TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN
DEL TITULO DE "INGENIERO ELÉCTRICO"
ESPECIALIZACION "POTENCIA"
DE LA ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
DISEÑO L.E UNA SUBESTACIÓN
PARA DISTRIBUCIÓN RURAL
MANUEL ALEJANDRO SÁNCHEZ ESPINOZA
Quito , Septiembre 1977.
Certifico que la presente Tesis
fue realizada por el señor Ale-
jandro Sánchez E. , bajo mi di-
rección .
Ing. Julio J. Jur/do M.
DIRECTOR DE TEÍSIS
AGRADECIMIENTO
Al Ingeniero Julio Jurado M. , Director de Tesis,
Ing. Víctor Orejuela, Ingeniero Benito Valareso,
Ingeniero Luis Tapia, Señorita Julieta Ramos y
a todas y cada una de las personas que contribu-
yeron para la realización del presente trabajo.
Í N D I C E G E H _E R A L
Página No.
INTRODUCCIÓN.-
GENERALIDADES.-
1.1 Electrificación Rural en otros países 4
1.2 Electrificación Rural en nuestro país 17
1.3 Conclusiones 21
ESTUDIO MECÁNICO.-
11.1 Diagrama Unifilar 23
11.2 Estudio Económico de Estructuras 23
11.2.1 Estructura de madera 23
11.2.2 Estructura de hormigón 30
11.2.3 Estructura metálica 34
11.2.4 Estructura mixta. 38
ESTUDIO ELÉCTRICO.-
III.1 Niveles de cortocircuito 41
111.1.1 Tipos de fallas 41
111.1.2 Cálculo de ]as corrientes de falla 42
III.2. Niveles de aislamiento 43
111.2.1 Tipos de sobretensiones 43
111.2.2 Protección contra sobretensiones 49
111.2.3 Características y factores que Ínter
vienen en la selección de pararrayos 52
Pagina No,
111.2.4 Espacios mínimos recomendables pa_
" ra una subestación
111.2.5 Corrección por condiciones meteo-
rológicas
111.2.6 Coordinación de Aislamiento
111.3. Malla de Tierra
111.3.1 Introducción
111.3.2 Cálculo de la malla de tierra
111.4. Diagrama Unifilar
III.4.1 Diseño de barras
III.U.1 Cálculo de barras-
III. 5. Protección de Líneas
III.6. Protección del Transformador
III.7 Planos
53
53
54
59
59
60
65
65
66
66
67
ESPECIFICACIÓN DE EQUIPOS.-
IV.1. /Normas 72
IV.2. Norma de referencia 72
IV.3. Condiciones de servicio 72
IV. M. Estructura escogida 72
IV, 5. Pararrayos ' 74
IV.6 Transformador, Transformador se servicio
auxiliar . 75
IV.7 Rcconectadores 76
Página No.
IV.8 Seccionadores 77
IV.9 Fusibles 78
IV.10 Malla de tierra 79
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.-
V.l Planos
V. 2 Bibliografía. 86
INTRODUCCIÓN
El grave problema social existente en el Ecuador y en for-
ma general en toda Latinoamérica es la migración del campesino
hacia los grandes centros poblados con el afán de elevar su ba-
jo nivel de vida.
Por otra parte, la carencia de una preparación técnica y
de un nivel cultural adecuado que le permita hallar un lugar -
en el mercado de trabajo existente en la zona hacia la cual e-
migra, determina que sus condiciones de vida lleguen a un ni--
vel de insubsistencia.
El problema, presenta como factor asencial el bajo nivel
de vida del campesino y es por ello que se hace necesario, la
pronta electrificación de las zonas rurales, como parte de la
infraestructura económica necesaria para el desarrollo inte-
gral del pais.
La electrificación rural no es un problema aislado, como
es el de dar servicios de energía eléctrica e iluminación a -
los centros poblados, ya que necesitan una serie de estudios
conjuntos al problema eléctrico en sí como:
- Estudio socio-económico de la región.
- Proyección del desarrollo socio-económico de la región.
- La necesidad de adoptar nuevas prácticas con una aplicación
de la tecnología para proporcionar el aumento de la produc-
ción.
- La necesidad de realizar programas con miras a mejorar los
niveles de higiene, salud, y educación.
Pag. 2
La Construcción de una red de vías de comunicación, dando
facilidades para un mejor y seguro transporte de la produc
ción a, los centros consumidores.
La integración total del capesino a la sociedad, volviendo
cada vez más útil a la misma , tanto como productor como
consumidor.
Estudio económico de proyectos a largo plazo.
Siendo el Ecuador un país agrícola, aprovechando los p es_
tamos que concede el Banco de Fomento y con una programada e-
lectrificación rural, podemos incrementar la producción agrico
la, las artesanías y las pequeñas industrias, etc. Creemos
que de ésta manera podemos elevar el nivel de vida de los sec-
tores populares.
Debido a la extensión del territorio nacional, la baja den
sidad de la población y de la dispersión de la misma, se hace -
necesario cubrir grandes distancias con líneas de transmisión,
lo que representa asi mismo grandes costos.
& subestaciones tal como se ha consevido., representa uni
porcentaje mínimo del costo total de un sistema de transmisión.
El Instituto Ecuatoriano de Electrificación, para cumplir
en forma efectiva el plan trazado hasta 1.990, a procedido a -
dividir al país en zonas bien determinadas y en cada una de las
zonas se están realizando estudios socio-económicos para poder
determinar y proyectar la demanda hasta el año fijado.
El Instituto ha creido conveniente que las subestaciones
Pag. 3
para distribución deben ser normalizadas y diseñadas para una
capacidad de 7.5 - 5.0 - 3.75 - 2.5 - 1.5 - 1.0 MVA y para es-
perar como reductores de 69 a 13.8 KV siendo ésta última la -
tensión de distribución normalizada para todo el territorio -
nacional. Ref. (1)
Considerando por un lado la proyección de la demanda rea_
lizadas por INECEL, encontramos que la demanda para el sector
rural, fluctúa entre 1.5 y 2.0 MVA, y por otro las capacidades
de las subestaciones a nivel de distribución, creemos que se-
ría conveniente instalar subestaciones con capacidades de 2.5
MVA.
Subestaciones de mayor capacidad serian necesarios, sólo
en el caso de que la Subestación esté diseñada para servir a-
demás de la demanda rural a la demanda de centros poblados o
industrias ubicadas en la Zona de Servicio.
CAPITULO I
GENERALIDADES
I . ELECTRIFICACIÓN RURAL EN OTROS PAÍSES
1.1 ELECTRIFICACIÓN RURAL SEGÚN EL BANCO MUNDIAL
En un estudio preliminar de la electrificación rural en
los países en desarrollo, el Banco Mundial ha analizado tres
aspectos principales del problema.
a.- Las prespectivas de éxito de las inversiones en electrifi
cación rural.
b.- Los métodos de análisis de la inversión desde el punto de
vista de la justificación económica, la identificación y
preparación de los proyectos, el financiamiento y los pro
blemas técnicos e institucionales.
c.- Las repercucuiones en la política y procedimientos del
Banco Mundial. (Ref. 2)
1,1.1 Electrificación rural en los países en desarrollo.
1.- Niveles de Inversión.- Los países en desarrollo asignan
actualmente un volumen cada vez mayor de recursos a la
electrificación rural, que crece a medida que aumentan
sus ingresos percápita.
Se estiman que en los próximos diez años provableniente
se invertirán de 10.000 a 15.000 U.S. $ millones, y al-
rededor- do una cuarta parte de la población rural es de
Pag.
cir unos -300 millones de habitantes, recibirán este ser
vicio.
2.- Objetivos.- Los objetivos que se persiguen con éstas in-
vestigaciones son de índole social y económica. En éste
úit-ítíio aspecto, la mayoría de los paises han llegado a -
la conclusión de que los resultados son decepcionantes.
3.- Respuestas.- En muchas zonas rurales la necesidad de e-
lectricidad es escasa, el nivel de crecimiento del consu
mo es bajo y son pocas las oportunidades de utilización
productiva.
No obstante, en algunas regiones la electrificación ru-
ral ha sido sorprendentemente favorable y generalizada.
Esta se refleja en un crecimiento rápido y sostenido de
la demanda proveniente de' los consumidores domésticos,
del comercio rural de las explotaciones agrícolas y de
las agro-industrias.
4.- Etapas de la electrificación rural.- En la mayoría de
los paises hay algún grado de electrificación rural, .-
aunque en diferentes etapas de desarrollo dependiendo -
del nivel de la demanda de electricidad y capital. An-
tes de que una región disponga de suministro público pro^
veniente de la red principal, es común que las empresas
comerciales y las comunidades produzcan su propia elec-
tricidad mediante pequeños generadores a diesel o hidráu
lieos. Apesar de que los costos de éstas fuentes de e-
lectricidad son elevados, éstas empresas suelen ser ren
tables.
A medida que aumenta la demanda y mejoran los factores
de carga, resulta más económica sustituir el sistema de
Pag. 6
autogeneraclon en los principales centros de demandas ha
ciendo llegar la red publica.
En términos generales, los paises Africanos están en las
etapas iniciales, utilizando el sistema de autogeneración
y llevando algún suministro público a los centros de ma-
yor demanda.
Los paises Asiáticos se encuentran en plena labor de ha-
cer llegar el suministro público a los centros principa-
les y los de América Latina están en la fase final.
