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Volumen IV: Cálculos Justificativos Parte I

ESTUDIO DEFINITIVO DEL “SER CHAUPIHUARANGA VI ETAPA”, UBICADO EN EL DEPARTAMENTO DE HUÁNUCO

INFORME N° 3: EDICIÓN FINAL DEL EXPEDIENTE TÉCNICO

VOLUMEN IV: CÁLCULOS JUSTIFICATIVOSPARTE I: LÍNEAS Y REDES PRIMARIAS

ÍNDICE1. ASPECTOS GENERALES

1.1 Objetivo1.2 Fuentes de Información1.3 Descripción del Área del Proyecto

1.3.1 Ubicación Geográfica1.3.2 Condiciones Climatológicas1.3.3 Vías de Acceso Principales

2. CONSIDERACIONES GENERALES2.1 Normas Aplicables2.2 Características Técnicas de las Líneas y Redes Primarias

2.2.1 Características del Equipamiento de Líneas y Redes Primarias2.2.2 Subestaciones de Distribución-SED:

3. CÁLCULOS ELÉCTRICOS3.1 Selección de Parámetros y Criterios de Diseño

3.1.1 Criterios de optimización de las LP Y RP3.2 Validación del estudio del mercado eléctrico

3.2.1 Proyección de la Población y de las Demandas de las Localidades Proyectadas3.2.2 Calificación Eléctrica3.2.3 Proyección de la Demanda de las Instalaciones Existentes y Futuras3.2.4 Balance Oferta Demanda

3.3 Configuración Topológica del Sistema Eléctrico3.4 Parámetros Eléctricos de la Líneas y Redes Primarias

3.4.1 Resistencia Eléctrica3.4.2 Reactancia Inductiva

3.5 Selección de Impedancias para Transformadores3.6 Análisis del Sistema Eléctrico

3.6.1 Análisis del SER Chaupihuaranga3.6.2 Criterios de optimización de las LP Y RP:

3.7 Estudio de Coordinación de Aislamiento3.7.1 Criterios Para La Selección y Aplicación de Aisladores3.7.2 Cálculo del Nivel de Aislamiento de Las Estructuras de La Línea y Red Primarias3.7.3 Coordinación de Aislamiento y Selección de Aisladores

3.8 Estudio de la Coordinación de la Protección3.8.1 Características de la SE Chaupihuaranga3.8.2 Reducción del Sistema Eléctrico3.8.3 Impedancia de Base en 23 kV3.8.4 Niveles máximos de cortocircuito en SETs en PU3.8.5 Cálculo de las Impedancias Características en las barras de 23 y 13.2 kV3.8.6 Parámetros Eléctricos de la Red3.8.7 Cálculo de Cortocircuito3.8.8 Criterios para la selección de los equipos de protección3.8.9 Ubicación, selección y validación de los dispositivos de protección3.8.10 Información de Curvas Corriente/Tiempo del Recloser.3.8.11 Información de Curvas Corriente/Tiempo de los Fusibles3.8.12 Coordinación de la protección

3.9 Cálculo de Protección contra Descargas y Selección de Pararrayos3.9.1 Selección de Pararrayos

3.10 Selección de Transformadores de Distribución3.10.1 Selección de la Capacidad de los Transformadores de Distribución

3.11 Cálculo, Diseño y Configuración del Sistema de Puesta a Tierra

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4. CÁLCULOS MECÁNICOS4.1 Parámetros Climáticos y Criterios de Diseño Mecánico

4.1.1 Parámetros Climáticos4.2 Cálculo Mecánico de Conductores

4.2.1 Consideraciones de Diseño Mecánico4.2.2 Hipótesis para el Cálculo Mecánico de Conductores-CMC

4.3 Definición de Prestaciones de Estructuras y Cálculo Mecánico de Elementos4.3.1 Prestaciones de Estructuras4.3.2 Valores Típicos de los Materiales de Madera4.3.3 Características Mecánicas de Postes4.3.4 Características Mecánicas de las Crucetas4.3.5 Características Mecánicas de Aisladores4.3.6 Características de Conductores4.3.7 Características de las Retenidas4.3.8 Cálculo Mecánico de Estructuras – Líneas MRT4.3.9 Cálculo Mecánico de Estructuras – Líneas trifásicas

4.4 Selección de Amortiguadores4.4.1 Descripción de las Vibraciones Eólicas4.4.2 Efecto de la Tensión de Cada Día (EDS)4.4.3 Cálculo de Amortiguadores4.4.4 Amortiguadores

5. CÁLCULO DE CIMENTACIONES5.1 Método de Cálculo de las Cimentaciones5.2 Clasificación de los Suelos desde el Punto de Vista Geotécnico

5.2.1 Terreno I:5.2.2 Terreno II:

5.3 Cálculo Estimado de la Cimentación de Postes5.4 Cálculo de Retenidas5.5 Distribución de Estructuras en el Perfil Topográfico

5.5.1 Distancias Mínimas de Seguridad5.5.1 Tensado de los Conductores

6. ANEXOS

7. PlanoS

Lista de CuadrosCuadro Nº 1 Condiciones Climatológicas – Zona ICuadro Nº 2 Condiciones Climatológicas – Zona IICuadro Nº 3 DMS utilizada en la Distribución de Estructuras por tipo de ZonaCuadro Nº 4 Criterios de Diseño para los Armados de Líneas y Redes PrimariasCuadro Nº 5 Resumen de la Proyección de la Población, Vivienda y Abonados

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Cuadro Nº 6 Resumen de la Proyección del Consumo de Energía(kWh-Año)Cuadro Nº 7 Resumen de la Proyección de la Máxima Demanda de Potencia(kW)Cuadro Nº 8 Calificación Eléctrica para Cargas de Uso GeneralCuadro Nº 9 Balance Oferta/Demanda del Proyecto - (kW)Cuadro Nº 10 Análisis de la regulación de tensión del SER ChaupihuaranmgaCuadro Nº 11 CIFO según norma IEEE Std 1410Cuadro Nº 12 Aislamiento Requerido por ContaminaciónCuadro Nº 13 Selección de los Aisladores para LP y RPCuadro Nº 14 Niveles de CortocircuitoCuadro Nº 15 Parámetros de BaseCuadro Nº 16 Niveles Icc máximos PUCuadro Nº 17 Impedancia PU de secuenciaCuadro Nº 18 Impedancia unitarias (ohm/km)Cuadro Nº 19 Impedancia unitarias PU -22.9 kVCuadro Nº 20 Impedancia unitarias PU -13.2 kVCuadro Nº 21 Cálculo de Icc máximo y mínimo en kACuadro Nº 22 Datos de la RedCuadro Nº 23 Constantes - Sobrecorriente Temporizada ANSI/IEECuadro Nº 24 Ajuste de las funciones de sobrecorriente del RecloserCuadro Nº 25 Ajustes de los Relés de Sobrecorriente.Cuadro Nº 26 Valores de Corriente tiempo Recloser/FusibleCuadro Nº 27 Aislamiento Necesario por Sobretensiones de ImpulsoCuadro Nº 28 Cálculo del TOVCuadro Nº 29 Márgenes de Seguridad de la Coordinación del AislamientoCuadro Nº 30 Sobrecarga Permisible en Subestaciones de DistribuciónCuadro Nº 31 Valores de Tensión de Toque y de Paso por Nivel de Resistividad del TerrenoCuadro Nº 32 Condiciones Climáticas de Chaupihuaranga- SENAMHICuadro Nº 33 Características Técnicas de los Conductores de AAACCuadro Nº 34 Selección de Hipótesis de Calculo Mecánico de Conductores para H<3800 msnmCuadro Nº 35 Selección de Hipótesis de Cálculo Mecánico de Conductores para MT H>3800 msnmCuadro Nº 36 Valores Típicos de los Materiales de MaderaCuadro Nº 37 Características Mecánicas de PostesCuadro Nº 38 Características Mecánicas de las CrucetasCuadro Nº 39 Características Mecánicas de AisladoresCuadro Nº 40 Características de ConductoresCuadro Nº 41 Características de las RetenidasCuadro Nº 42 Cálculo Mecánico de Estructuras – Líneas MRTCuadro Nº 43 Cálculo Mecánico de Estructuras – Líneas bifásicasCuadro Nº 44 Frecuencias de Vibración (Hz) en función al Viento y Diámetro del ConductorCuadro Nº 45 Tracciones Medias Admisibles sin Protección AntivibranteCuadro Nº 46 Distancias de Separación de AmortiguadoresCuadro Nº 47 Resultado de Cálculos de CimentaciónCuadro Nº 48 Distancia de Seguridad a InstalacionesCuadro Nº 49 Distancia de Seguridad sobre la Superficie

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ESTUDIO DEFINITIVO DEL “SER CHAUPIHUARANGA VI ETAPA”, UBICADO EN EL DEPARTAMENTO DE HUÁNUCO

INFORME N° 3: EDICIÓN FINAL DEL EXPEDIENTE TÉCNICO

VOLUMEN IV: CÁLCULOS JUSTIFICATIVOSPARTE I: LÍNEAS Y REDES PRIMARIAS

1. ASPECTOS GENERALES1.1 Objetivo

El presente documento “Cálculos Justificativos”, tiene por objetivo desarrollar el estudio del mercado eléctrico, y los cálculos eléctricos y mecánicos, para sustentar la selección de los materiales de las líneas y redes primarias y secundarias a ser utilizadas en el Proyecto.Las instalaciones que se implementarán con el presente proyecto permitirán el desarrollo socio-económico de la zona de proyecto beneficiando a 46 localidades con extensión de redes, 353 abonados y 1 412 habitantes, correspondientes al año 2 014.

1.2 Fuentes de InformaciónPara el desarrollo del Estudio se efectuaron coordinaciones con las siguientes instituciones y autoridades: la DGER/ME Ministerio de Agricultura, Senamhi, Ingemet, Ministerio de Cutura, INEI, SERNANP, etc.Para esta parte del estudio se recopiló datos de campo, previa visita a todas las localidades en la cual se realizó encuestas, asimismo se recopilo información de fuentes confiables de carácter demográfico, económico y productivo, incluyendo las actividades económicas: agricultura, comercial, agro-industrial, bombeo de agua para regadío etc.; y de cualquier otra actividad que tenga impacto en el consumo de la energía eléctrica, ya sea por su utilización como insumo o como uso final.

Para la estimación de la demanda, se ha tomado en cuenta la siguiente información:Información histórica de los consumos unitarios de energía y potencia de las localidades con servicio eléctrico y características geográficas y socioeconómicamente similares a las del proyecto, información proporcionada por Electrocentro S.A y Osinergmin.

Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI), el cual proporciona información de los últimos censos poblacionales a nivel nacional (Censo de 1993 y 2007).

1.3 Descripción del Área del Proyecto

1.3.1 Ubicación GeográficaEl SER Chaupihuaranga VI Etapa se ubica en el departamento de Huánuco, en las provincias de Ambo, Huánuco y Lauricocha; conformadas por las Cartas del IGN 1/100 000 (Ver Plano LO-PD-LP: “Ubicación de Localidades, Puntos de Alimentación, Rutas de Líneas y Accesos” del SER Chaupihuaranga VI-E).

1.3.2 Condiciones ClimatológicasLa altitud del SER Chaupihuaranga VI Etapa varía entre los 2 200 y 4 400msnm por lo que se ha establecido una zona:

Zona I : Desde 2 200 hasta 3 800 msnm Zona II: Desde 3 801 hasta 4 500 msnm

Las condiciones climatológicas para la ZONA I se obtienen de las estaciones SENAMHI San Rafael, Huánuco y Yanahuanca correspondiente a los reportes de los años 2009, 2010, 2011, 2012, 2013 y 2014. En el cuadro siguiente se resumen las condiciones climatológicas de las estaciones indicadas:

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Cuadro Nº 1 Condiciones Climatológicas – Zona I

Estaciones Meteorológicas Estación San Rafael

Estación Huánuco

Estación Yanahuanca CNE - S Resultado

Zona (I)Años de Registro 2009-2014 2009-2014 2009-2014

Temperatura media ( ºC ) 15.9 19.8 13.4 15.0 20Temperatura mínima ( ºC ) 27.3 30.2 24.3 - 45Temperatura máxima ( ºC ) 0.4 6.4 4.5 0.0 0

Viento Máximo ( km/h ) 29 36 29 80 80

Las condiciones climatológicas para la ZONA II se obtiene de la estación SENAMHI Chaupimarca correspondiente a los reportes de los años 2009, 2010, 2011, 2012, 2013 y 2014.

Cuadro Nº 2 Condiciones Climatológicas – Zona II

Estaciones Meteorológicas Estación Chaupimarca CNE - S Resultado Zona

(II)Años de Registro 2009-2014

Temperatura media ( ºC ) 5.7 15.0 10Temperatura mínima ( ºC ) 15.0 - 40Temperatura máxima ( ºC ) -4.8 -5.0 -5

Viento Máximo ( km/h ) 22 80 80

1.3.3 Vías de Acceso PrincipalesLas vías de acceso principales al área del proyecto son:Carretera central asfaltada Lima-La Oroya-Cerro de Pasco-Ambo-Huánuco, de unos 410km, y un tiempo en bus de 8 horas. Localidades del distrito de CaynaDesde Ambo, a través de la carretera afirmada se accede a la capital del distrito de Cayna, desde donde se deriva una trocha carrozable al centro poblado de Quío.

Sector Quío - Casacancha: Antes de llegar al centro poblado de Quío se encuentra el poblado de Ingenio, desde donde se accede al poblado de Cebada mediante camino de herradura. Desde Quío, mediante trocha carrozable, se accede a la localidad de Casacancha, desde donde mediante el mismo tipo de carretera se accede a la localidad de Putaga, desde donde mediante caminos de herradura se accede a las otras localidades del lugar.

Sector Quio - Yanacocha: Luego de Quio, en dirección hacia Casacancha, se encuentra el desvío de la carretera afirmada hacia Mitoyacu, desde donde mediante el mismo tipo de carretera se accede a los poblados de Yanacocha, para mediante caminos de herradura acceder a los poblados de Corralpampa y Quisuaragra. Localidades del distrito Colpas

Sector Colpas: Desde Ambo, a través de la carretera afirmada se accede a la capital de Colpas, desde donde mediante trocha carrozable se accede a la localidad de Ucrunarca, luego mediante caminos de herradura se llega al as localidades de Ramos, Contuyoc y Garahucro.

Sector Colpas - Coquin: Mediante camino de herradura a la localidad de Chuchucocha. Localidades del distrito de San Pedro de ChaulánSector San Pedro de Chaulán: Mediante carretera afirmada Huánuco – Colpas, luego por trocha carrozable a la localidad de Liberación de Yauran, para luego acceder mediante caminos de herradura a las localidades de Conapirhua, Tauripampa y Cuchuro. Localidades del distrito de San Miguel de CauriSector San Miguel de Cauri: Mediante carretera afirmada Huánuco – Higueras, pasando por la localidades de Llicllatambo e ingresando al desvió para las localidades de Choras, Jibia, Jesús, y llegando a la localidad de San Miguel de Cauri. Vía Aérea: Se cuenta con el aeropuerto "Alférez FAP. David Figueroa Fernandini" a 6 km de la ciudad del centro de Huánuco a una altitud de 1 850 m.s.n.m, con una pista de aterrizaje asfaltado de 2 500 metros de longitud.En el Plano LO-PD-LP del Volumen III “Planos”, se presenta los caminos de acceso al proyecto

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2. CONSIDERACIONES GENERALES2.1 Normas Aplicables

Las Normas principales que se han tomado en cuenta son las siguientes:Código Nacional de Electricidad Suministros 2011. Código Nacional de Electricidad - Suministro 2011. Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844. Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas Nº. 25844. Norma DGE RD-016-2003-EM: “Especificaciones Técnicas de Montaje de Líneas y

Redes Primarias para Electrificación Rural”. Norma DGE RD-018-2003-EM: “Bases para el Diseño de Líneas y Redes Primarias con

para Electrificación Rural”. Norma DGE RD-024-2003-EM: “Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados

para Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural”. Norma DGE RD-026-2003-EM: “Especificaciones Técnicas para el Suministro de

Materiales y Equipos de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural”. Norma DGE RD-029-2003-EM: “Especificaciones Técnicas para la Elaboración de

Estudios de Geología y Geotecnia de Electroductos”. Norma DGE RD-030-2003-EM: ‘Especificaciones Técnicas para Estudios de Topografía’.Adicionalmente se consulta las siguientes normas internacionales: NESC (National Electrical Safety Code). RUS (Rural Utilities Service). US Bureau of Reclamation - Standard Design. VDE 210 (Verband Deutscher Electrotechniker). IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers). CIGRE (Conference International des Grands Resseaux Electriques). ANSI (American National Standard Institute). IEC (International Electrotecnical Comission).

