadas,
y por el tiempo
transcurrido han perdido ciertas características de flexión
representando actualmente un factor de riesgo y no de
seguridad.
La mayoría de
transformadores de distribución, no han
tenido programas de mantenimiento preventivo, en algunos
casos solo el correctivo, y sobre cargados que origina un
recalentamiento en los sistemas de refrigeración, alterando
las cualidades físicas de estos por el prolongado tiempo de
funcionamiento, en condiciones de régimen de trabajo
permanentemente sobrecargado.
Todos estos factores arriba detallados incrementa los
riesgos por accidentes, incumplimiento de lo índices de
gestión esperados, sanciones por parte de OSINERGIM,
dificultad el incremento cargas existentes y futuras, en
perjuicio de la Empresa.
Hasta la fecha
los programas de mantenimiento de la
empresa no consiguen políticas agresivas a fin de superar
26
estos
inconvenientes motivo por la cual se plantea la
presente tesis como una alternativa de solución. Utilizando
materiales de tecnología actual justificando el costo de la
remodelación integral de Satipo.
2.2
DESCRIPCIÓN
Y
EVALUACIÓN
DEL
SISTEMA
DE
DISTRIBUCIÓN.
Al realizar un análisis del comportamiento de la infraestructura
eléctrica de las Sub.–Estaciones de distribución y teniendo en
cuenta las características actuales del servicio eléctrico de la
ciudad de Satipo, concesión de ELECTROCENTRO S.A. detallamos
su capacidad instalada (cuadro Nº 2.1)
y pérdida totales en
transformadores (energía y potencia cuadro Nº 2.2)
27
CUADRO N° 2.1
LOC.
NOMBRE – VIA
ITEM
CODIGO S.E
1
E416650(SEOC)
Satipo Jr. Colonos Fundadores / Planta térmica
150
2
E416657 (08)
Satipo Jr. Los Incas / Jr. Hiliser plaza principal
250
3
E416684(ZE22)
Satipo Jr. Augusto B. Leguia
75
4
E416711 (JE44)
Satipo Jr. Calle Ayacucho
37
5
E416729(SU18)
Satipo Telefónica del Perú
50 Privado
6
E416730(SE25)
Satipo Jr.San Martin (Sant. Leo)
100
7
E416731(SE19)
Satipo Jr. San Martin
100
8
E416732(SE11)
Satipo Agricultura Madexa
160
9
E416734(SE17)
Satipo Canal Municipal
100 Privado
10
E416740(SU151)
Satipo Marginal / Mematza
250 Privado
11
E416741(SU161)
Satipo Marginal / Perú Timber
200 Privado
12
E416745(SU14)
Satipo Marginal / Alcazar
160 Privado
13
E416746(SE39)
Satipo Urb. Milagro
75
14
E416747 (46)
Satipo Los Frutales
50
15
E416755 (01)
Satipo Jr. Concordia
30
16
E416756 (10)
Satipo Alameda H / Grau
10
17
E416757 (29)
Satipo Jr. Junin / Jr. Ruben Caligari
10
18
E416758 (26)
Satipo Carreta Marginal
37.5
19
E416759(SE12)
Satipo Estadio Municipal / Marginal Ovalo
75
20
E416761(SE13)
Satipo Carretera Marginal (Grifo Ortega)
37.5
21
E416763(SE02)
Satipo Jr. Junín / Miguel Grau
160
22
E416764(SE02)
Satipo Jr. Agricultura / Los Incas
100
23
E416765(SE03)
Satipo Jr. Junín / Manuel Prado
160
24
E416766(SE04)
Satipo Jr. Augusto B. Lejía / Manuel Prado
100
25
E416767(SE09)
Satipo Hilser /Jr. Colonos Fundadores
160
26
E416768(SE06)
Satipo Jr. Francisco Irazola / Jr. Julio c Tello
100
27
E416769(SE07)
Satipo Jr. Julio C. Tello / Jr. José Olaya
83
28
E416770(SE24)
Satipo José Olaya / Jr. M. Bastidas
50
29
E416771(SE23)
Satipo Irazola / Jr. Lucio San
100
30
E416772(SE05)
Satipo Jr. Junín / Jr. Julio C. Tello
100
31
E416773(SE21)
Satipo Jr. Lucio Sánchez / Madera Hurtado
175
32
E416780(SE27)
Satipo Marginal / Jaime Velásquez
100
33
E416791(SE60)
Satipo Grifo Ortega
10 Privado
Fuente: INVENTARIO FÍSICO ELECTROCENTRO – SATIPO - 2003
Pot (kVA)
28
CUADRO No 2.2
PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGIA DE LOS TRANSFORAMADORES DE DISTRIBUCION ANTES DE LA REMODELACION DE LA
CUIDAD DE SATIPO
S.E.No
Codigo
UBICACIÓN
Pot
(KVA)
Pot
(Nom)
%
Pot
(Nom)
Pérd Fe
(KW)
Pérd Cu
(KW)
Pmax
F.U.
Pptr KW
Petr KWH
S/. MES
S.E. No 00
Planta Térmica
160
136
80%
108.8
0.6106
0.2129
108.80
0.80
0.632
455.040
230.80
S.E. No 08
Jr. Los Incas
250
212.5
105%
223.125
1.0307
0.3783
223.13
1.05
1.096
789.120
400.24
S.E. No 22
Jr. Augusto B. L.
75
63.75
90%
57.375
0.3829
0.1276
57.38
0.90
0.399
287.280
145.71
S.E. No 44
Jr. Ayacucho
37
31.45
95%
29.8775
0.2380
0.0757
29.88
0.95
0.249
179.280
90.93
S.E. No 18
Telefónica
50
42.5
60%
25.5
0.2120
0.0667
25.50
0.60
0.216
155.520
78.88
S.E. No 25
Jr. San Martín -01
100
85
105%
89.25
0.5285
0.1817
89.25
1.05
0.560
403.200
204.50
S.E. No 19
Jr. San Martín -02
100
85
95%
80.75
0.4913
0.1678
80.75
0.95
0.515
370.800
188.07
S.E. No 11
Madexa
160
136
92%
125.12
0.6761
0.2381
125.12
0.92
0.708
509.760
258.55
S.E. No 17
Canal Municipal
100
85
80%
68
0.4334
0.1462
68.00
0.80
0.448
322.560
163.60
S.E. No 151
Marginal
250
212.5
90%
191.25
0.9211
0.3344
191.25
0.90
0.964
694.080
352.04
S.E. No 161
Marginal - Perú - Timber
200
170
80%
136
0.7184
0.2546
136.00
0.80
0.744
535.680
271.70
S.E. No 14
Marginal - Alcazar
160
136
90%
122.4
0.6653
0.234
122.40
0.90
0.695
500.400
253.80
S.E. No 39
Urb. Milagro
75
63.75
80%
51
0.3514
0.1162
51.00
0.80
0.363
261.360
132.56
S.E. No 46
Urb. Frutales
50
42.5
80%
34
0.2615
0.084
34.00
0.80
0.270
194.400
98.60
S.E. No 01
Jr. Concordia
25
21.25
100%
21.25
0.1856
0.0577
21.25
1.00
0.195
140.400
71.21
S.E. No 10
Jr. Alameda H
10
8.5
105%
8.925
0.0986
0.0288
8.93
1.05
0.104
74.880
37.98
S.E. No 29
Jr. Ruben Calegari
10
8.5
100%
8.5
0.0952
0.0277
8.50
1.00
0.100
72.000
36.52
S.E. No 26
Carretera Marginal
37.5
31.875
85%
27.0938
0.2216
0.07
27.09
0.85
0.230
165.600
83.99
S.E. No 12
Estadio Municipal
75
63.75
90%
57.375
0.3829
0.1276
57.38
0.90
0.399
287.280
145.71
S.E. No 13
Carretera Marginal -Grifo
37.5
31.875
95%
30.2813
0.2403
0.0765
30.28
0.95
0.251
180.720
91.66
S.E. No 02
Jr. Agricultura - Incas
100
85
90%
76.5
0.4723
0.1607
76.50
0.90
0.493
354.960
180.04
S.E. No 03
Jr. Manuel Prado
160
136
100%
136
0.7184
0.2546
136.00
1.00
0.758
545.760
276.81
S.E. No 04
Jr. Augusto B. L. - M. Prado
100
85
90%
76.5
0.4723
0.1607
76.50
0.90
0.493
354.960
180.04
S.E. No 09
Jr. Hilser- Colonos Fundadores
160
136
100%
136
0.7184
0.2546
136.00
1.00
0.758
545.760
276.81
S.E. No 06
Jr. Francisco Irazola - C. Tello
100
85
90%
76.5
0.4723
0.1607
76.50
0.90
0.493
354.960
180.04
S.E. No 07
Jr. Francisco Irazola - J. Olaya
85
72.25
85%
61.4125
0.4024
0.1348
61.41
0.85
0.418
300.960
152.65
S.E. No 24
Jr. José Olaya - M Bastidas
50
42.5
100%
42.5
0.3077
0.1004
42.5
1
0.323
232.560
117.95
S.E. No 23
Jr. Francisco Irazola - L. Sanchez
100
85
105%
89.25
0.5285
0.1817
89.25
1.05
0.560
403.200
204.50
S.E. No 05
Jr. Junín - Julio C. Tello
100
85
90%
76.5
0.4723
0.1607
76.5
0.9
0.493
354.960
180.04
S.E. No 21
Jr. Lucio Sanchez - Maderera H.
175
148.75
85%
126.438
0.6812
0.2401 126.4375
0.85
0.708
509.760
258.55
S.E. No 27
Marginal - J. Velasquez
100
85
90%
76.5
0.4723
0.1607
76.5
0.9
0.493
354.960
180.04
S.E. No 60
Grifo Ortega
10
8.5
105%
8.925
0.0986
0.0288
8.925
1.05
0.104
74.880
37.98
15.232
10,967.04
5,562.50
Fuente: ELECTROCENTRO – SATIPO 2003 AL 2004
2.2.1 DESCRIPCIÓN
DE
LAS
SUB–ESTACIONES
DE
DISTRIBUCIÓN EXISTENTE.
Dentro del área de la ciudad de Satipo, contaban con una
potencia Instalada en las SSEE promedio de (3,200 kVA)
con un promedio de 4500 clientes.
29
Con 31 Sub – Estaciones de las cuales 81 % pertenece a
ELECTROCENTRO S.A. y el 19 % a usuarios particulares
denominados Clientes Importantes.
CUADRO 2.3
POTENCIA INSTALADA EN LAS SUB – ESTACIONES DISTRIBUIDOS.
CANTIDAD
KVA
SISTEMA
ELECTROCENTRO
27
2460
3Ø
Particulares
6
770
3Ø
Resumen
33
3,230.00
3Ø
C A P Í T U L O IV
SELECCIÓN DE LOS CABLES AUTOSOPORTADOS DESDE EL
PUNTO DE VISTA ECONÓMICO
4.1
GENERALIDADES
1
La rentabilidad
de la empresa concesionaria está función
a la
calidad de servicio que brinda a sus clientes y esto depende tanto de
la producción de los recursos humanos y la constante alternativa de
renovación y modernización de sus equipos, a medida que los
nuevos sistemas ofrecen ahorros y utilidades adicionales, los
proyectos de modernización (reemplazo) son las más importantes
decisiones de
inversión
en las empresas, todo ello del análisis
beneficio costo y la recuperación en un periodo de tiempo prudente.
Con el tiempo la eficiencia de la infraestructura se deteriora y como
consecuencia se lleva a cabo el análisis de reemplazo, teniendo el
problema común en determinar el tiempo en la cual dicha acción
correctiva debe llevarse a cabo.
1
Héctor
G. Sarmiento “Temas Selectos de Sistemas de Distribución “Instituto de
Investigaciones Eléctricas México, DF; Pág. 24.
64
Para llevar la renovación de la Infraestructura eléctrica es necesario
tener presente lo siguiente:
-
Aspectos Técnicos.
-
Económico
-
Financiero
-
Administrativos e institucionales.
Si se analiza un sistema de distribución los aspectos técnicos y
económicos más importantes que intervienen en el análisis de
renovación de la Infraestructura eléctrica es:
4.2
-
Evaluación Económica.
-
Evaluación de pérdidas.
-
Estudio de la demanda
-
Evaluación de carga.
EVALUACIÓN ECONÓMICA.
Se tendrá que analizar y evaluar las diferentes opciones de inversión
potencialmente disponibles, con el objetivo de establecer la mejor de
ellas en términos de retorno o recuperación de la inversión.
El análisis de inversión supone que todos los elementos de costos y
beneficios podrán ser explicados en soles peruanos (unidades
monetarias). Si se utiliza el precio del mercado para evaluar tanto los
insumos como los productos, tendrá un “flujo financiero” al contrario
se utiliza precios sociales para el mismo propósito se tendrá un “flujo
económico” en ambos casos la diferencia
y/o relación entre los
recursos utilizados y los beneficios obtenidos es el indicador
65
revelante para la decisión.
Las decisiones de inversión se toman sobre la base de los siguientes
parámetros.
-
Inversión inicial.
-
Costos anuales de operación y mantenimiento.
-
Costos cíclicos (reemplazo)
-
Costos funcionales (usuario)
-
Salvamentos y/o recuperaciones.
-
Horizonte de estudio o tiempo considerado.
2
La vida útil llamado también “valor residual o de recuperación”. Casi
siempre de este valor bruto debes deducir los gastos necesarios para
levantar o demostrar las alternativas disponibles el que considera las
siguientes reglas.
-
Un proyecto se evalúa en cualquier punto de tiempo.
-
Dos o más alternativas deben compararse en el mismo punto en
el tiempo.
-
Debido a que el valor del dinero cambia en el tiempo todo debe
trasladarse al mismo punto.
-
Solo se puede hacer operaciones una vez cumplidos los dos
puntos anteriores.
2
Héctor
G. Sarmiento “Temas Selectos de Sistemas de Distribución “Instituto de
Investigaciones Eléctricas México, DF; Pág. 25.
66
4.3
ANÁLISIS ECONÓMICO
3
El problema del análisis económico en los sistemas de Distribución
es sumamente complejo y sale ligeramente de lo tradicional, esto se
debe a la política generalizada de la inversión, que no busca un
servicio únicamente sino también lucro. Un estudio económico
tradicional se efectúa llevando el control de entradas y salidas de
caja; en el presente caso esto no es posible, ya que un sistema de
distribución es sólo una parte del sistema eléctrico global.
Para tal efecto se compara los costos de las diferentes alternativas,
consolidando dos casos fundamentales, el costo de pérdidas, el de
operación y mantenimiento, sumarlos y de esta manera comparar las
alternativas.
Es importante que todas las alternativas que se formulen tengan los
requisitos de calidad de servicio especificados para la zona donde se
instalará la red de distribución a lo largo de su vida útil. Mediante el
análisis técnico debo verificar las condiciones de servicio y la
detección de los posibles cambios y/o modificaciones futuras que
requieran de nuevas inversiones; por lo que mediante este estudio las
alternativas que no sean técnicamente viables deben ser eliminados
después de efectuarse el análisis técnico seguirá la fase de estudio
de Factibilidad o conveniencia económica de c/u de las alternativas
que debería incluir todos los gastos de inversión que se necesitará
3
Roberto Espinosa Lara “Sistemas de Distribución “Noriega Editores; Pág. 277.
67
en cada una a lo largo de la vida útil de la red. Dado que todos estos
requisitos gastos e inversiones ocurren en épocas diferentes,
deberán emplearse para el estudio todas las herramientas de la
ingeniería económica para poder hacer la selección de la alternativa
óptima con base a una misma referencia en el tiempo.
4.4
VALOR DE LAS INVERSIONES.
Para este fin es necesario conocer todos recursos materiales y la
mano de obra para aprobar la inversión. Siendo el más necesario los
siguientes:
-
Costo de materiales y equipo.
-
Compra o adquisición de terreno.
-
Mano de obra que debe incluir estudios, proyectos y construcción
en su caso.
-
Transporte.
-
Servicios contratados.
-
Gastos de administración, como gastos
Indirecto de energía
(oficinista o dibujantes), planeación y administración general de la
obra.
-
Tasas de interés durante la construcción de la obra.
La composición de estos costos constituirán el total estimado de la
inversión bruta, de la cual se deberá restar, si este es el caso, el valor
de rescate del equipo existente, obteniéndose de esta manera la
inversión real que deberá considerarse en el análisis económico,
entendiéndose que el valor de rescate se refiere al equipo o material
68
que se retire.
4.5
EVALUACION
Los Beneficios Netos Económicos consideran los Ingresos por la
venta de energía, para efectos de esta venta se considera que esta
se realiza en media y baja tensión. Egresos por la compra i/o
producción de esta energía en 22.9 kV. Y los costos de inversión en
las líneas y subestaciones; así como los costos de operación y
mantenimiento de dicho sistema.
4.6
PREMISAS DE EVALUACION
-
El período de análisis abarca desde el año 2009 hasta el año
2029. La vida útil del sistema se estima en veinte (20) años.
-
En la presente evaluación se considera que las inversiones en el
proyecto se realizan en 2009.
4.7
-
La evaluación se realiza a precios de mercado.
-
La tasa de descuento base utilizada es de 12 por ciento,
OPTIMIZACIÓN.
Los criterios de mínimo costo para las instalaciones proyectados de
un sistema eléctrico es aquella que reúne la configuración,
dimensionamiento, selección de equipos y materiales que hacen
que los costos totales de inversión y operación de las
instalaciones sean mínimos, de manera que el costo de la energía
entregada sea la menor posible bajo los requisitos de la norma de
calidad.
69
4.7.1 INVERSION
La inversión requerida para el proyecto en las tres alternativas
para el año 2009 se muestra en el cuadro Nº 4.1
CUADRO N° 4.1
4.7.2 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
Están constituidos por los sueldos, salarios, materiales,
repuestos y servicios en la etapa operativa del proyecto. Se ha
estimado en (2.5%) para el sistema autoportante, para el
sistema hibrido (2.7 %) y para el sistema convencional 3 %. Las
tres inversiones
toman del costo total de la inversión año a
año.
Para conocer estos costos se deben considerar por lo menos
70
los siguientes puntos:
- Las alternativas en estudio deben evolucionar de acuerdo con
el crecimiento de carga prevista, que traerá como consecuencia
características de operación diferentes a lo largo de la vida útil
de la red.
- Los servicios de operación y mantenimiento son efectuados por