5.- Costos totales del suministro público.- Los costos de -
llevar éste servicio a las zonas rurales son muy elevadas,
en comparación con lo que cuesta suministrar a las zonas
urbanas. En el cuadro siguiente se puede Apreciar los -
costos promedio de proyectos típicos de electrificación
en zonas urbanas y rurales.
CUADRO # 1
/ZONAS
URBANAS
ZONAS
RURALES
Costo promedio
(US cts/Kwh)
De 6 a 8 inicialmente y
4 después de 10 años.
Factor de carga
( % de utilización 50% 20% inicialmente y 40%
en años posteriores.
Precio promedio
(US cts/Kwh)
Pag. 7
Los costos promedios son muy sencibles al nivel y al ere
cimiento de la demanda, al grado de utilización, a las -
distancias entre los centros de demanda y a las dificul-
tades del terreno.
En las aldeas, los costos iniciales de capital ascienden
a unas US $ 800 por consumidor, pero disminuye a la mi--
tad aproximadamente a medida que el número de consumido-
res y el nivel de la demanda aumenta.
Anualmente los costos de capital representan aproximada-
mente dos terceras partes de los costos totales correspon_
diendo el otro tercio a combustibles, facturación, mante
nimiento y administración.
6.- Rendimiento Financiero.- La experiencia indica que los -
ingresos son bajos en los primeros años. Inicialmente.,
los costos fijos de instalación de redes y establecimien
to de sistemas de facturación y administración son altos,
y la demanda y el factor de carga tienen que ser desarro
liadas desde niveles bajos.
En los primeros años los precios se mantienen inferiores
a los costos promedio con el propósito de impulsar la u-
tilización eficaz de" la electricidad y lograr los objeti_
vos sociales.
Si bien los precios son normalmente suficientes para cu-
brir eficazmente a los costos de inversión, transcurren-
varios años, a menos que la tasa de crecimiento de la de_
manda sea muy elevada, sin embargo la mayoría de los prp_
yectos de electrificación rural en rrmchos paises tienen
menos de 10 años de antigüedad y no han llegado a esta -
última etapa.
Pag.
1.1.2. Justificación de los proyectos.
1.- Inversiones de Costo Mínimo.- Al igual que en otros pro-
yectos, la búsqueda de la solución de costo mínimo es un
aspecto importante de la evaluación. El suministro pú-
blico de la red debe demostrar un costo inferior a:
. a.- El sistema de autogeneración.
b.- Otras alternativas de trazado de la red y de planos
de expanción.
' 2.- Beneficios Económicos.- Todos los beneficios económicos
están relacionados con los usos que se destina la elec-
tricidad y aumenta con el nivel y el crecimiento de la
demanda.
Entre los principales tenemos:
a.- Tratándose de usos productivos, la electricidad es
con frecuencia la forma de energía más varata y eficaz
para la producción de fuerza motriz, refrigeración y
en algunos casos calefacción que permiten al produc—
/ tor aumentar sus beneficios al reducir los costos y am
pliar su producción.
3.- Tasa de Rentabilidad Económica Interna.- El cálculo de la
tasa de rentabilidad económica Jnterna puede iniciarse
con una previción de la demanda, los ingresos y una esti-
mación de los costos para después realizar los ajustes re_
lativos a precios de cuenta y beneficios adicionales en -
los uso?; productivos.
M .- Política de fijación de precios.- La política de fijación
Pag. 9
de precios requiere llegar a un compromiso entre las me-
tas de carácter económico, social y financiera. Las me-
tas económicas exigen una visión de futuro y unos precios
que guarden relación con los costos marginales de ampliar
las inversiones y la producción.
La necesidad de fomentar el empleo de la electricidad tam
bien requiere una actitud progresiva que introduzca un
elemento proporcional en las tarifas durante los primeros
años, en tanto que las metas de carácter social exigen -
disposiciones que tengan en cuenta a los pequeños consu-
midores.
Por otro lado a fin de obtener recursos para un programa
de ampliación y de limitar las presiones sobre el ingre-
so público, el análisis financiero puede sugerir que a -
los consumidores mayores y en mejor situación económica
se les cobre precios más altos que los que indique el a-
nálisis de costos marginales.
5.- Fuentes de Financiamiento.- En la mayoría de los casos,
el Gobierno o la Compañía central de electricidad debe--
rán hacerse cargo, parte de las necesidades de capital.
Las utilidades de la compañía que pueden ser apreciables,
pueden utilizarse para otorgarla cierta autonomía para am_
plíar y administrar el programa, liberando así fondos pú-
blicos que puedan destinarse a otros proyectos de desarro_
lio rural, por ejemplo: abastecimiento de agua, educación
y s,alud cuyos problemas de financiamiento son más graves,
es posible utilizar las alzas generales do precios de la
electricidad para obtener fondos con destino a la electr^
fricación rural.
6.- Control, Evaluación e Investigación.- Debido a las incer_
tidumbres y a la carencia generalizada de información
Pafi. 10
respecto a la electrificación rural sería conveniente:
a.- Iniciar el programa con proyectos pilotos en zonas
que no dispongan del servicio pero donde hay buenas -
condiciones para introducirlo.
b.- Incorporar técnicas de control y evaluación tanto en
los proyectos regulares como en los de carácter expe
rimcntal.
Esto proporcionaría información para planificar ampliacio_
nes posteriores y servirían de base para efectuar mejoras
en futuros proyectos.
Los problemas que requieren investigación separada son:
a.- El posible margen de reducción de los costos.
b.- Los factores que influyen en la reacción de los con-
sumidores.
c.- Las relaciones entre el crecimiento económico de las
zonas rurales y la demanda se origina en las explotai _./ cíones agrícolas, en las agro-industrias y en el co-
f mercio rural.
1.2 ELECTRIFICACIÓN RURAL EN EL BRASIL
Más de la mitad de la población Brasileña vive en la zo_
na agrícola del país, especialmente en el noroeste. Sin em-
bargo, la productividad es todavía baja, y por ésta razón
existe todavía la migración de la gente a centros de pobla--
ciones mas desarrolladas. (Ref. 3).
Pag. 11
Menos de 3% de casi 5.000.000 de propiedades rurales, -
cuentan con suministro de energía eléctrica.
Innumerables factores negativos afectan a la electrifi-
cación del Brasil, creando problemas de difícil solución.
A continuación presentamos las más relievantes:
a.- Las largas distancias entre consumos de las propiedades
rurales, implican largas distancias de líneas primarias.
b.- El poder adquisitivo relativamente bajo en áreas rurales,
constituyen un serio obstáculo para los agricultores que
necesitan electrificación en sus propiedades.
c.- Cargas relativamente bajas para su basta área rural, aso_
ciados con el escaso nivel de consumo por propiedad, dan
lugar a una insuficiente rentabilidad.
d.- La falta de transportes adecuados y medios de comunica-
ción en cetros rurales dificultan y reducen el flujo de
productos rurales a los centros de comercialización, a-
carreando una disminución del nivel de la población ru-
ral.
e.- La tendencia inflacionaria en Brasil, constituye a un -
constante incremento de costos para llevar la energía e
léctrica al campo, haciendo muy difícil el establecimien
• to de precios unitarios de diversos Ítems necesarios pa_
ra la realización de un proyecto.
f,- Técnicas adecuadas y proyectos de construcción, apropia^
dos para electrificación rural, generalmente no son usa
dos por las empresas responsables de éstas áreas.
Pag. 12
g.- Falta de una ayuda adicional para las cooperativas.
h.- Falta de fuentes de financiamiento a bajo costo y a lar-
go plazo.
Al respecto de los problemas anteriormente descritos, o
nielarse un Programa Nacional para desarrollar la electrifi-
cación rural.
El gobierno brasileño ha creido conveniente constituir
un grupo Ejecutivo subordinado por los Ministerios de Agri-
cultura, Minas y Energía, Interior y. Hacienda. El grupo E-
jecutivo de Electrificación Rural (GEER) administra el finan_
ciainiento de electrificación rural a travéz de cooperativas
en 11 Estados de Brasil.
Un préstamo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID)
proporciona el 50% de recursos para cada proyecto aprobado -
por la GEER, en cuanto que el Gobierno del Brasil participa
con 30% y los 20% restantes son financiados por la cooperati
va beneficiada.
Según el programa de electrificación rural hasta febre-
ro de 1.976 se ha abastecido de energía a 23.000 propiedades
rurales a travéz de 80 cooperativas y 174 proyectos.
Como factores prepondetantes para el desenvolvimiento -
de la electrificación rural en Brasil pueden ser mencionados:
a.- Condiciones y plazos de Financiamiento.
El actual programa GEER/BID de financiamiento para las
cooperativas corresponde a 80% del valor de la obra a
Pag. 13
ejecutar con plazos de 18 años y 12% de ínteres.
b.- Elaboración de Proyectos.
Los proyectos financiados por la GEER/BID hasta ahora son
relativamente pequeños, obteniendo cerca de 180 consumido
res por cada 100 Km. de línea. Debido a gastos de inge-
niería, administración y otros ítems, en la mayor1 parte de
los proyectos deberán ser desarrollados, tal vez por la -
función de pequeñas cooperativas en federación de coopera
tivas, congregando al mayor numero posible de entidades.