2.2 Características Técnicas de las Líneas y Redes PrimariasSe presentan las características de líneas y redes primarias del proyecto:

2.2.1 Características del Equipamiento de Líneas y Redes PrimariasEn el “Estudio Definitivo del SER Chaupihuaranga VI Etapa”, las líneas primarias y redes primarias cuentan con los siguientes alcances:

Total de Lìneas Primarias de 1*35 y 2*35mm2 AAAC km 51,13Total de Redes Primarias de 1*35 y 2*35mm2 AAAC km 2,20

En el plano LO-PD-LP: “Plano de Ubicación de Localidades, Puntos de Diseño, Alimentación, Rutas de Líneas y Accesos” del SER Chaupihuaranga VI E se presentan los tramos de líneas 1ø en 13,2/7,62 kV - 22,9/13,2 kV y 2ø en 22,9kV, con las siguientes características:

Tensión Nominal de la Red (kV) : 22,9/13.2 22,9 13,2/7,63 Tensión Máxima de Servicio : 24,05 24,05 13,86 Frecuencia Nominal : 60 Hz 60 Hz 60 Hz Factor de Potencia : 0,90 (atraso) Conexión del Neutro : aterrado aislado aterrado

La franja de servidumbre, según norma DGE-025-p1/1998, es de 11m para líneas 22,9kV. El equipamiento previsto para las líneas y redes primarias es el siguiente: Estructuras: Postes de madera de pino amarillo, de 12m/C6, y de 11m/C6. Cruceta: Crucetas de madera tratada tornillo de 90mmx115mmx1,2m ,

90mmx115mmx1,5m y 90mmx115mmx2,4m de longitud. Armados DGE: Los armados de las estructuras utilizadas corresponden a la norma

DGE RD-024-2003 EM/DGE: Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados para Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural, y RD-026-2003 EMDGE: Especificaciones Técnicas para el Suministro de Materiales y Equipos de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural.

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Conductor: La norma RD-018-2003-EM/DGE “Bases para el Diseño de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural”, establece que el material de los conductores para Líneas Primarias es de Aleación de Aluminio tipo AAAC. La sección del conductor ha sido de 35mm² AAAC.

Aisladores: De acuerdo con los análisis de coordinación de aislamiento y sobre la base de la Norma RD-026-2003-EM/DGE, se utilizarán aisladores de Porcelana Tipo Pin, para la Zona I Clase ANSI 56-3, para la Zona II Clase ANSI 56-4 y aisladores Poliméricos de Suspensión. Para datos del sistema de tensión al impulso de 150kV y voltaje a la frecuencia industrial de 50kV cumple satisfactoriamente la selección.

Seccionador-fusible Tipo Expulsión: Tipo CutOut, 27/38 kV, 150 kV-BIL, 100 A. Pararrayos: de Oxido de Zinc Sistema 22,9/13,2 kV, 12 kV, 10 kA - 21 kV, 10 kA - 27

kV, 10 kA, Clase 1 (IEC) Retenidas: cable de Acero Grado Martin de 10mmø, varilla de anclaje de

2,4mx16mmø, bloque de anclaje de 0,4 x 0,4 x 0,15 m. Retenidas y Anclajes: Se aplicará lo especificado en la RD Nº 198-2012-EM/DGE. Las

retenidas y anclajes se instalarán en las estructuras de ángulo, terminal y retención con la finalidad de compensar las cargas mecánicas que las estructuras no pueden soportar por sí solas. El ángulo que forma el cable de retenida con el eje del poste no deberá ser menor de 37º. Las retenidas y anclajes tendrán los siguientes elementos: Cable de Acero Grado Siemens Martin, de 10 mm Ø, 7 hilos. Abrazadera de cuatro sectores, según diseño de 70 kN. Varilla de Anclaje de A°G° de 16 mm Ø x 2,40 m, provisto de Ojal Guardacabo en un

extremo; Tuerca y Contratuerca en el otro. Arandela de Anclaje de A°G°, 102 x 102 x 5 mm, Agujero de 18 mmø. Mordaza Preformada de A°G° para Cable de 10 mm Ø. Enlace metálico, según diseño, de 70 kN. Ojal - Guardacabo Angular, según diseño, de 60 kN. Grillete de Acero, de 70 kN. Bloque de Anclaje, será de Concreto de 0,40 x 0,40 x 0,15 m. Aislador tipo Suspensión Polimérico de 36 kV. Alambre de Amarre, galvanizado N° 14.

Puesta a Tierra-PT: Las PT estarán conformadas por los siguientes elementos: Electrodo de Acero Recubierto de Cobre de 16 mm Ø x 2,40 m. Conductor de Cobre Recocido, Cableado, de 4AWG (21,15mm²). Conector de Aleación de Cobre para Electrodo de 16 mm ø y Conductor 4AWG (21,

15mm²). Conector de Cobre tipo Perno Partido para Conductor de 4AWG (21, 15mm²). Grapa Bimetálica de Vías Paralelas. Plancha Doblada de Cobre para toma a Tierra de Espigas y/o Pernos. Caja Registro de Concreto para Puesta a Tierra 0,50 x 0,50 x 0,45 m.Los criterios de aplicación de la puesta a tierra para LP y RP serán:

Estructuras con equipos de protección: En estas estructuras de instalaran el PAT-1, conformado con una varilla de acero recubierta de cobre de 16 mm x 2,40 m y un conductor desnudo 4AWG (21, 15mm²), para disminuir la resistencia del te-rreno adicionalmente se utilizará una bolsa de bentonita y tierra cernida. Este tipo de PAT se usara para los equipos de protección como: SFR-3E, SF, Pararrayos, Reclo-ser.

Estructuras sin equipos de protección: En estas estructuras se usaran PAT con contrapeso circular sin electrodo vertical de puesta a tierra. Armado PAT-1C para poste de madera.

Cable de acero con recubrimiento metalúrgico de cobre 25 mm² de sección y Electro-do de acero recubierto de cobre de 16 mm x 2,40 m de longitud

Subestaciones: Electrodo(s) vertical(es) de puesta a tierra, con caja de registro. Ar-mados PAT-2 y PAT-3 para poste de madera.

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Cable de acero con recubrimiento metalúrgico de cobre 25 mm² de sección y Electro-do de acero recubierto de cobre de 16 mm x 2,40 m de longitud

Retenidas: conectadas a tierra en todas las estructuras. Material de Ferretería: La ferretería, tales como pernos, abrazaderas y accesorios de

aisladores, serán galvanizados en caliente a fin de protegerlos contra la corrosión. Las características mecánicas de estos elementos han sido definidas sobre la base de las cargas a las que estarán sometidas.

2.2.2 Subestaciones de Distribución-SED: Transformadores: La selección de la potencia de los transformadores de distribución

se determinará tomando en consideración una sobrecarga máxima del 15%. Las SED serán aéreas Monofásico Fase - Neutro de 3 kVA; 7,62+-2*2.5% / 0,23 kV; Monofásico Fase - Neutro de 3 kVA; 13,2+-2*2.5% / 0,23 kV; Monofásico Fase - Fase de 3 kVA; 22,9 / 0,23 kV; Monofásico Fase - Neutro de 5 kVA; 7,62 +-2*2.5% / 0,46-0,23 kV; Monofásico Fase - Neutro de 5 kVA; 13,2 +-2*2.5% / 0,46-0,23 kV y Monofásico Fase - Fase de 5 kVA; 22,9 / 0,46-0,23 kV, equipadas con seccionadores-fusible tipo expulsión, pararrayos, un tablero de distribución para BT, y el sistema de puesta a tierra.

Equipos de Seccionamiento y Pararrayos: Se utilizarán seccionadores fusible- unipolares del tipo expulsión (Cut-Out) de 27/38 kV, 100 A, 150 kV-Bil, con fusible tipo k. Los pararrayos que se utilizarán son de Oxido de Zinc Sistema 22,9/13,2 kV, 12 kV, 10 kA - 21 kV, 10 kA - 27 kV, 10 kA, Clase 1 (IEC)

Estructura: SED monoposte de madera de pino amarillo de 12m, Clase 6. Cimentación de las Estructuras: Los postes de pino se enterrarán 1/10H + 0,60m para

las líneas primarias-LP y redes primarias-RP. La resistencia de PT en SED: En las SED 1ø-MRT: 3-5kVA: 25.

3. CÁLCULOS ELÉCTRICOS

3.1 Selección de Parámetros y Criterios de DiseñoLos parámetros y criterios de diseño fueron seleccionados de tal forma que se obtengan la mayor confiabilidad de diseño y a la vez dándole un factor de seguridad que pueda satisfacer las deficiencias al momento de realizar la obra.

Cuadro Nº 3 DMS utilizada en la Distribución de Estructuras por tipo de Zona

MT (m) BT (m)1 Carreteras, caminos y calles en zonas rurales (al cruce) 6,5 5,52 Carreteras, caminos y calles en zonas rurales (//) 6,0m 6,0 5,03 Camino de herradura, camino de tránsito de peatones 5,0 4,54 DMS vertical elegido para la Distribución de Estructuras 5,5 5,0

La DMS utilizada en la distribución de estructuras por defecto fue la del criterio 4 como se muestra por ser localidades rurales en general en las cuales la mayor parte del terreno es campo, sin embargo en las zonas donde existe carreteras y caminos se tomó en cuenta criterio 1, 2 y 3 respectivamente.Con respecto a los criterios de armados utilizados en la distribución de estructuras se tomó criterios dependiendo de los vanos y esfuerzos de los conductores, en el siguiente cuadro se muestran los criterios para los armados de líneas y redes primarias:

Cuadro Nº 4 Criterios de Diseño para los Armados de Líneas y Redes Primarias

Item Criterio EDSSección de conductor

Amortig cada lado

Tipo de Sistema

1 LP 1f y 2f: hasta 220 m (alineamiento PS1-0 y PS1-2) 15 % 35 mm2 --

1f, 2f2 220m < d < 400m (alineamiento): PS1-0 y PS1-2 15 % 35 mm2 1

3 400m= < d < 500m (alineamiento): PR3 13 % 70 mm2 2

4 d >= 500m (alineamiento): PR3 13 % 70 mm2 3

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3.1.1 Criterios de optimización de las LP Y RPLas localidades rurales del SER Chaupihuaranga VI-Etapa se ubican en el campo, y las localidades mayormente no están urbanizadas, ubicándose las viviendas en forma dispersa en el campo. Ello permite implica que se puede llegar directamente a la SED, no existiendo diferencia entre RP y LP, motivo por el cual se utiliza el mismo criterio de diseño para LP y RP, ósea con los mismos vanos.Los postes utilizados para Líneas y Redes primarias son los de pino amarillo de 11m-C6 y para las SED de 12m-C6.

3.2 Validación del estudio del mercado eléctricoSe procedió a actualizar el estudio de mercado eléctrico con los nuevos abonados, asì como a actualizar la evaluación social y la sostenibilidad, a fin de comprobar que el proyecto siga siendo sostenible, lo cual se ha verificado.

3.2.1 Proyección de la Población y de las Demandas de las Localidades ProyectadasEs la que se obtiene de dividir el consumo bruto total (kWh-año) / las horas de utilización. El resumen de la Proyección de la demanda máxima de potencia es el siguiente:

Cuadro Nº 5 Resumen de la Proyección de la Población, Vivienda y Abonados

Descripción AñosSER Chaupihuaranga VI-Etapa 2 016 2 020 2 025 2 030 2 035

Proyección de la Población 1440 1497 1579 1666 1757Proyección del número de viviendas 360 374 395 417 439Proyección del número de Abonados 342 349 362 385 402

Cuadro Nº 6 Resumen de la Proyección del Consumo de Energía(kWh-Año)


Total 85 100 110 121 130

Cuadro Nº 7 Resumen de la Proyección de la Máxima Demanda de Potencia(kW)


Total 47 53 56 58 59

El estudio de mercado eléctrico se presenta en el Anexos Nº 1.1 - Nº 1.5

3.2.2 Calificación EléctricaLa calificación eléctrica se obtiene de la relación entre la máxima demanda de potencia y el número de abonados domésticos, cuyos valores se muestran a continuación: Localidades tipo II: Para este tipo de localidades se ha considerado una

calificación eléctrica de 350 W/lote. Cargas de Uso General: Las cuales pueden ser colegios, escuelas,

Pronoei, centros de salud, postas médicas, locales comunales, oficinas comunales, capillas e iglesias, las cuales se resumen en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 8 Calificación Eléctrica para Cargas de Uso General

Carga Calificación Eléctrica (W)Localidad Tipo II

Colegio Secundario 600Escuela Primaria 400Inicial 400Posta Médica 800Iglesia/Capilla 400Capilla 200Tenencia de Gobernación 200Local Comunal 400Comedor Popular 200

Para el alumbrado público se ha considerado el uso de lámpara de vapor de sodio de 50 W, adicionalmente, se ha considerado las pérdidas en los equipos auxiliares de 10,0 W, por lo tanto la potencia asignada a cada punto de iluminación es de 0,06 kW.

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3.2.3 Proyección de la Demanda de las Instalaciones Existentes y FuturasPara la proyección de la demanda de instalaciones existentes y futuras se siguió el siguiente procedimiento: Proyección de la Demanda de Instalaciones Existentes: Se toma como

información fuente la suministrada por Electrocentro S.A., y los datos tomados en campo; con el siguiente procedimiento:

Se toma como demanda inicial la demanda máxima leída en el medidor del circuito, dicha demanda se prorratea en forma proporcional a la potencia instalada en KVA de cada localidad.

La demanda por localidad existente se proyecta linealmente a una tasa del 2 %. Proyección de la Demanda de Otros Proyectos: Las localidades que

están incluidas en proyectos que están en proceso de ejecución de obras, en evaluación por el SNIP, o las priorizadas para una posterior etapa, estas localidades se proyectan usando los mismos criterios de proyección de la demanda de las localidades del proyecto

3.2.4 Balance Oferta DemandaEl balance Oferta/Demanda determina si la demanda existente y proyectada será cubierta por la oferta disponible en la Subestación El Muyo para todo el horizonte del proyecto (20 años Anexo Nº 1.5), cuyo resumen se presenta en el Cuadro siguiente:

Cuadro Nº 9 Balance Oferta/Demanda del Proyecto - (kW)

SER Chaupihuranga VI Etapa, SE La Uniòn 60/22,9kV, en kW Año 2016 2020 2025 2030 2035

Oferta SE La Uníón 60/23 kV-3MW disponible 3000 3000 3000 3000 3000

DemandaSistema Existente 2516 2087 2856 2016 2774

SER Chaupihuranga VI-E 9 10 10 11 11Demanda Total 2525 2097 2867 2027 2785

Balance Oferta-Demanda 475 903 133 973 215

SER Chaupihuranga VI Etapa, SE Gasha 50/13,2 kV, 3 MVA, en kW Año 2016 2020 2025 2030 2035

Oferta SE Gasha 50/13,2 kV, 3 MVA 2700 2700 2700 2700 2700




SER Chaupihuranga VI Etapa, SE Huànuco 10/23kV-4 MVA, en kW Año 2016 2020 2025 2030 2035

Oferta SE Huánuco 10/23kV-4+4MVA 3800 3800 7600 7600 7600




SER Chaupihuranga VI Etapa, SE Huánuco 138/24/10,5 kV, 12-20/3-5/9-15 MVA, en kW Año 2016 2020 2025 2030 2035

Oferta SE Huánuco 138/24/10,5 Kv-5MVA 4750 4750 4750 4750 4750

Demanda

Eje Ambo 3158 3362 3620 3889 4205Eje Panao Sector Panao 732 791 870 958 1058


Balance Oferta-Demanda 852 588 250 -107 -523

SER Chaupihuranga VI Etapa, SE Chaprin 13,2/22,9 kV–2 , en kW. Año 2016 2020 2025 2030 2035

Oferta SE Chaprin 13,2/22,9 kV–2 MVA 1800 1800 1800 1800 1800

DemandaHuariaca existrente 923 981 1059 1143 1233



La SE Huánuco 138/24/10,5kV tiene un desbalance a partir del año 14 (2 029); para ello el COES ha definido con REP la ampliación de la presente SEP, la cual deberá estar en servicio en unos tres años.

