02 Calculos Justificativos Rp

CAPITULO I MATERIALES Y EQUIPOS

RED PRIMARIA EN 10 kV. EDIFICIO 15 PISOS - UNA

2. CALCULOS JUSTIFICATIVOS 2.1. OBJETIVO. Estas bases definen las condiciones técnicas mínimas para el diseño de la red primaria aérea y sub terranea en 10/0.22 kV. para el edificio de 15 pisos de la ciudad universitaria de la UNA en la ciudad de Puno, de modo que garantizan los niveles mínimos de seguridad para las personas y las propiedades, y el cumplimiento de los requisitos exigidos para un sistema económicamente adaptado. 2.2. ASPECTOS GENERALES 2.2.1.1. ALCANCE El diseño de redes primarias comprende el análisis y definición de la configuración topológica del sistema, selección de los materiales y equipos. El diseño comprende: cálculos eléctricos, cálculos mecánicos, cálculos de puesta tierra, cálculos de la cimentación. Estos análisis forman parte de los cálculos justificativos del diseño de las redes primarias, para este proyecto denominado “RED PRIMARIA EN 10 kV DEL MEJORAMIENTO DE SERVICIOS ACADEMICOS EN LA FORMACION BASICA, INFORMATICA Y VIRTUAL EN LAS ESCUELAS PROFESIONALES DE LA UNIVERSIDAD NACIONAL DEL ALTIPLANO – PUNO”. 2.2.1.2. BASES DE CALCULO En la elaboración de estas bases para los cálculos de las redes primarias se han tomado en cuenta las prescripciones de las siguientes normas y disposiciones legales: Código nacional de electricidad suministro 2001. Ley de concesiones eléctricas Nº 25844 Reglamento de la ley de concesiones eléctricas Nº 25844. Normas DGE/MEM vigentes. Resoluciones ministeriales (relativo a sistema eléctricos para tensiones entre 1 y 36 kV – media tensión), vigentes. En forma complementaria, se han tomado en cuenta las siguientes normas internacionales: NESC (NATIONAL ELECTRICAL SAFETY CODE) U.S. BUREAU OF RECLAMATION – STANDARD DESIGN. VDE 210 (VERBAND DEUTSCHER ELECTROTECHNIKER). IEEE (INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS).



CIGRE (CONFERENCE INTERNATIONAL DESGRANDS RESSEAUX ELECTRIQUES). NORMA BRASILEÑA DE LINEAS DE TRANSMISION) ANSI (AMERICAN NATIONAL STANDARD INSTITUTE) IEC (INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION).

2.2.1.3. PUNTOS DE ALIMENTACIÓN PARA LAS REDES PRIMARIAS. El punto de alimentación para la red primaria que suministrará energía eléctrica al edificio que conforman el proyecto denominado “RED PRIMARIA EN 10 kV DEL MEJORAMIENTO DE SERVICIOS ACADEMICOS EN LA FORMACION BASICA, INFORMATICA Y VIRTUAL EN LAS ESCUELAS PROFESIONALES DE LA UNIVERSIDAD NACIONAL DEL ALTIPLANO – PUNO A URB. SAN ADRIAN” será de la red existente y fue otorgado por la empresa concesionaria Electro Puno S.A.A 2.3. DISTANCIA MINIMA DE SEGURIDAD. Las distancias mínimas de seguridad que a continuación se describen son las que se indican en el C.N. de Suministro vigente. 2.3.1

DISTANCIA MINIMA ENTRE CONDUCTORES DE UN MISMO O DIFERENTE CIRCUITO EN DISPOSICIÓN HORIZONTAL Y VERTICAL EN LOS APOYOS: Horizontal = 0.40 m Vertical = 0.80 m Estas distancias son válidas tanto para la separación entre 2 conductores de fase como entre un conductor de fase y el neutro.

2.3.2

DISTANCIA MINIMA ENTRE LOS CONDUCTORES Y SUS ACCESORIOS BAJO TENSION Y ELEMENTOS PUESTAS A TIERRA. Desde la superficie de los soportes: D= 0.20 m Desde los alambres de suspensión, mensajero y retenidas: D=0.20 m Esta distancia no es aplicada a conductor neutro.

2.3.3

DISTANCIAS MINIMAS DEL CONDUCTOR A LA SUPERFICIE DEL TERRENO.

Carreteras y avenidas sujetas al tráfico de camiones Caminos, calles y otras áreas sujetas al tráfico de camiones Calzadas, zonas de parqueo, y callejones. Otros terrenos recorridos por vehículos, tales como cultivos, pastos, bosques, huertos., etc. Espacios y vías peatonales o áeras no transitables por vehículos

7,0 m 6,5 m 6,5 m 6,5 m 5,0 m



Notas: 

Las distancia mínimas al terreno consignadas en el numeral 2.3.3 son verticales y determinadas a la temperatura máxima prevista.



Para propósitos de la distancias de seguridad sobre la superficie del terreno, el conductor neutro se considera igual en n conductor de fase Estas distancias deberán ser verticales, en cada caso, en coordinación con la autoridad competente.

2.3.4

DISTANCIA MINIMAS A TERRENOS ROCOSOS O ÁRBOLES AISLADOS.



Distancia vertical entre el conductor inferior y los árboles

2,50m.



Distancia radial entre el conductor y los árboles laterales

0,50m

Notas:  Las distancias verticales se determinan a la máxima temperatura prevista.  Las distancias radiales se determinan a la temperatura en la condición EDS final y declinación con carga máxima de viento.  Las distancias radiales podrán incrementarse cuando haya peligro que los árboles caigan sobre los conductores. 2.3.5

DISTANCIAS MINIMAS CONSTRUCCIONES.

A

EDIFICACIONES

Y

OTRAS

No se permitirá el paso de líneas de media tensión sobre construcciones para viviendas o que alberguen temporalmente a personas, tales como campos deportivos, piscinas, campos feriales, etc. Distancia vertical sobre techos o proyecciones no fácilmente accesibles a peatones pero la cual pueda pararse una persona.

4,0 m

Distancia vertical sobre otras partes tales como letreros, chimeneas, carteles, antenas de radio y televisión, tanques y otras instalaciones no calificadas como edificios y puentes.

3,5 m

Distancia horizontal a paredes, proyecciones, balcones, abertura de ventanas y áreas fácilmente accesibles.

2,5 m

Distancia radial entre el conductor y antenas a distintos tipos de pararrayos.

3,0 m 0,5 m

Distancia radial entre el conductor y las paredes y otras estructuras no accesibles.

Notas:  Las distancias radiales se determinarán a la temperatura en la condición EDS final y declinación con carga máxima de viento.  Lo indicado es complementado o superado por las reglas de código nacional de electricidad suministro vigente.