En ésta etapa inicial de electrificación rural brasileña,
se deberá tener en consideración la necesidad de un planea
miento a largo plazo de futuros sistemas electro-rurales.
c.- Utilización de Normas Técnicas Adecuadas.
Con excepción de algunos proyectos de electrificación ru-
ral en cuatro estados (Río grande del Sur, Minas Gerais,
Sao Paulo y Goasis). Las empresas y cooperativas usan
normas técnicas apropiadas para las áreas urbanas. De e-
sa forma, el costo de financiamiento para sistemas de elec_
trificación rural se torna muy alto.
Como los recursos públicos son utilizados para la electri_
ficación se están obligando a que adopten normas técnicas
adecuadas y más económicos para el fortalecimiento de ener
gía eléctrica en el área rural. Este factor es importan-
te para reducir los precios de los equipos eléctricos ma-
nufacturados que serán producidos en mayor escala.
d.- Desembolvimiento de las cooperativas.
En virtud de la alta inversión y la baja tasa de retorno
Pag.
las empresas existentes no tienen incentivo suficiente pa
ra emprender la construcción de redes de distribución ru-
ral.
Por otro lado, las personas de comunidades rurales están
motivadas para obtener la energía eléctrica, pues están
consientes de beneficios directos e indirectos que la mis
ma les puede proporcionar. Con el apoyo necesario de en-
tidades como la INCRA, Electrobras, el Banco de Brasil, -
los miembros de comunidades rurales están procurando desa_
rrollar la electrificación rural a travéz del cooperati--
vismo.
e.- Instrucción sobre el Uso de Energía Eléctrica.
Para que el agricultor se beneficie de la energización de
sus propiedades, es instruido a travez del extencionista
rural con infirmación precisa sobre la utilización de la
. energía eléctrica.
Pag. 15
Para el estudio de la electrificación rural se ha esco-
gido a Colombia y México porque la topografía del terreno, el
sistema de vida y los problemas que acarrean,son similares a
nuestro país.
1.3 ELECTRIFICACIÓN RURAL EN COLOMBIA
Para incorporar a la población rural dentro de los beneficios
sociales y económicos, se ha creado el Instituto Colombiano -
de Energía Eléctrica, que guardando la mayor armonía y cohe—
rencia con el Plan Nacional de Desarrollo, ha conformado un -
Plan Nacional de Electrificación Rural.
a.- Políticos:
El Plan es estructurado de acuerdo a las siguientes polí-
ticas:
- Utilizar los sistemas de Subtransmisión, actuales y fu-
turas como base para la Electrificación de Zonas Rurales.
- Emplear los recursos públicos y privados, de acuerdo con
el beneficio de los proyectos.
- Reducir el costo de los proyectos, utilizando materiales
económicos y normalizando la construcción.
- Servir prioritariamente a los consumidores con menores
_ costos por usuario y mayores beneficios sociales, de -
tal manera que se logre una utilización óptima de los
recursos.
b.- Objetivos:
El objetivo del Plan es proporcionar energía eléctrica a
Pag. 16
los habitantes rurales carentes actualmente de este ser-
vicio. Entre ellos tenemos:
- Remodelación y ampliación de los sistemas eléctricos -
existentes.
T Construcción de 9900 Km. de líneas rurales, de subtran_s_
misión, alinientadores y circuitos primarios.
- Construcción de 19.400 Km. de circuitos circundarios.
- La instalación de 160 MVA. en transformadores de distró^
bución.
- (Ref. 4)
1.4 ELECTRIFICACIÓN RURAL EH MÉXICO
Para obtener un alto crecimiento económico, en México se ha -
planteado dos cuestiones fundamentales:
1.- Realizar un mayor volumen de inversiones en las comunida-
des rurales.
2.- Aprobechar los recursos de que disponen esas comunidades.
Para dar mayor coherencia a los distintos programas del medio
rural y con el fin de multiplicar los beneficios de cada in—
~~ versión, el estado Mexicano ha creado un órgano llamado "Pro-
grama de Inversiones Públicas para el Desarrollo Rural" PIDER.
I. Política de Electrificación Rural.
Los funcionarios de la Comisión Federal de Electricidad y
Pag. 17
los dirigentes de las organizaciones agrarias, han estable_
cido una política, cuyas conclusiones son las siguientes:
1.- Electrificar Comunidades rurales, con la aportación de
los campesinos acorde con su nivel económico.
2.- Electrificar todos los sistemas de riego, cordinado
con las dependencias oficiales, encargados de la Perfo
ración de pozos y su equipamiento.
3.- Electrificar todos los sistemas de pozos que tienden a
solucionar el problema de la falta de agua potable en
las comunidades rurales.
'4.- Dar preferencia en la electrificación a todas aquellas
comunidades que para la explotación de sus tierras, se
organicen colectivamente o integren en una industria -
- en la que todos participen como iguales.
5.- Capacitar técnicamente a los campesinos en la fabrica-
ción y el abastecimiento de insumes para sus obras de
electrificación rural.
Inicialmente para producir postes de concreto y maderas.
(Ref. 5).
1.2 . Electrificación Rural en nuestro país.< - - •- — ' '—™ "
En el Ecuador no se ha dado una definición oficial de
electrificación rural.
Considerando útil, para los fines del presente trabajo,
nos permitimos optar la definición utilizada por el Ins
tituto Nacional de Desarrollo Agrario (INDA) del Brasil
Pag. 18
en el I Simposium Nacional de Electrificación Rural de
ese país.
Tal definición en sus aspectos aplicables al Ecuador es -
la siguiente:
Se entiende por electrificación rural, la prestación de -
servicios de energía eléctrica a los consumidores locali-
zados fuera del perímetro urbano a suburbano de ciudades
o poblaciones con más de 2.500 habitantes, dedicados di-
rectamente a la explotación agropecuaria, pequeña industria,
la pesca, forestación, artesanías, etc. (Ref. 6).
El Instituto Ecuatoriano de Electrificación a elaborado -
un Plan Nacional de Electrificación Rural, que tiene por
objeto construir y mejorar los sistemas de transmisión y
distribución de la energía eléctrica dentro del sector ru
ral, creando de esta manera la infraestructura básica nece
saria para el desarrollo de las regiones agrícolas y rura
les.
1.- Características y objetivos:
El principal objetivo del Plan es ayudar a la tecnifi
cación de las actividades agropecuarias, mediante la
aplicación de la energía eléctrica como insumo a los
procesos productivos.
También está encargado de suministrar a las empresas,
de todos los elementos necesarios para la construcción
de redes, equipo de mantenimiento en todas sus etapas
y en general de todos los medios necesarios para en--
tregar energía eléctrica en buenas condiciones y a un
mayor numero de usuarios.
Pag. 19
2.- Consideraciones del tipo técnico y económico.
En las zonas donde no han tenido suministro de energía
o su consumo es incipiente, se ha normalizado el tend^
do de líneas de subtransmisión a 13.8 KV. en primer lu
gar con líneas monofásicas y luego trifásicas a medida
que va creciendo la demanda de energía de la zona, lúe
t.c el sistema de 13.8 KV. debe ser robustecido con lí-
neas a 69 KV.
Las líneas a 13.8 KV. no deben ser mayores a 40 Km. ga_
rantizando de esta forma una adecuada regulación de la
tensión. (Ref. 7).
Según el Primer Simposium Nacional de Electrificación
Rural se ha determinado que el voltaje más económico
es de 3M.5 KV. reforzando luego con líneas a 138 KV.
a estas conclusiones se ha llegado luego de los estu-
dios realizados por INECEL conjuntamente con la mayo-
ría de las Empresas Eléctricas del Ecuador.
3.- Presupuesto de inversión.
El costo estimativo del plan para el período de 1978-
1982, en base a una visión general del volumen de o--
bras programadas, alcanzan a 60,73 millones de dólares
descompuestos en:
Divisas 35.87
Moneda local 24.86
Total 60.73
Lo cual implica una inversión promedio de 12.14 millo-
nes de dólares anuales, durante dicho periodo.
- 20
Este presupuesto puede ser financiado con los fondos que -
persíve INECEL por concepto de su participación en las re-
galías del petróleo, adicionalinente a estos fondos el Ins-
tituto obtubo un préstamo de la Agencia Interamericana de
Desarrollo de 3.5 millones de dolares. . (Ref. 8).
6.1 OBRAS PROGRAMADAS PARA EL PERIODO DE 1978 - 1982
O B R A S
GENERACIÓN TÉRMICA
10.050 MVA.
TRANSFORMACIÓN
156 MVA.
SUBTRANSMISION
LINEAS A 69 KV. 1154 Km.
LINEAS A 46 KV. 34 Km.
LINEAS A 22 KV. 440 Km.
LINEAS A 13.8KV. 2563 Km.