DGER / MEM PRICONSA


Como se podrá observar, el Balance Oferta/Demanda resulta satisfactorio en todo el período de análisis, salvo la SE Huánuco, la cual está en proceso de renovación.

3.3 Configuración Topológica del Sistema EléctricoCaracterísticas: Para efectos del diseño eléctrico de líneas y redes primarias se tendrán en cuenta las siguientes características: Tensión Nominal de la Red (kV) : 22.9/13.2 22.9 13.2/7.63 Tensión Máxima de Servicio : 24.05 24.05 13.86 Frecuencia Nominal : 60 Hz 60 Hz 60 Hz Factor de Potencia : 0,90 (atraso) Conexión del Neutro : aterrado aislado aterrado El SER Chaupihuaranga VI E SE Gasha 50/13.2 kV – Dyn5, SE Huánuco

138/24/10,5kV – Yndyn, SE Huánuco 10/23kV - Dyn5, SE La Unión 60/23kV - Dyn5 y SE Chaprín 13,2/22,9 - Dyn5

Consideraciones: Las Líneas y Redes Primarias se diseñarán en forma radial, con la menor cantidad de

vértices y en forma lineal alejándose del Punto de partida. Máxima sobrecarga permisible en transformadores de distribución de 15% para evitar

que se sobrecalienten. Se realizará un balance de cargas, de tal manera que evitemos la sobrecarga de alguna

de las fases y el sistema esté equilibrado.

3.4 Parámetros Eléctricos de la Líneas y Redes Primarias

3.4.1 Resistencia EléctricaLa resistencia de los conductores a la temperatura de operación se calculará mediante la siguiente fórmula.

R1 = R20 [1 + 0,0036 (t - 20°)]Donde:R20 = Resistencia del conductor en c.c. a 20°C, en ohm/Km.t = 20°Ct = Temperatura máxima de operación, en °C

3.4.2 Reactancia InductivaLa reactancia inductiva para sistema trifásico equilibrado es:

XL = 377 (0,5 + 4,6 Log (DMG/r) x 10-4, en Ohm/km.DMG = Distancia Media Geométrica, igual a 1,20 mr = radio del conductor, en metrosLa reactancia inductiva equivalente para sistemas monofásicos con retorno total por tierra.

XLT = 0,1734 log(De/Ds), en Ohm/km.De = 85 - Diámetro equivalente, en metrosDs = Radio equivalente del conductor, e igual a 2,117 r’ para conductor de 7 alambres = Resistividad eléctrica del terreno, se considera 250 Ohm-mr’ = Radio del alambre del conductor, en metros

3.5 Selección de Impedancias para TransformadoresLos valores de la impedancia de los transformadores se han seleccionado en función a la información de fabricantes para las potencias requeridas en el proyecto y se presentan en el Anexo Nº 11.

3.6 Análisis del Sistema Eléctrico

3.6.1 Análisis del SER ChaupihuarangaSe ha efectuado el anàlisis de regulaciòn de tensiòn del SER Chaupihuaranga, con suministro de la SE Gasha 50/13,2 kV, SE Huánuco 138/24/10,5 kV, SE Huànuco 10/23kV-4 MVA, SE La Uniòn 60/22,9kV y SE Chaprin 13,2/22,9 kV, con el programa PSECad 2.0.6.2, de propiedad de Priconsa, para los años 1, 5, 10, 15 y 20, a fin de cumplir con la NTCSER,

DGER / MEM PRICONSA


mostrandose los resultados en los planos GEN-03 “Analisis de Caìda de Tensión del SER Chaupihuaranga, años 1 (2016); 10 (2025); y 20 (2035), y en el siguiente cuadro:El detalle del análisis de caída de tensión o diagrama de carga se presenta en el Gen-03, cuyo resumen de resultados obtenidos se muestra a continuación:

Cuadro Nº 10 Análisis de la regulación de tensión del SER Chaupihuaranmga Diagrama de Carga SER Chaupihuaranga VI Etapa - SE Gasha 50/13,2 kV del SER Chaupihuaranga VI Etapa

Localidades Prov, Distrit. y colas de

localidades

Anàlisis por año: 1 (2016) 10 (2025) 20 (2035)

Long. Sec.Nom.

N° de Pot. Tens

iónTensión

Pérdidas Pot. Tens

iónTensión

Pérdidas Pot. Tens

iónTensión

Pérdidas

(km) mm²-Aaac

Fases kW kV PU kW kW kV PU kW kW kV PU kW

Salida de la SE Gasha 1443 13.86 1.05 1833 13.86 1.05 2407 13.86 1.05Suywapata 0.34 35 2ø 1.11 13.01 0.99 0.04 1.33 13.29 1.01 0.06 1.41 13.17 1.00 0.10Mitoyacu 1.39 35 1ø 1.11 7.43 0.97 0.00 1.33 7.57 0.99 0.00 1.41 7.48 0.98 0.00Yanagalan 1.46 35 1ø 0.24 7.42 0.97 0.00 0.28 7.57 0.99 0.00 0.27 7.47 0.98 0.00Shiricucho 1.04 35 1ø 1.96 7.42 0.97 0.00 2.33 7.56 0.99 0.00 2.51 7.47 0.98 0.00Galan Rumi 0.36 35 1ø 1.35 7.43 0.98 0.02 1.61 7.57 0.99 0.03 1.68 7.48 0.98 0.05Acococha 0.53 35 1ø 1.10 7.38 0.97 0.00 1.24 7.52 0.99 0.00 1.32 7.42 0.97 0.00Huachococha 0.19 35 1ø 0.98 7.39 0.97 0.00 1.11 7.53 0.99 0.00 1.18 7.43 0.98 0.00Ilaupuquio 0.8 35 1ø 0.37 7.39 0.97 0.00 0.41 7.53 0.99 0.00 0.41 7.43 0.98 0.00Yanapacho 0.38 35 1ø 0.12 7.40 0.97 0.00 0.13 7.54 0.99 0.00 0.14 7.44 0.98 0.00Huarpuy 0.88 35 1ø 0.73 7.41 0.97 0.00 0.83 7.55 0.99 0.00 0.91 7.45 0.98 0.00Ingenio 0.18 35 1ø 0.98 7.42 0.97 0.00 1.11 7.56 0.99 0.00 1.18 7.47 0.98 0.00Cebada 1.51 35 1ø 0.73 7.47 0.98 0.00 0.83 7.62 1.00 0.00 0.91 7.54 0.99 0.00Golparagra 0.94 35 1ø 0.24 7.46 0.98 0.00 0.28 7.62 1.00 0.00 0.27 7.55 0.99 0.00Ututo 0.2 35 1ø 0.73 7.50 0.98 0.00 0.83 7.66 1.01 0.00 0.91 7.60 1.00 0.00Choglohuayin 4.38 35 1ø 0.49 7.36 0.97 0.01 0.55 7.49 0.98 0.01 0.64 7.37 0.97 0.01Matara 1.31 35 1ø 0.73 7.36 0.97 0.00 0.83 7.48 0.98 0.00 0.91 7.37 0.97 0.00Yanalpa 1.19 35 1ø 0.24 7.35 0.96 0.00 0.28 7.48 0.98 0.00 0.27 7.36 0.97 0.00Linda 1.16 35 1ø 0.49 7.34 0.96 0.00 0.55 7.47 0.98 0.00 0.64 7.35 0.96 0.00Santa Rosa de Shick 2.27 35 1ø 4.07 7.34 0.96 0.00 5.11 7.46 0.98 0.00 5.40 7.34 0.96 0.00Contuyoc 0.66 35 1ø 0.12 7.39 0.97 0.00 0.13 7.52 0.99 0.00 0.14 7.41 0.97 0.00Garahucro 0.56 35 1ø 0.61 7.39 0.97 0.00 0.69 7.52 0.99 0.00 0.78 7.41 0.97 0.00Ramos 0.97 35 1ø 0.86 7.39 0.97 0.00 0.96 7.52 0.99 0.00 1.05 7.41 0.97 0.00Chuchucocha 0.72 35 1ø 1.47 7.49 0.98 0.00 1.75 7.64 1.00 0.00 1.82 7.57 0.99 0.00Conapirhua 1.44 35 1ø 1.23 7.45 0.98 0.00 1.60 7.61 1.00 0.00 1.80 7.53 0.99 0.00Tauripampa 0.93 35 1ø 0.12 7.43 0.97 0.00 0.14 7.58 1.00 0.00 0.15 7.51 0.99 0.00Cushuro 2 35 1ø 0.98 7.42 0.97 0.00 1.22 7.58 0.99 0.00 1.42 7.51 0.99 0.00Ilaurupata 0.65 35 1ø 0.37 7.42 0.97 0.00 0.41 7.58 0.99 0.00 0.41 7.51 0.99 0.00Pilcocancha 0.63 35 1ø 0.61 7.42 0.97 0.00 0.69 7.58 0.99 0.00 0.78 7.51 0.99 0.00Magratuna 0.84 35 1ø 1.71 7.52 0.99 0.00 2.02 7.39 0.97 0.00 2.18 7.19 0.94 0.00

Diagrama de Carga SER Chaupihuaranga VI Etapa - SE Huánuco 138/24/10,5 kV

Localidades Prov, Distrit. y colas

Anàlisis por año: 1 (2016) 10 (2025) 20 (2035)

Long. Sec.Nom.

N° de Pot. Tens

iónTensión

Pérdidas Pot. Tens

iónTensión

Pérdidas Pot. Tens

iónTensión

Pérdidas

(km) mm²-Aaac


SE Huánuco 138/24/10,5 kV 3150 25.2 1.05 3612 25.2 1.05 4195 25.2 1.05

Corralpampa 0.33 35 2ø 0.12 22.93 0.96 0.00 0.13 23.08 0.96 0.00 0.14 22.88 0.95 0.00Patahuasi 0.79 35 2ø 0.24 22.93 0.96 0.01 0.28 23.07 0.96 0.01 0.27 22.87 0.95 0.02Quisuaragra 1.98 35 2ø 0.49 22.94 0.96 0.00 0.55 23.09 0.96 0.00 0.64 22.89 0.95 0.00Ingenio Alto 0.09 16 3ø 1.11 23.37 0.97 0.00 1.33 23.58 0.98 0.00 1.41 23.47 0.98 0.00Nogno 4.57 35 2ø 3.47 23.06 0.96 0.00 4.20 23.22 0.97 0.00 4.39 23.04 0.96 0.00Tishgo 1.21 16 3ø 3.02 23.06 0.96 0.00 3.59 23.22 0.97 0.00 3.73 23.05 0.96 0.00

Diagrama de Carga del SER Chaupihuranga VI Etapa, SE Huànuco 10/23kV-4 MVA

Localidades Prov, Distrit. y Localidades

Anàlisis por año: 1 (2016) 10 (2025) 20 (2035)

Long. Sec.Nom.

N° de Pot. Tens

iónTensión

Pérdidas Pot. Tens

iónTensión

Pérdidas Pot. Tens

iónTensión

Pérdidas

(km) mm²-Aaac


SE Huánuco 10/23kV-4MVA 586 24.04 1.05 758 24.04 1.05 926 24.04 1.05

A San Cristobal de Jacas Chico 0.99 150 3ø 301 23.86 1.04 0.05 383 23.80 1.04 0.08 479 23.75 1.04 0.12Ururupa 0.46 50 3ø 159 23.73 1.04 0.06 203 23.64 1.03 0.10 260 23.55 1.03 0.15Ucrucancha 3.29 35 1ø 1.47 13.65 1.03 0.00 1.78 13.58 1.03 0.00 1.87 13.53 1.02 0.00Ragrahuayin 0.88 35 1ø 34.20 13.67 1.03 0.01 49.32 13.60 1.03 0.03 54.23 13.54 1.02 0.04Ocopampa 0.23 35 1ø 48.42 13.67 1.03 0.01 61.22 13.61 1.03 0.01 67.33 13.55 1.02 0.01Upa Rayo 0.69 35 1ø 1.35 13.68 1.03 0.00 1.61 13.62 1.03 0.00 1.76 13.57 1.03 0.00Yanayacu 2.16 35 1ø 40.35 13.68 1.03 0.05 58.17 13.61 1.03 0.10 62.06 13.56 1.03 0.12

DGER / MEM PRICONSA


Diagrama de Carga SER Chaupihuranga VI Etapa, SE La Uniòn 60/22,9kV

Localidades Prov, Distrit. y Localidades

Anàlisis por año: 1 (2016) 10 (2025) 20 (2035)

Long. Sec.Nom.

N° de Pot. Tens

iónTensión

Pérdidas Pot. Tens

iónTensión

Pérdidas Pot. Tens

iónTensión

Pérdidas

(km) mm²-Aaac


SE La Uniòn 60/22,9kV 4348 24.04 1.05 5688 24.04 1.05 7058 24.04 1.05

Hacia Quivilla 2.93 95 3ø 1497 23.93 1.05 5.40 1912 23.90 1.04 8.82 2390 23.86 1.04 13.79Yaycucucho 0.25 35 3ø 36.20 22.98 1.00 0.05 47.80 22.64 0.99 0.10 56.39 22.29 0.97 0.15Quiswarcancha 1.04 35 3ø 4.78 22.82 1.00 0.00 24.41 22.40 0.98 0.00 28.11 21.99 0.96 0.00Santa María 0.12 35 1ø 190 13.17 1.00 0.06 241 12.94 0.98 0.11 307 12.70 0.96 0.18Vilacancha 6.79 35 1ø 55.34 13.11 0.99 0.31 73.31 12.86 0.97 0.56 84.22 12.62 0.95 0.77San Antonio de Pucyog 1.9 35 1ø 3.46 13.13 0.99 0.00 4.14 12.89 0.98 0.00 4.41 12.66 0.96 0.00Golotuto 0.88 35 1ø 1.11 13.13 0.99 0.00 1.33 12.89 0.98 0.00 1.41 12.66 0.96 0.00Uchcumachay 0.64 35 1ø 0.98 13.14 0.99 0.00 1.11 12.89 0.98 0.00 1.18 12.66 0.96 0.00Muchán 0.05 35 1ø 79.47 13.34 1.01 0.00 99.86 13.17 1.00 0.01 124 12.99 0.98 0.01Ichic Cruz Pata 0.26 35 1ø 0.86 13.25 1.00 0.00 0.96 13.06 0.99 0.00 1.05 12.85 0.97 0.00Cauricancha 0.72 35 1ø 0.49 13.25 1.00 0.00 0.55 13.06 0.99 0.00 0.64 12.85 0.97 0.00Parashapata 1.97 35 1ø 1.92 13.25 1.00 0.00 2.17 13.06 0.99 0.00 2.36 12.85 0.97 0.00Guerga 0.21 35 1ø 8.64 13.24 1.00 0.00 11.81 13.04 0.99 0.00 13.29 12.83 0.97 0.00Shocsha 0.72 35 1ø 266 13.22 1.00 0.74 337 13.02 0.98 1.23 430 12.80 0.97 2.07Huanchuy 0.2 35 1ø 73.06 13.33 1.01 0.02 94.22 13.15 0.99 0.03 115 12.97 0.98 0.04Huancabamba 2.47 35 3ø 131 23.19 1.01 0.10 174 22.91 1.00 0.18 218 22.63 0.99 0.29Shacsha 1.39 35 1ø 44.17 13.61 1.03 0.04 62.45 13.52 1.02 0.08 66.98 13.44 1.02 0.09Huanuco Pampa Alto 0.52 16 2ø 93.48 23.76 1.04 0.05 126 23.67 1.03 0.08 157 23.58 1.03 0.13Condorhuain 1.77 35 1ø 12.65 13.79 1.04 0.00 17.71 13.76 1.04 0.01 20.00 13.74 1.04 0.01Hacia Obas 3.82 50 3ø 812 23.92 1.04 3.88 1061 23.88 1.04 6.64 1304 23.84 1.04 10.03Monterrico 1.8 35 3ø 55.22 24.04 1.05 0.01 78.16 24.03 1.05 0.02 91.59 24.03 1.05 0.03Hacia Llata 2.2 50 3ø 982 23.96 1.05 3.26 1316 23.93 1.04 5.87 1640 23.90 1.04 9.12

Diagrama de Carga SER Chaupihuaranga VI Etapa - SE Chaprin 13,2/22,9 kV

Localidades Prov, Distrit. del SER Chaupihuaranga

Anàlisis por año: 1 (2016) 10 (2025) 20 (2035)

Long. Sec.Nom.