2.4. CALCULOS MECANICOS DEL CONDUCTOR 2.4.1.1 OBJETIVO Estos cálculos tienen el objetivo de determinar las siguientes magnitudes relativas a los conductores de redes primarias aéreas en todas las hipótesis de trabajo:

       2.4.2

Esfuerzo horizontal del conductor. Esfuerzo tangencial del conductor en los apoyos. Flecha del conductor. Coordenadas de plantillas de flecha máxima (solo en hipótesis de máxima temperatura). Ángulos de salida del conductor respecto a la línea horizontal, en los apoyos. Vano – peso de las estructuras. Vano – medio de las estructuras. CARACTERISTICAS DE LOS CONDUCTORES NORMALIZADOS. 2.4.2.1 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. 2.4.2.2 CARACTERÍSTICAS MECÁNICAS DE LOS CONDUCTORES DE ALEACIÓN DE ALUMINIO NORMALIZADOS (SIN GRASA). CARACTERISTICA Nº de hilos Sentido del cableado Sección (mm2) Tensión de servicio (kV) Capacidad (A) Diámetro Nominal Exterior (mm) Peso aproximado (kg/ Km) Carga de rotura mínimo (kN) Resistencia eléctrica Ohm/Km a 20c. Capacidad de corriente a 30ºC(Amp.) Densidad a 20º C (gr/cm3) Mín. masa de grasa (kg/ km) Temp. de goteo de la grasa (ºC) Módulo de elasticidad (kg/mm2 Temperatura del conductor

UND.

mm2 kV A mm kM kN Ohm/kM A gr/cm3 kG/kM ºC kG/mm2 ºC

VALOR 19 Derecho 120 10 284 14 350 32.68 0.510 245 2.7 7 >75 5700 80



Temperatura ambiente Velocidad del viento

ºC kM/h

40 90

Estos cálculos determinarán las siguientes magnitudes de los conductores de redes primarias aéreas en todas las hipótesis de trabajo:

       

Esfuerzo horizontal del conductor. Esfuerzo tangencial del conductor en los apoyos. Flecha del conductor. Parámetros del conductor. Coordenadas de plantillas de flecha máxima (sólo en hipótesis de máxima temperatura) Ángulos de salida del conductor respecto a la línea horizontal, en los apoyos. Vano - peso de los apoyos. Vano - medio de los apoyos.

Esfuerzo EDS De acuerdo a la ingeniería básica, el valor de esfuerzo EDS será: Para conductor de 120 mm2 : 18 %  50.12 N/mm2 2.4.3

ESFUERZOS MAXIMOS EN EL CONDUCTOR 2.4.3.1 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 líneas con conductores de aleación de aluminio sin protección antivibrante. los esfuerzos horizontales que se tomaran de modo referencial, sean los siguientes:

 

En la condición EDS inicial : conductor (UTS) En la condición EDS final : conductor (UTS)

18% del esfuerzo de rotura del 15% del esfuerzo de rotura del

2.4.3.2 ESFUERZO MÁXIMO EN EL CONDUCTOR. Los esfuerzos máximos en el conductor son los esfuerzos tangenciales que se producen en los puntos más elevados de la catenaria. Para los conductores de aleación de aluminio no deben sobrepasar el 60 % del esfuerzo de rotura, es decir: 180 N/mm2.


2.4.4


HIPOTESIS DEL ESTADO Las hipótesis del 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 suministro, se considera las siguientes hipótesis y los parámetros según el área de electrificación. Hipótesis 1 : Condición de mayor duración (EDS inicial) Temperatura : 15 ºC Velocidad del viento : nula Sobrecarga de hielo : nula Hipótesis 2 : Condición de mayor duración (EDS final) Temperatura : 15 ºC Velocidad del viento : nula Sobrecarga de hielo : nula Hipótesis 3 : De mínima temperatura Temperatura : -10 º C Velocidad de viento : nula Sobrecarga de hielo : nula Hipótesis 4 : De máxima velocidad de viento Temperatura : 12 ºC Velocidad de viento : 90 km/h Sobrecarga de hielo : nula Hipótesis 5 : De máxima carga de hielo Temperatura : -10 º C Velocidad de viento : nulo Sobrecarga de hielo : 6 mm Hipótesis 6 : De máxima temperatura Temperatura : 40 º C Velocidad de viento : nulo Sobrecarga de hielo : nulo 2.4.5

FORMULAS CONSIDERADAS 2.4.5.1 ESFUERZO MÁXIMO ADMISIBLE EN LA HIPÓTESIS I (  1 ).

1 

TR CS * A

kg / mm  2

Donde: T1

: Tracción del conductor en el estado inicial (Kg)

TR

: Carga de rotura del conductor (Kg)

CS

: Coeficiente de seguridad



A

: Sección del conductor (mm²)

2.4.5.2 PESO RESULTANTE DEL CONDUCTOR (Wr) Wr 

WC  Wh  2  Wv

Donde : Wh

: Peso del hielo en kg/m

Wc

: Peso propio del conductor en kg/m

Wv

: Peso adicional debido a la presión del viento en kg/m

2.4.5.3 PESO DEVIDO A LA PRESION DEL VIENTO (Wv)  D  2e   1000 

 kg / m

Wv  Pv * D AP  K * V 2 

Donde: Pv

: Presión del viento, en kg/m²

V

: Velocidad del viento, en km/h

DAP

: Diámetro exterior del conductor, en m

D

: Diámetro exterior del conductor, en mm

e: Espesor de la costra de hielo, en mm K

: Constante de los conductores de superficie cilíndrica = 0.0042

2.4.5.4 PESO DEL HIELO (Wh) Wh 



2 .9 2 e  eD 1000



 kg / m

Donde: e: Espesor de la costra de hielo

mm

D: Diámetro exterior del conductor mm 2.4.1.1

ESFUERZOS EN LAS HIPÓTESIS II, III y IV.

A partir del esfuerzo en la hipótesis I, obtenido ya el esfuerzo de rotura  1 ; y mediante las ecuaciones de cambio de estado calcularemos  2 , 3y 4 . Ecuación de cambio de estado. 

E  W *L     f  E *   t f  ti    ri 24  A *  i   2 f

Donde:

2



E  Wrf * L    i   24  A  

2



i

: Esfuerzo admisible de hipótesis inicial, en



: Esfuerzo admisible de hipótesis final, en kg/mm 2

f

kg/mm2

Wri

: Peso resultante en la hipótesis inicial, en kg/m

WrF

: Peso resultante en la hipótesis final, en kg/m

ti

: Temperatura en la hipótesis inicial, en ºC

tF

: Temperatura en la hipótesis final, en ºC



: Coeficiente de dilatación lineal, en ºC-1

E

: Modulo de elasticidad, en kg/mm2

A

: Sección, en mm2

L

: Vano, en m

Según la tensión de cada día (TCD) de la zona; consideraremos el esfuerzo de templado (  2 ). TCD 

2 * A *100 TR

Donde: TR 2.4.6

: Carga de rotura del conductor kg

CALCULO DE LA FLECHA

f 

Wr * L2 8 * A *

Donde:

2.4.7

Wr

: Peso resultante del conductor, en kg/m

L

: Vano, en m

A

: Sección del conductor, en mm2



: Esfuerzo de la hipótesis considerada, en kg/mm 2

TABLAS DE TEMPLADO: Las tablas de templado indicando esfuerzo y flecha, estan en la pagina adjunta, para los conductores que se utilizarán en el presente proyecto, considerando las condiciones climáticas de la zona.