DISTRIBUCIÓN PARA
98207 ABONADOS
COSTO ESTIMATIVO
DIVISAS M. LOCAL TOTAL
2.814 603 3.417
9.360 2.496 11.856
11.078
272
1.478
6.151
7.386
163
986
6.151
18.464
435
2.464
13.302
4.714 7.071 11.785
T O T A L 35.867 24.856 60.723
RESUMEN DE OBRAS Y COSTO ESTIMATIVO DEL PROGRAMA
POR SISTEMAS
1.- SISTEMA NORTE -
2.- SISTEMA PICHINCHA
Provincia de Pichincha
Área: Sto. Domingo
3.- SISTEMA CENTRO NORTE
Área: Latacunga
909 961
1.650 1.072
1.870
2.059 841 2.895
1.708 1.095 2.803
2.722
Pag. 21
O B R A S DIVISAS M. LOCAL TOTAL
Área: Ambato-Puyo 1.200 671 1.871
Área de la Prov. Chimborazo 980 1.072 2.060
Área de la Prov. Bolívar 1.979 1.175 3.159
4.- SISTEMA CENTRO SUR
Área Prov. Azuay-Cañar 2.346 2.031 4.377
5.- SISTEMA SUR
Área Prov. Loja-Zarnora 2.847 2.002 4.849
6.- SISTEMA ESMERALDAS 882 408 1.290
7.- SISTEMA MANABI 6.408 4.775 11.183
8.- SISTEMA GUAYAS-LOS RÍOS
Área de Sta. Elena 1.722 957 2.679
Área Milagro-Naranjal-Durán 631 321 952
Área Daule-Balzar 389 451 840
Área Babahoyo-Quevedo 4.190 2.199 6.389
9.- SISTEMA EL ORO 2.896 2.384 5.280
10.- SISTEMAS MENORES
Área Lago Agrio 825 835 1.660
Área Tena-Coca-Quijos 940 654 1.590
Área Macas-Galápagos 1.310 950 2.260/
T O T A L 35.874 24.854 60.728
Conclusiones.
1.- La electrificación rural es un papel imprescindi-
ble y determinante en la creación de la infraes—
tructura básica, soportante de todo plan de desa-
rrollo de la economía rural en general.
2.- La eficiencia económica de las inversiones en la
Pag. 22
electrificación rural no debe medirse por la renta_
bilidad de la actividad eléctrica consideradamente,
sino por lo que ello significa en el desarrollo ar
mónico y planificado de toda la actividad agropecua
ria.
3.- La electrificación rural debe ser consevida, plani_
ficada y ejecutada como elemento del plan de desa-
rrollo integral de la economía del país.
4.- El régimen tarifario en electrificación rural debe
ser suficientemente bajo,, de forma que constituya
un incentivo a la tecnificación de la producción.
5.- Revisando el Plan Nacional de Electrificación Ru-
ral de algunos paises latinoamericanos? coincidi-
mos que solo a travéz de una organización estatal
sin fines de lucro para la generación, transmisión
y distribución eléctrica es posible instituir, fi_
nanciar y cumplir a escala nacional un programa -
de electrificación rural.
6.- Es conveniente que el IERAC, incentive dando asis-
tencia técnica especializada y en coordinación con
el Banco de Fomento, a la formación de cooperati--
vas agrícolas robustas y en cooperación de estos -
incrementar la electrificación rural.
7.- Concluyendo podemos afirmar que "Sin Electrifica-
ción no hay posible desarrollo rural".
CAPITULO II
II.l DIAGRAMA UNIFILIAR.
Con el fin de determinar el diseño más económico para una subes_
tación dada, se hace necesario efectuar un estudio para deterrni_
nar su diagrama unif iliar- y la disposición general de barras y
equipos, en -este análisis consideramos no solo del costo de los
i equipos sino también de los costos por mantenimiento y probabi-
lidades de interrupción.
Para determinar estos costos, debemos efectuar un estudio previo
respecto al tipo de estructuras a utilizar.
Para la subestación rural objeto del estudio se ha escogido el
diagrama unifilar que se muestra en la figura III-l del capítu-
lo III.
II. 2 ESTUDIO' ECONÓMICO DE ESTRUCTURAS.
II. 2.1 Jls-t-nl turas de maderas.
Los postes de maderas son los más económicos por su costo y por
las facilidades en el transporte y montaje, constituyéndose por
estas ventajas en el soporte y apoyo más generalizados en las -
construcciones eléctricas .
a) Selección de los Postes.
Para la obtensión de los postes de madera se requieren cier-
Pag.
tas recomendaciones como:
1.- Los árboles deben ser debidamente seleccionados durante su
crecimiento, porque no todos los árboles son aptos en ins-
talaciones eléctricas.
2.- Deben cumplir ciertas características físicas como: recti-
tud, tamaño, curvatura, nudosidad, etc.
3.- Los postes deben ser cortados y secados de inmediatos por
métodos artificiales. No deben ser abandonados en bosques
porque se pudren, tampoco deben ser secados al aire libre
porque se forman grietas y se secan irregualrmente.
(Ref. 6).
b) Tipos de madera utilizados. •
Existen dos tipos de especies forestales:
- Especies frondosas
- Especies coniferas.
En el Ecuador debido a la poca importancia que se ha dado en
la utilización de los postes -de madera, se ha descuidado en
obtener gran variedad de especies forestales. Entre los prir
cipales tipos de madera existentes en el Ecuador podemos ci-
tar: La Chonta, Colorado fino, Mangle, GuayacSn, Laurel, Eu-
calipto, etc.
En la actualidad aprovechando la gran cantidad se viene uti-
lizando postes de eucalipto que están dando magníficos resul
tados.
Pag. 25
c) Métodos para .el tratamiento de la madera.
Este tipo de postes se putrifican en un tiempo relativamente
corto, bajo la influencia de la interperie. Para aumentar -
su duración, antes de su montage se impregna con sustancias
protectoras.
Los métodos utilizados para el tratamiento de los postes de
madera pueden dividirse en dos grandes grupos:
- Por aplicación superficial
- Por impregnación.
La primera clase comprende las aplicaciones con pincel, por
pulverización o por inmersión5 el material preservativo ge-
neralmente creosota, debe aplicarse en caliente para asegu-
rar una presión máxima.
El tratamiento por impregnación puede subdividirse en:
- Tratamiento sin presión
- Tratamiento a presión.
001V59(Ref. 9). UU
Entre los tratamientos sin presión citaremos el procedimiento
KYAN. llamado también Kyanización.
Consiste en sumergir los postes en una solución acuosa de Bi-
cloruro de Mercurio, en una proporción de 1 Kg. de esta sal -
por cada 150 litros de agua, hasta que la profundidad de im-
pregnación llegue a unos 15 m.m. esta operación se realiza a
la temperatura ambiente y a la presión atmosférica.
En lo que se refiere a los tratamientos a presión existen nú-
Pag. 26
merosos procedimientos y entre ellos tenemos el procedimien-
to BOUCHERIE.
Este tratamiento se aplica a los árboles rosientemente corta,
dos, consiste en reemplazar la sabia, inyectando por el pie
una solución acuosa de sulfato de cobre o de cloruro de zinc
en la proporción de 1 Kg. de sal metálica por cada 100 litros
de agua, hasta que rebosa por la punta del árbol en cuyo mo-
mento se corta la inyección, dándose por terminado el trata-
miento, (ref, 9)
En otras clases de maderas , más resistentes a la putregacción
se trata solamente la parte inferior, hasta unos 50 cm. por
encima del nivel del suelo.
También en zonas expuestas a putrefacción se recubren los pos
tes con un bendaje impregnado con pasta protectora, pero este
tratamiento tiene el inconveniente de que esta pasta contiene
materias venenosas por lo que hay que tomar especiales preocu
paciones.
Las substancias protectoras más empleadas en el tratamiento
de postes de madera son:
CREOSOTA.- Es un destilado de alquitrán, producido por la ca£
bonización de la hulla butiminosa.
CLORURO DE ZINC.- Retarda la combustión y su costo es relati^
vamente bajo.
META ARCENITO DE ZINC.- Es un material de resiente utiliza--
ción, poco soluble en agua, este tra_
tamiento se aplica a presión y a temperatura ambiente.
Pa£. 27
Además de las substancias citadas se emplean también el alqui-
trán de hulla, el sulfato de cobre, el bicloruro de mercurio.
En el Ecuador existen dos plantas de tratamiento como son: Ma-
presa y Inena.
MAPRESA.- V+iliza eucalipto y su sistema de preservación es
con inyección de sales de cromo, cobalto y arsénico
al vacio (OSHOSEK-33)
INEMA.- localizado en Machachi, utiliza el mismo tratamiento
de Mapresa.
d) Características mecánicas.
Los postes de madera utilizados en construcciones eléctri-
cas están sometidos a dos tipos de esfuerzos.
1. Esfuerzo de compresión axial, ocacionado por el peso del
poste y de las líneas. El valor de esta presión no se -
toma en cuenta por ser muy pequeña.
2. Esfuerzo de flexión» debido a la acción del viento que
ejercen las líneas en las estructuras.
Para poder soportar estos esfuerzos los postes de madera
deben cumplir con ciertas condiciones mecánicas corno:
- Compresión.- Deben poder soportar esfuerzos de hasta 350 Kg/
cm con un grado de humedad del 20% en peso.
(Ref. 10).
- Tracción.- Este esfuerzo será igual al esfuerzo de compresión
Pag. 28
multiplicado por 1.5 como dato a aplicación práctica.
(Ref. 9).
A continuación presentamos un cuadro comparativo de 11 maderas
ecuatorianas con tres de sus propiedades mecánicas, tabla # 1,
(Ref. 10 ).
c) Vida útil de la madera tratada.
