4.-Cálculos Justificativos 22.9 Kv

4.0.- CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS 4.1 Cálculos Eléctricos de la Línea y Red Primaria 4.1.1

Introducción

El presente capitulo muestra los cálculos eléctricos que incluye lo siguiente: 

Linea primaria (trifásica), (trifásica), red red primaria (trifásica) y monofásica (fase-fase) en 22.9 kV.



Determinación del nivel de aislamiento



Estudio de la coordinación de aislamiento



El cálculo, diseño y configuración del sistema de puesta a tierra



Selección de la capacidad de los transformadores de distribución



Todos estos cálculos se detallarán más adelante en el presente capitulo.

4.1.2 Características Características Eléctricas del sistema Para efectos del diseño eléctrico de líneas y redes primarias se tendrán en cuenta las siguientes características: 

Sistema Efectivamente Puesto a Tierra



Tensión Nominal de la Red

:

22.9 kV



Tensión Máxima de Servicio

:

25,0 kV



Frecuencia Nominal

:

60 Hz



Factor de Potencia

:

0,90 (atraso)



Conexión del Neutro

:

con neutro aislado

4.1.3 Parámetros Parámetros de los Conductores Resistencia Eléctrica La resistencia de los conductores a la temperatura de operación se calculará mediante la siguiente fórmula. R 1

=

R 2200 [1 + 0,0036 (t - 20°)]

=

Resistencia del conductor en c.c. a 20°C, en ohm/km

Donde: R 2200

t = 20°C

R 20 20

= 0,4825 ohm/km (para conductor de AAAC 70mm 2)

R 20 20

= 0,9651 ohm/km (para conductor de AAAC 35mm 2)

t

=

Temperatura máxima de operación, en °C (75°)

2

PARA CONDU CTOR AAA C 7 70 0 mm :

R 6600

=

R 2200 [1 + 0,0036 (t - 20°)]

R 6600

= (0,4828)*(1+0,0036(75°-20°)) (0,4828)*(1+0,0036(75°-20°))

R 60 60

= 0,57839 Ω/Km 2


R 6600

= (0,9651)*(1+0,0036(75°-20°)) (0,9651)*(1+0,0036(75°-20°))

R 60 60

= 1,15619 Ω/Km

Reactancia Inductiva 

La reactancia inductiva para sistema trifásico equilibrado es: L

377 (0,5 + 4,6 Log (DMG/r) x 10 -4, en Ohm/km

=

DMG = Distancia Media Geométrica re

= radio medio geométrico

Se realizara los cálculos correspondientes para los conductores de sección: 35mm2 y 70mm2 AAAC.

(Ver anexo anexo 3.1 3.1 y 3.2) 

Reactancia Inductiva para sistemas monofásicos a la tensión entre fases La fórmula es la misma que para sistema trifásico, pero la distancia media geométrica (DMG) será igual a 2,20 m El cálculo se realizara para conductor de AAAC 35mm2

(Ver anexo 3.3) Características Características Eléctricas de los conductores Sección mm²

Numero Numero de alambres

Diámetro exterior (mm)

Diámetro de cada alambre (mm)

Resist. Eléctrica a 20ºC (/km)


35 70

7 7

7,57 10 7

2,52 3 57

0,9651 0 4825 4825

1,10407 0 5519 551988

2


R 6600

=

R 2200 [1 + 0,0036 (t - 20°)]

R 6600

= (0,4828)*(1+0,0036(75°-20°)) (0,4828)*(1+0,0036(75°-20°))

R 60 60

= 0,57839 Ω/Km 2


R 6600

= (0,9651)*(1+0,0036(75°-20°)) (0,9651)*(1+0,0036(75°-20°))

R 60 60

= 1,15619 Ω/Km

Reactancia Inductiva 

La reactancia inductiva para sistema trifásico equilibrado es: L

377 (0,5 + 4,6 Log (DMG/r) x 10 -4, en Ohm/km

=

DMG = Distancia Media Geométrica re

= radio medio geométrico

Se realizara los cálculos correspondientes para los conductores de sección: 35mm2 y 70mm2 AAAC.

(Ver anexo anexo 3.1 3.1 y 3.2) 

Reactancia Inductiva para sistemas monofásicos a la tensión entre fases La fórmula es la misma que para sistema trifásico, pero la distancia media geométrica (DMG) será igual a 2,20 m El cálculo se realizara para conductor de AAAC 35mm2

(Ver anexo 3.3) Características Características Eléctricas de los conductores Sección mm²

Numero Numero de alambres

Diámetro exterior (mm)

Diámetro de cada alambre (mm)



35 70

7 7

7,57 10 7

2,52 3 57

0,9651 0 4825 4825

1,10407 0 5519 551988

4.1.4 Cálculos de Caída de Tensión y Flujo de Carga Para Redes Aéreas 

Para sistemas trifásicos : V % 

PL( R60ºC  X L tan  ) 10V L2

Z = R50  C cos  + XL sen 

Donde: VL

: Tensión entre faces (kV)

L

: longitud del tramo de la línea (Km)

P

: Potencia Aparente en

(KVA)

: Angulo de desfasaje



cos  : factor factor de potencia (0.90) XL : reactancia inductiva trifásico  /Km R 6 0  C: Resistencia del conductor.  /Km



Para sistemas monofásicos a la tensión entre fases: V % 

PL( R60ºC  X L tan  ) 10V L2

Z = R50  C cos  + XL sen 

Donde: VL

: Tensión entre faces (kV)

L

: longitud del tramo de la línea (Km)

P

: Potencia Aparente en

Ø

: Angulo de desfasaje

cos 

: factor de potencia (0.90)

XL

: reactancia inductiva monofásica  /Km

R60C

: Resistencia del conductor.  /Km

(KVA)

4.1.5

Pérdida de Potencia Las pérdidas de de potencia se calcularán calcularán utilizando las siguientes fórmulas:



Para sistemas trifásicos : PJ 

P 2 (r 1 ) L 2

1000 VL (Cos 2 )

, en kW

Donde: P

=

Demanda de potencia, en kW

r 1

=

Resistencia del conductor a la temperatura de operación, en /km

L

=

Longitud del circuito o tramo del circuito, en km

VL

=

Tensión entre fase, en kV



=

Angulo de factor de potencia

Los valores calculados se muestran en el ANEXO 3.4 El grafico de flujo de carga se muestra en el ANEXO 3.5

4.1.6

DETERMINACIÓN DEL NIVEL DE AISLAMIENTO DE LAS LÍNEAS, REDES PRIMARIAS

4.1.6.1- SELECCIÓN DE AISLADORES a. De, acuerdo al nuevo código de suministros los aisladores soportarán una tensión bajo lluvia a la frecuencia de servicio. Es decir que la tensión disruptiva bajo lluvia es: Uc = 2.1(U + 5) Uc = 2.1(22.9 + 5) Uc = 58.6 KV

b. Los aisladores serán diseñados en forma tal que su tensión disruptiva en seco no sea mayor que 75 % de su tensión de perforación.

c. De acuerdo al nivel de aislamiento adoptado el aislador debe soportar una tensión de 125 KV, con onda normalizada 1.2/50 μs y 46.87 KV en prueba de corta duración según IEC y nuevo código de suministro.

d. Longitud de línea de fuga (L) Lf = Fh*Vmax*Fc Donde: Lf

:

Longitud de línea de fuga

Fh

:

factor de corrección por altura

Vmax :

Tensión máxima (25 kV)

Fc

mínima longitud de fuga ( 20 mm/kV)

:

Fh= 1+1.25 (h-1000)*10-4

Fh= 1+1.25(3600-1000) *10 -4 =1.325 Entonces:

Lf =1.325*20*25= 662.5 mm

662.5 mm< 685mm….. cumple Seleccionamos un aislador EEI-NEMA clase 56-4

TABLA DE DATOS TÉCNICOS GARANTIZADOS AISLADOR TIPO PIN ANSI 56-4 Nº

CARACTERISTICAS

UNIDAD

1.0 FABRICANTE 2.0 NUMERO O CODIGO DEL CATALOGO DEL FABRICANTE 3.0 MODELO O CODIGO DEL AISLADOR (SEGÚN CATALOGO) 4.0 CLASE ANSI

VALOR REQUERIDO

56-4

5.0 MATERIAL AISLANTE

Porcelana

6.0 NORMA DE FABRICACION

ANSI C 29.6

7.0 DIMENSIONES: 7.1 DIAMETRO MAXIMO

mm

304

7.2 ALTURA

mm

241

7.3 LONGITUD DE LINEA DE FUGA

mm

685

7.4 DIAMETRO DE AGUJERO PARA ACOPLAMIENTO

mm

35

kN

13

kV kV

140 95

- POSITIVA

kVp

225

- NEGATIVA

kVp

310

kV

185

10.1 PRUEBA DE TENSION EFICAZ A TIERRA PARA INTERFERENCIA

kV

30

10.2 TENSION MAXIMA DE RADIO INTERFERENCIA A 1000 kHz, EN AISLADOR TRATADO CON BARNIZ SEMICONDUCTOR

uV

200

11.0 MASA POR UNIDAD 12.0 MATERIAL DEL ROSCADO DEL AGUJERO PARA LA ESPIGA DE CABEZA DE PLOMO

kg

8.0 CARACTERISTICAS MECANICAS: 8.1 RESISTENCIA A LA FLEXION 9.0 CARACTERISTICAS ELECTRICAS 9.1 TENSION DE FLAMEO A BAJA FRECUENCIA: - EN SECO - BAJO LLUVIA 9.2 TENSION CRITICA DE FLAMEO AL IMPULSO:

9.3 TENSION DE PERFORACION 10.0 CARACTERISTICAS DE RADIO INTERFERENCIA:

EN LA PORCELANA

VALOR GARANTIZADO

Tipo suspensión Lo usaremos para estructuras de Anclaje Donde : Fc

= Fvc + Tc

Fc

= 150 x 23.78 x 6.45 x 10-3 + 8.171x25

= 227.275 Kg Q = C.S x Fc = 3 x 215.726 = 681.825 Kg

Seleccionemos un aislador polimérico Carga de rotura (Q) De acuerdo al nuevo código eléctrico de suministro, los aisladores deberán soportar los siguientes porcentajes de resistencia a la rotura nominal, para las aplicaciones específicas: a) Carga a compresión

50 %

b) Carga a tensión

50%

Tipo PIN Lo usaremos para ángulos hasta de 25 ° como máximo, de la línea. Sabemos que: Fc = Fvc + Tc Fc = LxPvx(φc/1000)xCos (α/2) + 2Tsen(α/2) L = 110 m;

Pv = 23.61 Kgf;

φc = 9.10 mm

S = 35 mm2; σ = 8.30 Kgf/mm2 Fc = 140x23.61x(9.10/1000)xCos(α/2) + 2x50x8.30xSen(α/2) Fc = 30.07x Cos (α/2) + 830 xSen(α/2)

ANGULO (α)

FUERZA (Fc)

0

30.07

5

66.25

10

102.29

15

138.15

20

173.74

25

209.00

30

243.87

Considerando un ángulo de 30° como máximo, tenemos: Fc = 243.87 Kgf Luego: Carga de rotura Qr = CS x Fc = 3*243.87 Qr = 731.61 Kgf Carga máxima a compresión que debe ser sometido un aislador tipo PIN Qm = 731.61 x 0.5 Qm = 365.805 Kgf

Seleccionamos un aislador EEI-NEMA clase 56-4 Tensión disruptiva en seco Tensión disruptiva bajo lluvia

125 KV 80 KV

Tensión de perforación a baja Frecuencia

165 KV

Flameo crítico al Imp. Positivo

200 KV.

Flameo crítico al Imp. Negativo

265 KV.

Carga de Rotura

1360.77 Kg.

Línea de fuga

27" (685,8mm)

Distancia de arco en seco

11 1/2 "

4.1.7

Selección de Pararrayos

Los pararrayos a utilizarse serán los de óxidos metálicos, específicamente los de óxido de zinc y la tensión nominal de los pararrayos se obtuvo teniendo en cuenta los siguientes parámetros:

Tensión continua de operación (COV)

o

COV 

o

Um 3

, en kV. (Pararrayos conectados fase-tierra)

Sobretensión temporal (TOV) TOV  Ke x COV , en kV

La tensión nominal del pararrayos es el mayor entre V n1 y Vn2 Vn1 =COV/Ko , en kV (Ko = 0.8) Vn2 = TOV/Kt , en kV (Kt = 1.06) Donde: Um

:

Tensión de fase a fase de la red

Ke

:

Factor de tierra (1.4 para sistemas aterrados)

Tipo

:

Distribución

Los valores calculados en Anexo 4.1

4.1.8 Selección del seccionador fusible tipo expulsión (cut – out ) El seccionador fusible tipo expulsión será su accionamiento del tipo operación sin carga y la capacidad de interrupción será de 12 kA. Los datos mínimos que deben cumplir se muestran en el siguiente cuadro:

4.1.9 Cálculo, diseño y configuración del sistema de Puesta a Tierra 4.1.9.1 En Líneas y Redes Primarias En los sistemas "efectivamente puesto a tierra sin neutro corrido" en 22,9 kV, se requiere que las instalaciones de líneas y redes primarias garanticen la seguridad de las personas, operación del sistema, y facilidad para el recorrido a tierra de la corriente de operación del sistema eléctrico trifásico. La Norma DGE RD-018-2003-EM “Bases para el Diseño de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural”, establece que desde el punto de vista de la operación, las únicas puestas a tierra importantes son las que corresponden al neutro del transformador de potencia y a las subestaciones de distribución. Asimismo para líneas primarias ubicadas en la sierra y selva, expuestas a descargas atmosféricas indirectas se recomienda poner a tierra todas las estructuras por ello se ha colocado PT en cada estructura del tipo PAT-0. Como en las líneas primarias se tiene un recorrido por zonas de escaso tránsito de personas, no se toma en cuenta el criterio de tensiones de toque, paso y de transferencia. Se recomienda que para las líneas y redes primarias se siga con el siguiente criterio: En las líneas primarias se instalará la PT en cada estructuras del tipo PAT-0, y en las redes primarias se debe tener en consideración la seguridad de las personas, además de la operación del sistema, recomendándose que todas las estructuras lleven puesta a tierra. El sistema de puesta a tierra tipo PAT-0, consiste en llevar el conductor de cobre desnudo de 35 mm 2 tendido o instalado en el suelo, por el interior del poste de concreto hasta una altura de 0,6 m por debajo del brazo de soporte (riostra), el cual será sujetado por un fleje de acero. La resistencia de puesta a tierra del sistema PAT-0 resulta de aplicar la siguiente fórmula: R PAT 0

  4  l h2       Ln Q     2    l h     d  H h   a

Donde:  a

-m)

l h = Longitud del conductor enterrado horizontalmente (1,0 m)

Q = 1.3 (para conductores circulares de sección) d = Diámetro del conductor se cobre de 35mm 2 (7,50 mm)

H = Profundidad de enterramiento (2,4 m) La resultante es: R PAT  0  0,65313   a

Asimismo todas las estructuras de seccionamiento contarán con dos puestas a tierra tipo PAT-1, con un valor de 25 Ω. La resistencia de puesta a tierra del sistema PAT-1 resulta de aplicar la siguiente fórmula: R PAT 1 

 4  l (2  H  l )   Ln  2    l 1,36  d (4  H  l )   a

Donde: -m)



l = Longitud del electrodo (2,4 m) d = Diámetro de la varilla (16 mm) H = Profundidad de enterramiento (0,3 m) El resultado es: R PAT 1  0,392 *  a

4.1.9.2 En Subestaciones de distribución La Norma DGE RD-018-2003-EM “Bases para el Diseño de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural”, establece que para subestaciones trifásicas se debe tener un valor de 25 Ω sin tomar en cuenta la red secundaria.

Cuadro 4.10 kVA kVA nominal sobrecargado 5 10 15 25 37.5 75

12,50 12,50 18,75 31,25 46,88 62.5

Corriente de sobrecarga (Amp) 0,86 0,86 1,29 2,16 3.23 3.23

Tensión de Toque Normalizada (Volt) 25 25 25 25 25 25

Resistencia de PAT Máxima ( ) 29 29 19 12 8 8

Resistencia de PAT considerado ( ) 25 25 18 12 8 8

Las subestaciones de distribución llevarán una puesta a tierra PAT-2 según corresponda para la media tensión-MT, donde se conecta el pararrayos, el neutro y la carcasa del transformador. El cable de bajada irá dentro del poste de concreto, será de Copperweld desnudo de 35 mm² A continuación se describe y se efectúa el cálculo de la resistencia de puesta a tierra de los sistemas PAT-2.

Tipo PAT-2: Este sistema de PT está constituido por 2 sistemas PAT-1, separados a

o

una distancia horizontal entre varillas de 3.6 m y unidas entre sí mediante conductor de copperweld de 35 mm². La resistencia de puesta a tierra se calcula con la siguiente fórmula: R PAT  2 

R PAT 1 2

    l    1 4  l   ) a  Ln (  d  

Donde: l = Longitud de la varilla (2,4 m) d = Diámetro de la varilla (16 mm) a = Distancia entre varillas (3,6 m) Efectuando el cálculo: R PAT  2  0,218   a  55%( RPAT 1 )

4.1.10 Determinación de la potencia de los transformadores de distribución Para la determinación de la potencia de los transformadores en cada subestación proyectada se ha realizado teniendo en cuenta los siguientes criterios:

4.1.10.1 Demanda de potencia o

Cargas de servicio particular La calificación eléctrica asignada es de la siguiente manera: 

Calificación eléctrica por lote de 250 W/lote



Cargas especiales como Escuelas, jardines, locales comunales, Loza deportivas, Iglesias y cementerios se ha asignado una calificación eléctrica de 500 W/lote.

o

Cargas de Alumbrado publico Para el alumbrado público se ha considerado lo establecido por la Norma DGE RD 017-2003-EM “Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales”; por lo tanto, en este caso la iluminación corresponde exclusivamente a lo indispensable y de acuerdo a los requerimientos de un sistema rural, teniendo el siguiente orden de prioridad: 

Plazas principales o centro comunal de la localidad.



Vías públicas en el perímetro de las plazas principales.



Vías públicas importantes.



Áreas Restantes de la localidad.