2.5. CALCULO MECÁNICO DE SOPORTES


2.5.1.


GENERALIDADES Los cálculos que han de efectuarse nos permiten establecer las características de los postes y armados a ser empleados en los diferentes tramos de la red primaria, estos cálculos se realizan tomando en cuenta los esfuerzos tales como: rotura, fluencia (deformaciones permanentes) e inestabilidad, así como los valores de resistencia mecánica estipulados en el código nacional de electricidad – tomo IV, los cálculos a efectuar sirven para la comprobación de los esfuerzos a que estarán sometidas, y de esta manera determinar el poste más adecuado para el presente proyecto.

2.5.2.

POSTE CAC LONGITUD Esfuerzo en la punta Diámetro en la punta Diámetro en la base Peso total ONES DE DISEÑO

kg mm mm kg

13

13

300 165 360 1850

400 180 375 1950

CONSIDERACI

Estos cálculos tienen por objeto determinar las cargas mecánicas en postes, cables de retenida y sus accesorios, en las condiciones más críticas, no se supere los esfuerzos máximos previstos en las normas indicadas y demás normas vigentes. Los cálculos se realizarán en base a los armados normalizados por ELECTROPUNO S.A.A., considerando lo siguiente: -

-

Los soportes estarán conformados por postes de 13/300 y 13/400 de C.A.C, debido a que existen postes de alineamiento, y de retención y cambios de dirección. El sistema de conductor analizado es: AAAC 3x120 mm2

Para el cálculo mecánico de estructuras se ha considerado las siguientes cargas: 2.5.3.

CARGAS HORIZONTALES: Carga debida al viento sobre los conductores y las estructuras y carga debido a la tracción del conductor en ángulos de desvío topográfico, con un coeficiente de seguridad de 2,2. Solamente para condiciones normales (Hipótesis I) y la de máxima carga de viento (Hipótesis IV).

2.5.4.

CARGAS VERTICALES: Carga vertical debida al peso de los conductores, aisladores, crucetas, peso adicional de un hombre con herramientas y componente vertical transmitida por las retenidas en el caso que existieran. Se determinará el vano peso en cada una de las estructuras y para cada una de las hipótesis de diseño (I, II, III, IV, V y IV), el cual definirá la utilización de una estructura de suspensión o de anclaje.


2.5.5.


CARGAS LONGITUDINALES: Cargas producidas por cada uno de los vanos a un solo lado de la estructura y para cada una de las hipótesis de diseño (I, II, III, IV, V y IV).

2.5.6.

DEFLEXIÓN DEL POSTE: Se calculará para todas las estructuras verificando no superar la deflexión máxima de 4% de la longitud libre del poste en la hipótesis EDS.

2.5.7.

SELECCIÓN DE SOPORTES Para los cálculos de los esfuerzos a los que estarán sometidos los postes, se han tenido en consideración las hipótesis recomendadas por CNE – Tomo Suministros Las estructuras de las redes primarias están conformadas por uno o dos postes, y tienen la configuración de acuerdo con la función que van a cumplir. Los parámetros que definen la configuración de las estructuras y sus características mecánicas son: Distancia mínima al terreno en la condición de hipótesis de mayor flecha Distancias mínimas de seguridad entre fases en la condición de máxima temperatura. Angulo de desvío topográfico Vano – viento Vano – peso. Según la función de la línea, las estructuras serán seleccionadas como sigue:

2.5.8.

ESTRUCTURAS DE ALINEAMIENTO Se usarán fundamentalmente para sostener la línea en alineaciones rectas. También se considera estructuras de alineamiento a una estructura situada entre dos alineaciones distintas que forman un ángulo de desviación de hasta 5º.

2.5.9.

ESTRUCTURA ANGULAR Se usarán para sostener la línea en los vértices de los ángulos que forman dos alineaciones distintas cuyo ángulo de desviación excede de 5º.

2.5.10. ESTRUCTURA TERMINAL Se utilizará para resistir en sentido de la línea el tiro máximo de todos los conductores de un mismo lado de la estructura. 2.5.11. ESTRUCTURAS ESPECIALES



Serán aquellas que tienen una función diferente a las estructuras definidas anteriormente, entre ellas tenemos las estructuras de derivación utilizada para derivar la línea en dirección transversal a su recorrido principal o estructuras que serán utilizadas para vanos mayores 2.5.12. FACTORES DE SEGURIDAD Los factores de seguridad para estructuras y crucetas serán las siguientes: Conductores Postes de C.A.C. Cruceta de F°G° Retenidas

: : : :

3,0 2,0 4,0 2,0

2.5.13. CARGAS ACTUANTES SOBRE LAS ESTRUCTURAS Para el cálculo de las prestaciones mecánicas de estructuras, de acuerdo al tipo de estructura, se ha previsto las siguientes cargas: 2.5.13.1

ESTRUCTURAS DE ALINEAMIENTO: PSVE-3 (MFG)

Presión de viento sobre postes y conductores y aisladores. Tiro resultante de los conductores 2.5.13.2

ESTRUCTURAS DE ÁNGULO: PA1VE-3 (MFG)

Presión de viento sobre postes y conductores. Tiro resultante de los conductores de acuerdo al ángulo. 2.5.13.3

ESTRUCTURAS DE ANCLAJE: TSV-3 (MFG)

Presión de viento sobre postes y conductores. Tiro máximo longitudinal de los conductores. 2.5.14. SELECCIÓN DE LA LONGITUD DEL POSTE Al seleccionar la altura de las estructuras tipo, supondremos la configuración final de la implementación del sistema trifásico. Para saber la altura del poste que ha de seccionarse, utilizaremos el siguiente esquema y fórmulas: H  H cp  H sc  Fmax  H L  H e

Donde:

H H cp

H sc

Fmax

HL

: Altura total del poste (m) : Separación vertical entre la cabeza terminal del poste y el conductor más alto (m). : Altura de separación entre conductores (m) : Flecha máxima (m) : Altura libre entre el punto más bajo del conductor a la



He

superficie de la tierra (m). : Altura de empotramiento

Para este proyecto se tiene las siguientes medidas en ala SSEE: * Alturas: 0.1+0.8+0.8+1.0+8.7+1.6 = 13.0. Elegimos el de 13 m 2.5.15. ALTURA DE EMPOTRAMIENTO La altura de empotramiento se calcula de acuerdo de tipo de terreno. En nuestro caso es terreno de cultivo compacto. Con cemento macizo H sv 

H  0.30 10

 m

H sv = 1.6 m

2.5.16. CALCULO DE ESFUERZOS EN CONDICIONES NORMALES Tracción de los conductores Velocidad del viento Cálculo de las hipótesis consideradas 2.5.16.1