Las experiencias no indican que los postes de la madera tra
tada sin ningún mantenimiento duran 15 años, si estos postes
se emplean en sitios secos y sin mantenimiento duran hasta
25 años.
f) Precios de los postes de 9, 10, 11, 12 m. Crucetas de
430x 12 x 9 cm.
T A B L A #2
LONGITUDMTS.
de 8.5 a 12
CARGAS DE ROTURASHORIZONTAL VERTICAL
Kg. Kg/cm
500 310
DIÁMETROEN LA PUNTA
cm.
13
PESO
7-8
PRECIO ENFABRICAS/./m
90
Cruceta de 430 x 1? x 9 cm. = S/. 250.
CUADRO COMPARATIVO DE VALORES DE TRES PROPIEDADES MECÁNICAS
DE ONCE MADERAS ECUATORIANAS
TABLA # 1
No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9
10 ir
MUESTRA
CHANUL
AMARILLO
EUCALIPTO
GUAYACAN
BALSAMO
GUIÓN
LAUREL
MARCELO
MANGLE
SANDE
*
MORAL
FLEXIÓN
ESTÁTICA
Esfuerzo fibras
Límite Proporcio
nal Kg/cm.
870.31
741.00
512.00
1207.00
716.00
1096.29
455.00
1621.37
593.00
549.83
630.00
Módulo de Elas
ticidad
Kg/cm.
183952.63
112000.00
91700.00
178400.00
121400.00
190630.00
93500.00
211687.93
102200.00
131037.02
144000.00
Modulo de Rup-
tura Kg/cm.
1469.00
849.00
684.00
1557.00
1068.00
1378.08
700.00
1390.00
900.00
424.00
1076.00
COMPRESIÓN PARALELA A LA FIBRA
Esfuerzo fibras
Límite proporcio
nal Kg/cm.
490.64
481.00 .
310.00
639.00
411.00
551.78
328.00
760.25
358.00
282.68
277.00
Modulo elas-
ticidad
Kg/cm.
248114
.'10
156000.00
205000.00
201700.00
1218.00
228492.31
129600.00
193692.60
192500.00
13024.29
181000.00
DUREZA
Kg/cm.
1084. G
609.0
551.0
848.0
755.0
861.0
228.0
568.0
568.0
390.0
454.0
Pag. 30
¡
II.2.2 ESTRUCTURA DE HORMIGÓN.
Hormigón es un producto obtenido por la mezcla de cemento, are_
na y agua, suele reforzárselo con hierro, en cuyo caso este se
llama Hormigón Armado.
La principal característica del hormigón en su resistencia a la
compresión que depende en gran parte del contenido de agua, pe-
ro en contraste es frágil para esfuerzos transversales (choques
laterales).
a) Métodos de fabricación.
En lo que se refiere a los postes empleados en las instala-
ciones eléctricas de líneas aéreas, se utilizan los siguien
tes tipos:
a.l. Postes de hormigón armados
a.2. Postes de hormigón vibrado
a.3. Postes de hormigón centrifugado
a.4. Postes de hormigón pretensado
a.l Poste de hormigón armado. (Ref. 9)i
En este tipo de postes las armaduras empleadas son de hie-2
rro con carga a Ja ruptura de UO a M-2 Kg/mm . actualmente
se utilizan aceros con resistencia a la tracción de 50 Kg/2
mm . Para los postes que se construyen a pie de obra se -
emplean aceros especiales con menor peso, con resistencias
de hasta 120 Kg/mm y se obtienen apreciables ventajas eco-
nómicas sobre los postes construidos en fábricas, las des-
ventajas es que resultan execivamente pesados y difíciles
en el montaje.
Pag. 31
a. 2. Poste de hormigón vibrado.
Para mejorar las cualidades del hormigón armado puede some
terse a vibraciones, obteniéndose el hormigón vibrado.
Estas vibraciones consiste en sacudidas de elevada frecuen
cia de (3.000 a 22.000 vibraciones/min), reduciéndose el -
volumen de aire y se obtiene un material mucho más resis-
tente a los esfuerzos mecánicos.
Tomando en cuenta que el material más caro es el cemento
con la vibración se obtiene una reducción de hasta el 20%
de cemento.
Debido a la reducción del peso en este tipo de postes se
pueden construirse en fábricas en donde se someten a los
siguientes ensayos: esfuerzos de tracción y de compre-
sión» cargos de rotura, límite elásticos, etc.
a. 3. "Postes de hormigón centrifugado.
El procedimiento consiste en someter a un movimiento rá-
pido al rededor se du eje, generalmente se fabrica en for_
ma cilindrica tubular, presenta una importante ventaja de •
que tiene igual resistencia mecánica en todos los sentidos.
El tiempo de centrifugación varía entre 2 y 10! según sea
las dimenciones de la pieza.
a.4. Postes de hormigón pretensado.
Se parte generalmente de hormigón vibrado, dentro de cuya
masa se coloca unos anillos de acero que se tensan antes
de colar el hormigón, resiste mucho mejor que el hormigón
Pag. 32
armado a los esfuerzos de tracción de tracción con una sec_
ción bastante menor.
Este tipo de postes resulta más económico y requiere un -
mantenimiento muy reducido. También presenta otras venta
jbs como el empleo eficaz de acero y hormigón de alta re-
sistencia a la fisuración, resistencia a las cargas diná-
micas.
b.- Esfuerzos mecánicos.
Los postes de hormigón deben cumplir con ciertas condicio
nes en los que a esfuerzos mecánicos se refiere, pero po-
demos analizar de acuerdo a su tipo de fabricación.
b.l. Hormigón armado.
Su principal característica es su resistencia a la compre
sión que depende del contenido de agua en la mezcla primi2 ~~
tiva y varía desde 232 Kg/cm . ( 35 litros de agua por sa_2 ~~
co de cemento) hasta 422 Kg/cm (22 litros de agua por sa_
co de cemento).
Las armaduras de hierro no solamente ayudan a soportar los
esfuerzos de compresión, si no también los esfuerzos de -
tracción provocados por la flexión o por el pandeo.
b.2. Hormigón vibrado.
TABLAh (mts)
II
14
16
18
Esfuerzo libre(Kg.)
200
300
700
1.500
en la punta
b.3. Postes de hormigón centrifugado
En este tipo de estructuras de sección circular, presenta
la importante ventaja de que tiene igual resistencia en tp_
dos los sentidos.
2La carga de rotura a la compresión es de 500 Kg/cm y la
2carga de rotura a la tracción del acero es de 80 Kg/cm .
b.4. Postes de hormigón pretensado.
Para tener mejor resistencia pueden combinarse el pretensa
do con el vibrado o con el centrifugado o con ambos trata-
mientos a la vez, y se obtienen postes muy robustos.
Este tipo de postes se fabrican con hormigón compacto cuya2
resistencia a la compresión es de 200 a 700 Kg/cm .
La resistencia de la armadura a la tracción está comprendí2 2 "
da entre 120 Kg/mm para las barras y 175 Kg/mm para las
varillas, en todos los casos se trata de aceros.de alta ca
lidad.ii
• /
Si bien el concreto es muy resistente esto no siempre quie
re decir que sea durable. Postes de concreto sometidos a
cargas transversales por prolongados períodos de tiempo, -
adquiriendo reformaciones permanentes, se agrietan e inclu
so puede el concreto comenzar a desprenderse.
El deterioro debido a la salinidad, destruye la integridad
física en un relativo corto período de tiempo.
J-'ag. 34
;.- Precios de los postes 9, 10, 11, 12 mts.
El precio de los postes de hormigón depende de la altura,
cargas de roturas horizontales y verticales.
En el siguiente cuadro presentamos los valores de los es--
fuerzos mecánicos y el precio de cada uno de ellos.
TABLA # 4
LONGITUD
Mts.
9
9
9
10
10
10
11
11
11
12 ;i
12 '
12
CARGAS DE ROTURA
HORIZONTAL VERTICALKg. Kg.
400 4.850
500 6.100
700 9.100
400 4.450
500 5.575
700 "8.350
400 4.050
500 5.050
700 7.600
800 3.610
500 4.325
700 7.030
P E S O
14,5
14,6
14,8
16,8
17,0
17,1
19,4
19,8
19,9
19,5
20,8
22.0
PRECIOS DE FABRICA
s/.
2.045
2.180
2.560
2.200
2.375
2.805
2.375
2.575
3.070
2.550
2.770
3.315
II.2.3 Estructuras metálicas.
Generalmente se emplea el acero de calidad normal, en tubos,
perfiles deminndos, en L-U-T-I y planchas.
Pora casos especiales se utiliza también el hierro fundido.
Actualmente se estudia el empleo de diversas aleaciones a base
de aluminio y acero, como elementos de unión se utilizan pernos,
tornillos y remaches.
Las ventajas de este tipo de estructuras se basa en su mayor -
resistencia mecánica con respecto a los demás tipos de estruc-
turas y se presta a la descomposición en piezas sencillas que
luego se arman en el lugar deseado.
Tomando en cuenta que los postes metálicos son extensamente u-
tilizados, se clasifican en:
Postes de perfiles laminados
Postes tubulares
Postes en celosía, de perfiles laminados
Postes en celosía, tubulares
Postes en celosía, mixta.
a. Mantenimiento y Protección.
Las estructuras metálicas deben proteger contra la acción -
de los agentes atmosféricos. En todos los casos contra la
oxidación, y en las proximidades de las zonas industriales,
también contra la corrosión producida por vapores ácidos.