El alumbrado público constará de luminarias con lámparas de vapor de sodio de

alta presión de 50 W soportadas por pastorales de características mostradas en las láminas del proyecto. La demanda de potencia de las lámparas de alumbrado y sus accesorios es la siguiente:

Cuadro Nº 4.11 Cargas de la Lámpara de Alumbrado Público Potencia Pérdidas Total Tipo de Lámpara (Watts) (Watts) (Watts) Vapor de Sodio 50 10 60 El número de puntos de iluminación se calculó según lo establecido en la norma técnica DGE. Asimismo en la Ingeniería de Detalle el contratista actualizara el número de luminarias sobre la base de los lotes existentes.

4.1.10.2 Determinación de la potencia del transformador de distribución Se ha considerado 25% de Sobrecarga para la determinación de la potencia del transformador de distribución para los 20 años proyectados, por perdidas en distribución se considero un 5% de la carga total, se proyecto la máxima demanda de acuerdo al crecimiento poblacional y una tasa de crecimiento de la energía de 1.24% del total. La determinación del nivel de tensión se proyecto de acuerdo también a la carga proyectada y teniendo en cuenta el crecimiento poblacional de la localidad. Los valores calculados se muestran en el Cuadro 4.12

Cuadro Nº 4.12 En los cuadro de máxima demanda de 19 comunidades del Distrito de Querocoto la tasa de crecimiento es de 0.94%.

1.- PALMA DE ORO VISTA ALEGRE SECTOR ALTO

CUADRO DE CARGAS - PALMA DE ORO VISTA ALEGRE SECTOR BAJO SERVICIO PARTICULAR

S.E. N° CIRCUITO

01

N° LOTES

C-I C-II TOTAL

C. ESPECIALES (kW)

8 0.00 16 1.00 24 1.00 ALUMBRADO PUBLICO

POTENCIA S.P. Y C.E. (kW)

CORRIENTE (A)

1.00 3.00 4.00

2.53 7.58 10.10

CIRCUITO

N° LAMPARAS

POTENCIA (kW)

CORRIENTE (A)

C-I C-II TOTAL

3 4 7

0.18 0.24 0.42

0.90 1.20 2.1

POTENCIA

POTENCIA

TOTAL (Kw)

DE DISEÑO KVA

Año cero:

4.64 Año 20 :

10.0

5.60

CARGAS A ALIMENTAR S.E. Nº 1 SECTORES 1.- DOMESTICO 2.- CARGAS ESPECIALES 3.- ALUMBRADO PUBLICO SUB TOTAL PERDIDAS EN DISTRIBUCION (5%) TOTAL (kW) M.D. PROYECTADO A 20 AÑOS (kW) POTENCIA TOTAL (COSф=0,9) KVA POTENCIA DE DISEÑO DEL TRANSFORMADOR

M.D. (kW) 0.25 1.00 0.06

CANTIDAD

F.S.

24 1 7

0.5 1.00 1.00

TOTAL (kW) 3.00 1.00 0.42 4.42 0.22 4.64 5.60 6.22 10 KVA

02.- NUEVO PACOPAMPA

CUADRO DE CARGAS - NUEVO PACOPAMPA SERVICIO PARTICULAR

S.E. N°

02

C. ESPECIALES (kW)


CORRIENTE (A)

CIRCUITO

N° LOTES

C-I C-II TOTAL

91 42 133

CIRCUITO

N° LAMPARAS

POTENCIA (kW)

CORRIENTE (A)

C-I C-II TOTAL

30 11 41

1.80 0.66 2.46

3.04 1.11 4.15

6.00 17.38 3.00 8.25 9.00 25.63 ALUMBRADO PUBLICO

26.40 12.53 38.93

POTENCIA TOTAL (Kw)

POTENCIA DE DISEÑO KVA

Año cero:

29.49 Año 20 :

35.56

50.0

CARGAS A ALIMENTAR S.E. Nº 2 M.D. (kW) 0.25 1.00 0.06

SECTORES 1.- DOMESTICO 2.- CARGAS ESPECIALES

CANTIDAD

F.S.

133 9 41

0.5 1.00 1.00

3.- ALUMBRADO PUBLICO SUB TOTAL PERDIDAS EN DISTRIBUCION (5%) TOTAL (kW) M.D. PROYECTADO A 20 AÑOS (kW) POTENCIA TOTAL (COSф=0,9) KVA POTENCIA DE DISEÑO DEL TRANSFORMADOR

TOTAL (kW) 16.63 9.00 2.46 28.09 1.40 29.49 35.56 39.51 50 KVA

03.- AMPLIACION MARCOPAMPA BAJO CUADRO DE CARGAS - AMPLIACIÓN MARCOPAMPA BAJO SERVICIO PARTICULAR POTENCIA

S.E. N°

03

C. ESPECIALES (kW)


CIRCUITO

N° LOTES

C-I C-II TOTAL

43 35 78

CIRCUITO

N° LAMPARAS

POTENCIA (kW)

CORRIENTE (A)

C-I C-II TOTAL

17 6 23

1.02 0.36 1.38

5.10 1.80 6.90

SECTORES 1.- DOMESTICO 2.- CARGAS ESPECIALES


18.62 11.05 29.67

CARGAS A ALIMENTAR S.E. Nº 3 M.D. CANTIDAD (kW) 0.25 78 1.00 2 0.06 23


TOTAL (Kw)

CORRIENTE (A)


Año cero:

13.79 Año 20 :

25.0

16.62

F.S. 0.5 1.00 1.00

TOTAL (kW) 9.75 2.00 1.38 13.13 0.66 13.79 16.62 18.47 25 KVA

04.- SUCHURAN

CUADRO DE CARGAS - SUCHURAN SERVICIO PARTICULAR

S.E. N° CIRCUITO

04

N° LOTES

C. ESPECIALES (kW)

C-I C-II TOTAL

23 10 33

0.00 0.00 0.00 ALUMBRADO PUBLICO

CIRCUITO

N° LAMPARAS

POTENCIA (kW)

C-I C-II TOTAL

6 3 9

0.36 0.18 0.54


CORRIENTE (A)

2.88 1.25 4.13

7.26 3.16 10.42

POTENCIA

POTENCIA

TOTAL

DE

(Kw)

DISEÑO KVA

CORRIENTE (A)

1.80 0.90 2.70

Año cero:

4.90 Año 20 :

10.0

5.91

CARGAS A ALIMENTAR S.E. Nº 4 SECTORES 1.- DOMESTICO 2.- CARGAS ESPECIALES 3.- ALUMBRADO PUBLICO

M.D. (kW)

CANTIDAD

F.S.

0.25 1.00 0.06

33 0 9

0.5 1.00 1.00

SUB TOTAL PERDIDAS EN DISTRIBUCION (5%) TOTAL (kW) M.D. PROYECTADO A 20 AÑOS (kW) POTENCIA TOTAL (COSф=0,9) KVA POTENCIA DE DISEÑO DEL TRANSFORMADOR

TOTAL (kW)

4.13 0.00 0.54 4.67 0.23 4.90 5.91 6.56 10 KVA

05.- PALMA DE ORO VISTA ALEGRE SECTOR ALTO S.E. N°

05

CUADRO DE CARGAS - PALMA DE ORO VISTA ALEGRE SECTOR ALTO SERVICIO PARTICULAR POTENCIA C. ESPECIALES (kW)


CORRIENTE (A)

CIRCUITO

N° LOTES

C-I C-II TOTAL

27 37 64

CIRCUITO

N° LAMPARAS

POTENCIA (kW)

CORRIENTE (A)

C-I C-II TOTAL

11 8 19

0.66 0.48 1.14

3.30 2.40 5.70


6.38 4.63 11.00

16.10 11.68 27.78

TOTAL (Kw)


Año cero:

12.75 Año 20 :

15.37

25.0

CARGAS A ALIMENTAR S.E. Nº 5 M.D. CANTIDAD (kW) 0.25 64 1.00 3 0.06 19

SECTORES

TOTAL (kW) 8.00 3.00 1.14 12.14 0.61 12.75 15.37 17.08 25 KVA

F.S.

1.- DOMESTICO 3.- CARGAS ESPECIALES 2.- ALUMBRADO PUBLICO SUB TOTAL PERDIDAS EN DISTRIBUCION (5%) TOTAL (kW) M.D. PROYECTADO A 20 AÑOS (kW) POTENCIA TOTAL (COSф=0,9) KVA POTENCIA DE DISEÑO DEL TRANSFORMADOR

0.5 1.00 1.00

06.-GUANGAPAMPA

CUADRO DE CARGAS - GUANGAPAMPA S.E. N°

SERVICIO PARTICULAR

CIRCUITO

N° LOTES

C. ESPECIALES (kW)


CORRIENTE (A)

POTENCIA

POTENCIA

TOTAL

DE

(Kw)

DISEÑO KVA

06

C-I C-II TOTAL

5 12 17

3.00 0.00 3.00

3.63 1.50 5.13

9.15 3.79 12.94

ALUMBRADO PUBLICO

CIRCUITO

N° LAMPARAS

POTENCIA (kW)

C-I C-II TOTAL

4 1 5

0.24 0.06 0.30

CORRIENTE (A) 1.20 0.30 1.50

Año cero:

5.70 Año 20 :

6.87


M.D. (kW) 0.25 1.00 0.06


CANTIDAD

F.S.