POSTES TERMINALES O DE ANCLAJE

Sobre estos soportes inciden las siguientes fuerzas Fuerza del viento sobre el poste Fuerza del viento sobre los conductores Fuerza debido al tiro del conductor Fuerza del viento sobre el poste referido a dmín de la punta del poste (FVPr) FV Pr 

Z * FVP H L  d mín

Fuerza del viento sobre los conductores (FVCr) n

FVCr 

F i 1

VCi

* hi

H L  d mín

Fuerza debido al tiro de los conductores (FTCr) n

FTCr  Donde:

F i 1

TC

* hi

H L  d mín



FTC

: Fuerza debido a la tensión máxima del conductor

kg

Fuerza total sobre el poste terminal (FPT) FPT 

 FTCr  FV Pr  2   FVCr  2

2.5.17. CALCULO DE ESFUERZOS POR ROTURA DE CONDUCTORES Corresponde a una condición anormal que se produce precisamente cuando existe un defecto o rotura de un conductor en el lado más desfavorable, tomándose en cuenta el 50% del esfuerzo máxima del conductor. Según el C.N.E., se calcula el esfuerzo a la flexión por rotura de un conductor, para alineamiento, terminal y cambio de dirección. Tensión aplicada (T0) T0  0.50Tmáx

Donde: Tmáx : Tensión máxima del conductor Momento torsor en el eje del poste (M t) M t  T0 * L1

Donde: L1

: Longitud de la cruceta

Momento flector (Mf) M f  T0 * h2

Donde: h2 : Altura del punto más desfavorable que sufre torsión y flexión Momento equivalente (Meq)



M eq  0.5M f  0.5 M 2f  M t2



Fuerza reducida a la punta del poste a d mín m Fp 

M eq

H L  d mín

Fuerza nominal aplicada en la punta (carga de rotura requerida) FP  Fr

Donde: Pv : d : Tmax

Presión de viento sobre superficies cilíndricas en Pa Longitud del vano viento en m : Tensión máxima del conductor kg

m



c



D0 De

HL hi

: : : : : :

Bc : Wc :

WCA

WAD:

Diámetro del conductor en m Angulo de desvío topográfico Diámetro del soporte en la punta en m Diámetro del soporte en la línea de empotramiento en m Altura libre del soporte en m Altura de la carga i en la estructura con respecto al terreno en m Brazo de la cruceta en m Peso unitario del conductor kg/m : Peso de la cruceta, aislador y accesorio en kg Peso de un hombre con herramientas igual a 1 00 kg

Con las de ducciones y consideraciones de cálculo establecidas, se efectuó el cálculo de estructuras, cuyo resultado se presenta en la siguiente hoja de cálculo . 2.6. CALCULO DE CIMENTACIÓN DE SOPORTES Se calculara por el método Suizo del Ing. Sulzberger. El macizo puede girar un ángulo (), definido por Tan () = 0.001, sin tener en cuenta la variación del coeficiente que caracteriza al terreno. El terreno se comporta como un cuerpo más o menos plástico y elástico y por ello los desplazamientos del macizo dan origen a reacciones que les son sensiblemente proporcionales La resistencia del terreno es nula en la superficie y crece proporcionalmente a la profundidad de la excavación. Se hallan sometidos a un esfuerzo paralelo, a un eje de simetría y montados en terrenos medios plásticos. Los resultados del cálculo se muestran en la siguiente página:

2.7. CALCULO DE PUESTA A TIERRA

Lado de alta tensión: Según el código nacional de electricidad, tomo suministro, la sección mínima del conductor de cobre desnudo temple suave es 25mm², previendo descargas bruscas de corriente.



Para sistemas trifásicos de las subestaciones de distribución son de vital importancia, por lo tanto su diseño debe considerar valores mínimos que garanticen no solo la operación del sistema sino también la seguridad de las personas y equipos. La configuración de puesta a tierra en la Sub Estación de Distribución será de malla de tierra. De acuerdo al Código Nacional de Electricidad, la conexión a tierra de una red de distribución primaria en subestaciones es como máximo 10 Ohms. CÁLCULO DE LA RESISTENCIA DE MALLA A TIERRA

La malla a tierra es un reticulado formado por la unión de conductores horizontales, normalmente según direcciones perpendiculares y uniformemente espaciados, incluyendo eventualmente conductores verticales (barras ). con un bajo valor de resistencia. El electrodo elegido es de16 mm (5/8”Ø) x 2.5 m de cobre electrolítico. Calculando: R=

ῤ 4 √s/π

+

ῤ (Ὠ) L

Dónde: ῤ S L d

= = = =

80 Ὠ-m 5.92 x 9.06 5.92 + 5.92 + 9.06 + 9.06 = 29.96 m 0.016 m. R=

80 4√((5.92*9.06)/3.14)

+

80 29.96

=

9.46 ohm

R = 7.57 Ohm. Es sistema de la malla de puesta a tierra esta´ra constituido por conductor desnudo de 25 mm2, con electrodos de cobre verticales, cuyo calculo es el siguiente:  4L R  0.366

L

log

d

Donde: a. Al nivel del ancho b. Enterrado a profundidad h Donde: L :

Longitud de la varilla de puesta a tierra (electrodos L = 2.4 mts)


d : h :  :


Diámetro de la varilla de puesta a tierra =5/8” = 0.015875 mts Profundidad de enterramiento h = 0.3 mts. Resistividad aparente en ohmios-metro para los tipos de terreno a lo largo del recorrido de la red, la resistividad del terreno () son del siguiente orden.

A continuación se presenta la resistividad típica de los suelos TIPO DE TERRENO Terrenos vegetales Arcilla, limo Tierras de cultivo Arena arcillosas Fango, turbas.

RESISTIVIDAD APARENTE (Ohmios – Metro) 10 -50 20 - 80 50 - 100 80 - 200 150 – 300

Los resultados del cálculo se muestran en la siguiente página:

2.8. CALCULO ELECTRICO 2.8.1. CARACTERISTICAS ELÉCTRICAS DEL SISTEMA Para los efectos del diseño eléctrico de redes primarias se tendrán en cuenta las siguientes características.