N° de Pot. Tens

iónTensión

Pérdidas Pot. Tens

iónTensión

Pérdidas Pot. Tens

iónTensión

Pérdidas

(km) mm²-Aaac


Salida de SE Chaprìn 926 13.86 1.05 1063 13.86 1.05 1237 13.86 1.05Parcoy 3.61 35 3ø 13.85 13.01 0.99 0.03 15.89 12.88 0.98 0.03 18.50 12.71 0.96 0.05Vista Alegre 7.42 35 1ø 13.85 7.47 0.98 0.08 15.89 7.39 0.97 0.11 18.50 7.29 0.96 0.15Tishgo 2.5 35 1ø 1.47 7.46 0.98 0.00 1.75 7.38 0.97 0.00 1.82 7.28 0.96 0.00Huayaunio 6.79 35 1ø 1.47 7.48 0.98 0.00 1.75 7.41 0.97 0.00 1.82 7.31 0.96 0.00Pulpol 0.61 35 1ø 27.70 7.51 0.99 0.02 31.77 7.43 0.98 0.03 37.00 7.34 0.96 0.04Ranramayo 1.15 35 1ø 27.70 7.51 0.98 0.04 31.77 7.43 0.98 0.05 37.00 7.34 0.96 0.07Pumacocha 2.49 35 3ø 27.70 13.08 0.99 0.10 31.77 12.96 0.98 0.14 37.00 12.81 0.97 0.19Shira Shira 7.81 35 3ø 23.09 13.04 0.99 0.12 26.48 12.92 0.98 0.17 30.83 12.76 0.97 0.23Acobamba 4.03 35 3ø 23.09 13.03 0.99 0.02 26.48 12.91 0.98 0.02 30.83 12.74 0.97 0.03Pucara 6.65 35 3ø 55.41 13.09 0.99 1.67 63.54 12.97 0.98 2.24 74.00 12.82 0.97 3.10Santa Rosa de Pillao 4.84 35 3ø 46.17 12.99 0.98 0.08 52.95 12.86 0.97 0.10 61.67 12.68 0.96 0.15Chacatama 3.56 35 1ø 46.17 7.49 0.98 0.34 52.95 7.42 0.97 0.46 61.67 7.32 0.96 0.64Santa Ana 5.81 35 1ø 36.94 7.47 0.98 0.36 42.36 7.40 0.97 0.48 49.33 7.30 0.96 0.67Jarria 3.9 35 3ø 147.8 13.17 1.00 2.80 169.5 13.07 0.99 3.73 197.3 12.93 0.98 5.16San Antonio de Rancas 9.93 35 3ø 18.47 12.92 0.98 0.03 21.18 12.77 0.97 0.03 24.67 12.59 0.95 0.05Iscaicocha 2.75 35 3ø 18.47 12.93 0.98 0.01 21.18 12.79 0.97 0.01 24.67 12.60 0.95 0.01Huayo 4.8 35 3ø 55.41 12.92 0.98 0.11 63.54 12.77 0.97 0.15 74.00 12.59 0.95 0.21Callhuancota 0.71 35 1ø 73.88 7.50 0.98 0.18 84.72 7.43 0.97 0.24 98.67 7.33 0.96 0.33Chauyar 2.39 35 1ø 92.35 7.78 1.02 0.85 105.9 7.75 1.02 1.13 123.3 7.71 1.01 1.55Huancayoc 1.3 35 1ø 64.64 7.91 1.04 0.22 74.13 7.90 1.04 0.29 86.33 7.88 1.03 0.40Batanchaca 1.03 35 3ø 46.17 13.86 1.05 0.01 52.95 13.85 1.05 0.02 61.67 13.85 1.05 0.03Chinchan 4.08 35 3ø 64.64 13.83 1.05 0.11 74.13 13.83 1.05 0.15 86.33 13.83 1.05 0.20

En el cuadro anterior se presenta los resultados de la caída de tensión (Diagrama de carga) para los años 1, 10 y 20, los cuales son ampliamente satisfactorios para los años inicial y final, motivo por el cual la demanda podría incrementarse sobre lo proyectado, y el SER seguirá siendo autosuficiente, como se detalla en el Anexo Nº 9.El Análisis de caída de tensión (Diagrama de Cargas) se muestra en el Plano GEN-03.

3.6.2 Criterios de optimización de las LP Y RP:Las localidades rurales del SER Chaupihuaranga VI-Etapa se ubican en el campo, y las localidades mayormente no están urbanizadas, ubicándose las viviendas en forma dispersa en el campo. Ello permite implica que se puede llegar directamente a la SED, no existiendo

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diferencia entre RP y LP, motivo por el cual se utiliza el mismo criterio de diseño para LP y RP, ósea con los mismos vanos.Los postes utilizados para Líneas y Redes primarias son los de pino amarillo de 11m-C6 y para las SED de 12m-C6.

3.7 Estudio de Coordinación de AislamientoSe entiende por coordinación del aislamiento al conjunto de disposiciones que se toman a fin de evitar que las sobretensiones causen daño a los equipos eléctricos y que cuando los arcos de defecto no puedan ser eludidos con medios que resulten económicos sean localizados en puntos del sistema donde produzcan la mínima afectación al funcionamiento y a las instalaciones de éste último.

3.7.1 Criterios Para La Selección y Aplicación de AisladoresLa selección y aplicación de los aisladores depende de las necesidades específicas de los sistemas en los que se pretende utilizarlos, y dependiendo del medio en el cual van a operar los aisladores, su adecuada elección permitirá asegurar un perfecto funcionamiento. Entre las variables importantes a considerar en la selección y aplicación deben tenerse en cuenta:

Voltaje de OperaciónEl voltaje de operación de los aisladores siempre es el voltaje de fase del sistema y con base en este valor, se pueden seleccionar los voltajes de flameo de baja frecuencia en húmedo.

Sobretensiones por Operaciones InternasSi se tiene en cuenta que en las redes actuales las sobretensiones que se originan por operaciones internas de las mismas cuando más pueden llegar a 3.5 veces la tensión de servicio, una pieza cuyo voltaje de flameo en húmedo sea mayor de 4 veces la tensión de servicio (fase), garantizará que en condiciones de disturbios internos de la red no producirá flameo.

Sobretensiones de Origen Externo Provenientes de Descargas AtmosféricasSe determina el nivel de aislamiento de la línea y se investiga, de acuerdo con sus características, la corriente que produciría (en una descarga), la solicitación de voltaje predeterminada.Luego se investiga en registros estadísticos existentes, la probabilidad de que una descarga atmosférica exceda del valor en amperios calculado. El valor de esta probabilidad y el valor de la probabilidad de que la línea sea alcanzada por una descarga directa, pueden dar una base confiable para decidir la ventaja del nivel de aislamiento escogido.

Zonas Geográficas – Altura Sobre el nivel del marCon especial cuidado se debe estudiar la zona geográfica que va a atravesar la línea bajo diseño, pues la altura sobre el nivel del mar afecta los valores de voltaje de flameo de los aisladores, en virtud de que la reducción de la presión atmosférica hace más propicias las condiciones de ionización del aire. Para la corrección de los valores de flameo por efecto de la altura, deben consultarse los factores de corrección en las normas ANSI C29.1 e IEEE standard 4.

Cargas Mecánicas Estáticas y DinámicasCada tipo de aislador posee una resistencia mecánica normalizada y para la cual ha sido diseñado. Es importante tener en cuenta que las piezas deben solicitarse con un factor de seguridad desde el punto de vista de esfuerzos mecánicos estáticos y dinámicos, si se quiere lograr un perfecto comportamiento de las mismas. En aisladores de suspensión este valor mecánico se refiere al valor de resistencia electromecánica combinada y en aisladores tipo espiga y tipo line post se refiere a su resistencia mecánica al cantilever (en voladizo).

Condiciones de Contaminación AtmosféricaCuando las líneas deban cruzar zonas donde las condiciones de contaminación sean un factor de peso en las consideraciones del aislamiento, debe estudiarse la posibilidad de sobreaislar la línea o utilizar aisladores con diseños especiales anti-contaminación o bien aisladores con esmaltes de resistencia graduada (esmaltes RG). En cualquiera de los casos debe hacerse un serio estudio económico que justifique la elección final. Ver norma IEC 815.

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Niveles de Radio - Ruido El nivel de radio-ruido admitido tiene cada vez mas condiciones y es motivo de mayor cuidado por la importancia que están adquiriendo las comunicaciones y su recepción en condiciones óptimas. Los aisladores que mayor cuidado requieren para su selección, desde este punto de vista, son los aisladores tipo espiga de media y alta tensión. Es recomendable en este caso, y cuando el nivel de ruido lo requiera, utilizar aisladores cubiertos con esmaltes semiconductores, RF (Radio Freed), que reducen considerablemente los niveles de radio-interferencia y minimizan las pérdidas de energía

3.7.2 Cálculo del Nivel de Aislamiento de Las Estructuras de La Línea y Red PrimariasLa mayor causa de salidas fuera de servicio es ocasionada por los flameos producidos por descargas atmosféricas y tormentas eléctricas, los cuales producen sobretensiones directas e inducidas sobre las líneas de distribución, las cuales dependen de los siguientes factores: Intensidad, continuidad y duración de las descargas atmosféricas en el

altiplano son intensas en época de tormenta eléctrica Los obstáculos en la franja de servidumbre de las líneas son limitados,

teniéndose algunas lomas que contribuyen a amortiguar las descargas directas, y reducir la magnitud de las indirectas.

Las salidas de servicio por cada 100 km/año se reducen cuando se logra un voltaje de flameo al impulso crítico (VFIC, o critical impulse flashover voltage-CIFO) de la línea de 300 kV, motivo por el cual en los diseños de las estructuras se debe tender a obtener dicho valor, por medio de la utilización de aisladores adecuados y crucetas de madera.

No es conveniente superar los 300 kV, porque el mayor aislamiento en la línea podría ocasionar sobretensiones severas en los equipos.

Los pararrayos de las subestaciones de distribución proveen un grado de reducción de flameos por tensiones inducidas, por lo que en el SER se cuenta con una cantidad de localidades distribuidas a lo largo de las líneas, los pararrayos contribuyen a mejorar el comportamiento eléctrico

El aislamiento de las estructuras se logra con la combinación del CIFO de sus componentes: aislador y cruceta de madera, la cual contribuye a elevar el aislamiento de la línea y a mejorar el comportamiento eléctrico contra descargas atmosféricas.

Los pararrayos se deben instalar lo más cerca al equipo, pudiendo instalarse en la tapa del transformador, reduciendo así la longitud del conductor de conexión del pararrayos al borne, minimizando la caída de tensión por las corrientes de descarga de rayos.Los CIFO considerados por la norma IEEE Std 1410-1997 para las estructuras con aislamiento en serie son los siguientes.

Cuadro Nº 11 CIFO según norma IEEE Std 1410

Aislamiento Componente CIFOAislador pin ANSI 56-2 I 175 kVAislador pin ANSI 56-3 I 200 kV2 aislad. campana 53-2 I 255 kVAire I 600 kV/mCruceta madera mojada c/aislador pin II 250 kV/m

3.7.3 Coordinación de Aislamiento y Selección de Aisladores

Determinación del Nivel de AislamientoLos criterios considerados en la selección del aislamiento son por contaminación ambiental, sobretensiones a frecuencia industrial en seco y sobretensiones atmosféricas.Las líneas primarias y subestaciones de distribución estarán ubicadas aproximadamente a 3500m.s.n.m. El nivel de aislamiento mínimo de los equipos eléctricos está dado por los siguientes valores

Tensión nominal del sistema : 22,9/13,2 kV Tensión máxima de servicio : 25,0 kV Tensión de sostenimiento al impulso 1,2/50’ : 150,0 kVp Tensión de sostenimiento a 60 Hz : 50,0 kV

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La selección de la distancia de fuga de los aisladores ha sido tomada de la recomendación de la Norma IEC 60 815, para diferentes niveles de contaminación. La línea de fuga fase-tierra está dada por la siguiente expresión:

Donde:Lfuga : Longitud de fuga fase-tierra requeridaLf0 : Longitud de fuga unitaria en mm/kV-Umax : Tensión Máxima de Serviciofch : Factor de corrección por altura; fch = 1 + 1,25 (msnm –1 000) x 10-4

Recomendaciones para distancia de fuga en los aisladores de porcelana para ambientes contaminados”, que establece niveles de contaminación según características ambientales, para el proyecto le corresponde una longitud de fuga de 20 mm/kV-; para sistemas en conexión estrella la tensión máxima se calculará de la siguiente manera:Umáx = Unx1.05xkDonde:

Un: Tensión nominalk: es el factor que se obtiene al desbalance de tensiones con respecto al neutro

En tal sentido se han seleccionado los aisladores de porcelana tipo pin ANSI 56-3

Cuadro Nº 12 Aislamiento Requerido por Contaminación

Zona msnm fch mm/kV- Umax (kV) LfugaHasta 3800 msnm 3800 1,3125 20 19,23 533

Más de 3800 msnm 4500 1,3125 20 19,23 685

Aislamiento Necesario por Sobretensión a Frecuencia Industrial en SecoLa tensión de sostenimiento a frecuencia industrial entre fases y fase tierra recomendado según la Norma DGE RD-018-2003 “Bases para el Diseño de líneas y Redes Primarias”, es: Vfi = 50 kV. Aislamiento Necesario por Sobretensiones AtmosféricasA continuación se muestra una comparación de los resultados obtenidos con respecto a la selección de los aisladores tipo Pin y tipo Suspensión para los casos de porcelana y polimérico:

Cuadro Nº 13 Selección de los Aisladores para LP y RP

Porcelana ANSI Polimérico

Requerimientos Valores Requerido Pin 56-3 Pin 56-4 Suspensión

Longitud de la línea de fuga L (mm) para 3400 msnm 550 533 685 650Aislación necesaria por sobretensiones A frecuencia industrial Vfi (kV)

50 125/80 140/95 160/100

Aislación necesaria por sobretensiones de impulso Vi (kV) 205 200/265 225/310 250/260

En conclusión se ha seleccionado el aislador de porcelana pin ANSI 56-3 para alturas menores a 3800 m.s.n.m, aislador de porcelana pin ANSI 56-4 para alturas mayores a 3800 m.s.n.m, y Para el caso de suspensión se selecciona el aislador polimérico para toda la línea y red primaria.

3.8 Estudio de la Coordinación de la Protección3.8.1 Características de la SE Chaupihuaranga

El Sistema Eléctrico Rural –SER Chaupihuaranga VI Etapa se integra al Sistema Eléctrico que se alimenta desde la SE Gasha equipada con un transformador 50/13.2 kV – Dyn5 y potencias nominales en el lado 50/13.2 kV de 3 MVA, SE Hco equipada con un transformador 138/24/10.5 kV – Yndyn y potencias nominales en el lado 38/24/10,5kV de 12-20/3-5/9-15 MVA, SE Huánuco equipada con un transformador 10/23 kV – Dyn5 y potencias nominales en el lado 10/23 kV de 4 MVA, SE La Unión equipada con un transformador 60/23 kV – Dyn5 y potencias nominales en el lado 60/23 kV de 7 MVA y SE La Unión equipada con un transformador 13.2/22.9 kV – Dyn5 y potencias nominales en el lado 13.2/22.9 kV de 2 MVA.