17 3 5

0.5 1.00 1.00

TOTAL (kW) 2.13 3.00 0.30 5.43 0.27 5.70 6.87 7.63 10 KVA

10.0

07.-GUAYAMPAMPA

CARGAS - CUADRO DE GUAYAMPAMPA S.E. N°

07

SERVICIO PARTICULAR CIRCUITO

N° LOTES

C-I C-II TOTAL

11 20 31

CIRCUITO C-I C-II TOTAL

C. ESPECIALES (kW)


POTENCIA TOTAL (Kw)

CORRIENTE (A)

1.00 2.38 6.00 0.00 2.50 6.31 1.00 4.88 12.31 ALUMBRADO PUBLICO CORRIENTE POTENCIA N° LAMPARAS (kW) (A) 6 0.36 1.80 3 0.18 0.90 9 0.54 2.70


Año cero:

5.69 Año 20 :

10.0

6.86

CARGAS A ALIMENTAR S.E. Nº 7 SECTORES 1.- DOMESTICO

M.D. (kW) 0.25

2.- CARGAS ESPECIALES 1.00 3.- ALUMBRADO PUBLICO 0.06 SUB TOTAL PERDIDAS EN DISTRIBUCION (5%) TOTAL (kW) M.D. PROYECTADO A 20 AÑOS (kW) POTENCIA TOTAL (COSф=0,9) KVA POTENCIA DE DISEÑO DEL TRANSFORMADOR

CANTIDAD

F.S.

31

0.5

TOTAL (kW) 3.88

1 8

1.00 1.00

1.00 0.54

5.42 0.27 5.69 6.86 7.62 10 KVA

8.-QUEROCOTO CENTRO

CUADRO DE CARGAS - QUEROCOTO CENTRO SERVICIO PARTICULAR

S.E. N° CIRCUITO

08

C-I C-II TOTAL

N° LOTES

C. ESPECIALES (kW)



CORRIENTE (A)

12.63 24.63 37.25

19.18 37.41 56.60

CIRCUITO

N° LAMPARAS

POTENCIA (kW)

CORRIENTE (A)

C-I C-II TOTAL

15 37 52

0.90 2.22 3.12

1.52 3.75 5.27

POTENCIA TOTAL (Kw)


Año cero:

42.39 Año 20 :

51.11

75.0

CARGAS A ALIMENTAR S.E. Nº 8 M.D. (kW)

SECTORES

TOTAL (kW)

CANTIDAD

F.S.

162 17 52

0.5 1.00 1.00

0.25 1.- DOMESTICO 1.00 2.- CARGAS ESPECIALES 0.06 3.- ALUMBRADO PUBLICO SUB TOTAL PERDIDAS EN DISTRIBUCION (5%) TOTAL (kW) M.D. PROYECTADO A 20 AÑOS (kW) POTENCIA TOTAL (COSф=0,9) KVA POTENCIA DE DISEÑO DEL TRANSFORMADOR

20.25 17.00 3.12 40.37 2.02 42.39 51.11 56.79 75 KVA

09.-AMPLIACION QUEROCOTO

CUADRO DE CARGAS - AMPLIACIÓN QUEROCOTO SERVICIO PARTICULAR

S.E. N° CIRCUITO

09

N° LOTES

C. ESPECIALES (kW)


CORRIENTE (A)

C-I C-II TOTAL

93 79 172


28.30 22.60 50.90

CIRCUITO

N° LAMPARAS

POTENCIA (kW)

CORRIENTE (A)

C-I C-II TOTAL

27 26 53

1.62 1.56 3.18

2.73 2.63 5.37

POTENCIA

POTENCIA

TOTAL

DE

(Kw)

DISEÑO KVA

Año cero:

38.51 Año 20 :

46.44


CANTIDAD

F.S.

TOTAL (kW)

0.25

172

0.5

21.50

1.00 2.- CARGAS ESPECIALES 0.06 3.- ALUMBRADO PUBLICO SUB TOTAL PERDIDAS EN DISTRIBUCION (5%) TOTAL (kW) M.D. PROYECTADO A 20 AÑOS (kW) POTENCIA TOTAL (COSф=0,9) KVA

12 53

1.00 1.00

12.00 3.18 36.68 1.83 38.51 46.44 51.60 75 KVA

SECTORES 1.- DOMESTICO

POTENCIA DE DISEÑO DEL TRANSFORMADOR

10.-SHANQUIHUA SECTOR ALTO

75.0

CUADRO DE CARGAS - SHANQUIHUA SECTOR ALTO SERVICIO PARTICULAR

S.E. N°

CIRCUITO

10

C-I C-II TOTAL

N° LOTES

C. ESPECIALES (kW)


CORRIENTE (A)

31 4.00 7.88 45 0.00 5.63 76 4.00 13.50 ALUMBRADO PUBLICO

POTENCIA

POTENCIA

TOTAL

DE

(Kw)

DISEÑO KVA

19.89 14.20 34.09

CIRCUITO

N° LAMPARAS

POTENCIA (kW)

CORRIENTE (A)

C-I C-II TOTAL

10 13 23

0.60 0.78 1.38

3.00 3.90 6.90

Año cero:

15.62

25.0

Año cero:

18.84


M.D. (kW)

CANTIDAD

F.S.

0.25 1.00 0.06

76 4 23

0.5 1.00 1.00

2.- CARGAS ESPECIALES 3.- ALUMBRADO PUBLICO SUB TOTAL PERDIDAS EN DISTRIBUCION (5%) TOTAL (kW) M.D. PROYECTADO A 20 AÑOS (kW) POTENCIA TOTAL (COSф=0,9) KVA POTENCIA DE DISEÑO DEL TRANSFORMADOR

TOTAL (kW)

9.50 4.00 1.38 14.88 0.74 15.62 18.84 20.93 25 KVA

11.-SAN LUIS

CUADRO DE CARGAS - SAN LUIS S.E. N°

SERVICIO PARTICULAR

CIRCUITO

11

C-I C-II TOTAL CIRCUITO C-I C-II TOTAL

POTENCI A

TOTAL POTENCIA C. ESPECIALES CORRIENTE N° LOTES S.P. Y C.E. (Kw) (kW) (A) (kW) 8 0.00 1.00 2.53 Año cero: 9 0.00 1.13 2.84 17 0.00 2.13 5.37 2.48 ALUMBRADO PUBLICO CORRIENTE N° POTENCIA LAMPARAS (A) (kW) Año cero: 3 0.18 0.90 1 0.06 0.30 2.99 4 0.24 1.20

POTENCI A DE DISEÑO KVA

5.0

CARGAS A ALIMENTAR S.E. Nº 11 M.D. (kW) 0.25 1.00 0.06


CANTIDAD

F.S.

17

0.5

0 4

1.00 1.00

2.- CARGAS ESPECIALES 3.- ALUMBRADO PUBLICO SUB TOTAL PERDIDAS EN DISTRIBUCION (5%) TOTAL (kW) M.D. PROYECTADO A 20 AÑOS (kW) POTENCIA TOTAL (COSф=0,9) KVA POTENCIA DE DISEÑO DEL TRANSFORMADOR

TOTAL (kW) 2.13 0.00 0.24 2.37 0.12 2.48 2.99 3.33 5 KVA

12.-AMPLIACION AYURAN SECTOR BAJO

CUADRO DE CARGAS - AMPLIACIÓN AYURAN SECTOR SERVICIO PARTICULAR

S.E. N° CIRCUITO

12

BAJO

N° LOTES

C. ESPECIALES (kW)



CORRIENTE (A)

1.25 6.25 7.50

3.16 15.78 18.94

POTENCIA

POTENCIA

TOTAL

DE

(Kw)

DISEÑO KVA

C-I C-II TOTAL

10 26 36

CIRCUITO

N° LAMPARAS

POTENCIA (kW)

CORRIENTE

C-I C-II TOTAL

2 9 11

0.12 0.54 0.66

0.60 2.70 3.30

(A)

Año cero:

8.57 Año 20:

10.33


M.D. (kW) 0.25 1.00 0.06


CANTIDAD

F.S.

36 3 11

0.5 1.00 1.00

TOTAL (kW) 4.50 3.00 0.66 8.16 0.41 8.57 10.33 11.48 15 KVA

15.0

13.-AMPLIACION AYANCHACRA SECTOR BAJO

CUADRO DE CARGAS - AMPLIACIÓN AYANCHACRA SECTOR BAJO S.E. N°

SERVICIO PARTICULAR CIRCUITO

13

N° LOTES

C-I C-II TOTAL

C. ESPECIALES (kW)


POTENCIA TOTAL POTENCIA CORRIENTE S.P. Y C.E. (Kw) (A) (kW)

8.75 3.63 12.38

22.10 9.15 31.25

N° LAMPARAS

POTENCIA (kW)

C-I C-II TOTAL

9 7 16

0.54 0.42 0.96

DE DISEÑO KVA

Año cero:

14.00

25.0

CORRIENTE CIRCUITO

POTENCIA

(A)

Año 20:

2.70 2.10 4.80

16.88


M.D. (kW)

CANTIDAD

F.S.