el personal operativo, ya sea de operación o mantenimiento,
por lo que sus costos deben ser considerados en cada
alternativa, así como los servicios de apoyo que requieran.
A continuación se muestran los costos de operación y
mantenimiento de las tres alternativas en el cuadro Nº 4.2
COMPARACION OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
GASTOS DE OPERACIÓN Y
MANTENIMIENTO EN UN
PERIODO DE 10 AÑOS
SISTEMA 3Ø 22,9 KV
CONVENCIONAL
S/.
AUTOSOPO+CONV AUTOSOPORTADO
DIFERENCIA S/.
S/.
S/.
868.060,06
783.849,31
727.708,81
140.351,25
CUADRO N° 4.2
4.7.3 INGRESOS ANUALES DEL PROYECTO
Para calcular los beneficios se ha considerado los ingresos
incrementales que tendría la empresa distribuidora Electrocentro
con este proyecto, dichos beneficios se calculan en base a las
ventas de potencia y energía.
Potencia y energía compradas
El proyecto
comprende
la
remodelación de las Redes
Primarias en 22.9 kV que suministra energía a la ciudad de
Satipo, la empresa produce la energía a través de Central
71
Hidráulica de Chalhuamayo, por lo que se ha considerado el
precio de producción de energía.
Potencia y Energía vendidas
El proyecto vende su energía en Media Tensión y Baja
Tensión, por lo que se ha considerado un precio mínimo en
BT, teniendo como base la tarifa de la empresa Electrocentro.
Tarifas
El cálculo de las Tarifas en Barra, tanto para la compra como
para la venta de potencia y energía, se han calculado de
acuerdo a las Resoluciones de la Comisión de Tarifas Eléctricas,
además se han considerado los pliegos tarifarios de la empresa
distribuidora Electrocentro. Los ingresos del proyecto, son la
diferencia entre la potencia y energía vendida, valorizada a su
respectiva Tarifa de venta, la potencia y energía comprada
valorizada a la Tarifa de compra, afectada por las pérdidas
totales desde la compra de energía hasta la venta de la misma.
4.7.4 HORIZONTE DE TIEMPO DE EVALUACIÓN.
El horizonte de tiempo de evaluación; es el periodo suficiente
en el cual se pueda evaluar el comportamiento económico de
las instalaciones del proyecto. Para nuestro análisis se tiene
un tiempo estimado de 20 años ideal del sostenimiento del
proyecto.
72
4.8
EVALUACION ECONOMICA
La evaluación de proyectos es un proceso técnico que consiste en
medir las ventajas y desventajas a través de análisis de beneficios y
costos y de esta forma llevar la decisión de desarrollar el proyecto
programado. Para tal fin es necesario evaluar el proyecto, examinando
los aspectos técnicos, económicos y financieros, a parir de ellos
elaborar un conjunto de cuadros financieros y determinar los de
beneficios y costos del proyecto, con el cual se obtiene los beneficios
netos. Luego actualizarlos a través de los indicadores de evaluación,
como son el Valor actual Neto (VAN), Tasa Interna de retorno (TIR),
coeficiente Beneficio Costo (B/C). Luego del análisis económico
optaremos aceptar, postergar o rechazar el proyecto.
4.8.1 VALOR PRESENTE NETO (VAN)
4
Es un método de evaluación para medir el valor presente
neto del proyecto a través de la actualización de sus
beneficios y costos; la evaluación nos indica con exactitud las
ventajas y desventajas del proyecto según los resultados de
cómo VAN>0, ó VAN=0 ó VAN<0. Este análisis nos permite
elegir el proyecto óptimo de un grupo de alternativas.
4.8.2 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR)
2
Al igual que todos los métodos de evaluación, introduce el
concepto del valor del dinero en el tiempo, caracterizándole
4 Simón Andrade Espinoza “Proyectos de Inversión “; Pág. 93 Y Pág. 99.
73
por encontrar un tipo interés mediante el cual se consiga
igualar el valor actual neto previsto.
La Tasa Interna de Retorno de un proyecto de inversión es la
tasa de descuento que iguala el valor actual de los beneficios
y el valor actual de los costos previstos.
4.8.3 COEFICIENTE BENEFICIO COSTO
El coeficiente beneficio/ costo (B/C), es el cociente que resulta
de dividir la sumatoria de los beneficios actualizados entre la
sumatoria de los costos actualizados a una tasa interés fija
predeterminada.
4.8.4 TASA DE DESCUENTO LEGAL
Tasa de descuento preferencial fijado mediante Dispositivos
Legales y que es utilizado por todos los agentes que
intervienen en el negocio eléctrico del sistema existente
debido a las modificaciones del proyecto o alternativa en
estudio.
Para nuestro caso se ha tomado la tasa de interés bancaria
del 12 %.
El análisis económico comparativo se ha realizado para un
horizonte de 20 años haciendo evaluaciones a partir de los
cuadros de inversión
que resultan de los diseños y
especificaciones enmarcadas en la norma. En el cuadro Nº 4.3
se muestra la comparación de los sistemas
74
Los cuadros de la evaluación económica, metrados y presupuestos de las
diferentes alternativas se dan en los anexos N° 01, 02, 03 y 3A
COMPARACION DE EVALUACION ECONOMICA
SISTEMA DE DISTRIBUCION
TESIS: PROPUESTA DE UNA LINEA DE
DISTRIBUCION PRIMARIA EN 22,9 /13,2 KV.
PARA SECTORES URBANOS
CONVENCIONAL
1,1
VAN (1)
USS/.
1,2
TIR
1,3
TIEMPO RECUPERO
1,4
B/C
1,8
COSTO TOTAL R.P.
USS/.
1,7
COSTO R.P.
USS/./km
1,8
costo total/cliente
USS/./cliente
1,9
Matenimiento (10 Años)
S/.
años
AUTOSOPORTADO
AUTOSOR+CONV
DIFERENCIA
15.493.548,90
15.746.797,05
15.852.878,69
74,89%
79,22%
83,07%
-4,33%
3
2
2
100,00%
5,82
6,24
6,44
0,43
3.465.626,56
3.289.442,25
3.127.649,38
176.184,30
427.327,57
411.180,28
390.956,17
16.147,28
577,60
548,24
521,27
29,36
868.060,06
727.708,81
783.849,31
140.351,25
CUADRO Nº 4.3
4.9
CARACTERISTICAS DE LA REMODELACION
La presente tesis con el objetivo de reducir los riesgos eléctricos,
pérdidas de energía mejorar el suministro de energía eléctrica
y
cumplir con los requerimientos de las normas vigentes en nuestro país,
propongo la utilización de redes en media tensión con cables
autoportantes para la remodelación de Redes MT de la ciudad de
Sapito,
en 22.9 KV trifásico, diseñada con una disposición que
permita cumplir con las distancias mínimas de seguridad.
Con 28 sub-estaciones de distribución para atender a una máxima
demanda de 3.2 MVA. La
-253.248,15
presente tesis
permitirá superar las
limitantes que se tienen en el sistema actualmente.
Las comparaciones del montaje electromecánico de los diferentes
sistemas de distribución se dan en el anexo No 10.
El tiempo de ejecución de la obra es de 06 meses en el sistema
compartido (convencional y autosoportado) ver anexo No 11
75
4.9.1 COMPARACIÓN DE LOS COSTOS POR ARMADOS
Los costos de los armados de los sistemas convencional y
autoportante se dan en el cuadro 4.4
Los detalles se muestran en el anexo No 9A Y 9B
ITEM
TESIS: PROPUESTA DE UNA LINEA PRIMARIA DE DISTRIBUCION PRIMARIA CON CABLES AUTOPORTANTES EN 22.9/13.2
kV PARA SECTORES URBANOS
CUADRO COMPARATIVO COSTOS POR
ARMADO
DESCRIPCION
I.
ARMADO DE ALINEAMIENTO EN DISPOSICION
VERTICAL DE 0° A 5°
II.
ARMADO FIN DE LINEA EN CONVERGENTE
AUTOPORTANTE Y CONVENCIONAL (DOBLE
TERNA)
III.
ARMADO DOBLE ANCLAJE EN DISPOSICION
VERTICAL
IV.
ARMADO FIN DE LINEA CON DERIVACION A VANO
FLOJO
V.
ARMADO FIN DE LINEA EN DISPOSICION
VERTICAL
VI.
ARMADO SECCIONAMIENTO EN DOBLE EN
CONVERGENTE
VII.
ARMADOS DE MEDIA TENSION
CONVENCIONAL S/.
AUTOPORTANTE SIMPLE
TERNA. S/.
PSVF-3
E1M-MT
2.827,06
337,06
PFL-DAC
AUTOPORTANTE D.T. S/. DIFERENCIA S/.
E1M2-MT
621,46
2.490,00
PFL-ST
3.355,61
2.767,75
PRVF-3
E4M-MT
2E4P-MT
5.702,21
405,10
652,88
PTVD-3
VFP-3P
5.267,50
4.949,05
PTVM1-3C
PFL-ST
2.875,78
2.767,75
CTDV1-SEC3
PSEC2-3P
587,86
5.049,33
318,45
108,03
SA-1
8.906,57
11.667,03
4.650,58
PRVM1-3C
PTSV1P-3C
PTSV2P-3C
S/. 1.734,60
-2.760,46
ARMADO CONVERGENTE EN DOBLE ANCLAJE
4.121,68
S/. 1.507,24
PS-APC(A)
PD-DAPC
2.226,13
4.332,75
PTVD-3
E6M-MT
E4E6M-MT
5.267,50
SAM-3A
3.857,30
SAMP-3A
3.978,50
15.527,28
13.505,35
SAMP-3F
XI.
SUB-ESTACION AEREA MONOPOSTE EN 3Ø EN
FIN DE LINEA
SAM-3F
16.097,05
12.553,30
3.543,75
XII.
SUB-ESTACION AEREA BIPOSTE EN
ALINEAMIENTO
SAB-3A
21.150,54
SABP-3A
15.772,14
5.378,40
SUB-ESTACION AEREA BIPOSTE EN FIN DE LINEA
SAB-3F
21.516,25
SABP-3F
13.921,05
7.595,20
RI
RI
200,12
200,12
RV
RV
295,72
295,72
PAT-1
PAT-1
691,70
691,70
PAT-2
PAT-2
1.299,40
1.299,40
PAT-0
PAT-0
342,00
342,00
VIII.
ARMADO CONVERGENTE EN DOBLE TERNA
IX.
ARMADO FIN DE LINEA CON DERIVACION A VANO
FLOJO
X.
SUB-ESTACION AEREA MONOPOSTE EN 3Ø EN
ALINEAMIENTO
XIII.
IV
XV
XVI
XVII
XVII
ARMADO RETENIDA INCLINADA SIMPLE
ARMADO RETENIDA VERTICAL SIMPLE
ARMADO PUESTA A TIERRA CON VARILLA
ARMADO PUESTA A TIERRA CON 02 VARILLAS
ARMADO PUESTA A TIERRA SIN VARILLA
CUADRO N° 4. 4
2.614,44
-2.106,62
1.410,20
2.021,93
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
76
4.9.2 COMPARACIÓN
DE
COSTOS
MONTAJE
ELECTROMECANICO
En el cuadro se dan los costos de la mano de obra para cada
sistema
CUADRO N° 4.5
C A P Í T U L O III
SELECCIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN APARTIR DEL PUNTO
DE VISTA TÉCNICO.
3.1
CONSIDERACIONES GENERALES
En el presente capitulo se estipulan
los criterios de diseño para
configurar los sistemas de distribución eléctrica, los sistemas de
tensión de a elegir, considerando las normas técnicas vigentes, Para
la determinación de los sistemas de tensión se toma los siguientes
aspectos:1
3.2
1)
Criterios generales en la configuración de un sistema.
2)
Determinación de sistema de tensión.
3)
Configuración de redes.
CRITERIOS GENERALES PARA LA CONFIGURACIÓN DEL
SISTEMA.
En el diseño de configuración de un sistema se tiene que tener en
presente lo siguiente.
Ministerio de Energía y Minas –Dirección Ejecutiva de Proyectos “Norma MEM/DEP001”Normalización Para Sistemas de Distribución Eléctrica Para Localidades Aisladas Y
Rurales en los que Participe el Sector Público; Cáp. 2-1.
1
31
3.2.1 MÍNIMO COSTO Y/O REMODELACIÓN
Toda expansión se tiene qué observar el mínimo costo total,
que será a la tasa de descuento actualizado y vida útil
reconocida legalmente del costo de inversión, operación y
mantenimiento del sistema.
A) Costo de inversión de sub-estaciones y líneas de allí
alimentadas.
B) Costo de pérdida de potencia y energía.
3.2.2 CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO
Toda expansión
y/o remodelación del sistema tiene que
mantener como mínimo la calidad del servicio eléctrico,
confiabilidad
y
regulación
de
tensión,
acorde
a
los
requerimientos técnicos exigidos en las presentes normas.
3.3
DETERMINACIÓN DEL SISTEMA DE TENSIÓN
Determinaremos las tensiones preferidas para los sistemas redes
primarias de distribución rural y urbano, indicadas en el cuadro 3.1
TENSIONES NOMINALES PREFERIDAS PARA LA DISTRIBUCIÓN
PRIMARIA DE SISTEMAS RURALES y URBANOS
Tensión nominal trifásica kV (r.m.s)
Tensión trifásica máxima del
sistema KV (r.m.s)
13.2
17.5
22.9
24
CUADRO Nº 3.1
32
3.4
CONFIGURACIÓN DE REDES
Se planteado una configuración radial básica, con equipamiento
mínimo de seccionamiento y maniobra. Las Redes Primarias están
conformadas por un circuito troncal principal del que parten circuitos
ramales derivados que alimentarán a diversos suministros a lo largo
de su recorrido. Para la configuración de las redes se tiene que tener
presente lo siguiente:
3.4.1
EVALUACIÓN DEL COSTO DE PÉRDIDAS.
La evaluación de pérdidas en las diferentes empresas
concesionarias es diferente, ya que la reducción de estos ha
conllevado a diferentes métodos y acciones para mantener
rangos permisibles; La decisión no oportuna genera gastos
de operación y mantenimiento. Las pérdidas en el sistema
distribución son las siguientes:
-
Conductores en media tensión y baja tensión
-
Transformadores de distribución.
-
Comerciales
Nuestro sistema ha sido diseñado con la selección de
conductores en media tensión, pronosticando carga, limites
térmicos y caída de tensión por un periodo de tiempo
estimado y basado en el crecimiento poblacional, de tal
forma que garantice su funcionamiento.
La interrogante importante se presenta al determinar cuando
es conveniente reemplazar un sistema de distribución
33
obsoleto por uno nuevo, está
resulta por un método de
evaluación de pérdidas, basado en datos de carga del
sistema y los datos del costo de energía.
Como se dijo en el capitulo cuatro un sistema de distribución
los aspectos técnicos y económicos más importantes que
intervienen en el análisis de renovación de la Infraestructura
eléctrica es:
-
Evaluación Económica.
-
Evaluación de pérdidas.
-
Estudio de la demanda
-
Evaluación de carga.
En este se describirá todo lo referente a las evaluaciones
técnicas
3.4.2 PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGIA
El cálculo y evaluación de pérdidas en un sistema de
distribución ha cobrado mucha importancia para la toma
dediciones, debido al incremento en los costos de operación y
generación. Por la necesidad de tener mayor eficiencia y al
continuo desarrollo tecnológico.
Si consideramos que al diseñar un sistema para la selección
de los conductores tanto en media como en baja tensión se
tomará en cuenta los pronósticos de carga, límites térmicos y
caída de tensión. Se podría deducir que cuando existe
sobrecargas se puede intercalar sub-estaciones nuevas
34
La circulación de corriente por el conductor produce calor que
esta en función al tipo de sistema y la longitud de la red la
que se denomina pérdidas por efecto Joule.
Para la presente tesis se evaluó las pérdidas de potencia y
energía del sistema de distribución en 22.9 kV convencional
con conductor de aluminio frente al cable autoportante de
aluminio propuesto. Teniendo presente que la reactancia
inductiva del cable autoportante es 2.5 veces menor que del
convencional. Las pérdidas de potencia y energía son
menores.
Los resultados de la evaluación se dan el siguiente
cuadro Nº 3.2
SISTEMA DE
DISTRIBUCION
EN 22.9 KV - 3Ø
MAXIMA DEMANDA KW
Max V %
PERD. POT KW
P. ENERGIA ANUAL KWH
SISTEMA
SISTEMA
CONVENCIONAL
AUTOSOPORTADO
3.228,00
3.228,00
0,67%
0,47%
18,65
15,13
39.143,80
31.756,58
CUADRO Nº 3.2
3.5
ESTUDIO DE LA DEMANDA
El estudio de Mercado Eléctrico permite estimar la proyección de la
demanda, de potencia y energía hasta el año 2029, constituyendo
uno de los aspectos fundamentales de planificación de los Sistemas
Eléctricos, que permite establecer las etapas de implementación y
ejecución de los proyectos de líneas y redes de distribución
primaria.
35
El estudio de la demanda es en base del índice de crecimiento
poblacional. Para un cálculo más real se tomo en cuenta el
consumo promedio de los clientes, proporcionado por el
departamento
comercial de
Electrocentro
S.A.
Unidad
de
Negocios Selva Central, considerando el consumo promedio de
cargas de cuatro sectores:
A- Sector I
Centro Ciudad
Consumo promedio
150-200
Urbano- Residencial
Consumo Promedio
120-150
Urbano- Marginal
Consumo Promedio
50-80
AA.HH
Consumo Promedio
15-70
Kwh.
B.- Sector II
Kwh.
C.- Zona III
Kwh.
D.- Zona IV
Kwh.
Se trata que la metodología utilizada tenga correlación con datos
estadísticos, el crecimiento demográfico, económico, y la evolución
de las actividades productivas.
El análisis se realiza por consumo unitario de energía para los
distintos tipos de carga, por sectores: domestico, comercial,
industrial, uso general, etc.
Para el estudio de la demanda se ha asumido las siguientes
premisas:

El suministro de energía será continuo y confiable, sin restricciones
de orden técnico (Calidad de servicio y calidad de producto), y a
costo razonable, de tal manera que cubra la demanda de la ciudad.
36

Se considera que la construcción de las
redes de distribución
servirá como prototipo para otras ciudades.
3.5.1 PERIODO DE ESTUDIO
De acuerdo al análisis que se realizo a la Empresa
Concesionaria Electrocentro S.A el estudio de la demanda se
efectuará tomando en consideración un periodo de análisis de
proyección de 20 años, considerando 2009 como el año cero y
proyectándolo hasta el 2029 como año horizonte.
3.5.2 FUENTES DE INFORMACIÓN UTILIZADA
Para esta parte del estudio se recopilo de fuentes confiables,
regionales, locales y de campo, la información necesaria de
carácter demográfico, económico y productivo, incluyendo las
actividades: agrícola, comercial, industrial, forestal, turística,
etc. Y de cualquier otra actividad que tenga impacto en el
consumo de la energía eléctrica, ya sea por su utilización
como insumo o como uso final.
Para la estimación de la demanda, se ha tomado en cuenta la
siguiente información:

Información de los dos últimos censos nacionales (y de
otras informaciones de carácter estadístico nacional y
regional).

Para complementar la estimación de la demanda de los
sectores productivos se utilizó
información de INEI
Información de los datos recopilados en campo, con la
37
visita realizada a la ciudad de Satipo, donde se proyecta la
Remodelación.
3.6 ANÁLISIS DE LA CARGA
Considerando los datos históricos, el comportamiento y la
tendencia de crecimiento de la carga, desarrollo, densidad y
confiabilidad de la zona de estudio, se hace posible determinar las
características del sistema eléctrico, tales como niveles de tensión,
conductores, tipo de estructuras, etc.
El análisis de la demanda, se efectúa por métodos estadísticos,
utilizando
datos
históricos,
anteriores. Para las
complementando
con
estudios
tendencias de crecimiento existen diversos
métodos para el análisis de la carga, para el caso del presente
proyecto, materia de estudio, se utiliza el método directo con la
información de campo.
El análisis comprende las siguientes etapas:
A. Identificación
y
recopilación
de
los
consumidores
comerciales, industriales, cargas especiales
B. Una medida del grado de desarrollo de una localidad es la
demanda o consumo unitario de energía, es decir existe
una relación de dependencia entre el consumo y la renta o
ingreso per cápita disponible y el tiempo.
C. Tomando en cuenta también las demandas futuras de los
consumidores comerciales, industriales, alumbrado público
y cargas especiales tanto existentes como proyectadas y
38
previniendo las posibles cargas a incrementarse, dentro
del periodo de proyección.
Las fuentes de demanda identificadas durante los trabajos de
campo efectuados a las en el proyecto son las siguientes:

Cargas Domesticas: El consumo de energía de los
usuarios de tipo domestico es importante, tanto por su
participación en la demanda total de la energía como
también sirve de base para la determinación de las demás
cargas.

Cargas
Comerciales:
Correspondiente
a
los
establecimientos comerciales, bodegas, pequeñas tiendas,
farmacias, hoteles, etc.

Cargas
de
Uso
General:
municipalidades, oficinas de
Que
gobierno
comprende
local, locales
comunales, juzgados de paz, teatros, etc.

Cargas Especiales: Representados básicamente por
centros de educación inicial, escuelas, colegios, institutos,
posta médica, iglesias, casillas telefónicas, puesto policial,
etc.

Alumbrado Público: Correspondiente a la iluminación de
plazas, parques, calles y/o avenidas principales.