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3.8.2 Reducción del Sistema EléctricoCon el objeto de determinar los niveles de cortocircuito en el sistema eléctrico se han determinado las impedancias características (Thevenin Equivalente) con información del SEIN en los puntos de alimentación del proyecto obteniendo los siguientes niveles de cortocircuito:

Cuadro Nº 14 Niveles de Cortocircuito

Huan 1 Huan 2 Unión Chaprin Gasha22.9 kV 22.9 kV 22.9 kV 22.9 kV 13.2 kV

Ik 3f 1.330 4.420 2.310 0.500 1.31Ik 1f 1.440 2.960 2.340 0.600 1.3

Icc

Niveles de Cortocircuito - Avenida Máxima Demanda

Los Valores de las SETs se han calculado en base a los v alores

publicados por el COES - Estudio 2014 protecciones

Huán 1: SET 10/22.9 kV, Huan 2: SET 138/22.9 kV c/zigzag

3.8.3 Impedancia de Base en 23 kVPara la determinación de las impedancias características en las SETs se procedió en primer lugar a determinar los parámetros de base para el cálculo en por unidad de la red, tomándose los siguientes:

Cuadro Nº 15 Parámetros de BaseS (MVA) V (kV) Z (ohm) I (kA)

100 22.9 5.24 2.52100 13.2 1.74 4.38

3.8.4 Niveles máximos de cortocircuito en SETs en PULos niveles de cortocircuito máximos en en por unidad en las barras de Huánuco 22.9 kV (dos puntos de alimentación diferentes), La Unión 22.9 kV, Chaprin 22.9 kV y Gasha 13.2 kV son las siguientes:

Cuadro Nº 16 Niveles Icc máximos PU

Huan 1 Huan 2 Unión Chaprin GashaIk 3f 0.527 1.751 0.915 0.198 0.299Ik 1f 0.571 1.173 0.927 0.238 0.297

R falla-Ω 100.00

Avenida - Máxima en SETsIcc

3.8.5 Cálculo de las Impedancias Características en las barras de 23 y 13.2 kVCon los valores máximos de cortocircuito en por unidad en las barras de 22.9 y 13.2 kV se procede al cálculo de las impedancias de secuencia positiva, negativa y cero tomando como base las siguientes fórmulas de cálculo de corrientes de cortocircuito trifásicos, bifásico a tierra y monofásico a tierra en función de las impedancias de secuencia:

Se obtienen tres ecuaciones con tres incógnitas, toda vez que los valores de las corrientes de falla están dados en el Cuadro N° 14 y la tensión es 1.0 pu, con lo cual se calcula el circuito thevenin equivalente para cada condición hidrológica, cuyos resultados se presentan en la siguiente tabla:

Cuadro Nº 17 Impedancia PU de secuencia

Huan 1 Huan 2 Unión Chaprin GashaX(+/-) 1.992 0.600 1.148 5.303 3.512X(0) 1.533 1.485 1.102 2.629 3.582

Rf- PU 23kV 19.07R-f PU 13 kV 57.39

XAvenida - Máxima en SETs

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3.8.6 Parámetros Eléctricos de la RedEl Sistema Eléctrico Rural existente está conformado por líneas rurales equipadas con conductores de Aleación de Aluminio grado 6201 (AAAC) y configuración física de acuerdo a los armados DGE para lo cual se procede a calcular las impedancias de secuencia en ohm/km que se presentan en el siguiente Cuadro:

Cuadro Nº 18 Impedancia unitarias (ohm/km)

(Ref: Calculado con Applets EPRI)mm2 Aaac R(+/-) X(+/-) R(0) X(0)

3x25 1.36 0.48 1.53 2.003x35 0.98 0.47 1.15 1.983x50 0.68 0.45 0.86 1.973x70 0.50 0.44 0.67 1.96

3x120 0.28 0.42 0.46 1.94

Estos valores se expresan en por unidad-PU dividiendo entre la impedancia base presentado en el Cuadro N°13, de donde se obtienen los valores que se presentan en los siguientes Cuadro:

Cuadro Nº 19 Impedancia unitarias PU -22.9 kVmm2 Aaac R(+/-) X(+/-) R(0) X(0)

3x25 0.259 0.092 0.293 0.3813x35 0.187 0.089 0.220 0.3783x50 0.130 0.087 0.163 0.3763x70 0.095 0.084 0.129 0.373

3x120 0.054 0.080 0.087 0.369

Cuadro Nº 20 Impedancia unitarias PU -13.2 kVmm2 Aaac R(+/-) X(+/-) R(0) X(0)

3x25 0.149 0.053 0.168 0.2193x35 0.107 0.051 0.126 0.2173x50 0.075 0.050 0.094 0.2163x70 0.055 0.048 0.074 0.214

3x120 0.031 0.046 0.050 0.212

3.8.7 Cálculo de CortocircuitoPara el análisis de cortocircuito en los ramales trifásicos, bifásicos y monofásicos del proyecto y en la ubicación de los dispositivos de protección se han utilizado las fórmulas indicadas líneas arriba, el circuito thevenin equivalente del Cuadro N° 15, las distancias de las SETs de alimentación a las redes más cercanas con el fin de determinar los niveles máximos y mínimos de cortocircuito a considerar para el sistema eléctrico. Los dispositivos de protección se han definido en base a las cargas asociadas y se indica en la lámina GEN-02 y las impedancias unitarias presentadas en el Cuadro N° 17 y 18.

Cuadro Nº 21 Cálculo de Icc máximo y mínimo en kA

3x 120 3x 70 3x 50 3x 35 2x 35 2x 25 1x 35 1x 25 R(+/-) X(+) X(-) R(0) X(0) Ik 3f Ik 1f Ik 3f Ik 1f

Huánuco1 Ucrucancha 23.14 23.17 2.53 15.9 6.60 7.34 6.07 7.76 33.53 47.52 N.A 106 N.A 68

Huánuco2 Ingenio Alto 26.86 3.14 4.08 3.22 3.22 5.07 12.77 N.A 358 N.A 114

Lunión Parashapata 26.18 20.32 6.29 5.16 5.16 7.85 18.55 N.A 235 N.A 101

Chaprin Huay aunio 29.95 4.95 5.60 7.97 7.97 9.86 19.56 N.A 202 N.A 96

Gasha Magratuna 26.83 1.48 4.80 4.80 1.99 9.32 959 740 79 83

Icc - Máx imo

(A)

Icc -Mínimo

(A)

Impedeancias en PU para cálculo Icc-

Av enida Máx ima DemandaSET -

PrincipalNodo Refer

Longitud de líneas desde la SET principal al Nodo Reerencia

(km)

3.8.8 Criterios para la selección de los equipos de protecciónPara determinar los equipos de protección y maniobra utilizados, se consideró los siguientes criterios de aplicación implementados en la regulación del Valor Agregado de Distribución-VAD periodo 2013-2017: Seccionador-fusible tipo Cut-out: para ramales entre 2 a 7km. Este equipo

se utiliza en ramales monofásicos, con cargas pequeñas, y el objetivo es que en caso de falla salga el ramal, y no se afecte al resto de usuarios ubicados en la red de MT.

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Seccionador-fusible Repetidor 3 Etapas: Equipo de protección y maniobra 1, que efectúa funciones de reconexión en caso de fallas temporales, reponiendo el servicio automáticamente hasta en 2 oportunidades. Se utiliza en un radio de acción entre 7 a 15km. En el caso de falla franca en el tramo, lo desconecta, sin afectar a la red de MT. Las bajas corrientes permiten que sean utilizados en las redes de distribución rural en el país.

Seccionalizador electrónico tipo cut-out: Equipo de maniobra 1, que opera en coordinación con un recloser, contando la operación de éste hasta en 3 perìodos, desconectando en caso de que la falla sea franca, despejando la falla en el tramo protegido, desconectándose de la Red de MT. En este SER no se ha requerido este dispositivo.

Asimismo no consideramos utilizar seccionalizadores 3 porque su corriente mínima de operación está en el orden de 100A, valor superior a las corrientes de carga de los ramales.

Los fusibles de los seccionadores y repetidores se han seleccionado en función a la corriente de carga cuidando que coordinen entre dos o más de estos fusibles en serie.

El reconectador automático de recierre en la subestación principal deberá actuar para fallas aguas debajo de los fusibles y repetidores.

En función a los criterios antes mencionados, se ha procedido a determinar la selección, ubicación y a la determinación de la cantidad de equipos de protección, que nos permitan la optimización de las fallas temporales, y poder así cumplir con los Indicadores SAIFI y SAIDI.

3.8.9 Ubicación, selección y validación de los dispositivos de protecciónEn el diagrama unifilar GEN-02 se presenta la ubicación de los equipos de protección.

Del Cuadro N° 19 se obtienen los niveles de corriente máximo y mínimo que se presentan en el siguiente Cuadro:

Cuadro Nº 22 Datos de la RedTiempos (s) In (max) Icc max Icc min

0.01 30.00 800.00 70.00800.00 30.00 800.00 70.00

3.8.10 Información de Curvas Corriente/Tiempo del Recloser.De acuerdo a las normas ANSI/IEEE los Reconectadores Automáticos de Recierre - Recloser pueden ser calibrados con las funciones de corriente/tiempo temporizadas que se muestran en el siguiente Cuadro:

Cuadro Nº 23 Constantes - Sobrecorriente Temporizada ANSI/IEECurva N° Curv A B C P D EExtremely Inverse 2 6.407 0.025 1 2 3 0.998Very Inverse 3 2.855 0.0712 1 2 1.346 0.998Inverse 4 0.0086 0.0185 1 0.02 0.46 0.998Short time inverse 5 0.00172 0.0037 1 0.02 0.092 0.998Short time extre inverse 6 1.281 0.005 1 2 0.6 0.998Long time extre inverse 7 64.07 0.25 1 2 30 0.998Long time very inverse 8 28.55 0.712 1 2 13.46 0.998Long time inverse 9 0.086 0.185 1 0.02 4.6 0.998

En el presente proyecto se está considerando la implementación de dispositivos de protección en la red a instalar, así como en la red existente, por lo que el contratista responsable de la obra deberá verificar la calibración del Recloser bajo los parámetros que se presentan en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 24 Ajuste de las funciones de sobrecorriente del Recloser

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Protección Recl-RTraf de Corriente Relación del CT 630

Ajuste Secundario CT 0.06Sobrecorriente Ajuste primario CT 37.8Temporizada Curva ANSI/IEEE a Tierra (51N) N° Curva 2

TMS 1.50Ajuste Secundario CT -Ajuste primario CT -

Sobrecorriente Temporización -Instantanea Ajuste Secundario CT -(50N) Ajuste primario CT -

Temporización -

Descripción

Con los valores del cuadro anterior los ajustes quedarán como siguen:Cuadro Nº 25 Ajustes de los Relés de Sobrecorriente.

Rec-rápAjuste 0.06

CT 630Curva 2TMS 1.5

A 6.407B 0.025C 1P 2D 3E 0.998

3.8.11 Información de Curvas Corriente/Tiempo de los FusiblesLos seccionadores fusibles repetidores y seccionadores fusibles se han seleccionado para la protección de las subtroncales y ramales respectivas, escogiéndose las curvas del tipo estándar (tipo S) de tal manera que se logre selectividad con las protecciones de los transformadores de distribución protegidos con fusibles rápidos (tipo K).Para la coordinación de la protección se han tomado las curvas corriente/tiempo de las normas ANSI/IEEE y se presentan en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 26 Valores de Corriente tiempo Recloser/Fusible

DGER / MEM PRICONSA


M (I/IN) Current Time Current Time Current Time1.10 41.58 54.28 10,000.0 0.013 10000.00 0.013

1.20 45.36 25.93 1,558.28 0.013 2385.92 0.014

1.30 49.14 16.55 1,347.95 0.014 2025.03 0.014

1.40 52.92 11.91 1,211.17 0.014 1790.66 0.014

1.50 56.70 9.16 1,081.75 0.014 1633.27 0.014

1.60 60.48 7.35 947.99 0.014 1464.60 0.014

1.70 64.26 6.07 835.76 0.014 1334.54 0.014

1.80 68.04 5.13 742.00 0.014 1209.96 0.014

1.90 71.82 4.41 660.07 0.015 1099.20 0.014

2.00 75.60 3.84 605.07 0.015 999.59 0.015

2.10 79.38 3.38 539.88 0.015 886.56 0.015

2.20 83.16 3.01 483.64 0.016 769.96 0.015

2.30 86.94 2.70 440.25 0.016 691.14 0.016

2.80 105.84 1.71 408.03 0.017 624.12 0.016

3.30 124.74 1.20 371.05 0.018 562.47 0.017

3.80 143.64 0.89 335.74 0.019 506.41 0.017

4.30 162.54 0.70 307.15 0.020 458.22 0.018

4.80 181.44 0.56 278.76 0.021 405.59 0.020

5.30 200.34 0.46 245.02 0.023 361.89 0.021

5.80 219.24 0.39 220.82 0.025 332.40 0.023

6.30 238.14 0.34 197.03 0.027 303.49 0.025

6.80 257.04 0.30 179.17 0.029 272.69 0.027

7.30 275.94 0.26 164.74 0.032 247.98 0.030

12.30 464.94 0.12 152.53 0.034 226.86 0.033

17.30 653.94 0.08 137.60 0.038 208.58 0.036

22.30 842.94 0.07 127.02 0.042 187.98 0.041

27.30 1,031.94 0.06 119.15 0.046 173.53 0.046

32.30 1,220.94 0.06 113.11 0.049 157.33 0.053

37.30 1,409.94 0.05 110.10 0.050 139.12 0.063

42.30 1,598.94 0.05 98.04 0.060 121.07 0.078

47.30 1,787.94 0.05 88.00 0.069 107.48 0.094

52.30 1,976.94 0.05 79.23 0.082 95.71 0.114

57.30 2,165.94 0.05 72.63 0.094 85.91 0.136

62.30 2,354.94 0.05 64.67 0.114 77.04 0.166

67.30 2,543.94 0.05 57.47 0.138 68.60 0.203

72.30 2,732.94 0.05 50.92 0.168 60.24 0.257

77.30 2,921.94 0.05 44.58 0.208 54.51 0.307

82.30 3,110.94 0.05 39.50 0.253 48.68 0.377

87.30 3,299.94 0.05 35.07 0.308 43.40 0.466

92.30 3,488.94 0.05 31.57 0.368 38.64 0.581

97.30 3,677.94 0.05 27.53 0.467 34.93 0.710

102.30 3,866.94 0.05 24.66 0.565 31.07 0.890

107.30 4,055.94 0.05 21.94 0.698 27.70 1.126

112.30 4,244.94 0.05 19.66 0.855 25.34 1.365

117.30 4,433.94 0.05 17.78 1.042 23.53 1.616

122.30 4,622.94 0.05 15.92 1.306 21.98 1.898

127.30 4,811.94 0.05 14.55 1.587 20.34 2.302

132.30 5,000.94 0.05 13.33 1.948 18.92 2.762

137.30 5,189.94 0.05 12.43 2.302 17.82 3.326

142.30 5,378.94 0.05 11.56 2.764 16.97 3.939

147.30 5,567.94 0.04 10.97 3.234 16.32 4.664

152.30 5,756.94 0.04 10.40 3.911 15.70 5.691

157.30 5,945.94 0.04 9.95 4.711 15.28 6.766

162.30 6,134.94 0.04 9.62 5.550 14.83 8.230

Recloser rápido 3S 5S

DGER / MEM PRICONSA


3.8.12 Coordinación de la protecciónEn el diagrama siguiente se presenta la validación de la operación de los fusibles y del recloser observando que en el rango de corrientes de falla (máxima y mínima) los fusibles y repetidores aislarán los tramos fallados logrando la selectividad de la protección.En el gráfico siguiente se aprecia que los fusibles actúan antes de del recloser para aislar los tramos fallados; los seccionadores fusibles repetidores se utilizan para subtroncales y los seccionadores fusibles para las ramales.

3.9 Cálculo de Protección contra Descargas y Selección de PararrayosA continuación se describe el procedimiento de cálculo del aislamiento requerido por descargas atmosféricas (contorneo inverso “-“):

)1( N

NBIVi

Donde:NBI : Nivel Básico de Aislamiento (125Kv BIL)N : Número de desviaciones estándar alrededor de la media (1,2) : Desviación estándar (2%) : Densidad relativa del aire

y

Para t = 20.0 ºC Para msnm = 3 500 m ( = 0,65516)

DGER / MEM PRICONSA


Obteniéndose los siguientes resultadosCuadro Nº 27 Aislamiento Necesario por Sobretensiones de Impulso

Descripción NBI (kV) Vfi (kV)Sistema Eléctrico 22,9/13,2 kV

Hasta 3 500 m.s.n.m. 125 195

3.9.1 Selección de PararrayosSiendo una Subestación conectada a una barra de 22,9 kV con conexión en delta con un transformador zig zag estrella con neutro aterrado. Para este tipo de sistemas se tiene como recomendación general especificar la tensión nominal de los pararrayos igual a 0,8 veces la tensión fase – fase, por lo tanto para una tensión de 22,9/13,2 kV o 13.2kV se ha seleccionado el pararrayos de 21 kV.Para la selección de pararrayos se debe tener en cuenta los niveles de tensión empleados en el proyecto; así como el aterramiento existente del mismo. La conexión del transformador de la S.E. en la barra de 22,9 kV se considera que es una Y con neutro aterrado. La selección de pararrayos toma en cuenta los niveles de tensión empleados en el proyecto (22,9kV - 3 aterrado); así como el aterramiento existente del mismo.