Los procedimientos más empleados son:
a.l. Pintado
a.2. Galvanizado
a.3. Metalizado
Pag. 36
a.l. Para el pintado de postes metálicos se emplean el aceite
de linaza, este y los demás procedimientos exigen que las
partes metálicas estén completamente limpios.
Para una buena conservación de este tipo de estructuras -
es necesario pintarlas cada dos o tres arios.
a.2. El galvanizado resulta más económico que la pintura.
Se utiliza sobre todo el galvanizado en caliente, limpian
do previamente la superficie metálica de óxido, grasa3pin
tas de suelda, etc. , y dar un baño de ácidos y luego un -
baño de metálico fundido.
a. 3-, El metalizado de los postes consiste en cubrir las partes
metálicas con una capa de zinc fundido a soplete. La di-
ficultad de aplicación de este procedimiento no es posi--
ble más que en el caso de que la superficie metálica es-
té perfectamente limpia, lo que obliga a una limpieza pre_
via mediante un chorro de arena, operación muy costosa.
b.- Costo de las estructuras para 9, 10, 11, 12 mts.
El costo de una estructura metálica puede determinarse co-
cociendo el peso de la misma. El peso de una estructura -
metálica se evalúa mediante la siguiente fórmula: (Ref.ll).
Peso = 0.002H x H xV M ' (F - 1)
Donde:
H = altura total de la torre desde el suelo en pies
M = Momento total en miles de libras pies
Pag. 37
El peso se obtiene en toneladas, (Ref.-ll)
M = 3 x H.T
Como una aplicación de la formula F - 1 se. harán algunos cálcu_
los correspondientes a las estructuras ubicadas a la entrada -
de la subestación, de 69 KV. que se realiza con conductor cuyo
calibre es No. 2/0 y cuya tensión es de 5.345 libras.
1.- Pórtico de 9 mts.
Peso = 0.0024 x 28.8 xV 3 x 28.8 x 5,345*
P = 1,4846 Ton.
Considerando que el Kg. de hierro trabajado cuesta S/.25
Peso - 1.484,6 Kg.
Costo S/. 37.115
2.- Pórtico de 10 mts.
Peso = 1,739 Ton.
Costo S/. 43.492
3.- Pórtico de 10.5 mts.
Peso = 1,872 Ton.
Costo S/. 46.794
4.- Pórtico de 11 mts.
Peso = 2,007 Ton.
Costo S/. 50.176
38
5.- Pórtico de 12 mts.
Peso - 2,286 Ton.
Costo S/. 57.171
Si la salida de los alimentadores (13.8 KV) se realiza con un
conductor No. 2 AWG cuya tensión es de 3.525 libras.
1.- Pórtico de 8.5 mts.
Peso = 1,107 Ton.
Costo S/i 27.668,6
II.2.4 Estructura Mixta.
a) Costo que se obtendrían en cada una de las combinaciones po-
sibles.
En cuanto a las estructuras mixtas se podrían tener una se--
rie de combinaciones, en este trabajo analizaremos las siguie:n
tes:
A. POSTAS DE MADERA Y CRUCETAS DE MADERAI
• fN o . D e s c r i p c i ó n Cantidad
1 Postes de madera de 12 m
2 Postes de madera de 10 m
3 Crucetas de madera de650 x 12 x 9 cm.
4 Crucetas de madera de470 x 12 x 9 cm.
5 Crucetas de madera de380 x 12 x 9 cm.
Precio S/.
2
4
8
36
4
2.
3.
2.
9.
160
600
985,3
837,2
881,8
TOTAL 19.437,3
B. POSTES DE MADERA Y CRUCETAS DE HIERRO
Pag. 39
N o . D e s c r i p c i ó n Cantidad Precio S/,
12
3
4
5
C.
No
1
2
3
4
5
D.
No
1
2
3
4
5
Postes de madera de 12 mts. 2
Postes de madera de 10 mts. 4
Perfil tipo U de G.5 mts. 8
Perfil tipo U de 4.7 mts. 36
Perfil tipo U de 3.8 mts. 4
TOTAL
POSTES DE HORMIGÓN CRÚCELAS.. .DE MADERA
D e s c r i p c i ó n Cantidad
Postes de hormigón 12 mts. 2
Postes de hormigón 10 mts. 4
Crucetas de madera de
650 x 12 x 9 cm. 8
Crucetas de madera de
470 x 12 x 9 cm. 36
Crucetas de madera de
380 x 12 x 9 cm. 4
TOTAL
POSTES DE HORMIGÓN Y CRUCETAS DE HIERRO
D e s c r i p c i ó n Cantidad
Postes de hormigón 12 mts. 2
Postes de hormigón 10 mts. 4
Perfil tipo U de 6.5 mts. 8
Perfil tipo U de 4.7 mts. 36
Perfil tipo U de 3.8 mts. 4
2.160
3.600
15.340
49.914
4.484
75.498
Precio S/.
7.200
12/000
2.985,3
9.837,2
881,6
32.904,1
Precio S/.
7.200
12.000
15.340
49.914
4.484
TOTAL 88.938
Pag. 40
Del análisis de costo se comprueba que la estructura con
postes de madera y crucetas de madera es la más económi-
ca, pero considerando la poca seguridad que nos puede o_
frecer las crucetas de madera, hemos decidido instalar -
postes de madera fijados con crucetas de hierro.
C A P I T U L O I I I
E S T U D I O E L É C T R I C O
III.1. NIVELES DE CORTOCIRCUITOS.
III.1.1. Tipos de fallas.
Un cortociercuito produce un cambio abrupto de las condiciones
en que opera un sistema, en general la presencia de un corto--
circuito en~ una red provoca:
Calentamientos debidos a altas corrientes y averías origi-
nadas por los arcos.
Esfuerzos electrodinámicos anormales
Elevadas caídas de tensión
Desequilibrio de tensiones en las fases
Los cortocircuitos pueden ser:
Simétricos (fallas trifásicas)
Asimétricos
Entre las fallas asimétricas tenemos:
Falla fase tierra
Falla entre dos fases
Fallas entre dos fases y t.ierra,
Pag. U2
III.1.2 Cálculo de las'Corrientes de Falla.
Las corrientes de fallas en la subestación asumida, se calcu-
laron para establecer la capacidad momentánea y de interrup--
ción de los aparatos y equipos.
138 KV jr¥ A 69 KV A KV
1 "* -
SISTEMA NACIONAL
^^ ^> ^>
; 'T I
X ^ §§ 55 •
Tz
FzYA
120 MVA 6%
J 0.0532 Pu J 2.4 Pu
Fig. í III-l
Los valores de impedancias del Sistema Nacional han sido toma_
dos del estudio Je cortocircuitos realizados por el Departamen_
to de Diseño Eléctrico de INECEL, y son los que se indican en
la figura # III-l
Valores de Impedancias
- Sistema Nacional
Secuencia (+) = 0.0493 + jO.1895 = 0.1958 / 75.42° PU.
Secuencia (-) = O.OM93 -í- jO.1895 = 0.1958 / 75.42° Pu.
Secuencia (0) = 0.1111 t J0.3M49 = 0.3623 / 72.15° Pu.
- Transformador # 1
Secuencia ( +, -, 0) = J0.0532 Pu.
Pag.
Línea de Transmisión a 69 KV,
Para diseñar en las condiciones más desfavorables se asume
que: Z. = O
Transformador # 2
Secuencia ( +, -, 0) = J 2 . 4 Pu.
T A B L A # 5
Tipo de falla
Fase - Tierra
Entre dos fases
Trifásica
Corrientes de cortocircuito (Amp)
Punto 1
0
2908.02
3351
Punto 2
1132.07
- - -
1519.7
III.2. Niveles de aislamiento.
III.2.1 Tipos de sobretensiones.
Para el diseño de una subestación debemos considerar las so-
bretensiones que pueden ser:
a) de origen externo
b) de origen interno,
Pag.
a) Sobretensiones de Origen Externo.
Las sobretensiones de origen externo son aquellas produc_i_
das por perturbaciones atmosféricas y son independientes
de la tensión de servicio de la red.
La severidad de este tipo de ondas frente al aislamiento
de la subestación depende de ciertas condiciones variables
como:
- Resistencia en el pie de la estructura
- Lugar en donde ocurre la descarga
- Superposición de ondas.
Magnitud de la corriente de descarga.
1.- Características Generales de las Descargas Atmosféricas.
En general las corrientes originadas por descargas atmos-
féricas tienen una forma de onda similar al de la Fig. #
III-2, estas ondas se caracterizan por tener un frente -
de; onda con un valor inicial alto y de corta duración
(del orden de 1 a 10 us), seguida de una porción de bajo
valor y de relativa-larga duración, (llamado cola de onda),
responsable de daños térmicos.
La figura # III-3 nos indica las curvas de distribución -
de las magnitudes de corriente.
Otra característica importante es el tiempo de cresta de
la onda de corriente, en la figura // III-4 se nota que cp_.
rrientes muy grandes no coinciden con tiempos de cresta -
Pag.
muy cortos, los datos de campo indican que el 50% de las co-
rrientes de descarga tienen una pendiente de hasta 7.5 KA/us
y el 10% exede de 25 KA/us. (Ref.-12).