Cargas Industriales: Corresponde
la existencia de
industrias pequeñas representada básicamente
por los
39
pequeños talleres de carpintería, talleres de mecánica,
talleres de artesanía, panaderías, etc.
3.6.1 CLASIFICACIÓN DE LA ZONA EN ESTUDIO
Las cargas de la zona del proyecto se clasifican en
cuatro tipos de sectores, en función de su ubicación, lo
que
refleja
las
posibilidades
económicas
y
las
expectativas de consumo de la energía eléctrica actual
y futura, según se describe a continuación:
Tipo I:
Son sectores de escenario alto y medio, con mayor
desarrollo y mayores recursos económicos; lugares que
cuentan con todos los servicios (Luz, Agua, Desagüé,
Teléfono, Internet, etc.), por tanto, tienen mayor
capacidad de consumo de energía; son sectores donde
existen gran cantidad de cargas comerciales. Con
calles asfaltadas y/o pavimentadas. Está comprendida
la parte céntrica de la ciudad. Así también las cargas
de industriales menores que se encuentran en el
ingreso a la ciudad
Tipo II:
Está comprendida por sectores de escenario medio, del
tipo urbano, con perspectivas medianas de desarrollo.
Estas
zonas
cuentan
con
medianos
recursos
40
económicos, por lo tanto con mediana capacidad de
consumo de energía por su densidad poblacional actual
y futura, con viviendas concentradas, con cargas
comerciales y con calles asfaltadas. A este sector
pertenecen las urbanizaciones y viviendas ubicadas en
las zonas de expansión inicial de la ciudad.
Tipo III:
Esta
comprendida
desarrollo.
Con
por
zonas
menores
de
escenario
recursos
en
económicos
desiguales, por tanto, con menor capacidad de
consumo de energía, con viviendas mayormente
precarias, vías de circulación vehicular no todas
apertura
das.
Están
comprendidos
los
barrios
marginales
Tipo IV:
Esta comprendida por zonas de escenario bajo, con
reducidas perspectivas de desarrollo. Estas cuentan
con menores recursos económicos,
por tanto, con
menor capacidad de consumo de energía, con
viviendas mayormente precarias, y pocas vías de
circulación vehicular. Están comprendidos los AA.HH.
41
3.6.2 CALIFICACIÓN ELÉCTRICA
Se determinó la calificación eléctrica de acuerdo a la
información histórica del Consumo Unitario Doméstico.
La expresión matemática aplicada es la siguiente:
CALIFICACION _ ELECTRICA 
CUAD (kWH / AÑO)
FC * fs * 8760
Donde:
CUAD
:
Consumo del abonado domestico
:
Factor de Carga del conjunto de
por año.
FC
usuarios domésticos.
Fs
:
Factor de simultaneidad (0,5 para
cargas domésticas).
FC 
Dmed
D max
Con los datos de Electrocentro y la aplicación de la
calificación
eléctrica
se
proyecto
los
consumos
promedios de potencia y energía para los cuatro tipos
de sectores para el primer año hasta el año 2029. Se
muestran en los cuadros No 3.3 y 3.4
42
CUADRO CALIFICACIÓN ELÉCTRICA PROYECTAS DE LOS SECTORES
LUGAR:
SECTOR Nº 1
Consumo Promedio
200
Tensión De Servicio Trifásico
220
Factor De Simultaneidad
0,5
Demanda Máxima Unitaria Calculada
Kwh./ Mes
Factor de Carga
0,39
V
Demanda Máxima Asumida Año 20
1600
Tasa De Crecimiento %
712,25
W
1,2
W
Calificación Eléctrica al Año 10
1.604,97 W
Calificación Eléctrica Asumida
1.424,50 W
Calificación Eléctrica al Año 20
1.808,31 W
Demanda Máxima Asumida
1.400,00 W
Sistema Adaptado 3Ø
LUGAR:
22,9 kv
SECTOR Nº 2
Consumo Promedio
150
Kwh/ Mes
Factor de Carga
Tensión De Servicio Trifásico
220
V
Demanda Máxima Asumida Año 20
Factor De Simultaneidad
Demanda Máxima Unitaria Calculada
0,5
Tasa De Crecimiento %
520,83
Calificación Eléctrica Asumida
1.041,67
Demanda Máxima Asumida
1.000,0
W
W
W
1,3
Calificación Eléctrica al Año 10
1.185,29 W
Calificación Eléctrica al Año 20
1.348,71 W
Sistema Adaptado 3Ø
LUGAR:
0,4
1400
22,9 kv
SECTOR Nº 3
Consumo Promedio
100
Kwh/ Mes
Factor de Carga
Tensión De Servicio Trifásico
220
V
Demanda Máxima Asumida Año 20
900,00 W
0,4
Factor De Simultaneidad
0,5
Tasa De Crecimiento %
1,32
Demanda Máxima Unitaria Calculada
347,22
W
Calificación Eléctrica al Año 10
791,75
W
Calificación Eléctrica Asumida
694,44
W
Calificación Eléctrica al Año 20
902,70
W
Demanda Máxima Asumida
700,0
W
Sistema Adaptado 3Ø
LUGAR:
22,9 kv
SECTOR Nº 4
Consumo Promedio
65
Kwh/ Mes
Factor de Carga
0,35
Tensión De Servicio Trifásico
220
V
Demanda Máxima Asumida Año 20
700,00 W
Factor De Simultaniedad
0,5
Tasa De Crecimiento %
1,5
Demanda Máxima Unitaria Calculada
257,94
W
Calificación Eléctrica al Año 10
598,69
W
Calificación Eléctrica Asumida
515,87
W
Calificación Eléctrica al Año 20
694,81
W
Demanda Máxima Asumida
500,0
KV
Sistema Adaptado 3Ø
22,9 kv
CUADRO Nº 3.3
De los cálculos efectuados se obtuvo la calificación eléctrica
para cada Sector.
Del cuadro anterior, se define la Calificación Eléctrica:
Tipo I
:
700 W/Lote
Tipo II
:
500 W/Lote
Tipo III
:
350 W/Lote
Tipo IV
:
250 W/Lote
Considerando ya Factor de Simultaneidad de 0.5
43
CUADRO DE LA PROYECCION DE LA DEMANDA DE LA ENERGIA LOS SECTORES
LUGAR:
SECTOR Nº 1
Consumo Promedio
200
Kwh/ Mes
Factor de Carga
0,39
Horas de Utilización
720
Horas
Demanda Máxima Asumida Año 20
1600
Factor De Simultaniedad
0,5
Tasa De Crecimiento %
W
1,2
Demanda Máxima Unitaria Calculada
712,25
W
Calificación Eléctrica al Año 10
1604,97
Calificación Eléctrica Asumida
1424,50 W
Calificación Eléctrica al Año 20
1808,31
Demanda Máxima Asumida
1400,0
W
Factor de Demanda
Consumo Mensual de Energía
327,6
Kwh./ Mes
Consumo Anual de Energía año 10
375,56
Kwh/ Mes
Consumo Anual de Energía
3931,2
Kwh/ Año
Consumo Anual de Energía año 20
423,14
Kwh/ Mes
LUGAR:
W
0,65
SECTOR Nº 2
Consumo Promedio
150
Kwh/ Mes
Factor de Carga
Horas de Utilización
720
Horas
Demanda Máxima Asumida Año 20
Factor De Simultaneidad
W
0,5
Tasa De Crecimiento %
W
0,4
1400
W
1,3
Demanda Máxima Unitaria Calculada
520,83
Calificación Eléctrica Asumida
1041,67
Demanda Máxima Asumida
1000,0
KV
Factor de Demanda
Consumo Mensual de Energía
216,0
Kwh/ Mes
Consumo Anual de Energía año 10
256,02
Kwh/ Mes
Consumo Anual de Energía
2592,0
Kwh/ Año
Consumo Anual de Energía año 20
291,32
Kwh/ Mes
Consumo Promedio
100
Kwh/ Mes
Factor de Carga
Horas de Utilización
720
Horas
Demanda Máxima Asumida Año 20
900,00
Factor De Simultaniedad
0,5
Tasa De Crecimiento %
1,32
LUGAR:
Calificación Eléctrica al Año 10
1185,29
Calificación Eléctrica al Año 20
1348,71
W
W
0,60
SECTOR Nº 3
0,4
W
Demanda Máxima Unitaria Calculada
347,22
W
Calificación Eléctrica al Año 10
791,75
W
Calificación Eléctrica Asumida
694,44
W
Calificación Eléctrica al Año 20
902,70
W
Demanda Máxima Asumida
700,0
W
Factor de Demanda
Consumo Mensual de Energía
126,0
Kwh/ Mes
Consumo Anual de Energía año 10
142,52
Kwh/ Mes
Consumo Anual de Energía
1512,0
Kwh/ Año
Consumo Anual de Energía año 20
162,49
Kwh/ Mes
LUGAR:
0,50
SECTOR Nº 4
Consumo Promedio
65
Kwh/ Mes
Factor de Carga
0,35
Horas de Utilización
720
Horas
Demanda Máxima Asumida Año 20
700,00
Factor De Simultaneidad
0,5
Tasa De Crecimiento %
W
1,5
Demanda Máxima Unitaria Calculada
257,94
W
Calificación Eléctrica al Año 10
598,69
Calificación Eléctrica Asumida
515,87
W
Calificación Eléctrica al Año 20
694,81
Demanda Máxima Asumida
500,0
KV
Factor de Demanda
Consumo Mensual de Energía
63,0
Kwh/ Mes
Consumo Anual de Energía año 10
75,44
Kwh/ Mes
Consumo Anual de Energía
756,0
Kwh/ Año
Consumo Anual de Energía año 20
87,55
Kwh/ Mes
CUADRO Nº 3.4
W
W
0,35
44
3.6.3 PROYECCION DE LA DEMANDA DE ENERGÍA
La demanda de energía actual ha sido alcanzada
por Electrocentro S.A., contando también con los
datos consumos históricos por usuario, las que
sean proyectados en un horizonte de 20 años de
vida útil del proyecto
Los cuadros se muestran a continuación.
CALIFICACIÓN
ELECTRICA
SECTOR
I
II
III
IV
INICIAL
FINAL
Año 2009
Año 2028
[ W/L ]
[ W/L ]
1400
1000
700
500
1600
1400
950
700
FACTOR
DE
SIMULTANEIDAD
0,5
0,5
0,5
0,5
TASA
CRECIMIENTO
ANUAL
1,20%
1,30%
1,40%
1,50%
45
3.7
SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO
Las redes de distribución con cables autoportantes en media tensión,
cumplen con los requisitos del sistema económicamente adaptado,
que es la consecuencia de un sistema eléctrico optimizado bajo los
criterios técnicos de continuidad, confiabilidad y normas técnicas de
calidad de energía eléctrica.
A todo ello hay que agregar costos eficientes destinados a prestar
servicio de electricidad, en tal sentido que exista correspondencia de
SISTEMA ELECTRICO
equilibrio entre la oferta y demanda llegando al justiprecio.
CONTINUIDAD
CONFIABILIDAD
SISTEMA
ECONOMICAMENTE
CALIDAD
ADAPTADO
COSTO EFICIENTE
NORMAS TECNICAS
3.7.1 CONTINUIDAD
Este criterio refleja en el diseño de un sistema de distribución
con magnitud de las inversiones que se deben ejecutar de
manera que las fallas técnicas que se presenten en el sean
eliminadas y que el tiempo medio de falla sea reducido a
través de los equipos necesarios para dicho fin.
El nivel de duración de fallas permisibles en un sistema
económicamente adaptado depende del sector que se desea
46
servir de manera de cumplir con lo establecido en la ley de
Concesiones Eléctricas en su articulo Nº 86 que establece
que la interrupción total o parcial del suministro eléctrico en
forma continua no debe ser mayor de cuatro horas.
3.7.2 CONFIABILIDAD
El nivel de confibialidad que un sistema de distribución espera
proveer, está determinado por la cantidad de instalaciones
alternas que tiene para eliminar fallas que puedan ocurrir, de
modo que el cliente final no perciba la falta de servicio
eléctrico.
Desde el enfoque del sistema económicamente adaptado
para la aplicación de este criterio, se debe considerar cuanto
mas el cliente estará dispuesto a apagar con tal que no se
corte el suministro. Por los niveles de confibiliadad serán
distintos en un sector industrial, comercial y otros clientes en
sectores focalizados.
3.7.3 CALIDAD DE SUMINISTRO ELECTRICO
El nivel de calidad de suministro eléctrico de un sistema de
distribución está referido a los niveles de calidad de la forma
de onda de tensión, armónicas, etc. En el sistema
económicamente adadptados se han consideró los niveles
máximos de caída de tensión permisibles en la regulación del
servicio.
47
3.8
CARACTERISTICAS DE LA CARGA
El conocimiento de las características de la carga en un sistema de
distribución
son los requisitos más esenciales para diseñar y
operar un sistema ya que esta es variable es exógena.
3.8.1 CLASIFICACION DE LAS CARGAS
Existen diversos criterios para la clasificación de las cargas,
dentro de los cuales podemos mencionar lo siguiente:
3.8.1.1
LOCALIZACION GEOGRAFICA
2
Un sistema de distribución debe atender usuarios de
energía eléctrica localizados, tanto en ciudades como
zonas rurales, por lo tanto es obvia clasificar las cargas
por las zonas que se sirven, pudiéndose clasificar de
acuerdo:
ZONA
MVA/KM2
URBANA CENTRAL
40-100
URBANA
5-40
SEMIRURAL
3-5
RURAL
<5
3.8.1.2 TIPO DE UTILIZACION DE LA ENERGIA
La finalidad con el cual el usuario consume la
energía eléctrica puede servir también criterio para
clasificar las cargas:

Carga residencial
Héctor G. Sarmiento “Temas Selectos de Sistemas de Distribución “Instituto de
Investigaciones Eléctricas México, DF; Pág. 6.
2
48

Carga comercial

Carga Industrial

Carga Mixta
3.8.1.3 CONFIABILIDAD DEL SISTEMA
Tomando en cuenta los daños que puedan sufrir los
usuarios por la interrupción de suministro de energía
eléctrica, se clasifica en:
SENSIBLES
Son las
cargas en las que una interrupción de
alimentación de energía
instantánea,
causa
eléctrica, aunque sea
importantes
perjuicios
al
consumidor, por ejemplo una empresa televisora
SEMISENSIBLES
Bajo este rubro podemos clasificar todas las cargas
que en una interrupción pequeña (no mayor de diez
minutos no causa grandes problemas al consumidor)
NORMALES
Este tipo lo clasifican el resto de consumidores, que
deben tener un tiempo de interrupción comprendido
1<t<4 h.
También se considera las tarifas y los parámetros de
las cargas.
49
3.9
DISEÑO DE UNA RED DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA CON
CABLES
AUTOPORTANTES
El diseño de la redes con cable autoportantes de aluminio en
Media Tensión considera un sistema de distribución aérea de
uso compartido con redes de baja tensión y Alumbrado Público;
Definido principalmente para ser utilizado como alimentador
lateral, en zonas con calles angostos donde las distancias
mínimas de seguridad no pueden cumplirse, zonas donde haya
abundante arborización y en zonas de alta
contaminación
marina o industrial, dentro de los 400 metros del litoral. Así
también es una solución muy adecuada para instalaciones donde
no es posible o resulta muy cara la instalación del cable
subterráneo.
El cable aislado autoportante se fabrica bajo las tensiones: 10
kV, 15 kV, 20 kV y 30 kV
3.9.1
CABLES
El cable aéreo es aislado, trenzado alrededor
de un
mensajero de acero galvanizado en caliente desnudo o
recubierto con aislamiento XL PE y Secciones de
50,
70, 95, 120, 150, 185. En el mercado actualmente
existen del tipo. HI TECH CONTROLS, INC, SAXKA de NK
– NOKIA y de INDECO con los tipos NA2X2Y-S, N2XS2Y-S
50
3.9.2
VANOS.
Pueden ser instalados en postes preexistentes, a solo
40 cm. de otros cables, el vano de estos cables es de
75 - 85 mts. Para uso individual, auque también se
podrá considerar un vano máximo de 60m. Para uso
compartido, considerando las características de los
postes.
3.9.3
DISTANCIAS DE SEGURIDAD
Aunque este sistema es aislado, se recomienda que
otras líneas en el mismo poste sean instaladas a una
distancia de 0.90 mts.
Para el uso de estructuras donde haya otro cable M.T.
las distancias mínimas a considerar son las mismas
que los del conductor desnudo y está de acuerdo al
nuevo Código Nacional de Electricidad. (Suministro)
3.9.4
NORMAS DE FABRICACIÓN Y PRUEBA
Los
cables
considerados,
deberán
cumplir
las
siguientes normas:
Los conductores autoportantes de aluminio cumplirán
con las prescripciones de las siguientes normas, según
la versión vigente a la fecha de la adquisición.
El suministro cumplirá con las últimas versiones de las
siguientes normas:
51
IEC 60502-2 : Power cables with extruded insulation and
their accessories for rated voltages from 1kv (Um=1,2kV) up
to 30kV (Um=36kV) - part 2: cables for rated voltages from
6kV (um=7,2kV) up to 30kV (Um=36kV).
3.10
IEC 60228
: Conductors of insulated cables.
IEC 60889
: Hard-drawn aluminum wire for overhead line
CONDICIONES DE INSTALACIÓN
Normalmente los cables son instalados en disposición aérea
sobre postes en Zonas urbanas rurales y semirurales. Se
recomienda emplearlos en zonas de ambiente salino o
contaminado. Para lo cual se tendrá que tener en cuenta lo
siguiente:

Emplear para la sujeción, exclusivamente el portante
de acero

Durante las labores de instalación debe cuidarse de no
dañar la superficie del cable.

Las redes deben calcularse para cada caso en
especial de acuerdo a los requerimientos del proyecto, sin
embargo, es recomendable para vanos de 60 m. de uso
compartido con una flecha de 1.2 m para una sección de
cable de 70mm².
En tipo de cable se monta en lugares en los cuales no se
puede
ejecutar
el
tendido
de
redes
subterráneas,
52
instalaciones mineras, zonas urbanas arboladas,
lugares
secos o húmedos. Pudiéndose citar lo siguiente:
-
Zonas monumentales
-
Zonas con suelo húmedo, pantanoso y medio ambiente
corrosivos
-
Zonas de crecimiento urbano desordenado.
-
Calles estrechas.
-
Zonas de alto transito de personas.
-
Instalaciones
temporales
con
posibilidad
de
retiro
posterior.
-
Zonas cercadas a estaciones de expendio de combustibles
y refinerías.
-
Centros comerciales y zonas residenciales.
-
En general áreas donde está limitada la solución de
técnicas de tendido eléctrico.
3.10.1 CONDICIONES DE OPERACIÓN.
Sistema de distribución trifásico con el neutro aislado, y
con las siguientes características de operación.
o
Tensión nominal del sistema
: 22.9 kv
o
Frecuencia del sistema
: 60 hz
o
Temperatura promedio
: 25 0C
53