TOTAL (kW)

0.25

51

0.5

6.38

6 16

1.00 1.00

6.00 0.96 13.34 0.67 14.00 16.88 18.76 25 KVA

1.00 2.- CARGAS ESPECIALES 0.06 3.- ALUMBRADO PUBLICO SUB TOTAL PERDIDAS EN DISTRIBUCION (5%) TOTAL (kW) M.D. PROYECTADO A 20 AÑOS (kW) POTENCIA TOTAL (COSф=0,9) KVA POTENCIA DE DISEÑO DEL TRANSFORMADOR

14.-AMPLIACION ALTO OBRAJE

CUADRO DE CARGAS - AMPLIACIÓN ALTO OBRAJE SERVICIO PARTICULAR

S.E. N° CIRCUITO

14

N° LOTES

C-I C-II C-III TOTAL

16 16 19 51

CIRCUITO

N° LAMPARAS


10 2 4 16

C. ESPECIALES (kW)


CORRIENTE (A)

POTENCIA

POTENCIA

TOTAL

DE

(Kw)

DISEÑO KVA

2.00 4.00 10.10 0.00 2.00 5.05 2.00 4.38 11.05 4.00 10.38 26.20 ALUMBRADO PUBLICO CORRIENTE POTENCIA (kW)

(A)

0.6 0.12 0.24 0.96

3.00 0.60 1.20 4.8

Año cero:

11.90 Año 20:

14.35

25.0

CARGAS A ALIMENTAR S.E. Nº 14 SECTORES 1.- DOMESTICO 2.- CARGAS ESPECIALES

M.D. (kW)

CANTIDAD

F.S.

0.25 1.00 0.06

51 4 16

0.5 1.00 1.00


TOTAL (kW)

6.38 4.00 0.96 11.34 0.57 11.90 14.35 15.95 25 KVA

15.-CRUZ ROJA

CUADRO DE CARGAS - CRUZ ROJA SERVICIO PARTICULAR

S.E. N°

CIRCUITO C-I C-II TOTAL

15

N° LOTES

C. ESPECIALES (kW)


CIRCUITO

N° LAMPARAS

POTENCIA (kW)

C-I C-II TOTAL

8 5 13

0.48 0.30 0.78


CORRIENTE (A)

5.88 3.50 9.38

14.84 8.84 23.67

POTENCIA

POTENCIA

TOTAL

DE

(Kw)

DISEÑO KVA

Año cero:

10.66

15.0

CORRIENTE (A)

Año 20:

2.40 1.50 3.90

12.86

CARGAS A ALIMENTAR S.E. Nº 15 SECTORES

M.D. (kW)

1.- DOMESTICO 3.- CARGAS ESPECIALES 2.- ALUMBRADO PUBLICO

SUB TOTAL PERDIDAS EN DISTRIBUCION ( 5%) TOTAL (kW) M.D. PROYECTADO A 20 AÑOS (kW) POTENCIA TOTAL (COSф=0,9) KVA

POTENCIA DE DISEÑO TRANSFORMADOR

0.25 1.00 0.06

CANTIDAD

F.S.

43 4 13

0.5 1.00 1.00

TOTAL (kW)

5.38 4.00 0.78 10.16 0.51 10.66 12.86 14.29 15 KVA

16.-AMPLIACION EL ROCOTO

CUADRO DE CARGAS - AMPLIACION EL ROCOTO S.E. N°

SERVICIO PARTICULAR

16

CIRCUITO

N° LOTES


38 20 23 81

C. ESPECIALES (kW)


CORRIENTE (A)

2.00 6.75 17.05 4.00 6.50 16.41 0.00 2.88 7.26 6.00 16.13 40.72 ALUMBRADO PUBLICO CORRIENTE N° POTENCIA

CIRCUITO


POTENCIA TOTAL (Kw)

LAMPARAS

(kW)

(A)

12 9 3 24

0.72 0.54 0.18 1.44

3.60 2.70 0.90 7.20


Año cero:

18.44

25.0

Año 20:

22.24


CANTIDAD

F.S.

TOTAL (kW)

0.25

81

0.5

10.13

1.00 2.- CARGAS ESPECIALES 0.06 3.- ALUMBRADO PUBLICO SUB TOTAL PERDIDAS EN DISTRIBUCION (5%) TOTAL (kW) M.D. PROYECTADO A 20 AÑOS (kW) POTENCIA TOTAL (COSф=0,9) KVA POTENCIA DE DISEÑO TRANSFORMADOR

6 24

1.00 1.00

6.00 1.44 17.57 0.88 18.44 22.24 24.71 25 KVA


17.-AMPLIACION CAMPAMENTPO SECTOR ALTO CUADRO DE CARGAS - AMPLIACIÓN CAMPAMENTO SECTOR ALTO S.E. N°

17

SERVICIO PARTICULAR C. ESPECIALES (kW)

CIRCUITO

N° LOTES


49 36 21 106

CIRCUITO

N° LAMPARAS

POTENCIA (kW)


15 11 6 32

0.90 0.66 0.36 1.92


CORRIENTE (A)

2.00 8.13 12.34 4.00 8.50 12.91 1.00 3.63 5.51 7.00 20.25 30.77 ALUMBRADO PUBLICO CORRIENTE (A)

1.52 1.11 0.61 3.24

POTENCIA TOTAL (Kw)


Año cero:

23.28

Año 20:

28.07

37.5


M.D. (kW)

CANTIDAD

F.S.

TOTAL (kW)

0.25

106

0.5

13.25

7 32

1.00 1.00

7.00 1.92 22.17 1.11 23.28 28.07 31.19 37.5 KVA


18.-AMPLIACION NARANJO LA FILA

CUADRO DE CARGAS - AMPLIACION NARANJO LA FILA SERVICIO PARTICULAR

S.E. N° CIRCUITO

18

N° LOTES

C-I C-II TOTAL

41 31 72

CIRCUITO

N° LAMPARAS

C-I C-II TOTAL

13 10 23

C. ESPECIALES (kW)


CORRIENTE (A)

(A)

0.78 0.60 1.38

POTENCIA

TOTAL

DE

(Kw)

DISEÑO KVA

6.00 11.13 16.90 2.00 5.88 8.93 8.00 17.00 25.83 ALUMBRADO PUBLICO CORRIENTE POTENCIA (kW)

POTENCIA

Año cero:

19.30 Año 20:

1.32 1.01 2.33

23.27


CANTIDAD

F.S.

TOTAL (kW)

0.25

72

0.5

9.00


8 23

1.00 1.00

8.00 1.38 18.38 0.92 19.30 23.27 25.86 37.5 KVA


37.5

19.-NUEVO PACAYBAMBA ALTO

CUADRO DE CARGAS - NUEVO PACAYBAMBA ALTO SERVICIO PARTICULAR

S.E. N° CIRCUITO

19


C. ESPECIALES (kW)

N° LOTES

C-I C-II TOTAL

16 22 38

CIRCUITO

N° LAMPARAS

C-I C-II TOTAL

8 3 11

(A)

0.48 0.18 0.66

POTENCIA

TOTAL

DE

(Kw)

DISEÑO

CORRIENTE (A)

0.00 2.00 5.05 1.00 3.75 9.47 1.00 5.75 14.52 ALUMBRADO PUBLICO CORRIENTE POTENCIA (kW)

POTENCIA

KVA

Año cero:

6.73 Año 20:

2.40 0.90 3.30

10.0

8.12


M.D. (kW)

CANTIDAD

F.S.

0.25 1.00 0.06

38 1 11

0.5 1.00 1.00

SUB TOTAL PERDIDAS EN DISTRIBUCION (5%) TOTAL (kW) M.D. PROYECTADO A 20 AÑOS (kW) POTENCIA TOTAL (COSф=0,9) KVA POTENCIA DE DISEÑO TRANSFORMADOR

TOTAL (kW)

4.75 1.00 0.66 6.41 0.32 6.73 8.12 9.02 10 KVA

20.-NUEVO PACAYBAMBA BAJO

CUADRO DE CARGAS - NUEVO PACAYBAMBA BAJO SERVICIO PARTICULAR

S.E. N° CIRCUITO

20

N° LOTES

C. ESPECIALES (kW)

C-I C-II TOTAL

35 17 52

CIRCUITO

N° LAMPARAS

POTENCIA (kW)

C-I C-II TOTAL

11 5 16

0.66 0.30 0.96


CORRIENTE (A)


3.30 1.50 4.80

POTENCIA

TOTAL

DE

(Kw)

DISEÑO KVA

18.62 7.89 26.52

CORRIENTE (A)

POTENCIA

Año cero:

12.03 Año 20:

14.51

25.0

CARGAS A ALIMENTAR S.E. Nº 20 1.- DOMESTICO

M.D. (kW) 0.25

2.- CARGAS ESPECIALES 3.- ALUMBRADO PUBLICO

1.00 0.06

SECTORES

SUB TOTAL PERDIDAS EN DISTRIBUCION (5%) TOTAL (kW) M.D. PROYECTADO A 20 AÑOS (kW) POTENCIA TOTAL (COSф=0,9) KVA

POTENCIA DE DISEÑO TRANSFORMADOR

CANTIDAD

F.S.