Tensión nominal de la red : 10 kv Tensión máxima del servicio : 12 kv Frecuencia nominal : 60 Hz Factor de potencia : 0,90 (atraso) Potencia de cortocircuito mínima : 250 MVA Nivel isoceráunico:  Hasta 3000 m.s.n.m. : Nulo  De 3001 a 4000 m.s.n.m : 30  De 4001 m.s.n.m. hasta arriba : 60  En zonas de Selva de altitud menor a 1000 m.s.n.m. : 60 2.8.1.1

Dimensionamiento del cable subterreaneo

Condiciones: - Potencia a transmitir (kVA) - Tensión Nominal (kV) - Factor de Potencia - Potencia de cortocircuito(MV A) - Tiempo de actuación protección (seg) - Temperatura del terreno - Profundidad instalación del cable ( m) - Tipo de cable a utilizar

: : : : : : : :

1250 10 0,8 250 0,02 25ºC 1,20 N2XSY

i. Cálculo por corriente de carga: Factores de corrección por condiciones de instalación: - Cables instalados en ducto enterrado : 0.67 - Temperatura del terreno 25°C : 0,95 - Profundidad de instalación (1,00m) : 0,96 Feq = 0,67 x 0,95 x 0,96 = 0,61 Ic = P / (1,73 x V) = 1250 / (1,73 x 10) = 72.25 Luego, la corriente de diseño: Id = Ic/Feq Id = 72.25/ 0,61 Id = 118.45 A Seleccionamos el cable 3 - 1 x 70 mm2 - 15 kV tipo N2XSY con capacidad nominal de 305 A. 2.8.2.

CÁLCULO DE CAÍDA DE TENSIÓN 2.8.2.1. Parámetros de los conductores. .A

Resistencia de los conductores a la temperatura de operaciones se calculará mediante la siguiente fórmula.



R1

= R20 [1+0,0036 (t+20º)]

R20

= Resistencia del conductor en c.c. a 20ºC, en Ω/km t=20 ºC

t = Temperatura máxima de operación, en ºC En el cuadro siguiente se consideran los valores de resistencia de los conductores a 20 ºC y 40 ºC. Sección mm2 120 70 .B

Diámetro Resist. Resist. Número Diámetro de cada eléctrica eléctrica X1 de exterior alambre a 20 ºC a 40 ºC (Ω/km) alambres (mm) (mm) (Ω/km) (Ω/km) 19 13 2.5 0.242 0.259 0.42 19 9.78 2,5 0,268 0,45 Reactancia inductiva para sistemas trifásicos equilibrados.

Las fórmulas a emplearse serán las siguientes: KL = 377(0,5+4,6Log DMG)x10-4 , en Ω/km r Donde: DMG

= Distancia media geométrica, e igual a 1,20m

r

= Radio del conductor, en m

Los valores calculados se muestran en el siguiente cuadro: K1 X2 X3 Xt Sección (X 10 – (Ω/km) (Ω/km)) (Ω/km) 4 ) 70 0.47 0.43 1,431 120 0.44 0.40 0.808 2.8.2.2. Cálculos de caída de tensión Para sistemas trifásicos: ∆V% = PL(r1 + X1 tg ф ) 10 VL2 ∆V% = K1 PL ; K1 = r1 + X1 tg ф 10 VL2 2.8.2.3. Simbología ∆V% = Caída porcentual de tensión. P L VL Vf

= Potencia, en kW = Longitud del tramo de línea, en km = Tensión entre fase, en kv = Tensión de fase – neutro, en kV

K2 (X 10 – 4 ) 1,468 0.823

K3 (X 10 – 4 ) 4,307 2.233

Kt (X 10 – 4 )



R1 X1 X2 X3 Xt ф K 2.8.3.

= Resistencia del conductor, en Ω * km = reactancia inductiva para sistemas trifásicos en W/km = Reactancia inductiva para sistemas monofásicos a la tensión entre fase, en Ω/km = Reactancia inductiva para sistemas monofásicos a la tensión fase – neutro = Reactancia inductiva para sistemas monofásicos con retorno total por tierra = Angulo de facto de potencia = Factor de caída de tensión.

PERDIDA DE POTENCIA Y ENERGIA POR EFECTO JOULE Las pérdidas de potencia y energía se calcularán utilizando las siguientes formulas: a)

Pérdida de potencia en circuitos trifásicos: PJ =

P2 (r1) L 2

, en kW 2

1000 VL (Cos ф) b)

Pérdida anuales de energía activa: EJ = 8760 (PJ)(FP) , en Kwh.

FP = 0,15 FC + 0,85 FC2 (ver nota) Donde: P r1 Ω/km L VL Vf ф FP FC

2.8.4.

= Demanda de potencia, en Kw. = Resistencia del conductor a la temperatura de operación, en = Longitud del circuito o tramo del circuito, en km = Tensión entre fase, en kV = Tensión fase – neutro, en kV = Angulo de factor de potencia = Factor de pérdidas = Factor de carga

FLUJO DE POTENCIA 2.8.4.1 FORMULACION POTENCIA

DEL

PROBLEMA

DE

FLUJOS

DE

El problema de flujo de potencia, consiste en el cálculo de las magnitudes de voltaje y sus ángulos de fase en los buses de un sistema; así como los flujos de potencia activa y reactiva en las líneas asociadas con cada Bus de la red, hay cuatro magnitudes que son: La Magnitud del voltaje

:

V



El Ángulo de Fase del Voltaje La Potencia Activa La Potencia Reactiva

: : :

Ø P Q

2.8.4.2 TIPO DE BARRAS Todas las Barras de un sistema eléctrico de potencia, se clasifican por lo general en tres categorías, que son: Barra de Generación Barra de Carga Barra Compensador o SLACK Además anotar que dos de las magnitudes antes mencionadas se especifican en cada uno de estos buses. BARRA DE GENERACIÓN También conocido como Barra de Voltaje Controlado o Barra P-V, es una Barra donde se especifican la magnitud del voltaje (V) la potencia Activa (P). BARRA DE CARGA. Conocido también como Barra P-Q, debido a que en éste se especifican las potencias Activa (P), y Reactivas (Q). BARRA COMPENSADOR O SLACK. También se conoce como la Barra de referencia, y es donde se especifica la Magnitud de Voltaje, y el ángulo de Fase (). Esta Barra se selecciona para suministrar las potencias Activa y Reactiva adicionales, demandadas por las pérdidas en el sistema de transmisión; por lo que los valores de P y Q en la Barra Slack se conocen, hasta que se ha obtenido la solución final. Si no se especifica una Barra como Compensador, entonces se toma una barra de generación con un valor alto de potencia Activa (P), como compensador. Para un sistema dado puede haber de una barra compensadora 2.8.4.3 MÉTODO ITERATIVO DE GAUSS SEIDEL. En este método, la solución de flujo de potencia se inicia asumiendo para todas las barras, excepto para la barra de holgura, donde la tensión es especificada y permanece fijo. Luego, las corrientes son calculadas para todas las barras, excepto para la barra de holgura, por medio de la ecuación: Ip 

Pp  jQ p E

* p

p = 1,2,......n



p=s Donde la notación genérica "s" representa la barra de holgura, o sea "n" es el número de barras y "s" el número de la barra de holgura. El grupo de (n-1) ecuaciones simultáneas pueden ser escritas en la forma: Ep 

n  I   I p   Y pq * Eq  Y pp  q 1 

p

=

1,2,....n

P=s Reemplazando la primera ecuación en la segunda se tiene: Ep 

n  Pp  jQ p   Y pq * Eq    * Ep q 1  

I Y pp

Que involucra solo las tensiones de barras como variables. Las ecuaciones anteriores pueden ser resueltas por un método iterativo. Hacemos las siguientes modificaciones: Ip 