La máxima sobretensión temporal que ocurren en un sistema debido a fallas pueden ser determinadas de la siguiente ecuación

Donde:TOV Máxima tensión de operaciónKe factor de sobretensión o factor de aterramiento (depende del tipo de aterramiento del neutro del sistema)Umax Máxima tensión de operación fase tierra del sistemaEl factor de sobretensión consiste en la relación la máxima sobretensión fase tierra a frecuencia fundamental durante una falla fase tierra en cualquier punto del sistema y el valor eficaz de la tensión fase tierra en condiciones normales. Las normas IEC consideran lo siguiente:Para sistemas aterrados, Ke = 1,4 (X0/X1<3 y R0/X1<1)

Cuadro Nº 28 Cálculo del TOV

kV Neutro Ke TOV

22,9 aterrado 1,4 20,2

Del cuadro anterior, se desprende que, para los niveles de tensión de 22,9kV, los pararrayos recomendados son de 21 y 24kV, seleccionándose el de 21 kV

Para la selección del Pararrayo debemos tener presente los márgenes de onda corta y el BIL.

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Los márgenes mínimos de seguridad recomendado por ANSI, según guía de aplicación C62.2-1981 es:MP1 : Margen del nivel de onda cortada = 120 %MP2 : Margen del nivel básico de aislamiento (BIL) = 120 %Donde:

MP1 = Tensión de sostenimiento al impulso atmosférico de onda cortada del equipamientoNivel de protección del pararrayos para frente de onda cortada

MP2 =Tensión de sostenimiento nominal de impulso atmosférico del equipamientoNivel de protección del pararrayos para impulso atmosférico

El cálculo de coordinación del aislamiento es como sigue:Características del Sistema Nivel de tensión : 22,9kV/13,2kV

Máxima tensión de servicio : 25 kV Tensión nominal soportable al impulso atmosférico 150 kV

Características de los Pararrayos: Tensión Nominal : 21 kV Nivel de protección al impulso atmosférico : 77 kV Nivel de protección al frente de onda cortada: 70 kVDespreciando los efectos de los cables de conexión y la distancia de separación entre los pararrayos a los equipos a ser protegidos, de donde se obtienen los siguientes resultados.

Cuadro Nº 29 Márgenes de Seguridad de la Coordinación del Aislamiento

Vp (kV) MP1 MP221 250% 178,6%

Podemos observar que para los pararrayos analizados, se tienen márgenes de seguridad por encima de los valores mínimos permitidos, con lo que se concluye que no se deberían tener dificultades de aislamiento.

3.10 Selección de Transformadores de Distribución

3.10.1 Selección de la Capacidad de los Transformadores de Distribución

Metodología para la Sobrecarga de los Transformadores de DistribuciónLos transformadores de distribución deben operar con el ciclo de carga establecido para un periodo de tiempo determinado (24 h), para lo cual se requiere determinar para el mismo ciclo de carga la capacidad óptima del transformador, y así obtener el mayor provecho a la utilización de su capacidad e inversión.Los transformadores de distribución pueden ser trabajados con sobrecarga en periodos cortos de tiempo (horas punta) y no reducir su vida útil.A continuación se describe la metodología utilizada para la obtención de la sobrecarga de transformadores de distribución, y cuyo sustento teórico ha sido descrito en el presente informe: Obtención del diagrama de carga de los tipos de localidad, obteniendo así el número de

horas de sobrecarga. Se obtiene el valor RMS del diagrama de carga, para realizar la verificación inicial de la

sobrecarga del transformador si se trabajará con el valor RMS de la carga como la capacidad del transformador.

Luego se realiza el cálculo de sobrecarga por el efecto de la temperatura del aceite en el punto más caliente (hottest-spot).

Donde:H: temperatura en el punto más caliente del devanado (ºC)A: temperatura ambiente promedio durante el ciclo de carga estudiado (ºC)TO: incremento de temperatura ambiente sobre el tope del aceite (ºC)

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H: incremento de temperatura en el punto más caliente sobre el tope del aceite (ºC)El incremento de temperatura ambiente sobre el tope del aceite se determina como sigue

……..(a)Sabiendo que:

………………(b)Donde:Ki : Carga inicial en pu para el tiempo “i” (obtenido del diagrama de carga)R : Relación de pérdidas con carga y en vacío (R=cte=4,87) TO,R: incremento de temperatura en el tope del aceite sobre la temperatura ambiente (ºC); obtenida de las pruebas de los transformadores de distribución.

TO,i = tOConociendo el valor de TO,i se procede a determinar el valor de TO a partir de la ecuación (a), donde TO,U es el valor obtenido en la hora anterior del análisis.Donde:La constante de tiempo térmico del aceite para índice de carga es obtenida a partir de:

El valor de TO,R se determina como sigue:

Donde el valor de C se obtiene de:

Siendo PTR las pérdidas totales de carga en Watts, y n depende del tipo de refrigeración del transformador:

Para nuestro caso se considera un valor de to.R = 3,5 (valor obtenido en la norma), el mismo que se obtiene de las pruebas de los transformadores a ser instalados.

Como la norma lo establece se realiza la segunda corrida para la obtención del que

nosotros llamaremos , teniendo como TO2inicial = 1+ TO inicial.El incremento de temperatura en el punto más caliente sobre el tope del aceite H, se determina como sigue:

Donde:H,R : incremento en el punto más caliente del devanado sobre la temperatura en el tope del aceite (ºC); obtenido de las pruebas de los transformadores de distribución.

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Ki : Carga inicial en pu para el tiempo “i” (obtenido del diagrama de carga)m : exponente de función de pérdidas vs. incremento de la temperatura en el tope del aceite (top-oil) (ver cuadro anterior) H,i = HFinalmente se obtiene la temperatura en el punto más caliente del devanado

El factor de sobrecarga “K” se determina a partir de:

Conclusiones y ResultadosPara la asignación de potencia de transformadores distribución se siguió los siguientes: Se utilizó los transformadores de distribución monofásicos 13,2/0,46-0,23 kV de 3 y 5 kVA

normalizados según norma DGE. Para determinar la sobrecarga de los transformadores de distribución, se

consideró un diagrama de carga típico por tipo y factor de carga de cada localidad, siendo el factor de carga variable para las localidades tipo I y II, con temperatura ambiente de 20 °C, resultando una sobrecarga variable para cada.

Se determinó la potencia (kVA) y máxima demanda (kW) permisible con sobrecarga para el año 10 de los transformadores de distribución normalizados, considerando un factor de potencia de 0,90 y el factor de sobrecarga mas representativo por tipo de localidad para dicho año; cuyos resultados se muestran a continuación.

Cuadro Nº 30 Sobrecarga Permisible en Subestaciones de Distribución

Localidad Tipo I Tipo II Tipo IIISobrecarga máxima 1,36 1,41 1,42

kVA Nominal kWPermisible

kVAPermisible

kWPermisible

kVAPermisible

kWPermisible

kVAPermisible

3 - - - - - -5 6,12 6,80 6,35 7,05 6,39 7,10

En el Anexo Nº 11 se muestra los factores de carga de todas las subestaciones del Proyecto, de donde se obtuvo un factor de sobrecarga promedio de 0.50

Máxima Caída de Tensión Permisible:La máxima caída de tensión permisible en el punto de entrega al usuario final para la zona del proyecto no deberá exceder el 5,0% de la tensión nominal para MT, según la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE), considerando que las localidades del proyecto tendrán en el corto plazo una configuración y demanda de una zona urbana. Según lo anterior se está considerando el valor máximo de 3,0% en el poste terminal más alejado de la red.Los valores límites para el diseño serán: Sistema 440/220 V : Máxima caída de tensión 30,8 V Sistema 220 V : Máxima caída de tensión 16,5 V

Factor de Potencia (Cos ): Los valores de factor de potencia utilizados son los siguientes: Para cargas de servicio particular 0,90 Para cargas de alumbrado público 0,90

Factor de Simultaneidad: Cargas de servicio particular 0,50 Cargas de alumbrado público 1,00

3.11 Cálculo, Diseño y Configuración del Sistema de Puesta a Tierra

En Líneas y Redes PrimariasEn 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 y la operación del sistema.

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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. Se recomienda que para las líneas y redes primarias se siga con el siguiente criterio:

En todas las estructuras de las líneas y redes primarias se instalará la puesta a tierra, teniendo el criterio de equipotencialidad alrededor de las estructuras de media tensión, en consideración la seguridad de las personas y la operación del sistema eléctrico.

Para evitar la quema de las crucetas de madera debido a sobretensiones, toda la ferretería deberá ser conectada al conductor de bajada de puesta a tierra.

Sistema de Puesta a Tierra para Líneas y Redes Primarias Sistema de Aterramiento PAT-1C: El sistema de puesta a tierra tipo PAT-1C, consiste

en llevar el conductor de acero con recubrimiento metalúrgico de cobre de 4 AWG(21,15mm2) por debajo de la tierra junto al poste e instalarlo en forma de anillo, se instalarán en las estructuras no provistas de equipos de seccionamiento, protección ni transformador. Este sistema de puesta a tierra tiene el propósito de crear un anillo equipotencial alrededor de la estructura.

Sistema de Puesta a Tierra PAT-1: El sistema de puesta a tierra tipo PAT-1, consiste en llevar el conductor de acero con recubrimiento metalúrgico de cobre de 16mmx 2.4mm conectado desde la varilla de acero recubierta de cobre de 2,4 m-16 mm ø, separado horizontalmente con respecto al eje del poste en 1,5m como mínimo; el conductor de puesta a tierra será instalado en cuadratura opuesta al espacio de trepado o del pin de punta de poste, se instalarán estas puesta a tierra provistas de electrodo solo en estructuras de seccionamiento y protección.

aPATR *392,01

En Subestaciones de DistribuciónEn las SED se utilizará puestas a tierra del tipo PAT-2 y PAT-3, conformado por: 2 y 3 electrodos respectivamente cada una con sus respectivas cajas de registro, conductor de bajada de cobre 4 AWG(21,15mm2), varilla de acero recubierto de cobre de 2,4 m x 16 mmø separados a 3 metros cada y una bolsa de Bentonita para disminuir la resistividad del terreno. Los valores máximos de la Resistencia de Puesta Tierra en las subestaciones de distribución, sin considerar la conexión del neutro de las redes secundarias, deberán ser los siguientes:

Potencia del Transformador Resistencia 3 kVA 25 Ohm 5 kVA 25 Ohm

A continuación se describe y se efectúa el cálculo de la resistencia de puesta a tierra de los sistemas PAT-2 y PAT-3. Tipo PAT-2: Este sistema de PT está constituido por 2 sistemas PAT-1, separados

a una distancia horizontal entre varillas de 2,4 m y unidas entre sí mediante conductor de acero con recubrimiento metalúrgico de cobre.

La resistencia de puesta a tierra se calcula con la siguiente fórmula:

Donde:l = Longitud de la varilla (2,4 m)d = Diámetro de la varilla (16 mm)a = Distancia entre varillas (3,0 m)

Efectuando el cálculo:

Sistema de Puesta a Tierra Tipo PAT-3: Este sistema de PT está conformado por 3 sistemas PAT-1 instalados en forma triangular (El tercer electrodo se instalará en

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la calzada, de no ser posible esta configuración se instalarán alineados en línea recta los 3 electrodos), separados a una distancia horizontal entre varillas de 3 m, y unidas entre sí mediante conductor de cobre 4 AWG(21,15mm2).

La resistencia de puesta a tierra se calcula con la siguiente fórmula:

])

3

2(

1

)3(

11)

4([

323

SenSenD

l

b

lLnl

R a

Donde:a = Resistividad eléctrica aparente del terreno (ohm-m)l = Longitud de la varilla (2,4 m)b = Radio de la varilla (8 mm)D = Diámetro del anillo formado por las tres varillas (3,46 m)

Donde resulta:

)%(43170,0 13 PATaPAT RR La ubicación de las SED ha sido definida teniendo en consideración los siguientes criterios técnicos: Centros de carga en las localidades Lugar seguro de inundaciones Cumplir con las distancias mínimas de seguridadEn el presente capitulo se desarrollara la estratificación del terreno hasta de dos capas, a partir de las mediciones mediante la metodología Werner.

Tensión de toque y de Paso Tensión de Toque:Circuito típico casual mano-pies, desde una estructura con falla y puesta a tierra

La ecuación que nos da el valor del potencial de toque admisible es:

, para personas de 50 Kg.Donde:

= 1 (Suelo Homogéneo)

= ; para K=0t = tiempo de despeje de falla.

: Resistividad superficial del Suelo (ohm-m)Luego la tensión de toque de la red será:

, La d.d.p. depende de la distancia a los dos pies (d=1m)Se debe cumplir que la tensión de toque admisible debe ser mayor que la tensión de toque de la red. Tensión de Paso:

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Contacto casual pie-pie próximo a estructura con falla y puesto a tierra, la magnitud depende de la distancia entre los pies.

La ecuación de tensión de paso admisible será:

, para personas de 50kg

= 1 (Suelo Homogéneo)

= ; para K=0t = tiempo de despeje de falla.

: Resistividad superficial del Suelo (ohm-m)Luego la tensión de paso de la red será:

, La d.d.p. depende de la distancia entre los dos pies (d=1m)Se debe cumplir que la tensión de paso admisible debe ser mayor que la tensión de paso de la red.

Cuadro Nº 31 Valores de Tensión de Toque y de Paso por Nivel de Resistividad del Terreno

Localidad Resistividad(ohm-m)

Tensión de Toque

Permisible (V)

Tensión de Paso Permisible (V)

Tensión de Toque de la Red (V) Tensión de Paso de la Red (V)5

KVA10

KVA15

KVA25

KVA5

KVA10

KVA15

KVA25

KVALocalidad Tipo A 20,00 168,97 183,73 1,51 3,01 4,52 7,54 0,75 1,51 2,26 3,77Localidad Tipo B 50,00 176,35 213,26 3,77 7,54 11,30 18,84 1,88 3,77 5,65 9,42Localidad Tipo C 80,00 183,73 242,79 6,03 12,06 18,09 30,14 3,01 6,03 9,04 15,07Localidad Tipo D 130,00 196,04 292,01 9,80 19,59 29,39 48,98 4,90 9,80 14,69 24,49Localidad Tipo E 180,00 208,34 341,22 13,56 27,13 40,69 67,82 6,78 13,56 20,35 33,91Localidad Tipo F 250,00 225,57 410,12 18,84 37,68 56,52 94,20 9,42 18,84 28,26 47,10Localidad Tipo G 340,00 247,71 498,71 25,62 51,24 76,86 128,11 12,81 25,62 38,43 64,05

4. CÁLCULOS MECÁNICOS

4.1 Parámetros Climáticos y Criterios de Diseño Mecánico

4.1.1 Parámetros ClimáticosPara definir las hipótesis de cálculo mecánico de conductores, se ha tomado información de las estaciones meteorológicas del SENAMHI, obteniéndose los siguientes valores:

Cuadro Nº 32 Condiciones Climáticas de Chaupihuaranga- SENAMHI

Zona I Zona II De 2200 a 3800 msnm De 3801 a 4500 msnm

EstaciónMeteorológica

Item I II III IV

Valoresa

Considerar

I II

Valoresa

Considerar

Distrito San Rafael Huánuco Yanahuanca CNE - S Chaupimarca CNE - S

Codigo 552 457 475 593

Elevación 3060 msnm 2550 m.s.n.m 3190 m.s.n.m - 4260 msnm -

Temperatura Media 15.9 °C 19.8 °C 13.4 °C 15.0 °C 20 5.7 °C 15.0 °C 10Temperatura Máxima 27.3 °C 30.2 °C 24.3 °C 45 15.0 °C - 40Temperatura Mínima 0.4 °C 6.4 °C 4.5 °C 0.0 °C 0 -4.8 °C -5.0 °C -5

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Viento Máximo (13h) 29 km/h 36 km/h 29 km/h 80 km/h 80 22 km/h 80 km/h 80Ver Procesamiento de datos del SENAMHI en el Anexo N° 4.