Temperatura de operación
0
C para emergencia y 250
: 90
0
C y 130
0
C para cortocircuito,
buena resistencia a la tracción.
3.11
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
El presente se establece las especificaciones técnicas mínimas que
deben
cumplir
los
cables
autoportantes
de
aluminio
tipo
NA2XSA2Y-S, en cuanto a materia prima, diseño, fabricación,
pruebas, transporte y operación, que se utilizarán en la concesión
de las Empresas de Distribución. Este tipo de cable está formado
por tres cables monofásicos enrollados alrededor de un cable de
suspensión de acero que soporta a los otros tres cables y que no
transporta energía.
3.11.2
AISLAMIENTO Y PANTALLA ELÉCTRICA
El conductor de fase es fabricado con alambrón de
aluminio puro. Está compuesto de alambres cableados
concéntricamente y de un único alambre central. Los
alambres de la capa exterior son cableados a la mano
derecha, mientras que las capas interiores se cablearán
en sentido contrario entre sí. El conductor de fase es
aluminio, compactado, compuesto de un semiconductor
extruido sobre el conductor. Aislamiento de polietileno
reticulado (XLPE). Y sobre éste se aplica una pantalla
54
semicoductora y la cinta (s) de aluminio, se colocará una
cinta señalizadora de fases (color natural, azul y rojo).
Barrera térmica de poliéster. Chaqueta exterior de
polietileno termoplástico con antioxidante para soportar las
condiciones de intemperie, humedad, ozono, luz solar,
salinidad y calor. El aislamiento es, además de alta
resistencia dieléctrica; soporta temperaturas del conductor
entre –15 y 90°C en régimen permanente y hasta 130°C
en periodos cortos de servicio según catalogo de
fabricante.
3.11.2
SOPORTE GALVANIZADO
El elemento de sustancias es un cable formado por 19
alambres de acero galvanizado no compactado. Grado
EHS clave A (Estra High Stiength) de acuerdo a la norma
ASTMA 475 – 89.
3.12
CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS
Los conductores de fase se enrollarán helicoidalmente en torno al
conductor portante de aleación de aluminio. Tendrán las siguientes
características para el nivel de tensión de 22.9/13.2 kV [18/30 kV]:
55
3.12.1
CARACTERÍSTICAS DEL CONDUCTOR
Dimensiones Teóricas
Sección
(mm )
Diámetro
Conformación
(mm)
Espesor
Aislamiento
(mm)
50
79
70
82
2
Espesor
Cubierta
(mm)
Diámetro
Exterior
(mm)
8
Diám.
Sobre
Aislamiento
(mm)
22
2.2
29.129
8
25
2.2
30.478
PARÁMETROS ELÉCTRICOS
o
Sección
Resistencia DC 20 C
50
Conductor
(Ohm/Km
0.641
Pantalla
(Ohm/Km
1.22
Resistencia AC
o
90 C
Conductor
(Ohm/Km
0.802532
70
0.443
1.06
0.554636
2
(mm )
3.12.2 CARACTERÍSTICAS DEL SOPORTE DE ACERO
Dimensiones Teóricas
Sección
(mm )
Peso
Nominal
(Kg/Km)
Esfuerzo
Rotura
(KN)
Modulo
Elasticidad
2
(KN/mm )
67
596
85
186
2
Coef.
Dilatac.
Lineal
o -1
(C )
11.5X10
6
Elongación
Minima
(%)
4
Las resistencias en corriente continua de los tres
conductores monofásicos del cable son los valores
máximos permitidos por los estándares IEC 228. La
reactancia inductiva es el promedio de la de los tres
conductores.
Las
cargas
máximas
de
corriente
permitidas se refieren a una temperatura del aire de 30º
y 50º, una temperatura operativa de 90ºC en los
conductores y las pantallas metálicas conectadas unas
56
con otras en ambos extremos del cable, siendo la
radiación solar de 1000 W/m² y el viento de 0.6 m/seg.
La corriente máxima permitida de cortocircuito para 1
segundo se refiere a un cortocircuito en el cual el cable
está sometido a una carga completa, o sea, cuando la
temperatura de los conductores es de 90ºC.
3.12.3
DENOMINACIÓN
Los cables se denominan según el fabricante, trabajando
en la presente tesis con la siguiente
denominación:
Cable de Aluminio NA2XS2Y-S con
portante
en
acero.
3.13 FERRETERÍA
PARA
CONDUCTOR
DE
SISTEMA
AUTOSOPORTADO
3.13.1
ALCANCE
En la presente se dan a conocer las especificaciones,
requeridas para el suministro de accesorios de los
armados de ferretería del conductor autosoportado de
aluminio.
3.13.2
NORMAS APLICABLES
El material cubierto por estas especificaciones técnicas
cumplirá con las prescripciones de las siguientes normas,
en donde sea aplicable según versión vigente a la fecha
de convocatoria a licitación:
57
ASTM A 153
ZINC COATING (HOT DIP) ON IRON AND
STEEL HARDWARE.
ASTM A7
FORGED STEEL.
ASTM B 230
HARD DRAWN ECH 19 FOR ELECTRICAL
PURPOSES
NFC 33-209, INDECOPI 370.043, 370.045, 370.051
3.13.3
MORDAZA O GRAPA DE SUSPENSIÓN
El cuerpo y la pieza de apriete son de aleación de
aluminio resistente a los agentes atmosféricos, y las
partes que contengan acero deberán ser galvanizadas en
caliente.
Esta provista de una protección contra la fricción,
resistente a los agentes atmosféricos, es del tipo XAR
3010 o similar. [Catálogo Saxka]
Tendrá las siguientes características:
 Resistencia a la tracción
: 27 kN
 Resistencia al deslizamiento
: 2 kN
La grapa de suspensión angular se utilizara para sujeción
del cable portante de aleación de aluminio y para ángulos
de desvío topográficos hasta de 60° cuando sea
necesario.
Tendrá las siguientes dimensiones: 165 mm de largo x 70
mm de ancho y espesor de 10 mm, con un agujero para
58
perno de hasta 50 mm de diámetro. Con un peso de 1.25
kg por unidad.
3.13.4
GRAPA DE ANCLAJE TIPO AUTOMÁTICO
El cuerpo es de aleación de aluminio y el estribo de
acero inoxidable, adecuados para sujetar al conductor
portante de 10 a 11.5 mm de diámetro del tipo
XAR1110 o similares [Catálogo Saxka]. La grapa de
anclaje es del tipo cónico, tendrá las siguientes
características:

Resistencia a la tracción
: 76 KN.

Resistencia al deslizamiento
: 10 KN.
El mensajero se presionará dentro del manguito cónico
y la mariposa de aluminio se apretará de manera tal
que el manguito bloque el cable mensajero.
Tendrá por dimensiones: 360 mm de longitud total con
estribo de 220 mm de longitud y 50 mm de diámetro
interior.
3.13.5
GANCHO DE SUSPENSIÓN PASANTE [GANCHO
PASANTE]
Es
de
acero
galvanizado
en
caliente,
de
las
dimensiones indicadas en los planos de detalle
correspondiente al tipo XAR1010 o similar [Catálogo
Saxka], se utilizará para sujetar la grapa de suspensión
en los armados de alineamiento y, de ángulo; tiene que
59
ser maquinado en uno de sus extremos, con una
arandela curva soldada cerca del inicio del gancho,
teniendo una resistencia a la tracción de 25 kN.
Tendrá por dimensiones las siguientes: ¾” de diámetro,
14” longitud, con tuerca, contratuerca y doble arandela.
3.13.6
GANCHO OJAL ROSCADO
Es de ¾” de diámetro, fabricado de acero galvanizado
en caliente, se utilizará cuando se requiera una línea
paralela o también como gancho de anclaje adicional,
debe tener una resistencia a la tracción de 25 kN.
3.13.7
TUBO DE PROTECCIÓN CONTRA ROZAMIENTO
Es un tubo de plástico abierto [faja] con tratamiento
especial de nylon de 2” de diámetro por 230 mm de
longitud, con características correspondientes a XMFR
1020 o similares [Catálogo Saxka]; resistente a la
radiación ultra violeta. Es suministrado acompañado del
lazo de nylon [dos por tubo] similar a XMFA 11100
[Catálogo Saxka].
El conjunto se utilizará para proteger el rozamiento del
cable y la mordaza de suspensión.
3.13.8
CORREA PLÁSTICA DE AMARRE
Es de material termoplástico resistente a los rayos UV
y a la intemperie. Tiene que presentar un ajuste rápido
y seguro, sin deslizamiento en condiciones críticas de
60
instalación. Tendrá por dimensiones básicas: 360 mm
de largo, 7.6 mm de ancho y espesor de 1.70 mm, con
un esfuerzo de sujeción de 530 N.
3.13.9
TERMINAL EXTERIOR AISLANTE
Es de material elastomérico del tipo premoldeado
apropiado, con un voltaje de operación máximo de 36
kV y características técnicas correspondientes a los
tipos XAKRU 59 o similares [Catálogo Saxka]. El
material tiene queser de aleación de aluminio o fierro
fundido con el material aislante apropiado y resistente
al contorneo eléctrico.
3.13.10 CUBIERTA AISLANTE PARA 30 KV
Son cubiertas poliméricas reticuladas por radiación,
hechas de termoplástico resistente a los rayos
ultravioleta y los agentes atmosféricos. Se utilizarán
en los armados de derivación para proteger el lugar de
unión de los terminales exteriores. Tiene que tenerse
en cuenta de que las aberturas para el drenaje del
agua condensada miren hacia abajo.
Debe ser adecuada para un nivel de tensión de 30 kV
y una rigidez dieléctrica mínima de 130 kV/cm.
61
3.13.11
BARRA DE CONEXIÓN Y PLANCHA DE ACERO
Son empleados en los armados de derivación. La
plancha de acero tiene queser galvanizada en caliente
según norma ASTM A153-82 y se empleará como
apoyo de los aisladores tipo soporte.
La barra de conexión también tendrá el mismo
tratamiento galvanizado. Su función es servir de unión
y soporte a los terminales exteriores aislantes.
3.13.12 AISLADORES TIPO LINE POST CLASE ANSI 57-2
Se emplearán en los armados de derivación con
conductores del tipo autosoportado.

Tipo

Color
Marrón

Clase
ANSI 57-2(*)

Diámetro
152.4 mm

Altura
292.1 mm

Longitud de fuga
558 mm

Diámetro del perno
¾”

Tensión nominal de trabajo
34.5 kV
CLAMPTOP LINE POST
Tensión de flameo a baja frecuencia:

En seco
110 kV

En húmedo
5 kV

Catálogo
Ohio Brass 37630-P23
62
Este tipo de aisladores cumple íntegramente las
normas EEI-NEMA clase ANSI 57-2 en lo referente a
características técnicas constructivas, mecánicas y
eléctricas con una diferencia importante en lo
referente a la terminación superior, la denominada
cabeza “clamptop”, es decir, cabeza con una grapa
adicional, lo que permite una conexión permanente y
flexible entre el conductor con la cabeza del aislador.
CAPÍTULO V
COMPARACIÓN DEL SISTEMA CONVENCIONAL CON EL SISTEMA
AUTOSOPORTADO
5.1
GENERALIDADES
En la presente tesis hemos planteado remodelar virtualmente a la
ciudad de Satipo, para lo cual hemos diseñado los tres sistemas de
distribución primaria, el convencional, autoportante y hibrido. Para
tal efecto se ha ideado llevar doble terna, una de ellas convencional
con conductor de aluminio del tipo AAAC de 70 mm² para la troncal
que alimenta directamente a la interconexión de Satipo a Pichanaki
y la otra queda en la ciudad con ramales de 50 mm² de AAAC. La
segunda alternativa es con cables autoportantes del tipo NA2XSA2YS de 70 mm² para la troncal y 50 mm² para los ramales; Estos
sistemas son 22.9 kV; Llevándose con estructuras de 15 metros para
la troncal y de 13 metros para los ramales. La tercera se comparte el
sistema convencional y autosoportado siendo la convencional
la
primera terna y la segunda el autosoportado. La distancia de
seguridad
en el sistema convencional se mantendrá empleando
bastidores con perfiles fierro galvanizado de 2. Y 2.5 metros. En el
78
sistema autoportante las redes primarias se han empleado ménsulas
de 1.50 y de 1 metro para el soporte de la ferretería. Los postes
empleados para ambos sistemas en los ramales son de trece metros
con esfuerzo en la punta de 400 kg para alineamiento y de 500 Kg.
para ángulos pequeños; los fines de línea y seccionamientos son con
convergentes en postes de 500 Kg. de esfuerzo en la punta. Con
coeficiente de seguridad de 2
La comparación se realizo alimentando la misma carga a la ciudad
de Satipo con el sistema convencional, autoportante y compartido.
Para lo cual se llevo la doble terna con la condición que una sea
para la distribución de las Redes Primarias y la otra troncal para la
interconexión, en el caso de llevar un sistema convencional
netamente se tiene llevar las ternas en forma independiente con
postes a un lado de la berma y la otra por el centro, por el tipo de
disposición de los conductores y la geografía de la zona, originando
mayor numero de postes, ferretería, puestas a tierra frente al sistema
autosoportado.
En este capítulo se hace las comparaciones desde punto de vista
técnico en las se determina las caídas de tensión para cada sistema,
cálculos de estructuras, retenidas y mecánicos con fin de establecer
las características técnicas de los materiales establecidos en las
normas vigente. Luego desarrollar la inversión de cada sistema,
comparando costos unitarios la mano de obra y de los insumos de
79
los armados que se emplearán. Ambos sistemas se muestran en los
planos en los anexos Nº 4 A y 4 B
5.2
OBJETIVOS
El objetivo principal el uso del cable autosoportado de aluminio en las
redes primarias de distribución de 22.9 kV. Con el fin de superar una
de las mayores dificultades de las empresas concesionarias de
electricidad, el de reducir los riesgos eléctricos por electrocución y
incendio por el incumplimiento de las distancias mínimas de
seguridad, contactos fortuitos con la red desnuda provocando tipos de
accidentes leves y fatales. El segundo objetivo
Controlar y Reducir
las pérdidas técnicas, determinar las ventajas y desventajas de la
propuesta de una línea de distribución primaria en 22.9/13.2 kV. En el
orden técnico, económica.
La utilización del subsistema de distribución primaria con cables
Autosoportados en 22.9 kV. Propone menor utilización de ferretería,
menor costo de mantenimiento, menor tiempo en el montaje
electromecánico, no produce daño ecológico.
Demostrar que mediante indicadores económicos (VAN, TIR) el
proyecto es rentable.
80
5.3
VENTAJAS
Y
DESVENTAJAS
DE
LOS
CABLES
AUTOSOPORTADOS Y CONVENCIONALES
AUTOSOPORTADO
VENTAJAS
DESVENTAJAS
Reduce el riesgo de accidentes por ser forrado.
El riesgo eléctrico es latente a un
Vano ideal es de 70 metros pero pensando en la catenaria y cumpliendo con las distancias de
la fuerza que actúan en las estructuras, el vano normal es de seguridad.
60 metros.
Puede ser instalado en postes pre existente a solo 40 cm de Los vanos flojos son mediante
otros cables.
derivación de postes.
El sistema Autoportante es mucho más rápido y fácil de En el cruce con líneas aéreas
instalar que un cable subterráneo o una línea de conductores existentes
requiere
diseño
desnudos
especial mediante postes más
altos.
Se puede realizar derivaciones
No existen empalmes aéreos en cruz y en T. Se tiene que con
otros
postes
y
de
realizar desde poste.
conductores.
El trabajo para el montaje electromecánico es más rápido El montaje electromecánico se
que el desnudo y la tarea queda lista con prontitud. Gracias realiza fase por fase teniendo
a que el cable completo queda instalado de una sola vez.
mayor trabajo y costo en esta
actividad
Los cables aéreos autosoportados
son cables
con Son cables desnudos que no
aislamiento XLPE para uso en redes que utilicen voltajes garantizan
máximos de 10 y 36 kV.
accidentes.
los
riesgos
de
El cable es Auto-amortiguante, eliminándose con ello la El sistema convencional los
posibilidad vibraciones y desperfectos inducidos por el conductores en caso de una falla
viento.
son mas propensos a inducirse
Gracias al sistema de conexión a tierra, el riesgo de daños debido
a
que
producidos por una tormenta eléctrica, es menor que en el apantallamiento
no
tienen
caso de líneas eléctricas con cable desnudo.
El cable Autoportante está formado por tres cables Las fases son tendidas según las
monofásicos. Enrollados alrededor de un cable de disposición a adoptar sea vertical
suspensión de acero, el que
cables.
soporta
a los otros
tres y/o horizontal con un separación
de 0.9 a 1 metro de fase a fase
Evita el talado de árboles para su tendido reduciendo la Tiene mayor flexibilidad con la
franja de servidumbre con el que origina un importante franja de servidumbre
ahorro económico y de trabajo.
81
5.4
DIFERENCIAS DE LOS CABLES AUTOSOPORTADOS CON LOS
CONVENCIONALES
DIFERENCIAS
AUTOSOPORTADO
CONVENCIONAL
La reactancia es de 1/3 comparada con líneas La reactancia es de 3 veces comparada con
aéreas desnudas.
cables Autosoportados.
Todas
las
fases
simultáneamente.
son
tendidas Se tiende fase por fase independientemente.
La franja sé servidumbre se reduce las ramas La franja de servidumbre está de acuerdo al
y los árboles y vegetación no son ningún nivel de tensión.
problema.
No produce daño ecológico, el impacto Mantendrá la distancia sé seguridad mayor o
ambiental es nulo en redes primarias.
igual 2. 5 metros. De la parte física a la
Distancia de seguridad a 1.5 metros
estructura de la línea.
Puede ser instalado cerca de edificios sin Se logrará circuitos dobles incrementando la
ningún peligro. Se lleva doble terna en un altura postes i/o estructuras según el nivel de
mismo poste,
tensión. (circuito doble)
El refuerzo de la línea es rápido y económico Cable desnudo con posibilidad de falla a
usando los mismas postes (circuito doble)
tierra, debido al crecimiento de la vegetación.
Cable aislado sin falla a tierra en regiones de Mayor costo en el mantenimiento de la franja
rápido crecimiento de la vegetación, de servidumbre.
especialmente en zonas lluviosas.
Menor costo en el mantenimiento de la franja Mayor
costo de mantenimiento y menor
de servidumbre.
seguridad.
Menor costo de mantenimiento y mayor Posibilidad de corto circuito fase a fase por
seguridad.
vibraciones debido al viento.
No hay posibilidad de corto circuito debido al Fácil identificación de las fases y señalización
viento y las vibraciones dado su construcción fácil
auto amortiguante frente a los
Cables
convencionales.
Vanos de 70 – 80 en terrenos superficies Vanos 80 – 150 terrenos o superficies plana.
planas.
82
5.5
COMPARACIÓN DEL MONTAJE ELECTROMECÁNICO DEL SISTEMA
CONVENCIONAL CON EL AUTOSOPORTADO
El montaje del sistema convencional con el autosoportado tiene los mismos
pasos. Siendo su diferencia el montaje de los accesorios que son en número
menor que los del Sistema Convencional. Así mismo la diferencia radica en el
tendido del conductor, ya que el cable queda instalado completamente de
una sola vez.
5.5.1
MANIPULACION DE CABLES
a)
Grapas y Mordazas
Las grapas y mordazas que se empleen en el montaje de los
cables no deberán producir movimientos relativos de los
alambres o capas de los conductores.
Las mordazas que se fijen en el conductor portante serán del
tipo de mandíbulas paralelas con superficies de contacto
alisadas y rectas. Su largo será tal que permita el tendido del
conductor sin doblarlo ni dañarlo.
b) Poleas
Para las operaciones de desarrollo y tendido de los cables
autoportantes se utilizará poleas que tendrán un diámetro, al
fondo de la ranura, igual, por lo menos, a 2.5 veces el diámetro
total del cable autoportante. El tamaño y la forma de la ranura,
la naturaleza del metal y las condiciones de la superficie serán
tales que la fricción sea reducida al mínimo.
83
5.5.2
OPERACION DE TENDIDO
El cable debe ser tirado del carrete mediante un cable guía de acero
de las dimensiones adecuadas, el cual, a su vez, se tirará con un
winche (cabrestante) ubicado en el otro extremo de la sección de
tendido. La fuerza en el cable-guía debe ser permanente controlada
mediante un dinamómetro y su magnitud, en ningún caso, deberá
superar el 15% de la carga de rotura del conductor portante de
aleación de aluminio.
5.5.3
PUESTA EN FLECHA
Sobre la base de los esfuerzos del conductor en la condición EDS,
definidos para el conductor portante, se elaborará las tablas de
tensado tomando en cuenta las probables temperaturas que puedan
presentarse durante la operación de puesta a flecha.
Luego de tendido el cable autoportante, se dejará pasar, por lo
menos, 24 horas para que el conductor portante se estabilice con
relación a los asentamientos. Transcurrido este tiempo se procederá
a poner en flecha el cable autoportante, para cuyo fin se determinará
el vano en el cual se medirá la flecha. Este vano estará ubicado en
el punto medido de la sección de tendido y su longitud será,
preferentemente, igual al vano promedio.
La medición de la flecha se hará por el método visual utilizando
regletas convenientemente pintadas.
84
5.6
COMPARACIÓNES
TECNICAS DEL SISTEMA CONVENCIONAL
CON EL AUTOSOPORTADO
En este capitulo se definen las condiciones técnicas mínimas para el
diseño de Redes Primarias en 22.9 kV de tal manera que garanticen
los niveles mínimos de seguridad para las personas, de la
propiedad, de acuerdo a las exigencias de las normas técnicas de
calidad.
Analizar el sistema de redes mas adecuada para alimentar a las
cargas de la localidad de Satipo en los próximos 20 años en forma
segura y confiable, Considerando la principal fuente de suministro la
central hidráulica de Chalhuamayo.
5.6.1
ALCANCES
El diseño de la Redes Primarias comprende las etapas
previas al diseño propiamente dicho, el cual consiste en la
determinación de la demanda eléctrica (o mercado eléctrico)
que define el tamaño o capacidad de la carga, Análisis y
Configuración Topológica del Sistema, Selección de los
Materiales y Equipos.
El diseño propiamente se efectúa cuando se ha definido la
topografía, para el diseño de las Redes Primarias.
El análisis que forma parte de los Cálculos Justificativos de
las Redes Primarias comprende:
85
- Cálculos Eléctricos
- Cálculo de Cortocircuito
- Cálculos Mecánicos
5.7
BASES DE CÁLCULO
En la elaboración de la presente tesis se ha tomado en cuenta las
prescripciones de las siguientes normas disposiciones vigentes:
-
Código Nacional de Electricidad y Suministros
-
Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844
-
Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844
-
Normas DGE/MEM, vigentes
-
Resoluciones Ministeriales (relativo a Sistemas Eléctricos para
tensiones entre 1 y 36 kV- Media Tensión), vigentes.
-
Normas MEM/DEP Series 300 y 500
En forma complementaria, se han tomado en cuenta las siguientes
normas internacionales:
-
NESC (National Electrical Safety Code)
-
REA (Rural Electrification Association)
-
U.S. Bureau Of Reclamation - Standard Design
-
VDE 210 (Verband Deutscher Electrotechniker)
-
IEEE (Institute Of Electrical And Electronics Engineers)
-
CIGRE (Conference International Des Grands Resseaux Electriques)
-
Norma Brasileña De Líneas De Transmisión
-
ANSI (American National Standard Institute)
86
-
5.8
IEC (International Electrotécnica Comisión)
CONDICIONES METEREOLÓGICAS DE LA ZONA
Las condiciones meteorológicas son las siguientes:
-
Temperatura máxima
: 50,0 °C
-
Temperatura mínima
:
10,0 °C
-
Temperatura media
:
25,0 °C
-
Humedad relativa promedio
:
65,25 %
-
Velocidad máxima de viento
:
80,0 km/h
-
El nivel isoceráunico
:
60 Tormentas al año.
-
5.8.1
El nivel de contaminación
: Semi Pesado (20 mm./kV).
CONDICIONES GEOGRÁFICAS:
Para la presente tesis se ha considerado como área
geográfica la ciudad de Satipo, se ubica al sur este de Lima y
parte central del Perú, entre los 600 y 650 m.s.n.m., está
formada por llanuras y cerros de moderada elevación, existen
quebradas medianas, las zonas bajas
son susceptibles a
inundaciones temporales en los meses de avenida (diciembre
a marzo).
87
5.9
CRITERIOS DE DISEÑO
Para la comparación de los sistemas se ha considerado los
siguientes tipos de sistemas:
Aéreo, 3ø, 4 hilo – Distribución Convencional.
Aéreo, 3ø, tres hilos – Distribución vertical.
Aéreo, 3 ø, 3 hilos – Conductor Autoportante.
Punto de alimentación
: Doble terna Ubicación Anexo Ricardo
Palma puente de Coviriali ciudad de Satipo
Nivel de tensión
:22.9 kV
Máxima caída de tensión
:5 %
Máxima pérdida de potencia
:3 %
Balance de circuitos
:80 % - 100 %
Material del conductor Fase
: Aleación de Aluminio, AAAC
Aluminio, Autoportantes
Sección del conductor
: Convencional: 3 x 50 - 3 x 70 mm²
de AAAC
Autoportante
: 3x50/67 - 3x70/67 mm2. De NA2XS2Y
5.10 PARÁMETROS
ELÉCTRICOS
DEL
SISTEMA
PARA
LA
SELECCIÓN DEL CONDUCTOR
Analizar el sistema de distribución mas adecuado para alimentar a las
cargas de la localidad de Satipo en los próximos 20 años en forma
segura y confiable, de acuerdo a las exigencias de las normas técnicas
de calidad.
88
Considerando la principal fuente de suministro la Subestación de
Potencia, (Existente de Chalhuamayo)
Las evaluaciones para la selección del conductor fueron:
 Por Régimen permanente.
 Por Régimen de Corto Circuito.
5.10.1 DATOS PRINCIPALES DE LA RED
Tensión entre fases
: 22.9 kV.
Factor de potencia
: 0,9 en atraso
Frecuencia
: 60 Hz
Factor de pérdidas
: 0,4
Vida útil
: 20 años
Material conductor de fase
: Aleación de
aluminio,
AAAC; y Autoportante de aluminio.
5.10.2
ANÁLISIS POR RÉGIMEN PERMANENTE
La red eléctrica debe operar en régimen permanente, para
lo cual es necesario comprobar la densidad de corriente
admisible máxima en el conductor. La densidad máxima a
ser considerado en el conductor esta de acuerdo a la
conductividad eléctrica del material.
89
La Resistencia Eléctrica Especifica ( ୧ ) (mm2 Ώ/m).
COBRE
ALUMINIO
AAAC
0,01786
0,0278
0,033
La relación que debe cumplirse para la Densidad.
PARA EL COBRE
I
.3........... A / mm2
S
PARA EL ALUMINIO
I
S
.1,93........... A / mm 2
PARA CONDUCTOR AAAC
I
S
.1,63.......................A / mm 2
Si tenemos que:
I
P
3 V
Corriente transportada y la sección escogida por Régimen Permanente.
90
5.10.3
A
KVA
40
1586,51
48
1903,81
56
2221,12
67
2657,41
75
2974,71
81
3212,69
COBRE
16
35
25
50
3807,63
4164,59
113
4481,9
135
5354,48
150
5949,42
154
6108,07
183
7258,29
195
7734,25
210
8329,19
231
9162,11
285
11303,9
95
360
14278,61
120
RÉGIMEN
25
35
96
POR
AAAC
25
105
ANÁLISIS
ALUMINIO
50
35
70
70
50
95
95
120
70
120
DE
CORTO
CIRCUITO
POR
ESTABILIDAD TÉRMICA
La red eléctrica de distribución deberá verificarse para su operación
en Régimen de Corto Circuito, donde se ve la capacidad de los
conductores aéreos de soportar por tiempos muy breves el calor
generado por los cortocircuitos específicamente por Estabilidad
Térmica en Corto Circuito y el efecto electrodinámico que ocasionaría.
El proceso de calentamiento por corriente de cortocircuito se
considera de corta duración debido a los cortos tiempos de operación
de los dispositivos de protección. Para lo cual previamente debe
realizarse un cálculo de corto circuito, eligiéndose de ello la corriente
91
de corto circuito de mayor valor, este valor deberá ser menor que el
permisible calculado por la siguiente formula.
Datos:
I
: Corriente admisible
kp
:
S
: Sección
A,
Coeficiente pelicular o
Rea/Rcd
mm2
4.184 : Factor de corrección cal/seg
Watts
C
: Calor específico del metal
Joule/(kg °C)
: Peso específico del metal
kg/(mm2 m)
ρ
: Resistividad del metal a la temperatura inicial
: Coeficiente de incremento de la resistencia con la temperatura
°C-1
Integrando el miembro izquierdo de t1 a t2 y derecho de
I2
t2
S2
t1
4.184
a
c.γ
θ2
* ln(1 α * (θ θ1)) θ1
ρΘ.α.kp
c.γ * ln 1 α θ 2 θ1
I2
t 4.184
2
S
ρθ.α.kp
I
S
t
2:
4.184* c.γ * ln 1 α θ 2 θ1
ρθ.α.kp
92
Características Básicas de cables y conductores:
MATERIAL
Cobre
Aluminio
Aldrey
ACSR
Acero
C
389
887
887
389
481
8.95 x 10-3
2.70 x 10-3
2.70 x 10-3
-3
3.46 x 10
-3
7.80 x 10
20
0.0176
0.0282
0.0313
0.0337
0.11-0.22
0.0039
0.0040
0.0036
0.0039
0.0060
KP
1
1
1
1
1.5
(2máx
170
130
160
160
200
CÁLCULO TÍPICO
Se asumen los siguientes datos
Material
:
AAAC
Sección
:
70 mm2I = 10,308.29 A
976 A (Corriente de Corto
Circuito Monofásica)
Se Concluye que por Régimen de Corto Circuito se requiere un
conductor de 70 mm2 de sección. La que con la configuración final
del sistema permitirá reducir las pérdidas por efecto joule y mejorar
la confiabilidad del sistema en caso de contingencias y/o salidas
de líneas Primarias.
5.11 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DE LOS CONDUCTORES.
El conductor seleccionado deberá cumplir con.:
a) Caída de Tensión,
b) Pérdidas de potencia y energía por efecto Joule
c) Resistencia mecánica.
93
CÁLCULO DE LA RESISTENCIA (R)
La resistencia de los conductores se calculará a la temperatura de
operación, aéreo 40°, y para el autoportante aéreo
90º, mediante la
siguiente fórmula:
R 40 .. .R 20 . 1
. T 20º ......... / km
Donde:
R60 : Resistencia del conductor a temperatura máxima de operación.
R20 : Resistencia del conductor en c.c. a 20°C, en ohm/km.
: Temperatura final de operación, en °C; igual a 40º – 60º – 90º °C.
T
: 0,0036 para conductores de Aleación de Aluminio.
: 0,00392 para conductores de Cobre.
: 0,0040 para conductores de aluminio.
CARACTERÍSTICAS DE LOS CONDUCTORES
Conductores de Aluminio AAAC
Sección
mm
2
Número
Diámetro (mm)
Resist.Eléctrica (Ohm/km)
Alambres
Exterior
Cada hilo
A 20°C
a 60°C
50
7
9,0
3,0
0,663
0,7584
70
19
10,5
2,1
0,507
0,5536
Conductores de Aluminio Autoportantes
Sección
mm
2
Número
Diámetro (mm)
Resist.Eléctrica (Ohm/km)
Alambres
Exterior
Cada Cable
a 20°C
a 90°C
3x50/67
07
79
61,0
0,641
0.80253
3x70/67
19
82
68,0
0,443
0,55463
94
5.12.
DISPOSICIÓN DE CONDUCTORES
 AÉREO
dah
dav
dav
dav
A TRIANGULAR
A VERTICAL
A AUTOPORTANTE
CONDUCTORES DE ALUMINIO AAAC
SECCION
DMG
RMG
XL 3ø(Ohm/km)
T
V
AAAC
T
V
50 2
1536.80
1259.92
3,3033
0,463124
0,44814
70
1536.80
1259.92
4,0878
0,447158
0,43208
mm
CONDUCTORES DE ALUMINIO AUTOPORTANTES
SECCION
mm2
DMG
mm
RMG
Mm
XL
3ø
50
264,35
3,2684
0,18240
70
294,28
3,9795
0,17200
95
5.13
REACTANCIA INDUCTIVA SISTEMA TRIFÁSICO:
X L. .2 * * f . .0,5. .4,6*Log
DMG
RMG
*10-4......... / km
Donde:
f
: Frecuencia del Sistema (60 Hz)
DMG : Distancia Media Geométrica,
RMG : Radio Medio Geométrico
RMG = 0,7263*r para 07 alambres,RMG = 0,7580*r
19
5.14
alambres,
CÁLCULO DEL FACTOR DE CAÍDA DE TENSIÓN
K = 1.732 (R² + X²)1/2
Donde:
K = Factor de Caída de Tensión – Trifásico
R
= Resistencia del conductor en Ohm/ Km
X = Reactancia Inductiva en Ohms/ Km
5.15
FACTORES DE CAÍDA DE TENSIÓN
FACTOR DE CAIDA DE TENSION ( K)
SISTEMA
CONDUCTOR
SECCION
V/(Ax Kw)
CONVENCIONAL
AAAC
50
1,56185
CONVENCIONAL
AAAC
70
1,21680
AUTOPORTANTE
NA2XSS2Y
50
1,42543
AUTOPORTANTE
NA2XSS2Y
70
1,00576
para
96
5.16 PÉRDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA POR EFECTO JOULE
Las pérdidas de potencia y energía se calcularán utilizando las
siguientes fórmulas
P 2 .R1.L
PJ. .
.........kW
1000.V L2 .Cos 2
EJ. .8760. PJ.FP...........kWh
FP. .0,15. FC. .0,85.FC2.......... .kWh
Donde:
P
= Demanda de potencia, en kW
R1 = Resistencia
del
conductor
a
la
temperatura
de
operación, en Ohm/km
L = Longitud del circuito o tramo del circuito, en km
VL = Tensión entre fase, en kV
= Angulo de factor de potencia
FP = Factor de pérdidas
FC = Factor de carga
Nota: Cuando se conoce el diagrama de carga anual y su
proyección, el factor de carga y el factor de pérdidas se
obtienen a partir de tales diagramas.
Ver anexo N° 5 A Y 5 B (Cuadros de Caída de Tensión para
ambos sistemas)
97
5.16.1
RESULTADOS DE PÉRDIDAS ANUALES DE ENERGÍA
ACTIVA DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
5.17 CÁLCULOS MECÁNICOS
5.17.1
OBJETIVO
Estos cálculos tienen el objetivo de determinar las magnitudes
relativas a los conductores de redes primarias aéreas en todas las
hipótesis de trabajo. Ver anexo N° 6A y 6B
Presentándose lo
siguiente:
 Esfuerzo horizontal del conductor
 Esfuerzo tangencial del conductor en los apoyos
 Flecha del conductor
 Parámetros del conductor
 Ángulos de salida del conductor respecto a la línea
horizontal, en los apoyos.
 Vano - peso de los apoyos
 Vano - medio de los apoyos
98
5.17.2
CONSIDERACIONES DE DISEÑO MECÁNICO
Los cálculos mecánicos se basan en las indicaciones de la
Norma MEM/DEP 501, de acuerdo a las condiciones
ambientales de la zona sustentadas con las zonificaciones
consideradas en el Código Nacional de Electricidad Suministro.
5.17.3
MATERIAL DE LOS CONDUCTORES
Los conductores para redes primarias aéreas serán de
aleación
de aluminio (AAAC), fabricados según las
prescripciones de las normas ASTM B398, ASTM B399 o
IEC 1089. Y los cables de Aluminio con aislamiento
polietileno reticulado (XLPE) para 22.9 kV denominados
Autoportantes del tipo NA2XSA2Y-S.
5.17.4
CARACTERÍSTICAS
MECÁNICAS
DE
LOS
CONDUCTORES
Aleación de Aluminio tipo AAAC
CONDUCTORES DE ALEACIÓN DE ALUMINIO TIPO AAAC
Diámetro (mm)
Peso
Modulo de Esfuerzo
Elasticidad de Rotura
Sección
N°
mm²
Hilos
Exterior
Alambres
Kg/m ²
N/mm
N/mm²
50
7
9,00
3.0
0,135
60 760
295,8
70
19
10,50
2.1
0,181
60 760
295,8
Coef. Expansión Térmica (1/°C) para conductores tipo AAAC = 2.3 x 10-6
99
Aluminio tipo Autoportantes
CONDUCTORES AUTOPORTANTES
Diámetro R 20 °C
Exterior (Ohm/km
mm
)
Peso
Kg/m
Coeficiente
Modulo de
Esfuerzo
de Expansión
Elasticidad
de Rotura
Térmica
N/mm ²
N/mm²
(1/°C)
Sección
mm²
N°
Hilos
3x50/67
7
79,00
0,6410
3.480
20000
2,3x10-6
295,8
3x70/67
19
82,00
0,4430
3,860
20000
2,3x10-6
295,8
11,5x10-6
85 KN
DATOS TECNICOS DEL PORTANTE
67
59,00
21,582
N/m
186000
Tensión de Cada Día – EDS
5.17.5
: 12 [%]
ESFUERZOS MÁXIMOS EN EL CONDUCTOR
DE
ALUMINIO Y CABLE AUTOPORTANTE
Se refiere a los esfuerzos máximos tangenciales que se producen
en los conductores por causas como el peso del material, la acción
del viento, lluvia, cambios de temperatura, etc. cuando la
instalación del conductor es aérea como es el caso de los
conductores tipo AAAC Y Autoportantes
Para los conductores de aleación de aluminio no deben sobrepasar
el 60% del esfuerzo de rotura, es decir: 180 N/mm2 con fines de
dimensionar los conductores con un factor de seguridad de 2,
Para los cables de aluminio (Autoportantes) con cable mensajero
no deben sobrepasar el 60% del esfuerzo de rotura del mensajero,
es decir: 510-761 N/mm2 con fines de dimensionar los
conductores con un factor de seguridad de 2.
100
5.17.6
ESFUERZOS DEL CONDUCTOR EN LA CONDICIÓN EDS
Las Normas Internacionales y las Instituciones vinculadas a
la
investigación
respecto
al
comportamiento
de
los
conductores, recomiendan que en redes con conductores de
aleación de aluminio (AAAC) sin protección antivibrante los
esfuerzos horizontales que se tomarán de modo referencial
De modo similar en los conductores Autoportantes donde
existe tres conductores de aluminio y un cable mensajero
que soporta el peso de los conductores. Los esfuerzos de
cada día (EDS) se analizaran al cable mensajero del
conductor Autoportante.
Los esfuerzos horizontales que se consideran son los
siguientes:
En la condición EDS inicial 18 % del esfuerzo de rotura del
conductor (UTS)
En la condición EDS final 15 % del esfuerzo de rotura del
conductor (UTS)
Una práctica común, es considerar como tensión mecánica de
referencia, la tensión a la cual deberá estar sometido el
conductor el mayor tiempo de su vida útil; a la temperatura
101
media, sin sobrecarga de viento ni hielo, la que es conocida
como tensión de cada día, every day stress (EDS).
Las condiciones de carga para el conductor de fase son las
siguientes:

Tiro en EDS 20 % a 20 ºC,

Flecha máxima a 50 ºC

Esfuerzos máximos a 10 ºC

Presión del viento máximo 26.88 kg/m2.
Se verifica que en todos los casos los esfuerzos máximos
sean menores al 40% del tiro de ruptura.
Las condiciones de carga para el cable mensajero utilizado
en los procedimientos de cálculo son similares a los del
conductor de fase y con la aplicación de un programa
computacional se calcula el EDS del cable mensajero, que
cumple con la formulación descrita, obteniéndose como
conclusión un valor de 15%.
5.17.7
ESFUERZOS MÁXIMOS EN EL CONDUCTOR
Para la obtención de los Vanos Máximos se hizo la
simulación de los Cálculos Mecánicos de los Conductores
según las hipótesis donde determinara las longitudes
máximas de vano para las condiciones de carga mas critica,
para ambas condiciones Inicial y Final.
102
5.17.8 CALCULO MECANICO DE CONDUCTORES CONVENCIONAL Y
PORTANTE
Los máximos esfuerzos permisibles en los conductores, de
acuerdo a las Normas indicadas son:
CONDUCTORES mm
ESFUERZOS DEL CONDUCTOR
Esfuerzo de Rotura Nominal
Esfuerzo EDS - inicial (18%)
Esfuerzo EDS - final (15%)
Esfuerzo máximo admisible
Factor de Seguridad
(N/mm²)
(N/mm²)
(N/mm²)
(N/mm²)
AAAC.
2
NA2XSA2Y-S
≤70
> 70
≤70
300
54
45
180
2
295,8
53.24
44.37
177.48
2
1214.29
218.57
182.14
728.57
2
5.17.8.1. HIPÓTESIS DE ESTADO
Las hipótesis de estado para los cálculos
mecánicos del conductor se definen sobre la
base de los siguientes factores:
- Velocidad de viento
- Temperatura
- Carga de hielo
Sobre la base de la zonificación y las cargas
definidas
por
el
Código
Nacional
de
Electricidad, se consideran las siguientes
hipótesis:
103
HIPÓTESIS I: Condición de mayor duración (EDS) Inicial
Temperatura
25
°C
Velocidad de viento
0
Km/h
Espesor del Hielo
0
mm
Esfuerzo EDS (AAAC) 18 [%]
54
N/mm
2
Esfuerzo EDS (NA2XSA2Y-S) 18
[%]
218
N/mm
2
HIPÓTESIS II: Condición de mayor duración (EDS) Final
Temperatura
25
°C
Velocidad de viento
0
Km/h
Espesor del Hielo
0
mm
Esfuerzo EDS (AAAC) 15 [%]
45
N/mm
2
Esfuerzo EDS (NA2XSA2Y-S) 15 [%]
182
N/mm
2
HIPÓTESIS III: Condición de Mínima Temperatura (Mínima Flecha)
Temperatura
10
°C
Velocidad de viento
0
km/h
Espesor del Hielo
0
mm
Tiro máximo final
50
%
HIPÓTESIS IV: Máxima Velocidad de Viento (Máximo Esfuerzo)
Temperatura
20
°C
Velocidad de viento
80
km/h
Espesor del Hielo
0,0
mm
Tiro máximo final
50,0
%
HIPÓTESIS V: Condición de máxima Temperatura (*) Flecha Máxima
Temperatura
40
°C
Velocidad de viento
0,0
km/h
Espesor del Hielo
0,0
mm
Tiro máximo final
50,0
%
(*): Para esta hipótesis la Temperatura Máxima del Ambiente
es de 40°C, considerando el fenómeno CREEP (10 °C)
obtenemos 50°C, para efectos de cálculo asumiremos 50°C.
104
Se ha considerado una temperatura equivalente de 10°C, por el
fenómeno Creep por tanto, en la localización de estructuras se tendrá
en cuenta este incremento de temperatura.
5.17.9 COMPARACIÓN DE LOS RESULTADOS
El Esfuerzo Inicial de Cada Día a emplearse es lo siguiente: EDS
= 18% (53,28 N/mm2)
EDS (N)
INICIAL 18% FINAL 15 %
AAAC 70 mm²
NA2XS2Y 70 mm²
228,35718
190,29438
MAX ESF.
N/mm²
72,86
261,87
TIRO MAX
(N)
5100,36
17545,47
Los Vanos máximos para los EDS final, restringido por
Distancias Mínimas de Seguridad son los siguientes:
HIP IV FLECHA MAX T=50
HIP IV FLECHA MAX T=50
SISTEMA CONVENCIONAL
SISTEMA AUTOPORTANTE
VANO
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
45,0
50,0
55,0
60,0
65,0
70,0
75,0
80,0
85,0
90,0
95,0
100,0
105,0
110,0
115,0
120,0
125,0
FLECHAS
0,0
0,0
0,1
0,1
0,1
0,2
0,2
0,3
0,3
0,4
0,5
0,5
0,6
0,7
0,7
0,8
0,9
1,0
1,1
1,2
1,3
1,4
1,5
1,6
1,7
VANO
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
45,0
50,0
55,0
60,0
65,0
70,0
75,0
80,0
85,0
90,0
95,0
100,0
105,0
110,0
115,0
120,0
125,0
FLECHAS
0,0
0,0
0,1
0,2
0,2
0,3
0,4
0,6
0,7
0,9
1,0
1,2
1,4
1,6
1,9
2,1
2,4
2,6
2,9
3,2
3,6
3,9
4,2
4,6
5,0
FECHA MAX
(m)
0,519
1,22
105
5.18 CALCULO MECÁNICO DE POSTES
Estos Cálculos tienen por objeto determinar las cargas mecánicas en
postes, cables de retenida y sus accesorios, de tal manera que en las
condiciones más críticas, no se supere los esfuerzos máximos
previstos
en
el
Código
Nacional
de
Electricidad
y
complementariamente en las Normas Internacionales. Ver anexo 7 A,
7B, 7C Y 7D
Los cálculos se realizarán en base a los armados diseñados, para
este sistema, considerando lo siguiente:
Los soportes conformados por postes de Concreto
Armado
Centrifugado (C.A.C.) de 13 Y 15 metros de longitud, de 400 y 500
Kg. de carga de rotura
Retenidas conformadas
por cable de 10 mm (3/8”) de diámetro,
grado Siemens Martín definidas como “RI”.
Los sistemas analizados son para sistemas convencionales con
conductores AAAC son:
* AAAC
3x50 mm2
* AAAC
3x70 mm2
Y Para los sistemas Autoportantes se analizaron para:
* Aluminio 3x50 / A°G° 67 mm2
* Aluminio 3x70 / A°G° .67 mm2
106
5.18.1 FACTORES DE SEGURIDAD
El Factor de seguridad mínima respecto a las cargas de rotura será:
En condiciones normales en poste de concreto 2
En condiciones anormales con rotura de conductor en líneas y
redes primarias: 3
Para los postes de concreto, los factores de seguridad
consignados son válidos tanto para cargas de
mínimos
flexión como de
compresión (pandeo)
Cruceta de CA :2,0
Los factores de seguridad mínimos consignados son válidos tanto
para cargas de rotura y a la compresión del poste (pandeo).
5.18.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS POSTES
Serán de Concreto Armado Centrifugado de las
siguientes
características técnicas:
Nº
CARACTERISTICAS
UNIDAD
VALOR REQUERIDO
1
TIPO
CENTRIFUGADO
2
LONGITUD DEL POSTE
m.
13,0
13,0
15,0
15,0
3
LONGITUD MINIMA DE EMPOTRAMIENTO DEL
POSTE
m.
1,40
1,40
1,70
1,70
4
DIÁMETRO MINIMA EN LA CABEZA
mm
180
180
225
225
5
DIÁMETRO MINIMA EN LA BASE
mm
375
375
450
450
6
CARGA DE TRABAJO A 0,1 m DE LA CIMA
Kg
400
500
400
500
7
CARGA DE ROTURA
Kg.
800
1000
800
1000
107
5.18.3
CARGAS ACTUANTES SOBRE LAS ESTRUCTURAS
Alineamiento
Presión de viento sobre postes y conductores.
Tiro resultante de los conductores.
Ángulo
Presión de viento sobre postes y conductores.
Tiro resultante de los conductores de acuerdo al ángulo.
Terminal
Presión de viento sobre postes y conductores.
Tiro máximo longitudinal de los conductores.
Hipótesis para el cálculo de estructuras
Considera lo siguiente:
Conductores sanos
Esfuerzos del conductor en condiciones de máximos
esfuerzos
108
5.18.4
RESULTADOS
OBTENIDOS
DEL
SISTEMA
CONVENCIONAL Y AUTOSOPORTADO
En el cuadro Nº 5.1 se muestra los datos de los postes utilizados
para el soporte de los conductores i/o cables
CUADRO Nº 5.1
CALCULO MECANICO EN POSTES DE C.A.C DE 13 METROS
Carga Trab.
Long. Total
Altur. Empot.
Hpv
dp
db
de
z
Fvp
(Kg)
L (m)
Ht ( m )
(m)
(m)
(m)
(m)
(m)
(kg)
400
13
1.4
11.6
0.180
0.375
0.354
5.170
83.253
500
13
1.4
11.6
0.180
0.375
0.354
5.170
83.253
CALCULO DEL POSTE DE 15 METROS DE LA RED PRIMARIA
CON CABLES CONVENCIONAL AAAC 70 mm² Y
AUTOSOPORTADO NA2XS2Y DE 70 mm²
Cálculo realizado para postes de 15/500/2/450/225
ANGULO
(º)
Fvp
(Kg)
Z
(m)
Mvp
(Kg-m)
Mc [AAAC]
(Kg-m)
Mc [NA2XS2Y]
(Kg-m)
M
(Kg-m)
Fp
(Kg)
C.S.
0
116.099
5.969
693.013
228.179
1613.445
2534.637
192.018
4.427
1
116.099
5.969
693.013
347.163
1933.853
2974.028
225.305
3.773
2
116.099
5.969
693.013
466.121
2254.113
3413.246
258.579
3.287
3
116.099
5.969
693.013
585.043
2574.201
3852.257
291.838
2.913
4
116.099
5.969
693.013
703.921
2894.094
4291.027
325.078
2.615
5
116.099
5.969
693.013
822.745
3213.766
4729.524
358.297
2.372
6
116.099
5.969
693.013
941.507
3533.193
5167.713
391.493
2.171
7
116.099
5.969
693.013
1060.197
3852.351
5605.561
424.664
2.002
8
116.099
5.969
693.013
1178.806
4171.216
6043.035
457.806
1.857
9
116.099
5.969
693.013
1297.325
4489.764
6480.101
490.917
1.731
10
116.099
5.969
693.013
1415.746
4807.969
6916.727
523.994
1.622
2
CUADRO Nº 5.2
109
CALCULO DEL POSTE DE 13 METROS DE LA RED PRIMARIA
CON
AUTOSOPORTADO
NA2XS2Y
DE
70
mm²
Y
RED
SECUNDARIA
Cálculo realizado para postes de 13/500/2/375/180
ANGULO
(º)
Fvp
(Kg)
Z
(m)
Mvp
(Kg-m)
Mc [R.S.]
(Kg-m)
Mc [R.P.]
(Kg-m)
M
(Kg-m)
Fp
(Kg)
C.S.
0
83.253
5.170
430.420
141.281
1494.420
2066.122
179.663
4.731
1
83.253
5.170
430.420
161.661
1791.191
2383.272
207.241
4.102
2
83.253
5.170
430.420
182.029
2087.826
2700.274
234.806
3.620
3
83.253
5.170
430.420
202.382
2384.301
3017.103
262.357
3.240
4
83.253
5.170
430.420
222.720
2680.595
3333.735
289.890
2.932
5
83.253
5.170
430.420
243.042
2976.685
3650.146
317.404
2.678
6
83.253
5.170
430.420
263.344
3272.548
3966.312
344.897
2.465
7
83.253
5.170
430.420
283.627
3568.162
4282.208
372.366
2.283
8
83.253
5.170
430.420
303.888
3863.504
4597.812
399.810
2.126
9
83.253
5.170
430.420
324.126
4158.551
4913.097
427.226
1.990
10
83.253
5.170
430.420
344.339
4453.283
5228.042
454.612
1.870
2
CUADRO Nº 5.3
5.18.5
RESULTADOS DE LA COMPARACION