I Ypp

KL p  I p *  Pp  jQ p 

YL pq  Y pq * I p

Finalmente se tiene la expresión Ep 

n KL p   YLpq * Eq * Ep q 1

Donde la barra "s" es la de holgura El flujo de potencia en las líneas se calcula con las tensiones de barra obtenidas de la última iteración, las admitancias de línea y las admitancias en paralelo a tierra. El flujo entre la barra "p" y "q" se calcula con la expresión: Ppq  jQ pq  E *  E p  Eq Y pq  E p Eq

Y ´ pq 2

La potencia neta en las barras genéricas se calcula con la expresión:





Pp   E p EqY pq * Sen  pq   p   q  n

q 1





Q p   E p EqY pq * Cos   pq   p   q  n

q 1



La potencia en la barra de holgura puede ser determinada por la suma de los flujos de línea que terminan en la barra de holgura. Luego la secuencia de pasos para la solución es la siguiente: Se asumen magnitud y ángulo de tensión en todas las barras excepto la barra de holgura donde la tensión es dato y permanece fijo. Se obtienen los nuevos valores de tensión de acuerdo a las formulas correspondientes. Cuando la diferencia entre las tensiones de iteraciones sucesivas es pequeña en todas las barras para el proceso. La tolerancia o grado de exactitud se escoge de acuerdo al tipo de problema. 2.8.4.4 VALORES BASE DEL SISTEMA. La impedancia base y la corriente base pueden calcularse directamente a partir de los valores trifásicos base en kV y MVA. Si interpretamos que los MVA base y la tensión base en KV son los totales de las tres fases y la tensión base, de línea, tendremos:

I base 

1000 * MVAbase 3 * kVbase

Z base 

2 kVbase MVAbase

2.8.4.5 RESULTADOS DEL FLUJO DE POTENCIA DEL SISTEMA A continuación la configuración del sistema a evaluar, el mismo que se considera todas las cargas conectadas, su actual configuración, considerando todos los elementos y sus valores nominales y los valores de operación actuales. El análisis de flujo de potencia mediante, el método de Gauss Seidel, sirvió para ensayar el actual estado de operación del sistema incluyendo la máxima demanda inicial de las cargas de la Urbanización en mención. Los resultados del cálculo de caída de tensión y flujo de potencia y el diagrama unifilar se muestran en las siguientes páginas.

2.9. ESTUDIO DEL NIVEL DE AISLAMIENTO 2.9.1

Para la selección del nivel de aislamiento Para la determinación del nivel de aislamiento se ha considerado los siguientes aspectos: Sobretensiones a frecuencia industrial en seco.



Sobretensiones atmosféricas Contaminación ambiental Condiciones de Operación del Sistema: Tensión nominal del sistema Tensión máxima del sistema Contaminación ambiental del área del proyecto Altitud máxima sobre el nivel del mar

: 10.0 kV : 12.0 kV : Ligero :3825 m.s.n.m.

Cuadro Nº 1 (Según Norma CEI Nº 71-1) Tensión nominal entre fases (kV)

Tensión máxima entre fases (kV)

Tensión de sostenimiento a la onda 1.2/50 entre fases y fase a tierra (kVp)

10

12

28

2.9.2

Tensión de sostenimiento a frecuencia industrial entre fases y fase a tierra (kV) 95

Factor de corrección por altitud Según normas vigentes, así como recomendaciones de la Norma CEI Nº 71-1 de 1993 para líneas ubicadas a más de 1000 m sobre el nivel del mar, el aislamiento se incrementará con los factores de corrección determinados mediante la relación siguiente: Fc = 1+ 1,25 (h-1 000) 10000 Donde: Fc : factor de corrección por altitud h : altitud en metros sobre el nivel del mar h = 3 825 m.s.n.m. Fc = 1,353

2.9.3

Determinación del nivel de aislamiento 2.9.3.1 Sobretensiones a frecuencia industrial Considerando el factor de corrección por altitud se tiene: 37.86 kV

2.9.3.2

Sobretensiones atmosféricas

El nivel básico de aislamiento (BIL) requerido por las líneas primarias, de acuerdo a la Norma MEM/DEP 501, es 95 kVp. Aplicando el factor de corrección, la tensión crítica disruptiva a la onda de impulso 1,2/50 ms, será de: BIL = 128.44 kVp., normalizando será

BIL: 150 kV.



2.9.3.3 Contaminación ambiental La zona del proyecto presenta un ambiente con escasa contaminación ambiental y producción de lluvias constantes en los meses de eneromarzo. De acuerdo a la norma IEC 815 tabla I, el área del proyecto se considera con un nivel de contaminación ligero se asume una línea de fuga específica mínima de 16 mm/kV. La mínima línea de fuga total (Lf) a considerar, será el resultado del producto de la mínima longitud de fuga específica por la máxima tensión de servicio entre fases, considerando el factor de corrección determinado: La longitud de la línea de fuga será: Lf = 12 kVx 1.353x 16 mm/kV = 259.8 mm. 2.9.4

Nivel de aislamiento requerido Cuadro N0 2: Nivel de Aislamiento DESCRIPCION Tensión nominal del sistema Tensión máxima entre fases Tensión de sostenimiento a la onda 1,2/50 entre fases fase a tierra Tensión de sostenimiento a frecuencia industrial entre fases fase a tierra Línea de fuga total

Unidad kV kV kVp

Valor 10.0 12.0 150

kV

38

mm

259.8

El nivel de aislamiento para los equipos, considerando la Norma IEC 71-1 y el criterio de aislamiento reducido para sistemas con neutro efectivamente puesto a tierra en la subestación, será el siguiente: Cuadro N0 3: Nivel de Aislamiento para Equipos DESCRIPCION

2.9.5

Tensión nominal del sistema Tensión máxima entre fases Tensión de sostenimiento a la onda 1,2/50 entre fases y fase a tierra Tensión de sostenimiento a frecuencia industrial entre fases y fase a tierra SELECCIÓN DE AISLADORES a)

Unidad

Valor

kV kV kVp

10.0 12.0 150

kV

38

Aislador para estructuras de subestación en alineamiento 3Ø

Teniendo en cuenta que la tensión de servicio es baja, se decide seleccionar los aisladores tipo PIN, por estar el nivel de tensión de servicio en el rango de 5kV - 60 kV. Las principales características de los aisladores tipo PIN, se muestra en el Cuadro Nº 4



Cuadro N0 4 Características de los Aisladores Tipo Pin (Norma ANSI C29.6) Descartad Eligido o Clase: ANSI 55-5 56-2 Voltaje A frecuencia Seco 85 110 de Industrial (KV Húmedo 45 70 Flameo RMS) Promedio Al impulso positivo 140 175 (KV pico) negativo 170 225 Línea de fuga (mm) 305 432 b)

Aislador para estructuras de anclaje y ángulo fuerte hasta 90º

La naturaleza y función de estas estructuras exige la utilización de aisladores tipo suspensión. Las características principales del aislador de suspensión Clase ANSI. Cuadro N0 5: Características de los Aisladores de Suspensión Norma ANSI C29.6) Clase: RPP – 25 (elegido) A frecuencia Industrial (KV RMS) Al impulso (KV pico) Línea de fuga a (mm) Voltaje De Flameo Promedio

Seco Húmedo Positivo Negativo

110 80 195 230 550

Cconclusion: Considerando el nivel de aislamiento requerido, las características de los aisladores, la capacidad de sostenimiento al impulso atmosférico del material de las estructuras, para la línea y red primaria, se determina el uso de los siguientes aisladores: Estructuras de alineamiento

: aislador PIN clase ANSI 56-2.