Las corrientes producidas por descargas atmosféricas originan
sobretensiones de muy corta duración, pero sus magnitudes re-
sultan peligrosas, por lo que se hace necesario proteger los
equipos e instalaciones.
b.- Sobretensiones de Origen Interno.
Las sobretensiones de origen interno se producen al variar
con mayor o menor rapidez los valores de energía acumulada
. en los elementos inductivos y capacitivos de una red.
Las sobretensiones de origen interno pueden clasificarse en:
1.- Sobretensiones a Frecuencia Industrial.
2.- Sobretensiones Transitorias o de Maniobra.
De estos tipos de sobretensiones las más importantes a con
siderarse son aquellas que corresponden a maniobras y a -
fallas en los equipos ubicados en la subestación.
1.- Sobretensiones a frecuencia industrial.
Las sobretensiones a frecuencia industrial pueden producir^
se por las siguientes causas:
a.- Pérdida súbita de carga
b.- Conexión unilateral de línes largas
c.- Efecto ferranti
Pag. 46
d.- Fallas a tierra
a.- Pérdida súbita de carga.
La pérdida súbita de carga produce sobrexcitación en los
generadores, obteniéndose una simultanea aceleración en
las máquinas.
La magnitud de estos sobrevoltajes no es determinante en
la selección del aislamiento ya que son del orden de 0.65
0.75 de la tensión línea-línea. (Ref. -13)
b.- Conexión Unilateral de Líneas Largas.
Durante la reposición de líneas, se efectúan modificacio-
nes momentáneas del sistema, las cuales se realizan por e
tapas intermedias, aunque relativamente normales hasta que
el sistema adquiera la configuración definitiva, porque al
reponer una línea se producen reflexiones y refracciones
del voltaje aplicado, la magnitud del sobrevoltaje depende
de la longitud de la línea. (Ref.-13).
c.- Efecto Ferranti.
Al desconectar una carga fuerte al extremo de una línea
se produce una elevación dinámica de la tensión con fre-
cuencia industrial en el punto de energización de la lí-
nea, este efecto se puede controlar mediante la instala-
ción de reactores shunt.
El efecto Ferranti en líneas no compensadas pueden calcu
larse aplicando la siguiente fórmula:
Pag. 47
/ V = 1/cos B x L (F-2)
Donde:
= Voltaje en el lado de generación
V = Voltaje en el lado de recepción.
B = Constante, depende de la longitud
Por ejemplo se toma 7.2°/100 Km. a 60 Hz.
L = Longitud
En líneas compensadas el 'cálculo es más complejo, en la figu-
ra # III-5 podemos observar el efecto mitigante de compensar
con reactores shunt. (Ref.-12).
d.- Fallas a Tierra.
Las fallas fase tierra producen sobretensiones en las fa-
ses sanas, la magnitud depende principalmente de la efec-
tividad de la puesta a tierra del sistema, los valores de
sobrevoltajes resultan más severos cuando el neutro es a-
islado o cuando se utilizan bobinas y pueden ser calcula-
dos por componentes simétricas o por las curvas represen-
tadas en la figura # I I 1-6
- Cálculo por componentes simétricas.
^ Ko - Rl. t ( Xo - 1}Va = O ; Vs = - 1/2 - JN/sT1- XI XI _ XI
(F-3).
. U8
Ro - Rl_ + j ( —. _ DVe _ _ , .VT _ XI XI _ (F-4)E1 ^ 2 2R1 + Ro_ + j/Xo , + 3Rf
XI XI ^Xl XI
(Ref.-15).
Las fórmulas (F-3), (F-U) nos dan los voltajes a tierra de las
fases sanas "b" y "c", en el lugar de la falla, expresados en
tanto por uno del voltaje a tierra que existía en ese punto an
tes de ocurrir la falla.
Concluyendo el valor de las sobretensiones a frecuencia indus
trial en líneas se puede calcular mediante la siguiente ecua-
ción:
Vmax = Kl x K x V / t (F-5); (Ref.-16)
Donde:
K - Factor de sobretensión, varía entre 1.5 a 2.0
= Factor por regulación de tensión, varía hasta 1.10
V. = Voltaje lanea-línea.
2.- Sobretensiones Transitorias o de Maniobras.
Las sobretensiones transitorias son de muy corta duración,
pero tienen gran influencia en la determinación del aislamien-
to, la magnitud y la forma de onda depende de los siguientes
factores:
- Longitud de las líneas
Pag.
- Características eléctricas de los equipos .?
- Configuración del sistema
- Programación de ondas
- Presencia de energía atrapada en la línea,
La magnitud de las sobretensiones transitorias en líneas pue-
de determinarse mediante la siguiente fórmula:
Vsw = K x v* x V. x Kn (F-6) (Ref.-16)y 3 i 2
K = valor máximo de tensión de cresta entre fase y tierra,
varía entre 2.5 a 4.0S se usa K = 2.5
III. 2. 2. Protección contra Sobretensiones.
En un sistema eléctrico es de gran importancia el evitar o re
ducir las sobretensiones, para obtener bajos niveles de aisla
miento y por tanto considerables ahorros en cuanto al precio
de los equipos.
La protección puede hacerse con elementos de prevención o de
i-ncion, entre ellos tenemos:
- Conexión del neutro sólidamente a tierra, (asegura una disrni
nución de las sobretensiones en caso de falla).
- Cables de guardia (probabilidad de descarga l°/oo)
- Mástil (probabilidad de descarga l°/oo) (Ref.-20)
Pag. 50
- Pararrayos
a,- Importancia del Cable de Guardia.
El cable de guardia juega un papel muy importante, ya que
reduce del 50 al 70% las sobretensiones provocadas por
descargas atmosféricas, por lo tanto es conveniente que -
las líneas sean protegidas con cables de guardia los mis-
mos que'deberán cubrir toda el área de la subestación lo
que dará seguridad a los equipos contra descargas directas.
b.» Funcionamiento del Pararrayo.
Básicamente el pararrayo consta de los siguientes elemen-
tos:
- Explosores
- Resistor -no lineal
Los explosores actúan como un expinterómetro, cuyo dieléc-
trico falla a un cierto valor de sobrevoltaje.
El resistor no lineal es un elemento que está conectado en
serie con los explosores, presenta alta resistencia para -
bajas corrientes y baja resistencia en altas corrientes con
el objeto de facilitar descargas de intensidades altas
(orden KA), por esta razón los pararrayos que usan este sis
tema se llama pararrayos tipo válvula.
Pag,
Fig. # III-7
Para una distribución uniforme de la tensión en el pararrayo,
se puede colocar resistencias en paralelo con los explosores
principales, que sirven como divisores de tensión y capacito-
res en paralelo para una buena estabilidad de la descarga.
c.- Clases y Tipos de Pararrayos,
c.l. Tipos
Hay dos tipos de pararrayos a saber:
- Tipo válvula
- Tipo expulsión.
Los pararrayos tipo válvula, constan de un explosor que -
funciona con un retardo corto tiempo del orden de 0.2 x~610 seg. la tensión de encebamiento por choque puede ser
regulada por separación de los electrodos a un valor infe_
rior al del aislamiento que se requiere proteger.
Los pararrayos tipo expulsión ñon aquellos que emplean u
Pag. 52
na cámara de extensión del arco, conectados en serie con -
el descargador para interumpir la corriente. (Ref.-17).
c.2. Clases
Los pararrayos se clasifican en tres categorías:
- Distribución
- Intermedia
- Estación.
En la Tabla # 6 podemos apreciar las características de
cada uno de ellos (Ref.-17).
III.2.3. Características y Factores que Intervienen en la Selección de
Pararrayos.
a.- Valor máximo de tensión entre los terminales a 60 Hz, pue
de ser permanente o de larga duración por encima de la
cual no se puede garantizar el buen comportamiento del des
cargador, este se relaciona con la tensión nominal del de_s_
cargador.
b.- Altura a la que está instalado la subestación.
c.- Zona en la cual va a usarse, (zona templada, tórrida), Ni-
vel isoceraünico (relaciona el numero de descargas anuales)
d.- Valor máximo de tensión entre los terminales del descarga-
dor como consecuencia de la descarga de una onda completa
convencional correspondient-es a las sobretensiones de mani
obra.
53
e.- Tipo de conexión del sistema.
III. 2. 4. Espacios mínimos recomendables para una Subestación.
Los espacios mínimos recomendables para una subestación las
podemos ver en la tabla # 75 (Ref.-18).
III. 2. 5. Correcciones por Condiciones Meteorológicas.
Las condiciones normales son:
- Temperatura del aire: 25°C.
- Presión Barométrica : 760 mm Hg
- Humedad (presión de vapor) : 15. M 5 mm Hg
- Resistividad de la lluvia : 17.800 -m
- Cantidad de precipitación : 5.08 mm/min.
- Ángulo de precipitación : 45°
a.- Correcciones por efectos dé altura.
Si las subestaciones son construidas en lugares que no cum
plan con las condiciones normales anteriormente anotadas,
los efectos por altura de instalación pueden ser corregi-
dos con los valores presentados en la tabla #8.0 aplican-
do la siguiente fórmula: (Ref.-lG)
V , -n"?x (F-7)
Donde:
V = tensión corregida
Pag. 54
Vmax = Sobretensiones de origen interno
(F - 7)
jf 0.3926 x b , . - , , . .cí = b = presión barométrica en mm Hg
273 + tt - temperatura en *C
(F - 8)
b.- Corrección por efecto de humedad. (Rcf.-21)
V = Vmax xH (F - 9) H = factor de corrección porhumedad
III. 2, 6. Cordinación de Aislamiento.
La cordinación de aislamiento comprende un conjunto de dispo-
siciones con el objeto de evitar daños en los materiales > apa
ratos y equipos, debidos a sobretensiones.