4.2 Cálculo Mecánico de Conductores

4.2.1 Consideraciones de Diseño MecánicoLos conductores para líneas y redes primarias aéreas serán desnudos, de aleación de aluminio AAAC, fabricados según las normas ASTM B398, ASTM B399 o IEC 589.A continuación se muestra las características de los conductores usados mayormente.

Cuadro Nº 33 Características Técnicas de los Conductores de AAAC

Nombre Material Secciónmm²

Diámetromm

Coeficientede dilatación

1/ºC

Peso unitario kg./m

Tiro de rotura

kg.

Módulo deElasticidad

kg./mm²

Nº de

hilos35 mm² AAAC 34,36 7,50 0,000023 0,094 1056,12 6206,12 7

Los conductores de líneas y redes secundarias serán de aluminio, con el portante o neutro de aleación de aluminio. El único elemento de sujeción del conductor es el portante o neutro y es él que absorberá todas las tensiones mecánicas del cable.Asimismo se ha utilizado un EDS Final del 15% para la distribución de las estructuras de las líneas y redes (13% para los vanos mayores a 400 m) secundarias y un EDS de 7% para el caso de vanos flojos.

4.2.2 Hipótesis para el Cálculo Mecánico de Conductores-CMCPara definir las hipótesis de cálculo mecánico de conductores, se ha tomado información de las estaciones meteorológicas del SENAMHI.

Cuadro Nº 34 Selección de Hipótesis de Calculo Mecánico de Conductores para H<3800 msnm

Hipótesis Temperatura (°C) Viento (km/h) Mango de hielo (mm)I Templado 15 0 0II Mínima Temperatura 0 0 0III Máxima Velocidad del Viento 5 80 0IV Máxima Carga de Hielo 0 0 0V Máxima Temperatura 40 0 0

Cuadro Nº 35 Selección de Hipótesis de Cálculo Mecánico de Conductores para MT H>3800 msnm

Hipótesis Temperatura (°C) Viento (km/h) Mango de hielo (mm)I Templado 10 0 0II Mínima Temperatura -5 0 0III Máxima Velocidad del Viento 0 80 0IV Máxima Carga de Hielo -5 0 6V Máxima Temperatura 35 0 0

El mapa eólico y vientos máximos según el CNE se muestran en los Anexos Nº 2 y 3.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 las líneas y redes primarias y secundarias. Los conductores de las LP, RP y RS se han templado a EDS inicial de 18% y 7%, pero en la distribución de estructuras se utilizó un EDS final de 15% y 7% (y 13% para vanos mayores a 400 m)Los detalles de los cálculos Mecánicos de los conductores se muestran en el Anexo Nº 5.1, 5.3, 5.5 y 5.7 para conductores de 35mm2 y 70mm2 al 18, 15 y 13% para alturas menores a 3800m y en los Anexos Nº 5.2, 5.4, 5.6 y 5.8 para alturas entre los 3800 y 4500m.

4.3 Definición de Prestaciones de Estructuras y Cálculo Mecánico de Elementos

4.3.1 Prestaciones de Estructuras Las prestaciones de las estructuras definidas y utilizadas en el proyecto se presentan en el Anexo Nº 5.9.

4.3.2 Valores Típicos de los Materiales de MaderaLos postes serán de madera de Pino Americano – SYP con los siguientes valores

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Cuadro Nº 36 Valores Típicos de los Materiales de Madera

Especies de Madera y Valores de Viento SYP Tornillo - Módulo de elasticidad (Eo- N/cm2) 1241000 9900 - Esfuerzo último a la rotura (MOR- MN/m2) 55,16 50 - Velocidad de viento (km/hr) 80 - Presión del viento (kg/m2) 30,21 Nota: Valores tomados de las normas ANSI 05.1 y DGE

4.3.3 Características Mecánicas de PostesEn el siguiente cuadro se presentan las características de los postes de madera tomados de las normas ANSI 05.1 y DGE, con los que se procedió a calcular los momentos de inercia, módulos de sección y momento resistente en la línea de empotramiento.

Cuadro Nº 37 Características Mecánicas de Postes

Características Mecánicas de Postes - Altura del poste (m) 11 12 - Clase 6 6 - Carga de rotura (Cr en N) 6670 6670 - Especie de madera SYP SYP - Altura en metros - h (m) 11 12 - Longitud de empotramiento Le (m) 1,70 1,80 - Altura útil del poste hu=h-Le (m) 9,30 10,20 - Diámetro en la base (D en cm) 21,83 23,04 - Diámetro en la punta (d en cm) 13,74 13,74 - Conicidad (cm/m) 0,94 0,97 - Diámetro en la línea de empotramiento (De en cm) 21,74 23,04 - Peso del poste (Wp en N) 3541 3865 - Momento Inercia: Ix-x=(1/64)πDe

4 en empotramiento (cm4) 10956 13832 - Modulo de Sección: Sx-x=(1/32)πDe

3 en empotramiento (cm3) 1008 1201 - Momento resistente empotramiento (Mr=MOR*Sx-x en N-m) 55608 66233Nota: Valores tomados de las normas ANSI 05.1 y DGE

4.3.4 Características Mecánicas de las CrucetasEn el siguiente cuadro se presentan las características de las crucetas de madera tornillo tomados de las norma DGE, con los que se procedió a calcular los momentos de inercia, módulos de sección y momento resistente en el eje horizontal y vertical

Cuadro Nº 38 Características Mecánicas de las Crucetas

Características Mecánicas de las Crucetas - Longitud entre fases (m) 1,2 2,4 4,2 - Longitud - eje x (cm) 9 9 10,2 - Longitud - eje y (cm) 11,5 11,5 12,7 - Especie de madera Tornillo Tornillo Tornillo - Peso de la cruceta - densidad tornillo = 0.41 Tn/m3 (N) 49,90 99,81 218,61

- Momento Inercia: Ix= (1/12)*y*x3 (cm4) 699 699 1123

- Momento Inercia: Iy= (1/12)*x*y3 (cm4) 1141 1141 1741

- Modulo Sección: Sx= (1/6)*y*x2 (cm3) 155 155 220

- Momento Sección: Sy (1/6)*x*y2 (cm3) 198 198 274 - Momento resistente - eje X (N-m) 7763 7763 11011 - Momento resistente - eje Y (N-m) 9919 9919 13710Nota: Valores tomados de las normas DGE

4.3.5 Características Mecánicas de AisladoresEn el siguiente cuadro se presentan las características de los aisladores tomados de las normas DGE requeridos para la validación de las cargas actuantes y resistentes de las espigas punta de poste, espiga de cruceta y del aislador polimérico de suspensión.

Cuadro Nº 39 Características Mecánicas de Aisladores

Características Mecánicas de Aisladores - Tiro rotura espiga punta poste- aislador PIN (N) 6670 - Tiro rotura espiga cruceta - aislador PIN (N) 12040 - Carga máxima Cadena Aisladores (N) 70000 - Peso del aislador y accesorios x fase (N) 49Nota: Valores tomados de las normas DGE

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4.3.6 Características de ConductoresEn el siguiente cuadro se presentan las características de los conductores tomados de las normas DGE y los valores de tiro máximo; información con la que se procede luego a la determinación de las cargas aplicadas y al cálculo mecánico de las estructuras.

Cuadro Nº 40 Características de Conductores

Características de Conductores - Líneas/Redes Primarias - Sección en mm2 35 70 - Diámetro exterior (mm) 7,50 9,00 - Masa unitaria (kg/m) 0,094 0,181 - Material AAAC AAAC - Tiro de Rotura (N) 10350 20710 - Factor de seguridad 0,35 0,25 - Máximo tiro (N) 3622,5 5177,5 - Tiro en EDS inicial (N) 1863 3728 - Tiro en EDS inicial - Vano ≥ 400 m (N) 1553 3107Nota: Valores tomados de las normas DGE

4.3.7 Características de las RetenidasEn el siguiente cuadro se presentan las características de las retenidas tomados de las normas DGE requeridos para la validación en el cálculo mecánico de estructuras.

Cuadro Nº 41 Características de las Retenidas

Características de las retenidas - Diámetro del cable (mm) 10 - Sección del cable (mm2) 50 - Material del cable Acero - Grado SM - Masa unitaria del cable (kg/m) 0,4 - Tiro Rotura del cable (N) 30920 - Tiro Rotura de la Varilla (N) 71000 - Peso del bloque de concreto (N) 570 - Densidad del terreno (kg/m3) 5750 - Volumen del terreno retenida horizontal (m3) 0,98 - Volumen del terreno retenida vertical (m3) 1,078 - Resistencia Retenida horizontal (peso bloque+terreno) -N 61315 - Resistencia Retenida vertical (peso bloque+terreno) - N 55793Nota: Valores tomados de las normas DGE

4.3.8 Cálculo Mecánico de Estructuras – Líneas MRTEn el siguiente cuadro se presentan los resultados de los cálculos mecánicos de cada uno de los elementos para las estructuras de la DGE. Los cálculos se han desarrollado para las condiciones normales y de desbalance de la tensión del conductor. Se ha verificado que se alcanzan factores de seguridad superiores a lo estipulado por la norma DGE.

Cuadro Nº 42 Cálculo Mecánico de Estructuras – Líneas MRT

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Líneas MRT - 35 mm2 (70 mm2 vanos mayores a 400 m) - Armado DGE PS1-0 PA1-0 PA1-0 PA2-0 PA3-0 PR3-0 PR3-0 - Poste utilizado (altura/Clase) 11m/C6 11m/C6 11m/C6 11m/C6 11m/C6 11m/C6 11m/C6 - Ángulo máximo (°) 5 0 30 60 90 15 15 - Vano viento máximo de la estructura (m) 200 300 200 200 200 300 450 - Vano peso de la estructura - 150% Vano viento (m) 300 450 300 300 300 450 675 - Altura del conductor de fase (m) 9,86 9,86 9,86 9,20 9,20 9,20 9,20 - Distancia vertical conductor/retenida (m) - - 1,00 0,20 0,40 0,20 0,20 - Angulo máximo del cable de retenida horizontal (°) - - 37 37 37 37 37 - Observación: Vano especial - Máxima Carga horizontal - viento x fase (N) 443,6 666,1 428,9 384,6 222,0 333,0 599,5 - Máxima Carga horizontal - Tiro x fase (N) 316,0 0,0 1875,1 3622,5 3622,5 1863,0 3727,8 - Máxima Carga transversal total - (N) 759,7 666,1 2304,1 4007,1 3844,5 2196,0 4327,3 - Máxima Carga longitudinal - desbalance fase (N) 932 932 932 932 - 1863,0 3107 - Máxima Carga aplicada a la retenida (N) - - 3840 6678 6408 3660 7212 - Máxima Carga vertical por fase (N) 325 513 374 325 374 562 1344 - Máxima Carga vertical x retenida sobre poste (N) - - 3072 5343 5126 2928 5770 - Momento Aplicado al poste x conductores (N-m) 7490 6568 22718 36865 35370 20204 39811 - Momento Aplicado al poste x viento (N-m) 163 163 163 163 163 163 163 - Momento Absorvido por la retenida (N-m) - - -17012 -30053 -28193 -16470 -32455 - Momento/línea enterramiento - condición normal (N-m) 7653 6730 5869 6975 14516 7629 14876 - Momento/línea enterramiento - falla conductor (N-m) 9185 9185 9185 8570 - - - - Carga crítica máxima vertical - (N) 34507 34507 42736 41417 43321 41417 41417

Factor de Seguridad en poste -condición normal 7,27 8,26 9,47 7,97 3,83 7,29 3,74Factor de Seguridad en poste - desbalance de fase 6,05 6,05 6,05 6,49 - - -

Factor de Seguridad en poste - carga vertical 106,06 67,33 12,40 7,31 4,08 6,45 3,21Deflexión en condición normal (%) 0,188% 0,165% - - - - -

Factor de Seguridad en espiga/cadena de aislador 8,78 20,03 5,79 34,94 38,65 38,65 27,04Factor de Seguridad en cable de retenida - - 8,05 4,63 4,83 8,45 4,29

Factor de Seguridad al arranca de bloque retenida horizontal - - 15,97 9,18 9,57 16,75 8,50Factor de Seguridad al arranca de bloque retenida vertical 14,53 8,35 8,71 15,24 7,74

Factor de Seguridad varilla de anclaje 18,49 10,63 11,08 19,40 9,84Nota: Los cálculos se han desarrollado siguiendo las normas DGE de Electrificación Rural y el CNE- Suministro 2011Nota: Se han calculado y validado todos los elementos de la los armados DGE con factores de seguridad que superan lo indicado en la norma

4.3.9 Cálculo Mecánico de Estructuras – Líneas trifásicasEn el siguiente cuadro se presentan los resultados de los cálculos mecánicos de cada uno de los elementos para las estructuras de la DGE. Los cálculos se han desarrollado para las condiciones normales y de desbalance de la tensión del conductor. Se ha verificado que se alcanzan factores de seguridad superiores a lo estipulado por la norma DGE.

Cuadro Nº 43 Cálculo Mecánico de Estructuras – Líneas bifásicasLíneas Bifásica - 35 mm2 (70 mm2 vanos mayores a 400 m) - Armado DGE PS1-2 PA1-2 PA1-2 PA2-2 PA3-2 PR3-2 PR3-2 - Poste utilizado (altura/Clase) 11m/C6 11m/C6 11m/C6 11m/C6 11m/C6 11m/C6 11m/C6 - Cruceta utilizado L/X/Y/ (m/cm/cm) 2.4x9x11.5 2.4x9x11.5 2.4x9x11.5 2.4x9x11.5 2.4x9x11.5 - Ángulo máximo (°) 5 0 30 60 90 15 15 - Vano viento máximo de la estructura (m) 200 300 200 200 200 300 450 - Vano peso de la estructura - 150% Vano viento (m) 300 450 300 300 300 450 675 - Altura del conductor N° 1/2 de fase (m) 9,66 9,66 9,66 9,00 9,00 9,00 9,00 - Distancia vertical conductor/retenida (m) - - 0,2 0,20 0,40 0,20 0,20 - Angulo máximo del cable de retenida horizontal (°) - - 37 37 37 37 37 - Observación: Vano especial - Máxima Carga horizontal - viento x fase (N) 443,6 666,1 428,9 384,6 222,0 333,0 599,5 - Máxima Carga horizontal - Tiro x fase (N) 316,0 0,0 1875,1 3622,5 3622,5 1863,0 3106,5 - Máxima Carga transversal total x fase- (N) 759,7 666,1 2304,1 4007,1 3844,5 2196,0 3706,0 - Máxima Carga longitudinal - desbalance fase (N) 932 932 932 932 - 1863,0 3107 - Máxima Carga aplicada a la retenida (N) - - 7680 13357 12815 7320 12353 - Máxima Carga vertical por fase (N) 375 562 424 325 374 562 1405 - Máxima Carga vertical x retenida sobre poste (N) - - 4320 7513 7208 12810 6949 - Momento Aplicado al poste x conductores (N-m) 14677 12869 44515 72127 69202 39529 66708 - Momento Aplicado al poste x viento (N-m) 163 163 163 163 163 163 163 - Momento Absorvido por la retenida (N-m) - - -43593 -70524 -66126 -38650 -65225 - Momento/línea enterramiento - condición normal (N-m) 14839 13032 1084 1766 6314 1920 3128 - Momento/línea enterramiento - falla conductor (N-m) 8998 8998 8998 8384 - - - - Carga crítica máxima vertical - (N) 35951 35951 37487 43321 45359 43321 43321 - Momento en Cruceta - eje X (N-m) 1117,8 1117,8 1117,8 2235,6 3727,8 - Momento en Cruceta - eje Y (N-m) 450,3 674,9 509,1 674,9 1685,5

Factor de Seguridad en poste -condición normal 3,75 4,27 51,28 31,49 8,81 28,97 17,78Factor de Seguridad en poste - desbalance de fase 6,18 6,18 6,18 6,63 - - -

Factor de Seguridad en poste - carga vertical 95,80 63,92 8,68 5,77 3,15 3,38 6,23Deflexión en condición normal (%) 0,364% 0,319% - - - - -

Factor de seguridad en Cruceta - eje X 17,2 11,5 15,2 - - 11,5 4,6Factor de seguridad en Cruceta - eje Y 22,0 14,7 19,5 - - 14,7 5,9

Factor de Seguridad en espiga/cadena de aislador 15,85 18,08 10,45 34,94 38,65 38,65 27,04Factor de Seguridad en cable de retenida - - 4,03 2,31 2,41 4,22 2,50

Factor de Seguridad al arranca de bloque retenida horizontal - - 7,98 4,59 4,78 8,38 4,96Factor de Seguridad al arranca de bloque retenida vertical 7,26 4,18 4,35 7,62 4,52

Factor de Seguridad varilla de anclaje 9,24 5,32 5,54 9,70 5,75Nota: Los cálculos se han desarrollado siguiendo las normas DGE de Electrificación Rural y el CNE- Suministro 2011Nota: Se han calculado y validado todos los elementos de la los armados DGE con factores de seguridad que superan lo indicado en la norma

En el Anexo N° 5.9 (magnético) se presentan las hojas Excel con los cálculos detallados.