52

0.5

TOTAL (kW) 6.50

4 16

1.00 1.00

4.00 0.96

11.46 0.57 12.03 14.51 16.12 25 KVA

ITEM

LOCALIDAD

S.E. Nº

LOTES

LOTES 0.25KW C/U F.S. =0.5

CE

CC.EE 1KW C/U F.S. =1.0

LAMP

LAMPARAS 60 W C/U F.S. =1.0

∑POT

KW

PERD. DISTRIB. KW

∑POT

TOTAL KW

M.D PROYECTADA 20 AÑOS KW

POTENCIA TOTAL COS$=0,9) KVA

POTENCIA KVA NOMINAL

6

Palma de Oro Vista Alegre Sector Bajo Nuevo Pacopampa Ampliacion Marcopampa Bajo Suchuran Palma de Oro Vista Alegre Sector Alto Guangapampa

7

Guayampampa

7

31

3.88

1

1.00

8

0.54

5.42

0.27

5.69

6.86

7.62

10

8

Querocoto Centro

8

162

20.25

17

17.00

52

3.12

40.37

2.02

42.39

51.11

56.79

75

9

Ampliacion Querocoto

9

172

21.50

12

12.00

53

3.18

36.68

1.83

38.51

46.44

51.60

75

10

Shanquihua sector alto

10

76

9.50

4

4.00

23

1.38

14.88

0.74

15.62

18.84

20.93

25

11

11

17

2.13

0

0.00

4

0.24

2.37

0.12

2.48

2.99

3.33

5

12

36

4.50

3

3.00

11

0.66

8.16

0.41

8.57

10.33

11.48

15

13

51

6.38

6

6.00

16

0.96

13.34

0.67

14.00

16.88

18.76

25

14

San Luis Ampliacion Ayuran Sector Bajo Ampliacion Ayanchacra Sector Bajo Ampliacion Alto Obraje

14

51

6.38

4

4.00

12

0.96

11.34

0.57

11.90

14.35

15.95

25

15

Cruz Roja

15

43

5.38

4

4

13

0.78

10.16

0.51

10.66

12.86

14.29

15

16

Ampliacion el Rocoto Ampliacion Campamento Sector Alto Ampliacion Naranjo La Fila Nuevo Pacaybamba Alto Nuevo Pacaybamba Bajo

16

81

10.13

6

6

25

1.5

17.63

0.88

18.51

22.31

24.79

25

17

106

13.25

7

7.00

32

1.92

22.17

1.11

23.28

28.07

31.19

37.5

18

72

9.00

8

8.00

23

1.38

18.38

0.92

19.30

23.27

25.86

37.5

19 20

38 52

4.75 6.50

1 4

1.00 4.00

11 16

0.66 0.96

6.41 11.46

0.32 0.57

6.73 12.03

8.12 14.51

9.02 16.12

10 25

1 2 3 4 5

12 13

17 18 19 20

1

24

3.00

1

1.00

7

0.42

4.42

0.22

4.64

5.60

6.22

10

2

133

16.63

9

9.00

41

2.46

28.09

1.40

29.49

35.56

39.51

50

3

78

9.75

2

2.00

23

1.38

13.13

0.66

13.79

16.62

18.47

25

4

33

4.13

0

0.00

9

0.54

4.67

0.23

4.90

5.91

5.56

10

5

64

8

3

3

17

1.44

12.14

0.61

12.62

15.37

17.08

25

6

17

2.13

3

3.00

5

0.30

5.43

0.27

5.70

6.87

7.63

10

LA MAXIMA DEMANDA TOTAL ACTUAL ES 300.81 KW (Y UNA MAXIMA DEMANDA PROYECTADA A 20 AÑOS DE 362.87 KW).

4.2 Cálculos mecánicos de la Línea y red primaria 4.2.1 Distancias mínimas de seguridad a) Distancia de Seguridad entre los conductores en los soportes para el mismo circuito y diferentes circuitos: Para Tensiones entre 0,75 - 11,00 kV: es 0,40 m Para Tensiones mayores a 11,00 kV: 0,40 m + 0,01 m/kV en exceso de 11 kV Para tensión = 13,2 kV: se tiene 0,42 m Para tensión = 22,9 kV: se tiene 0,52 m, según C.N.E (Tabla Nº 235-1) Para el proyecto se considera la separación de 0,7 m normalizado por la DEP/MEM

b) Distancia vertical entre conductores tendidos en diferentes estructuras soporte Según normas DEP/MEM: Esta distancia se determinará mediante la siguiente fórmula: D = 1,20 + 0,0102 (FC) (kV1 + kV2 - 50)

4.2 Cálculos mecánicos de la Línea y red primaria 4.2.1 Distancias mínimas de seguridad a) Distancia de Seguridad entre los conductores en los soportes para el mismo circuito y diferentes circuitos: Para Tensiones entre 0,75 - 11,00 kV: es 0,40 m Para Tensiones mayores a 11,00 kV: 0,40 m + 0,01 m/kV en exceso de 11 kV Para tensión = 13,2 kV: se tiene 0,42 m Para tensión = 22,9 kV: se tiene 0,52 m, según C.N.E (Tabla Nº 235-1) Para el proyecto se considera la separación de 0,7 m normalizado por la DEP/MEM

b) Distancia vertical entre conductores tendidos en diferentes estructuras soporte Según normas DEP/MEM: Esta distancia se determinará mediante la siguiente fórmula: D = 1,20 + 0,0102 (FC) (kV1 + kV2 - 50) Donde: kV1= Máxima tensión entre fases del circuito de mayor tensión, en kV kV2= Máxima tensión entre fases del circuito de menor tensión: 25 kV ó 14,5 kV FC = Factor de corrección por altitud La distancia vertical mínima entre: Líneas en 22,9 kV será de 1,20 m y en líneas en 13,2 kV será de 0,90 m Líneas de 22,9 kV y líneas de menor tensión será de 1,00 m Según CNE (Tabla Nº 233-1): Entre conductores de 23 kV será de 1,20 m Entre conductores de 23 kV, sobre cables autosoportados menores a 750V será de 1,20m Entre conductores de 23 kV, sobre conductores de comunicaciones será de 1,80m

c) Distancia de seguridad de los alambres, conductores, cables y partes rígidas con tensión no protegidas adyacentes pero no fijadas a edificios y otras instalaciones a excepción de puentes <750V-23kV>(Según CNE Tabla Nº234-1) Distancia vertical sobre techos o proyecciones no fácilmente accesibles a peatones

5,0 m

Distancia vertical sobre techos o proyecciones no accesibles a peatones

3,5 m

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

2,5 m

Distancia vertical sobre balcones, techos fácilmente accesibles a peatones

5,0 m

Distancia vertical sobre letreros, carteles, antenas de radio y televisión, sobre pasillos por donde transita el personal

5,0 m

d) Distancia Vertical de conductores sobre el nivel del piso, camino, riel o superficie de agua (Según CNE – S Tabla Nº 232-1) Cuando los conductores recorren a lo largo y dentro de los límites de las carreteras u otras fajas de servidumbre de caminos pero que no sobresalen del camino Carreteras y avenidas

6,5 m

Caminos, calles o callejones

6,0 m

Espacios y guías peatonales o áreas no transitables por vehículos

5,0 m

Calles y caminos en zonas rurales

5,0 m

Cuando los conductores cruzan o sobresalen Carreteras y avenidas sujetas al tráfico de camiones

7,0 m

Caminos, calles y otras áreas sujetas al tráfico de camiones

6,5 m

Calzadas, zonas de parqueo y callejones

6,5 m

Otros terrenos recorridos por vehículos, tales como cultivos, pastos, bosques, huertos, etc.

6,5 m

Espacios y vías peatonales o áreas no transitables por vehículos

5,0 m

Calle y caminos en zonas rurales

6,5 m

e) Distancias Mínimas a Terrenos Boscosos o Árboles Aislados (DEP/MEM) Distancia vertical entre el conductor inferior y los árboles

2,5 m

Distancia radial entre el conductor y los árboles laterales

0,5 m

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

f)

Distancias de seguridad de los alambres, conductores y cables a otras estructuras de soporte .(CNE-S 2011, TABLA 234.B )

Los cálculos realizados se muestran en el ANEXO 5.1 4.2.2 CÁLCULO MECÁNICO DEL CONDUCTOR Características de los conductores Los conductores para líneas y redes primarias aéreas serán desnudos, de aleación de aluminio AAAC, fabricados según las prescripciones de las normas ASTM B398, ASTM B399 o IEC 1089. La utilización de conductores de aleación de aluminio es debido a que el área del proyecto está libre de contaminación salina o industrial. Las características del conductor utilizado se muestran a continuación:

Cuadro Nº 4.13 Características Técnicas de los Conductores Módulo Coeficiente Tiro Módulo de Masa de Materia Sección Diámetro de de elasticidad Nº de Nombre Unitaria elasticida l mm² mm dilatación rotura Final hilos kg/m d Inicial 1/ºC kN kN/mm² kN/mm² 35 mm² AAAC 35 7,57 0,000023 0,0957 10,81 51,382 60,82 7 Módulo Coeficiente Tiro Módulo de Masa de Materia Sección Diámetro de de elasticidad Nº de Nombre Unitaria elasticida l mm² mm dilatación rotura Final hilos kg/m d Inicial 1/ºC kN kN/mm² kN/mm² 70 mm² AAAC 70 10,7 0,000023 0,192 20,95 51,382 60,82 7

La sección utilizada es de acuerdo al informe técnico Nº CJ/D-IT-013-2008 donde especifica que ha de utilizarse es 35 y 70 mm 2 AAAC.