Los cálculos se realizaron para la configuración más
crítica, considerando estructuras compartidas de media
tensión y de baja tensión

Se usarán postes de 13/400 en alineamiento hasta 6°,
15/500 y ángulos hasta 11º

Se usarán postes de 13/500 Y 15/500 en cambios de
dirección y fin de línea.
110
5.19 CALCULO DE RETENIDAS
Tiene por finalidad determinar las cargas mecánicas en los cables de
retenida y sus accesorios, de tal manera que a una temperatura
mínima y máxima velocidad de viento no se superen los esfuerzos
máximos previstos en el Código Nacional de Electricidad.
Cuando las cargas que se aplican a los postes sean mayores a las
que éstos puedan resistir, entonces se empleará retenida(s)
quedando así el poste sujeto únicamente a esfuerzos de compresión.
El cálculo de retenidas verifica que el esfuerzo que se presenta en
éstas no sobrepase el máximo tiro permitido afectado por el factor de
seguridad. Ver anexo 8A, 8B y 8C
Para las retenidas se emplearan cables de acero galvanizado de 16
mm ø (5/8”), grado Siemens Martín, que tiene un tiro de rotura de
5488 Kg
111
5.19.1
BASES DE CÁLCULO
Características Generales
Factor de seguridad = 2.
Características del cable de acero galvanizado
MATERIAL
Grado
Nº de hilos
Factor de Seguridad
Diámetro
Carga de rotura
5.19.2
ACERO
GALVANIZADO
SIEMENS MARTÍN
7
2
5/8”
5488 Kg
MÉTODO DE CÁLCULO DE RETENIDAS
Cuando las cargas que se aplican a los postes sean
mayores a las que éstos puedan resistir, entonces se
emplearán
retenida
quedando
así
el
poste
sujeto
únicamente a esfuerzos de compresión, determinar las
características del cable de las retenidas a usarse en las
estructuras de ángulo y fin de línea es la finalidad de este
ítem.
El cálculo de retenidas verifica que el esfuerzo que se
presenta en éstas no sobrepase el máximo tiro permitido
afectado por el factor de seguridad.
Para
las
retenidas
se
emplearan
cables
de
acero
galvanizado de 16 mm ø (5/8”), grado Siemens Martín, que
tiene un tiro de rotura de de 5488 Kg.
112
El ángulo formado entre la retenida y el poste en retenidas inclinadas no
deberá ser menor de 37°.
Resultados obtenidos para, condiciones más críticas:
113
CALCULO DE RETENIDAS EN POSTES DE 15 METROS CON LA
RED PRIMARIA AUTOSOPORTADO NA2XS2Y DE 70 mm² Y AAAC
DE 70 mm²
Cálculo realizado para postes de 15/500/2/450/225
ANGULO
(º)
Fvp
(Kg)
Z
(m)
Mvp
(Kg-m)
Mc [AAAC]
(Kg-m)
Mc [NA2XS2Y]
(Kg-m)
M
(Kg-m)
Fp
(Kg)
TR
C.S.
Número de
2
Retenidad
0
116.099
5.969
693.013
228.179
1613.445
2534.637
192.018
329.035
8.340
SIN RET
1
116.099
5.969
693.013
347.163
1933.853
2974.028
225.305
386.075
7.107
SIN RET
2
116.099
5.969
693.013
466.121
2254.113
3413.246
258.579
443.093
6.193
SIN RET
3
116.099
5.969
693.013
585.043
2574.201
3852.257
291.838
500.083
5.487
SIN RET
4
116.099
5.969
693.013
703.921
2894.094
4291.027
325.078
557.042
4.926
SIN RET
5
116.099
5.969
693.013
822.745
3213.766
4729.524
358.297
613.966
4.469
SIN RET
6
116.099
5.969
693.013
941.507
3533.193
5167.713
391.493
670.850
4.090
SIN RET
7
116.099
5.969
693.013
1060.197
3852.351
5605.561
424.664
727.689
3.771
SIN RET
8
116.099
5.969
693.013
1178.806
4171.216
6043.035
457.806
784.480
3.498
SIN RET
9
116.099
5.969
693.013
1297.325
4489.764
6480.101
490.917
841.218
3.262
SIN RET
10
116.099
5.969
693.013
1415.746
4807.969
6916.727
523.994
897.899
3.056
1 RET
11
116.099
5.969
693.013
1534.058
5125.808
7352.879
557.036
954.519
2.875
1 RET
CUADRO Nº 5.4
CALCULO DE RETENIDAS EN POSTES DE 13 METROS CON LA
RED PRIMARIA
AUTOSOPORTADO NA2XS2Y DE 70 mm² Y RED
SECUNDARIA 3X35+16+25 mm²
Cálculo realizado para postes de 13/500/2/375/180
ANG(º)
Fvp
(Kg)
Z
(m)
Mvp
(Kg-m)
Mc [R.S.]
(Kg-m)
Mc [R.P.]
(Kg-m)
M
(Kg-m)
Fp
(Kg)
TR
C.S.
Retenida
2
Número de
Retenidad
0
83.253
5.170
430.420
141.281
1507.645
2079.346
180.813
297.856
5.301
SIN RET
1
83.253
5.170
430.420
161.661
1807.043
2399.123
208.619
343.662
4.595
SIN RET
2
83.253
5.170
430.420
182.029
2106.302
2718.750
236.413
389.447
4.054
SIN RET
3
83.253
5.170
430.420
202.382
2405.401
3038.203
264.192
435.207
3.628
SIN RET
4
83.253
5.170
430.420
222.720
2704.317
3357.457
291.953
480.938
3.283
SIN RET
5
83.253
5.170
430.420
243.042
3003.027
3676.489
319.695
526.638
2.998
SIN RET
6
83.253
5.170
430.420
263.344
3301.508
3995.273
347.415
572.302
2.759
SIN RET
7
83.253
5.170
430.420
283.627
3599.738
4313.785
375.112
617.927
2.555
SIN RET
8
83.253
5.170
430.420
303.888
3897.694
4632.002
402.783
663.510
2.380
SIN RET
9
83.253
5.170
430.420
324.126
4195.353
4949.899
430.426
709.047
2.227
SIN RET
10
83.253
5.170
430.420
344.339
4492.692
5267.451
458.039
754.535
2.093
SIN RET
11
83.253
5.170
430.420
364.527
4789.689
5584.636
485.621
799.970
1.974
SIN RET
CUADRO Nº 5.5
114
5.19.3 RESULTADOS DE LA COMPARACION
Encontramos que para a partir de un ángulo de de
10°, se usará 01 retenida, a partir de 44 º se usará
retenidas dobles. Para postes de 15 m con conductor
autosoportado y convencional.
A partir de un ángulo de
de 12°,
se usará 01
retenida, a partir de 55 º se usará retenidas dobles.
Para postes de 13 m con conductor auto soportado en
media tensión y Red Secundaria con cable aislado tipo
CAAI.
A partir de un ángulo de
de 12°,
se usará 01
retenida, a partir de 54 º se usará retenidas dobles.
Para postes de 15 m con conductor auto soportado en
media tensión y Red Secundaria con cable aislado tipo
CAAI.
El cable de acero de 5488 kg de tiro de rotura, tiene
un factor de seguridad de 2.0,
CONCLUSIONES
1.
Los resultados obtenidos confirman que el uso del cable
autoportante en los Subsistemas de distribución Primaria en 22.9
kV reducen los riesgos de accidentes eléctricos por distancias
mínimas de seguridad de las personas.
2.
La elección del cable autoportante en las redes distribución
primaria, permite reales ventajas y eficiencia en el negocio
eléctrico, porque reduce las necesidades del personal en el
montaje, reduce las pérdidas técnicas, los costos mantenimiento,
mejorando simultáneamente, la confiabilidad, la Calidad del
Suministro y la Seguridad.
3.
Los cables Autoportantes en relación al material y a la agresividad
del lugar donde ha sido instalados preservan el medio ambiente,
conservando la característica monumental de la ciudad.
4.
La rentabilidad de las empresas eléctricas esta de acuerdo
al
funcionamiento eficiente de sus componentes, al tiempo de vida
que han sido diseñados y a los índices de crecimiento de la
demanda. Se deberá prever el análisis de reemplazo cada cierto
periodo de tiempo de los diferentes componentes del Sistema
Eléctrico
5.
Para el análisis de reemplazo es necesario considerar aspectos
técnicos, económicos, financieros y administrativos para la
evaluación del proyecto en el tiempo, considerando la evaluación
económica, pérdida de energía.
6.
Para la proyección de la demanda se ha proyectado mediante
consumos promedios de los clientes de un año, para luego hallar la
máxima demanda unitaria, y con ello determinar la calificación
eléctrica.
7.
La proyección del consumo de energía de los usuarios domésticos
es importante por que mediante ellos se determina las demás
cargas.
8.
El tiempo de recupero para en el sistema convencional es de 3
años y para el Portante de 2 años, el B/C de el convencional es de
5.28 y Autoportante de 6.24
9.
Las pérdidas de energía en el sistema convencional es de 0.19. %
y el sistema autosoportado es de 0.16 %. Teniendo menos pérdida
el sistema autoportante
10.
El cable autoportante cumple con la fiscalización y subsanación de
las deficiencias de media tensión y sub.-estaciones, cumpliendo
con la seguridad pública
11.
Se Concluye que por Régimen de corto circuito se requiere un
conductor de 70 mm2 de sección.
12.
Así mismo, se concluye que la configuración final del sistema
permitirá reducir las pérdidas por efecto joule y mejorar la
confiabilidad del sistema en caso de contingencias y/o salidas.
13.
El cable autoportante cumple con la fiscalización y subsanación de
las deficiencias de media tensión y sub.-estaciones, cumpliendo
con la seguridad pública.
14.
Al instalar la red autosoportada se debe guardar las distancias de
seguridad establecidas, debido a que este tipo cable no evita las
descargas eléctricas, pero si elimina el riesgo de electrocución
cuando se presente un toque accidental.
15.
Al ser el cable autoportante existe menores pérdidas técnicas, por
su compactación se tiene una menor reactancia inductiva (con
respecto a la desnuda) y como consecuencia aumenta en forma
considerable los kVA-km.
16.
La inversión del cable es superior al conductor desnudo, pero como
sistema el autoportante es de menor costo y con propiedades de
seguridad y confianza en las redes eléctricas
RECOMENDACIONES
1. La proyección de la demanda en las ciudades a remodelar, se deben
utilizar la metodología utilizada por MOMENCO, y datos históricos
reales de la concesionaria, la que nos da una mayor certeza sobre el
comportamiento de la demanda.
2. Se recomienda el uso de este tipo de conductores donde se tenga
problemas para alcanzar las distancias mínimas de seguridad.
3. Las empresas concesionarias deben llevar datos Históricos y
estadísticos como parte de la gestión, que deben estar al alcance de
los que quieren investigar, sobre el comportamiento de cada uno de
los componentes del Sistema Eléctrico.
4. Para las presentes remodelaciones se recomienda el uso de cables
autoportantes en media tensión donde su costo comparado con los
del sistema convencional no son altos debido a que estos se montan
sobre mensulas de concreto y los convencionales es mediante perfiles
de fierro galvanizado, siendo este costo alto frente a la de la mensula.
5. Recomendamos hacer la comparación técnica económica de los
cables
u/o conductores cuando se realice una remodelación
evaluando su costo y las pérdidas que este producirá.
6. Se recomienda el uso de cables autoportantes ya que ellos permiten
realizar circuitos dobles en redes de media tensión de formación
vertical
7. En el montaje de una red autosoportada es recomendable a clientes
que requieran alta confiabilidad, ya elimina fallas de toque de ramas,
daño accidental de particulares y del viento fuerte
8. Realizar este proyecto en zonas donde exista alto riesgo de que las
personas toquen accidentalmente las redes de MT
9. El cálculo realizado no contempla zonas donde exista presencia de
hielo, por lo que se recomienda realizar el cálculo mecánico
10. Establecer normas para el cable autoportado y mensajero en MT del
tipo NA2X2Y-S, ya es un sistema moderno y confiable
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[15] ELECTROCENTRO S.A. Normas Técnicas de Materiales
[16] COMISION ELECTROTECNICA INTERNACIONAL Norma 60502-2
Cables de energía con aislamiento extruido y sus accesorios para voltajes
comprendidos desde 6 kV hasta 30 kV. Segunda Edición 2005
[17] INDECO El Instituto Nacional para el Desarrollo Cooperativo. Cables
de Energía del tipo NA2XS2-Y