4.4 Selección de AmortiguadoresEl dimensionamiento, selección y ubicación de los amortiguadores en los vanos depende del diseño del amortiguador, tipo y marca, características del conductor (tensión, peso y diámetro), así como del rango de velocidades de viento. En el mercado existen diversos

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fabricantes de amortiguadores, para su adquisición el fabricante solicita los datos de la línea, en este informe se presenta el formato de uno de los fabricantes

4.4.1 Descripción de las Vibraciones EólicasLos conductores aéreos en las líneas de alta tensión están sujetos a las vibraciones eólicas producidas por vientos permanentes de bajas velocidades (hasta 30 km/h). La frecuencia de vibración depende principalmente del diámetro del conductor y de la velocidad del viento y está determinada por la siguiente expresión:

Cuadro Nº 44 Frecuencias de Vibración (Hz) en función al Viento y Diámetro del Conductor

V(km/h) Dc (mm) 3,6 7,2 10,8 14,4 18,0 21,6 25,2 28,8 32,4

68

3123

6246

9369

12492

154116

185139

216162

247185

278208

Para secciones hasta 19 mmø, la información técnica de los fabricantes recomienda el uso de amortiguadores tipo espiral preformados, ya que tiene un mejor comportamiento ante rangos altos de frecuencia de vibración.Los valores pico a pico de la amplitud de estas vibraciones producen falla por fatiga en los alambres de los conductores en los puntos de sujeción, siendo el efecto pronunciado en vanos grandes y en zonas abiertas y descampadas en las cuales los vientos permanentes son frecuentes.La longitud de la onda de vibración (sin considerar el efecto de rugosidad del conductor) está dada por la siguiente expresión:

Donde:f Es la frecuencia resultante en HzTEDS La tensión promedio del conductor en NWc El peso unitario del conductor en N/mg 9,81 m/s²λ La longitud de onda de vibración

4.4.2 Efecto de la Tensión de Cada Día (EDS)Las dos variables de diseño de líneas de alta y media tensión que tienen gran impacto en los problemas de vibración de conductores son el esfuerzo final de templado (EDS) y la longitud del vano. Estas dos variables, tratadas individualmente o en combinación pueden reducir el fenómeno de vibración a un nivel no peligroso, siendo innecesaria la utilización de dispositivos para amortiguar las vibraciones.El Manual de Diseño de Líneas de Alta Tensión del Rural Utilities Service (RUS Bulletin 1724E-200 – Set 92) indica que para conductores de aluminio y aleación de aluminio se logra minimizar los efectos vibratorios templando la línea (EDS inicial) con valores de hasta el 20% del tiro de rotura del conductor, sin necesidad de recurrir a amortiguadores de vibración.La Norma VDE 025/5.69 “Determinaciones para la Construcción de Líneas Aéreas de Energía Eléctrica mayores de 1 kV” determina las tracciones medias admisibles sin protección antivibrante (amortiguadores) en función a los vanos y al tipo de conductor, siendo éstos valores los siguientes:

Cuadro Nº 45 Tracciones Medias Admisibles sin Protección Antivibrante

Vanos en metros 0-150 200 300 400 500 700

Templado (%)(kg/mm²)

16,44,6

16,14,51

15,54,3

14,94,2

14,34

12,93,6

Asimismo define la Tracción Media como la componente horizontal de la tensión de tracción en el conductor que aparece a temperatura media anual sin carga de viento en su estado final (luego de dos años).

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4.4.3 Cálculo de AmortiguadoresLa vibración de los conductores de las líneas primarias aéreas, bajo la acción del viento conocida como “vibración eólica” puede causar fallas por fatiga de los conductores en los puntos de soporte.De los diferentes tipos de vibraciones eólicas, la más común es la resonante. La vibración resonante ocurre en los cables de las líneas aéreas sin cambio apreciable de su longitud de modo que los puntos de apoyo permanecen casi estacionarios. Estas vibraciones son ondas estacionarias de baja amplitud y alta frecuencia.El esfuerzo flexor que estas vibraciones producen en los puntos de apoyo, combinando con la tracción estática en el cable, el roce en los alambres de cable y el roce con los accesorios de soporte, puede producir una falla por fatiga en los alambres del cable después de un cierto tiempo.Las vibraciones resonantes se producen por vientos constantes de baja velocidad a través de los conductores.Normalmente vientos menores de 3 km/hora no producen vibraciones resonantes y los mayores de 25 km/hora tienden a producir ráfagas.Los vientos turbulentos producen diferentes frecuencias en los conductores y las vibraciones no se mantienen por interferencia de las diferentes frecuencias. Vientos de baja velocidad interrumpidos por edificios, árboles o montañas se transforman en turbulentos y normalmente no tienden a iniciar vibraciones, que es el caso de la zona de estudio.

4.4.4 Amortiguadores La formulación que determina los espaciamientos de los amortiguadores es la siguiente:

Donde:D : Diámetro del conductor o cable de guarda (mm)c : Parámetro de la catenaria en la hipotesis de templado (m)A, B y C: Distancias (m) de separación de los amortiguadores al borde de la grapa de suspensión o anclaje.Se obtiene:

Cuadro Nº 46 Distancias de Separación de Amortiguadores

Características \ Distancias A (m) B (m) C (m)Conductor AAAC 35 mm² 0,44 0,88 1,32

El presente documento se ha basado en las siguientes normas: VDE 025 / 5.69, Determinaciones para la construcción de líneas aéreas de energía

eléctrica mayores de 1 kV. RUS Bulletin 1724E-200, Design Manual for High Voltage Transmission Lines Revised

Set 1992 IEEE 664; guide on the laboratory Measurement of the Power Dissipation Characteristics

of Aeolian Vibration Dampers for Single conductors.

5. CÁLCULO DE CIMENTACIONES5.1 Método de Cálculo de las Cimentaciones

Para el desarrollo de las cimentaciones, preliminarmente se tendrá que hallar la capacidad portante con los parámetros obtenidos de las muestras ensayadas en el laboratorio aplicando las siguientes metodologías. Metodología para Cálculo de la Capacidad Portante Admisible Metodología para cimentación de postes de madera con base de material clasificado-

propio de 30’ clase 7, y de 11m y 12m clase 6 (ver los cálculos en el Anexo Nº 7).

5.2 Clasificación de los Suelos desde el Punto de Vista GeotécnicoDesde el punto de vista geotécnico, de acuerdo a la evaluación de campo se clasifica los suelos, considerando sus propiedades mecánicas para la cimentación de las estructuras a emplear, se ha definido dos zonas típicas, la misma que se describen a continuación:

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5.2.1 Terreno I: Terrenos conformados por material fino entre limos y arcillas cuyas proporciones varían, encontrándose en un estado de consolidación, que hace de este tipo suelo posea una aceptable capacidad portante pero menor a 3,0 kg/cm2.Este tipo de suelo es el que mayormente predomina en el proyecto, además se incluye a los suelos conglomerádicos (origen aluvial), el cual posee poca incidencia, por lo que el Terreno Tipo I estará conformado por suelos finos (arcilloso) y conglomerado (gravillas, gravas).Para la cimentación de los postes en este tipo de terreno se empleará material propio así como material seleccionado traído de otra parte, los cuales serán compactados a más de 3,0 kg/cm2.

5.2.2 Terreno II: Terrenos conformados por material fino entre limos y arcillas bien consolidados con presencia de conglomerados de origen aluvial y afloramiento de rocas fracturadas.Posee una capacidad portante admisible mayor a 3,0 kg/cm2.Para la cimentación de los postes en este tipo de terreno se empleará como relleno material propio compactado a más de 3,0 kg/cm2.

5.3 Cálculo Estimado de la Cimentación de PostesLos datos obtenidos y presentados a continuación pertenecen al cálculo desarrollado para la cimentación de postes, empleándose los parámetros de laboratorio y la metodología mencionada anteriormente, definiendo las dimensiones de éstas y las solicitaciones de carga para cada tipo de estructura. A continuación se presenta el siguiente cuadro de resultados en donde se tiene un tipo de cimentación para cada tipo suelo:

Cuadro Nº 47 Resultado de Cálculos de Cimentación

Poste Madera

(pies/clase)

Tipo de Cimentación

Profundidad de Empotra-miento

(m)

Profundidad de excavación (m)

Ø de excavacion

(m)

Movimiento de Tierras (m3)Relleno c/material (propio/préstamo)

clasificado/compactado

Excavación Relleno

Mat propio

RellenoMat

préstamo

EliminaciónMat/excedente

11m/C6 CI-11 1.70 1.801.0

1.41 0.813 0.517 0.761CII-11 1.330 - 0.244

12m/C6 CI-12 1.80 1.90 1.49 0.888 0.518 0.777CII-12 1.405 - 0.259

Ver detalle de cimentación en el Anexo 7.3

5.4 Cálculo de RetenidasEl cálculo de los elementos de las retenidas se presenta como parte de los cálculos mecánicos de las estructuras y los resultados se muestran en el Cuadro N° 39 y en el Anexo N° 5.9 (magnético).

5.5 Distribución de Estructuras en el Perfil TopográficoPara la distribución de Estructuras en el Perfil Topográfico se tomó en cuenta principalmente los criterios siguientes:

5.5.1 Distancias Mínimas de SeguridadDistancia 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 (vehiculares) <750V-23kV> (Según CNE Tabla Nº234-1 y la Norma DGE).

Cuadro Nº 48 Distancia de Seguridad a Instalaciones

Conductor desnudo de MT (m)

1.Edificacionesa) Horizontal A paredes, cercos, proyecciones, balcones, ventanas y otras áreas fácilmente accesibles. 2,5b) Vertical (1) Sobre techos o proyecciones no fácilmente accesibles a peatones. 4,0(2) Sobre balcones y techos fácilmente accesibles a peatones. 4,0

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2. Letreros, chimeneas, carteles, antenas de radio y televisión, tanques y otras instalaciones no clasificadas como edificios y puentes (vehiculares).a) Horizontal 2,5b) Vertical(1) Sobre pasilllos y otras superficies por donde transita el personal. 4,0(2) Sobre otras partes de dichas instalaciones no accesibles al personal. 3,53. Puentes peatonalesa) Horizontal A paredes de las estructura o sus proyecciones. 2,5b) Vertical (Solo para puentes peatonales con techo o pantalla). 3,8

Distancia Vertical de conductores sobre el nivel del piso, camino, riel o superficie de agua (Según CNE Tabla Nº 232-1 y la Norma DGE).

Cuadro Nº 49 Distancia de Seguridad sobre la Superficie


Cuando los alambres, conductores o cables cruzan o sobresalen2. a Carreteras y avenidas sujetas al tráfico de camiones. 7,02. b Caminos, calles y otras áreas sujetas al tráfico de camiones. 6,53. Calzadas, zonas de parqueo y callejones. 6,54. Otros terrenos recorridos por vehículos, tales como cultivos, pastos, bosques, huertos, etc. 6,5

5. a Espacios y vías peatonales o áreas no transitables por vehículos. 5,05.b Calles y caminos en zonas rurales 6,5

Cuando los alambres o cables 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.9.a Carreteras y avenidas 6,59.b Caminos, calles o callejones 6,09.c Espacios y vías peatonales o áreas no transitables por vehículos. 5,010.a Calles y caminos en zonas rurales 6,010.b Caminos no carrozables en zonas rurales 5,0

Distancia de seguridad vertical entre los alambres, conductores y cables tendidos en diferentes estructuras de soporte (según CNE-Suministro 2011 Tabla 233-1)

Nivel Inferior Nivel SuperiorConductores de suministro expuestos de más de 750 V a 23 kV (m)

5. Conductores de suministro expuestos de más de 750 V a 23 kV (m) 1.2

De la tabla anterior se obtienen las siguientes distancias mínimas de seguridad para los cruces con las líneas de transmisión existentes en 60kV, 220 kV y 500 kV; respectivamente:

Nivel Inferior Nivel SuperiorLT 60 kV LT 220 kV LT 500 kV

Conductores de suministro expuestos de más de 750 V a 23 kV (m) 1.6 3.28 6.22

Además, la Tabla 232-1a del CNE-Suministro 2011 establece los siguientes valores de DMS que deben ser comparados con las otras tablas y así adoptar para el proyecto los valores que resulten

más altos: DMS VERTICALTabla 232-1a del CNE Suministro 2011

Mínimas Distancias Verticales de alambres, conductores y cables sobre el nivel del piso, camino, riel o superficie de agua

Descripción 60 kV 220 kV 500 kVAl cruce de carreteras y avenidas 7.6 8.5 12.0Al cruce de calles 7.6 8.5 12.0Al cruce de calles y caminos rurales 7.6 8.5 11.0A lo largo de carreteras y avenidas 7.0 8.5 12.0A lo largo de calles 7.0 8.5 12.0A lo largo de calles y caminos rurales 7.0 8.5 11.0

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A áreas no transitadas por vehículo 5.5 7.0 9.0Sobre el nivel más alto de río no navegable 7.0 8.0 11.5A terrenos recorridos por vehículos, tales como cultivos, pastos, bosques, huertos, etc. 7.0 8.5 11.0

5.5.1 Tensado de los ConductoresEl tensado de los conductores se muestra en el Anexo N° 5.10 para líneas ubicadas por debajo de los 3800 msnm y en el Anexo N° 5.11 y 5.12 para la línea ubicada sobre los 3800 msnm.

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6. ANEXOS 1. Proyección de la Demanda Eléctrica y Balance de Oferta-Demanda.

2. Mapa Eólico del Perú.3. Vientos máximos según CNE.4. Datos de Senamhi.5. Cálculos Mecánicos de Conductores y Estructuras para Líneas y Redes Primarias.

5.1 Cálculo Mecánico de Conductores para 35 mm2 AAAC EDS 18% H<3800msnm5.2 Cálculo Mecánico de Conductores para 35 mm2 AAAC EDS 18% H>3800msnm5.3 Cálculo Mecánico de Conductores para 35 mm2 AAAC EDS 15% H<3800msnm5.4 Cálculo Mecánico de Conductores para 35 mm2 AAAC EDS 15% H>3800msnm5.5 Cálculo Mecánico de Conductores para 35 mm2 AAAC EDS 7% H<3800msnm5.6 Cálculo Mecánico de Conductores para 35 mm2 AAAC EDS 7% H>3800msnm5.7 Cálculo Mecánico de Conductores para 70 mm2 AAAC EDS 13% H<3800msnm5.8 Cálculo Mecánico de Conductores para 70 mm2 AAAC EDS 13% H>3800msnm5.9 Prestaciones de Estructuras con postes de Madera5.10 Tabla de Tensados para Tramos de Líneas Primarias H<3800msnm5.11 Tabla de Tensados para Tramos de Líneas Primarias H>3800msnm5.12 Tabla de Tensados para Tramos de Redes Primarias H>3800msnm

6. Cálculo y Selección de Amortiguadores7. Cálculo de Cimentaciones

7.1. Calculo de la capacidad Portante.7.2. Calculo de cimentaciones de postes de Madera.7.3. Láminas de Cimentación.

8. Balance de Cargas del Proyecto9. Regulación de Tensión (Diagrama de Carga) para los Años 1, 10 y 2010. Resistividad Eléctrica.11. Factor de Carga y Selección de Impedancias de los transformadores

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7. PLANOS

DUG-Chaprín Análisis de Caída de Tensión SE ChaprínDUG-Gasha Análisis de Caída de Tensión SE GashaDUG-LaU Análisis de Caída de Tensión SE La UniónDUG-Hua23 Análisis de Caída de Tensión SE Huánuco DUG-Hua138 Análisis de Caída de Tensión SE Huánuco

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001 memoria de cálculo

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