Esfuerzos máximos en el conductor Los esfuerzos en condiciones EDS para el conductor a ser utilizado en el presente proyecto para los diseños se han considerado los siguientes EDS: 

EDS inicial del 18% del tiro de rotura



EDS final del 15% del tiro de rotura para Líneas Primarias



EDS final del 13% del tiro de rotura para redes primarias y



EDS final del 7% del tiro de rotura para vanos flojos.

Para conductores de sección igual o menor que 95 mm 2 se considera un esfuerzo de rotura promedio de 300 N/mm2 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. Cabe mencionar que la determinación del EDS final deberá ser verificada durante la etapa de la ingeniería de detalle durante la ejecución de las obras con la utilización de las curvas esfuerzo-deformación obtenidos por medio de pruebas hechas a los conductores que se instalarán en la obra. Hipótesis de Estado. Para definir las hipótesis de cálculo mecánico de conductores, se ha tomado información del Mapa Eólico del Perú y el CNE, las cuales se muestran en los Anexos Nº 01 y 02 respectivamente, obteniéndose los siguientes valores:

Cuadro Nº 4.14 Selección de las Características Meteorológicas Descripción Mapa Eólico CNE Seleccionado Velocidad Máxima del 45-55 km/h 70 km/h 70 km/h Viento 5°C Temperatura Mínima 25°C Temperatura Máxima De acuerdo a la Tabla 250-1-B de viento, hielo y temperatura para el área de carga 1 (30014000msnm) caso combinado de hielo y viento del Código Nacional de Electricidad Suministros.

Por lo tanto para las Hipótesis de CMC se ha definido en:

Cuadro Nº 4.15 Hipótesis de Cálculo Mecánico de Conductores I III II Condiciones Condiciones Hipótesis de Condiciones de Normales Maximo Esfuerzos Combinados esfuerzo Temperatura (ºC) 5 15 15 Velocidad de Viento 70 0 70 (km/h) Sobrecarga de hielo(mm) 0 0 0 Esfuerzo % del Tiro de Rotura

final=60%

Inicial:18%

Final: 60%

IV Maxima Flecha 35 0 0 Final: 60%

Nota.- Se ha incrementado en 10ºC por el efecto CREEP para la hipótesis de máxima Flecha. Los cálculos mecánicos de conductores permiten determinar los esfuerzos máximos y mínimos para el conductor en las diferentes hipótesis planteadas, de manera que se pueda diseñar adecuadamente las estructuras de la línea primaria. Asimismo se considera que los conductores de las líneas y redes primarias se han templado a EDS inicial de 18%, verificándose la distribución de estructuras a un EDS final del:



15% del tiro de rotura para las líneas primarias (vano mayores o iguales a 200 m)



13% del tiro de rotura para las redes primarias (vanos menores de 200 m)



7% del tiro de rotura para los vanos flojos.

Para efectuar los cambios de estado se ha empleado un programa de cómputo que utiliza el método exacto de cálculo, los resultados de los cálculos mecánicos de conductores se muestran en el Anexo Nº 06

4.2.3 SEPARACIÓN HORIZONTAL DE LOS CONDUCTORES Según recomendaciones de la norma DGE, la separación horizontal mínima a mitad de vano se obtiene de: S  0,0076  V max  F h  0,65 f

Donde:

U = Tensión nominal entre fases, kV FC = Factor de corrección por altitud f

= Flecha del conductor a la temperatura máxima prevista, m

Donde se requiere afectar por altitud debido a que las instalaciones se desarrollan por encima de los 1000 msnm. U nominal

: 22,9 kV

fh (factor de corrección por altura)

: 1+1,25x(H-1000)x10 -4

En Anexos se muestra la separación horizontal máxima que presentarían los armados de la línea primaria, ya sea entre armados del mismo tipo, ó diferentes armados para la sección de 35 y 70 mm² de AAAC. En el cuadro siguiente, se muestran en resumen los vanos máximos por separación horizontal entre conductores, para los armados más utilizados:

Cuadro Nº 4.16 Separación Horizontal Mínima entre Conductores, Sistema Trifásico Para Tensión Nominal de 22.9 kV Armado PS1-2 PS1-2 PR3-2 PA3-2 PS1-3 PS1-3L PR3-3L TS-3L PRH-3 PS1-3L PRH-3

Nº de Postes por Armado 1/1 1/2 1/1 1/1 1/1 1/1 1/1 1/1 2/2 1/2 2/3

S

Conductor

Factor de

Flecha

Vano

(m) 2.2 3.1 2.1 1.7 1.1 2.2 2.1 2 4 3.1 4.5

AAAC 35 mm² 35 mm² 35 mm² 35 mm² 70 mm² 70 mm² 70 mm² 70 mm² 70 mm² 70 mm² 70 mm²

correción (Fh) 1.325 1.325 1.325 1.325 1.325 1.325 1.325 1.325 1.325 1.325 1.325

(m) 9.2 19.5 8.3 5.1 1.8 9.2 8.3 7.4 33.7 19.5 43.2

(m) 320 480 300 240 120 320 300 280 640 480 740

4.2.4 Cálculo del Vano Básico El tensado de conductores, comprendidos entre dos estructuras de anclaje, debe tener el mismo esfuerzo a lo largo de todo el tendido de la línea. Es por ello que es importante el concepto de Vano Básico (Vano de Regulación) ya que este nos permite absorber las diferencias de tensión de los conductores por variación del vano y de las condiciones meteorológicas de la zona.

 a * cos a  cos 3

a r 

a : Longitud de tramo RESULTADOS se ha calculado tomando en cuenta todos los tramos del proyecto dando como vano Básico: 2  .Para los conductores de 35 mm un vano básico de: 194,08 m  Para los conductores de 70 mm 2 un vano básico de : 197,47m Ver los valores de los tramos considerados en el proyecto para ambos casos en (ANEXO 07)

4.2.5 CALCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS - RETENIDAS El cálculo mecánico de estructuras tiene por objetivo determinar las cargas mecánicas aplicadas en los postes, cables de retenida, crucetas 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. Formulas aplicadas: 

Momento debido a la carga del viento sobre los conductores (MVC):  MVC  Pv * d *  c * cos( ) *  hi  2



Momento debido a la carga de los conductores (MTC):  MTC  2 * T C * sen( ) * ( hi ) 2



Momento debido a la carga de los conductores en estructuras terminales (MTR): MTR  T C * ( hi )



Momento debido a la carga del viento sobre la estructura (MVP): 2

MVP 

P V * hl * ( Dm  2 D0 ) 600



Momento debido al desequilibrio de cargas verticales (MCW):





MCW  W C * L * K r  WCA  WAD * BC 

Momento total para hipótesis de condiciones normales, en estructura de alineamiento, sin retenidas (MRN): MRN  MVC  MTC  MCW  MVP



Momento total en estructuras terminales (MRN): MRN  MTC  MVP



Esfuerzo del poste de concreto en la línea de empotramiento, en hipótesis de condiciones normales: RH 



3,166 *10 5 * C 3

Carga crítica en el poste de concreto debida a cargas de compresión: Pcr 



MRN

 2 * E * I kl 2

Momento de inercia para postes troncocónicos según Norma ASTM I   * Dm3 * Do / 64



Carga en la punta del poste de concreto, en hipótesis de condiciones normales: Q N 



(hl  0,15)

Esfuerzo a la flexión en crucetas de madera: RC 



MRN

Ma Ws

; w s 

b(hc) 2 6

;

Ma  (Qv)(Bc)

Deflexión en postes de concreto: y 

( Ph 3 ) 3 EI

Donde: Pv

Presión del viento sobre superficies cilíndricas, en Pa.

d

Longitud del vano-viento, en m.

Tc

Carga del conductor, en N.

 c

Diámetro del conductor, en m.

α

Angulo de desvío topográfico, en grados.

Do

Diámetro del poste en la cabeza, en cm.

Dm

Diámetro del poste en la línea de empotramiento, en cm.

hl

Altura libre del poste, en m.

hi

Altura de la carga i en la estructura con respecto al terreno, en m.

hA

Altura del conductor roto, respecto al terreno, en m.

Bc

Brazo de la cruceta, en m.

Kr

Relación entre el vano-peso y vano-viento.

Rc

Factor de reducción de la carga del conductor por rotura: 0,5 (según CNE).

Wc

Peso del conductor, en N/m.

WCA

Peso del aislador tipo Pin o cadena de aisladores, en N.

WAD

Peso de un hombre con herramientas, igual a 1000 N.

C

Circunferencia del poste en la línea de empotramiento en cm.

E

Módulo de Elasticidad del poste, en N/cm².

I

Momento de inercia del poste, en cm².

k

Factor que depende de la forma de fijación de los extremos del poste.

l

Altura respecto al suelo del punto de aplicación de la retenida.

hc

Lado de cruceta paralelo a la carga, en cm.

b

Lado de cruceta perpendicular a la carga, en cm.