Estructuras de ángulo y anclaje: aislador de suspensión RPP25

2.10. SELECCIÓN DE PARARRAYOS Para seleccionar los pararrayos se ha considerado los siguientes criterios: a)

Equipo a proteger

Los pararrayos a emplearse en el proyecto serán para proteger el transformador de distribución y evitar los flameos de los aisladores en las líneas



primarias, ante sobretensiones por descargas atmosféricas. Por tanto, se emplearán pararrayos autovalvulares de óxido metálico, clase distribución. b)

Sistema de puesta a tierra

Se determina la tensión nominal del pararrayo, considerando la tensión máxima que puede producirse en una fase sana, ante una falla monofásica a tierra: Vmax  ft  Vmax  fa

Donde: fa es un factor de aterramiento. El Sistema Eléctrico de Puno es con el neutro aislado en la Subestación, por tanto, el factor de aterramiento es de 1.0 y la tensión del pararrayos, de acuerdo con la Norma IEEE 62-22-1001, es: VN = 1.0 x 12 kV VN = 12 kV. La tensión nominal normalizada de los pararrayo será: 12 kV. c)

Tensión máxima de operación del sistema

La tensión máxima a que estará sometido continuamente el pararrayo será: Vmax oc 

Vn 3

 1.05

Vmaxoc = 6.06 kV. La tensión máxima de operación continua del pararrayo (MCOV) deberá ser mayor a la tensión máxima fase tierra calculada. Por tanto: MCOVmin = 7.65 kV de catálogos ABB Para cada ubicación del pararrayos, el MCOV deber ser igual o mayor que el impuesto por el sistema. Para un pararrayos de 12 kV, el MCOV es 7.65 kV, lo cual es adecuado. Características del pararrayos Tensión nominal Máxima tensión de operación continua (MCOV) Corriente nominal de descarga

: : :

12 kV 7.65 kV 10 KA

2.11. COORDINACION DE PROTECCION El objetivo principal, es lograr la coordinación de los dispositivos de protección instalados en el Subsistema de Distribución Primaria 10 kV. de los circuitos involucrados en el presente Proyecto, para garantizar los niveles mínimos de calidad de Suministro en función a la continuidad del servicio eléctrico a los clientes. Las Subestaciones de distribución primaria son trifásicas 10/0.38-0.22 kV, para el cual se calculará las corrientes de falla en éstas con el objetivo de dimensionar los equipos de protección adecuados. 2.11.1

PROTECCIÓN DE LOS ALIMENTADORES

La protección será mediante seccionadores fusibles tipo Cut Out con fusibles de Expulsión tipo K.



Cualquier tipo de falla que se presente en las Redes Primarias como una contingencia simple (Falla Fase - Tierra); es decir, aquella falla externa al sistema, que es eliminado por actuación de la protección principal. Este es el tipo de fallas más frecuentes y constituyen entre el 90 y 95% de las fallas que se producen en un sistema eléctrico. Además este esquema descrito brinda buenas condiciones de operación en el sistema de protección. 2.11.2

CONSIDERACIONES PARA LA COORDINACIÓN FUSIBLE

- FUSIBLE

La correcta coordinación entre dichos elementos se logra cuando la curva característica “Tiempo - Corriente” (Tiempo mínimo de fusión - Melting) del fusible protegido (eléctricamente más cercano a la fuente) se encuentra a la derecha de la curva característica “Tiempo - Corriente” (Tiempo máximo de fusión - Clearing) del fusible protector (eléctricamente más alejado de la fuente), aceptando como regla de coordinación entre fusibles, que no se exceda en un 75% del tiempo de la curva melting del fusible protegido la curva clearing del fusible protector. 2.11.3 SUBESTACION 2.11.3.1

LADO PRIMARIO DEL TRANSFORMADOR

En el presente sistema eléctrico las subestaciones de distribución estarán equipadas con seccionadores fusibles tipo Cut Out, en el lado primario. Por lo cual la coordinación de la protección se realizará con Fusibles basados por EEI-NEMA del tipo K, el cual protegerá entre 200% y 300% del nivel de carga en el lado primario y en el lado secundario interruptores termomagnéticos. La protección de los transformadores contra sobretensiones atmosféricas o de maniobra se usará pararrayos clase distribución de Oxido Metálico y autosoportado para uso exterior y serán conectados entre fase y tierra. 2.11.3.1

LADO SECUNDARIO DEL TRANSFORMADOR

En todas las subestaciones de distribución se deben emplear para la protección de los alimentadores en Baja Tensión, interruptores Termomagnéticos. Estos interruptores deben proteger tanto los conductores de Servicio Particular como de Alumbrado Público. 2.12 CÁLCULO Y DIMENSIONAMIENTO DE BARRAS Y AISLADORES 2.12.1

Para una tensión de operación de 10kV: Condiciones: - Potencia aparente nominal a transmitir (kV A)

:1250

- Tensión Nominal (kV)

:10

- Potencia de cortocircuito en el pto. de entrega (MV A)

:250

- Factor de seguridad (Fk)

:1,50



Dimensiones de la barra de cobre: Se elige barras de cobre 40 x 5mrn, en disposición:

2.12.2

Horizontal (sistema de barras)

:

1 (por fase)

Distancia entre apoyos

:

L = 1,.54 m

Separación entre eje de fases

:

d = 36 cm

=

108.26 A.

Cálculo por corriente nominal: PxFk In = ------------ = 3xV

1250 x 1.50 ------------3 x 10

Se elige barras de cobre 40 x 5 mm, en disposición: Horizontal (sistema de barras) : 1 (por fase) Distancia entre apoyos : L = 1,54 m (ver planos) Separación entre eje de fases : d = 36 cm 2.12.3

Determinación de la potencia de cortocircuito (Pccll) en la subestación proyectada: Impedancia del sistema: V2 Z1 = -----Pccll

=

(10) 2 ------- = 250

j 0.400 Ohm

Las características del cable seleccionado son: r = 0,494 /Km x = 0,1711 /Km L=0,187 Km Luego: Zc = (r+ jx) L Zc = (0,494 + j 0,1711) x 0,187 Zc = (0,0923 + j0,0319) La impedancia total hasta las barras de M.T. será: Zll = Zl + Zc Zll = j 0.40 + (0,0923 + j0,0319) Zll = 0,0923 + j 0.6319 Zll = 0.683 Ohms. Luego la potencia de cortocircuito en la subestación particular es:



V2 Pccll = -----Zll 2.12.4

=

(10)2 -------- = 0.683

146.41 MVA

Cálculo de la corriente de cortocircuito en las barras de 10 kV: Impedancia del sistema: Pccll Iccll = ----------- = 3 V

2.12.5

146.41 ------------1,73 x 10

=

8.46 kA

Cálculo de la corriente de choque: Ich = 1,8 x 2 x Iccll Ich = 1,8 x 2 x 8.46 Ich = 21.53 kA

2.12.6

Cálculo por esfuerzos electrodinámicos: Se tiene: F:

Esfuerzo en la barra

:

Kg

d:

Distancia entre barras

:

36cm

L:

Longitud entre apoyos

:

1,54 m

lfill :

Corriente de choque

:

21.81 kA

F

=

2,04 Ich2xL Kg ----------------------d

=

2,04 (21.53) 2 x 1.54 -------------------------- = 40.45 kG 36

Cálculo del momento flector máximo (M): FxL M = ---------- = 8

40.45 x 1,54 ---------------- = 8

7.78 kg-m

El módulo resistente de la barra. (Wr): Wr =

hb2 ----6

=

0,5 x (4) 2 ----------6

=

1.33 cm 3

El esfuerzo de flexión de trabajo esta dado por:



dt =

M en Kg/ cm2 --------------------Wt

=

7.78 ------- = 1,33

5.84 kg/cm2

Como el máximo esfuerzo de flexión admisible por el cobre (l000 a 1200 Kglcm2) es mayor que el valor dt calculado, entonces la barra rectangular 40x5mm es la solución en su posición horizontal. 2.12.7

Cálculo por resonancia: fr =

112 E x J ----- -------- en Hz L2 G

F = Frecuencia natural de oscilación de la barra. E = módulo de elasticidad : 1,25 x 106 Kg/cm2 J = Momento de inercia : 2,66 cm4 G = Peso de la platina : 0,0178 Kg/cm L = Longitud libre de la barra : 100cm hb3 J = ----------12

=

0,5(4)3 --------- = 12

2.66 cm4

Luego: fr =

112 1,25 x 106 x 2,66 --------- ------------------------ en Hz (100)2 0,0178

=

279,125 Hz.

Se cumple entonces que la frecuencia está fuera del límite de ± 10% de la frecuencia de la red de 60Hz y el doble de la frecuencia. 2.12.8

Cálculo por elevación de temperatura: La elevación de temperatura esta dada por. K I2 ccll ( t +t)  = ------------------------- en °C A2 Donde: K: A: Iccll : t:

Constante de cobre (0,0058) Sección de barra (200rnm2) Corriente de cortocircuito permanente en barras de M.T. (2,52kA) Tiempo de apertura del dispositivo de protección (0,02 s)

Incremento de tiempo de protección: t = Donde:

Ich2 x T en seg. ------------------Iccll

=

21.532 x 0.60 -----------------2,52



Ich : corriente de choque (18,94kA) T: Valor para cortocircuito bipolar (0,6) Reemplazando:

· t =

21.532 x 0,60 ----------------- = 2,52

110,36 s

Luego:  =

0,0058 x (2,52)2 (0,02 +110.36 ) ----------------------------------------- en °C = 0.02 2002

r = temperatura final en la barra i = temperatura inicial (previo a la falla) r = i +  = 65 + 0.02 r = 65°C < 200°C 200°C es la temperatura máxima que soporta el conductor de cobre. 2.12.9

Cálculo de aisladores porta barras: Donde: F : Esfuerzo en la barra d : distancia entre barras L : Longitud entre apoyos Ich : Corriente de choque S : Factor de seguridad F=

2,04 Ich2 x L ----------------- en Kg 36

F=

2,04 x 21.532 x 1,54

: : : : :

Kg 36cm 1,54 m 21.53. kA 3

= 40.45 kg.

36 Asumimos un factor de seguridad 3 F = 40.45 x 3

=

121.35 kg.

Se selecciona un aislador portabarra clase A (DIN 48100), que soporta 750 Kg a la cabeza del material. 2.13 CÁLCULO DE VENTILACIÓN 2.13.1. Cálculo de la ventilación natural de la cabina de Transformación La temperatura en el punto medio de la altura de un transformador no debe pasar de 35°C (según normas VDE).



Para eliminar el calor que producen las pérdidas se requiere el establecimiento de una corriente de aire fresco. El aire de circulación puede aumentar su temperatura en 10° - 15°C (12°C promedio), lo que corresponde a un volumen de 4 – 5 m3/min/Kw pérdida. La circulación de aire en la cabina depende del tamaño de las aberturas de entrada y salida, de la altura de la chimenea natural y debe seguir la corriente de aire dicha resistencias igual a: R = R1 + m2 + R2 Siendo: R1 =

Coeficiente de resistencia y de aceleración del aire en el camino o canal de entrada. Coeficiente de resistencia y de aceleración del aire en el camino de salida. Relación entre la sección del canal de entrada y el de salida (A1/A2).

R2 = m=

De acuerdo a nuestra configuración tendremos los siguientes parámetros: Entrada: Rejilla de ingreso Codo recto Rejilla de alambre Aceleración Codo recto Aumento de sección

-

Transversal

: 0.75 : 1.50 : 1.0 : 1.0 : 1.50

0.90 -------6.65

Salida: Aceleración Rejilla de alambre Codo recto Persiana

: 1.0 : 1.0 : 1.50 : 3.00 6.50

A1 = 1.20 m2 (sección del ducto de entrada) A2 = 5.2 x 0.5 =2.6 m2 (sección de ventana de salida)

m

A1  0.46  m 2  0.21 A2

Luego: R = 6.65 = 0.21 x 6.5 R = 1.37 Por lo tanto la ecuación de equilibrio para la circulación del aire es: Htu3 = 13.2 Po2 x A12 x R Donde:



Po: H: To : R: A11 :

Perdidas totales de transformador en Kw.(Trafo de 1250 KVA) Altura de la columna de aire caliente entre el punto medio del transformador y del ducto de salida en metros. Calentamiento de la columna de aire en °C. Resistencia al flujo de aire entre el ducto de entrada y de salida. Sección del canal de entrada.

Para nuestro caso: Po : H: Tu : R:

14.88 Kw (Trafo 1250 KVA) 2.5 m 12°C 2.40

A11 

H tu 3 Po 2 x R

A11 

2.5 x 12 3 13.2 x 14.88 2 x 1.37

A11 

1.078

A  1.04 m 2 1 1

A 11  A 1

Por lo tanto: Se debe cumplir 1.04 m2< 1.2 m.2 De los calculados se puede concluir que se ha seleccionado bien la sección tanto del ducto de entrada como de la ventana de salida.

02 Calculos Justificativos Rp

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