∑QV

Sumatoria de cargas verticales, en N (incluye peso de aislador, conductor y de 1 hombre con herramientas).

P

Carga de trabajo sobre la estructura, en cm.

y

Deflexión en el poste de concreto, en cm

Para el cálculo de la deflexión se ha tomado en cuenta que la deformación permanente no debe exceder el 4% de la longitud útil del poste.



En el ANEXO 08 , se muestran los valores obtenidos de la línea

primaria 3Ø y red primaria 2Ø , en distintos ángulos. Estos valores nos ayudaran a definir las estructuras que necesitan retenidas.



Para la línea primaria 3Ø y Red primaria 2 Ø se realizo los cálculos correspondientes para la selección de retenidas, en el cual se tomo datos del cálculo mecánico de estructuras para los ángulos más críticos de nuestro proyecto. (VER ANEXO 09)

4.2.6 CALCULO DE CIMENTACIÓN DE POSTES Ecuación de Condición de Equilibrio Momento Actuante (Ma)  Momento Resultante (Mr) Fp   He  t  

4  P   a    C  b  t 2  3 b  

P

3



Donde: P : Peso Total (poste + equipo + macizo) en Kg C : Coeficiente definido por la densidad del terreno y el ángulo del talud (2100 Kg/m3) He : Altura equivalente del poste a la intemperie (10.50 m) σ : Presión Admisible del terreno (2.0 Kg/cm2 = 2.0 x 104 Kg/m2) a : Ancho del macizo (0.90 m) b : Largo del macizo (0.90 m) t1 : Profundidad enterrada del poste (1.50 m) t : Profundidad del macizo (1.60 m) δc : Peso específico del concreto (2200 Kg/m3) Fp : Fuerza que admite la punta del poste (300 Kg)

Otras Definiciones Pm Vm Vc A1 A2 d1 : d2 :

: Peso del macizo en Kg : Volumen del macizo en m3 : Volumen del Tronco Cónico en m3 : Sección del poste en el empotramiento en m2 : Sección del poste en su base en m2 Diámetro del poste en el empotramiento en m Diámetro del poste en la base en m

Entonces se tiene





Pc  Vm  Vc   c t 1

Vc 

A1 

3



 A1  A2  A1  A2

  d 12

A2 

4   d 2 2 4

Vm  a  b  t



4.2.6.1 Resultado de cálculo de las cimentaciones de los postes Con los parámetros encontrados en laboratorio y empleando la metodología descrita anteriormente se ha realizado el cálculo de la cimentación, definiendo las dimensiones de éstas y las solicitaciones de carga para cada tipo de estructura. De los resultados encontrados se puede observar que la resistencia en algunos tipos de suelo es mayor que las solicitaciones de las estructuras del proyecto, como es el caso de roca, mientras que en otras se hace necesaria una mayor dimensión de la cimentación. Se deberá tener cuidado para el caso de arcillas orgánicas, cuyo material extraído no será usado para la cimentación, debido que posee una baja capacidad portante. A continuación se presenta el siguiente cuadro de resultados en donde se tiene un tipo de cimentación para cada tipo suelo:

Cuadro Nº 4.18

Poste de CAC 12m – 300daN Poste de CAC 12m – 400daN

Profundida d (m) 1.5 1.5

0.9x0.9 0.9x0.9

Relleno con Material Propio de Excavación 100% 100%

Poste de CAC 12m – 300daN Poste de CAC 12m – 400daN

1.5 1.5

0.9x0.9 0.9x0.9

100% 100%

Tipo de Suelo Terreno Normal (arcilloso y/o conglomerado Terreno rocoso

Descripción del poste

axb

(m)

Ver detalle de cimentaciones en el Anexo Nº 10

4.2.7 CALCULO DEL BLOQUE DE CONCRETO Para el diseño de la cimentación de la retenida, se empleó el método de fuerzas en un elemento en equilibrio. La cimentación para la retenida se compone de una excavación prismática, de dos secciones: triangular y rectangular. Sobre la varilla metálica de la retenida actuará una fuerza de tracción, la cual tratará de arrancar el bloque de concreto enterrado en el extremo de la varilla. Las fuerzas opositoras a la tracción son las siguientes: 

Peso del bloque de concreto armado

: Pb



Peso del material de relleno compactado

: Wt



Fuerza debida al peso del relleno compactado en la retenida



(es la componente de Wt en la dirección del cable de retenida)

: Pw

Rozamiento entre caras laterales (entre el relleno y el suelo original)

: Fr

4.2.7.1 Metodología Como el sistema se encuentra en equilibrio se debe cumplir que:

 F  0 Ft <= Pw + Pb Cosø + Fr

...(1)

Donde: Ft

: Fuerza de Tracción originada en la varilla de anclaje.

Pb Cosø : Componente en la dirección del cable de retenida, de la Fuerza debida al peso del bloque de concreto armado. Pw

: Fuerza debida al peso del relleno compactado en la retenida.

Fr

: Sumatoria de las Fuerzas de rozamiento en las 04 caras laterales

(Fr1, Fr2, Fr3). Para el cálculo de la cimentación de las retenidas (Ver Anexo 4.10), la fuerza que ejerce mayor oposición a la fuerza externa de tracción, es la componente del peso propio del relleno compactado, en dirección del cable. El peso propio del relleno compactado se calcula con la siguiente fórmula: Wt  A L  f    g

La componente del peso propio del relleno compactado (Wt) en dirección del cable, se evalúa según lo siguiente: Pw  A L  f    g  Cos( )  Wt  Cos(ø) Donde: AL

:

Área lateral del bloque de retenida.

f

:

Dimensión de la cimentación, transversal al plano de la retenida.

γ

:

Peso específico natural del material propio compactado (el resultado de laboratorio, para un terreno típico arcilloso posee un densidad natural de 1 300 Kg/cm2 y al ser utilizado como material de relleno se compactará, por lo que se asumirá que llegará a 1 500 Kg/cm2).

Ø

:

Ángulo que forma el cable de retenida con la vertical.

g

:

Gravedad: 9,81 m/s 2.

Para el cálculo general de las fuerzas de rozamiento, éstas se determinan, en su forma más genérica, con la siguiente expresión: F r  F L  

F

H

Las fuerzas de rozamiento se calculan multiplicando las fuerzas laterales perpendiculares a la superficie de contacto, por el coeficiente de rozamiento, entre caras de relleno compactado y terreno natural. La fuerza de rozamiento Fr 1 se calculará de la siguiente manera: Fr 1  Wt  Sen(ø)  

La Fuerza de rozamiento Fr 2 se calcula por la siguiente expresión: Fr 2  K a    g  H 2  D    Cos(ø)

La Fuerza de rozamiento Fr 3 se calcula por la siguiente expresión: Fr 3  K a    g  H 2  f    Cos(ø)

Donde tenemos: K a

:

Coeficiente de empuje lateral del suelo.

H

:

Profundidad de excavación

f

:

Dimensión de la cimentación, transversal al plano de la retenida

D

:

Dimensión horizontal de la cimentación, paralela al plano de la retenida.

g

:

Gravedad: 9,81 m/s 2

µ

:

Coeficiente de Fricción, cuyo valor se establecerá de acuerdo a las propiedades mecánicas del suelo.

Fr  Fr 1  2( Fr 2 )  Fr 3

El coeficiente de empuje activo está dado por la siguiente expresión: K a = Tan2(45-ø/2) Donde: Ø

:

Ángulo de fricción interna, valor establecido de acuerdo a los resultados de laboratorio.

El ángulo de fricción estará de acuerdo a los resultados obtenidos en el laboratorio, y de tales características se irá a la siguiente tabla:

Clases de Terreno de Cimentación

Esfuerzo Permisible del Terreno σ (t/m2)

Rocoso

Estrato de Grava Terreno Arenoso Terreno Cohesivo

Roca Dura con Pocas Grietas Roca Dura con Muchas Fisura Roca Blanda Densa No Densa Densa Media Muy Dura Dura Media

Coeficiente de fricción para Deslizamiento µ

100

0.7

60

0.7

30 60 30 30 20 20 10 5

0.7 0.6 0.6 0.6 0.5 0.5 0.45 0.45

Fuente: “Diseño en Concreto Armado”, Ing. Roberto Morales Morales, pág. 113, Editorial ICG. El valor de “µ” ha usar será 0,5.

En la línea tenemos el tipo de Retenida Simple, donde la fuerza de tracción a vencer en la varilla de anclaje es. Ft = 30 920 N.

4.2.7.2 Cuadro resumen Se presenta un cuadro resumen sobre las dimensiones de retenida simple: Geometría

Retenida Simple

S (m) D (m) H (m) f (m) L (m) B (m)

0,80 0,70 2,00 0,70 0,40 0,40

4.2.7.3 Esquema descriptivo Se presenta un esquema en el que se indica el origen de las fuerzas que se oponen a la fuerza externa Ft. La fuerza Fr 1 actúa en el plano “a-r-u-g”, las fuerzas Fr 2 actúan en el plano “a-b-c-e“ y “r -p-q-s”; y la fuerza Fr 3 actúa en el plano “b-p-c-q”. Para garantizar la estabilidad de la retenida se debe cumplir la relación indicada al pie del gráfico.

4.-Cálculos Justificativos 22.9 Kv

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