La figura III-8 nos ilustra el concepto básico a seguirse en
la coordinación de], aislamiento, de la figura la curva A mues_
tra el nivel de tensión de impulso que puede soportar el el -
aislaniiento de un equipo, la curva B nos muestra el nivel de
aislamiento del pararrayo.
A . - Selección del Tipo de Pararrayos .
A.l. Pararrayos para 69 KV.
Según la figura # III-l, de la sección III. 1.1 de
te misino capítulo Ja entrada a la subestación se
liza con el neutro aislado.
Pag. 55
- Voltaje Nominal
El voltaje nominal del pararrayo se puede calcular aplican
do la siguiente fórmula:
Vn° = K x Ce x Vffmax (F-10) (Ref-19)
Donde:
Vn = voltaje cominal del pararrayo
K - Efecto capacitivo de las líneas
no se considera para líneas cortas.
Ce = Efectividad de la puesta a tierra
Vffmax = Voltaje máximo fase-fase.
Vn = 1 x 1 x 1.05 x 69 = 72.45 KV.
Corriente de Descarga,
La corriente de descarga del pararrayo puede calcularse por
medio de la siguiente formula: (Ref.-21)
Id = 2E " Es (F-ll)
Donde:
Id - corriente de descarga en el pararrayo
E - tensión de onda incidente
Es = tensión de descarga en el pararrayo
2 = Impedancjía característica.
Pag. 56
E = 1.2 V ' (F-12) Donde: V = voltaje crítico de
contorneo.
Z - y L/C' (F-13) Donde: L = inductancia de la linea
C = capacitancia de la linea
L = ( -~~ + 2 Ln —— ) 10~ Henrios/m
-9Faradios/m
18 x Ln 2hr
Z = 60 Ln (F-1U) Donde: h = altura del conduc
tor sobre el nivel
del suelo.
r - radio medio del
conductor.
- Cálculo de la impedancia característica.
Z = 60 Ln 16°0.56
Z = 147.35 ohms
- Cálculo de la onda incidente.
VCFO = 35° KV-
E = 1.2 x 350
E = 4 2 0 KV.
Pag. 57
- Cálculo de la corriente de Descarga,
Id =2 x 420 - 261
147.35
Id = 4 KA.
- Margen de Protección.
El margen de protección dado por el pararrayo al transfor-
mador de potencia puede calcularse por la siguiente reía—
ción: (Ref.-17)
BIL " Vp
Vpx 100 (F-15)
Donde: M = margen de protección
BIL = Nivel básico de aisla
Vp = Voltaje de descarga en
pararrayo para corriente
normalizada de 5 KA.
350-245--/ 245
x .100
M = 43%
Por lo tanto el pararrayo será: tipo válvula, de 73 KV, 5 KA
de descarga, clase estación.
No es recomendable el uso de pararrayos clase intermedia por
que no nos ofrece el margen de protección adecuado>M<C20%,
(Ref.-17).
Pag. 58
A. 2. Pararrayos para 13.8 KV.
Considerando que los alimentadores que salen de la subes
taciÓn están efectivamente puestos a tierra porque cuín —
píen con las siguientes relaciones:
Xo / X1 /_ 3 ; Ro / X1 /_ 1; el coheficiente de puesta a
tierra.
Ce es = 0.8 (Ref.-21)
- Voltaje Nominal.
Vn = 1 x 0.8 x 1.05 x 13.8 =
Vn = 11.59 KV.
f Cálculo de impedancia característica.
Z = 60 Ln0.41
Z = 154 ohms
- Cálculo de la onda incidente
Vo = 110 KV
E = 1.2 x 110
E = 132 KV.
- Cálculo de la corriente de descarga.
_, 2 x 132 - 63Id =
Pag. S9
Id = 2 KA
+ Margen de protección.
110 - U9 1rtn -M = — — x 10049
M - 12U %
Los pararrayos a utilizarse en los aliraentadores a 13.8 KV se
rárj de : 12 KV, 5 KA de descarga, clase distribución.
III.3 MALLA DE TIERRA.
III.3.1. Introducción.
El sistema de tierra en una subestación tiene por objeto dar
seguridad al personal y al equipo instalado.
a. Propósitos del sistema de tierras.
Entre otros»los propósitos del sistema de tierras son los
siguientes:
- Protección a sobretensiones externas y de maniobra.
- Protección contra corrientes de cortocircuito que en ca_
so de fallas causan sobretensiones.
- Estabilizar los potenciales del circuito
- Dar seguridad al personal, conectando a tierra las estruc
turas, equipos, accesorios y circuitos auxiliares.
b» Kequei^imiento.
El principal requerimiento de la puesta a tierra de una su_
bestación, es una baja resistencia y una adecuada capaci--
dad de conducción de la corriente.
Una baja resistencia es importante para que altas corrien-
tes, generalmente de corta duración pasen rápidamente a
tierra, evitando de esta forma averías en los equipos y el
aislamiento de la línea.
III.3.2. Cálculo de la Malla de Tierra.
A. Resistividad del suelo. (Ref.-22)
La resistividad del suelo puede medirse con el uso del e-
quipo indicado en la figura # III-9, para lo cual» se co-
locan dos electrodos de corriente y dos de potencial a i-
gual distancia (X), en una misma dirección.
Con los valores de voltaje y corriente medidos con el equj
po anteriormente citado, podemos calcular en caso de que
el instrumento no de directamente el valor de la resisten
cia mutua (R) aplicando la siguiente formula:
R, '= — (F-16)I
Luego:
/ = 2 t f x R x X (F-17)
/ = resistividad del suelo en ohms-m
b. Corriente máxima de Falla a Tierra.
La corriente máxima de falla a tierra puede calcularse a--
plicando la siguiente formula:
Pag. 61
I = D x I" (F-10)
Donde:
I = corriente máxima de falla a tierra
D = factor de decremento, depende del tiempo de des-
carga
I" = corriente de falla a tierra.
c. Calibre del conductor.
El calibre del conductor puede hallarse aplicando la si-
euiente formula: (Ref.-22)
I ( c i r c u l a r - m i l s )"
. • (Ref.-22)33 x S
Donde:
A = área de la sección recta del conductor en circular
mil
i I = corriente máxima, calculada con la (F-18)
Tm = temperatura máxima permisible °C: M50 °C para unio-
nes soldadas,
250 °C para conec_
tores atorni-
llados.
Ta = temperatura ambiente
S = duración máxima de la descarga.
d.- Longitud efectiva de la malla de tierra,
En la long. efectiva está considerado la Long. de las vari-
Pag. 62
lias de puesta a tierra.
/ - Km x Ki x I x / x v t .-„ „«>.
~ 165 + 0.25 /s
Donde:
Km -—i- A n (5| -) +-i- / n (3/U) (5/6) (7/8)— 1 6 x h x d n —
2n
Ki = 0.65 + 0.172 x n
s = resistividad del piso
h = profundidad a la cual .está enterrado la regula (M)
d = diámetro del conductor.
D ~ separación entre los conductores
n = numero de conductores paralelos tomados en cual-
- quier dirección.
El número de factores encerrados en paréntesis, debe
ser igual a (n-2)
e.- Resistencia del sistema de tierra.
1. Para el cálculo de la resistencia del sistema de tie-
rras aplicaremos la siguiente fórmula: (Ref.-22)
R = — — + — • — (ohms) (F-21)4r L
r =
A = área del sistema de tierras
2. Según las Recomendaciones de la (Ref.-ll), en S/E de
2.000 a 10.000 KVA es recomendable una resistencia de
Pag. 63
2.5 .
f.- Aumento de potencial de la red.
El máximo aumento del potencial de la red respecto a tie
rra puede clacularse aplicando la siguiente formula:
E = I x R (F-22)
1.- Tensión que puede soportar una persona (E ).
La máxima tensión que puede soportar una persona sin
sufrir daño alguno, podemos calcular por medio de la
fórmula siguiente: (Ref.-22)
= 165 + 0.25X fs. _
D
Para que el diseño sea correcto E <£ E 5 en-caso contrario
se debe comprobar si las tensiones del piso exterior a la -
red son menores a E -
g.- Tensiones del piso en el exterior inmediato a la red (Es)
El cálculo de estas tensiones pueden realizarse aplicando
la siguiente ecuación:
fEs = Ks x Ki x -^— (F - 24)
L
i- -£r + ~- + • - -) (Ref.-22)
El numero de términos dentro del paréntesis debe ser i-
Pag. 64
gual a n.
Para que no presente ningún peligro Es debe ser menor
a E , en caso contrario se debe aumentar la longitud
efectiva del conductor.
h.- Conclusiones:
En general es más económico, diseñar y construir el sis
tema de tierras para una capacidad futura.
Pag. 65
III.4. DIAGRAMA UNIFILAR.
III.4.1. Diseño de Barras.
La configuración eléctrica de una subestación cualquiera, es-
tá determinada por la disposición del barraje, el mismo que es
seleccionado en base a las necesidades del sistema de poten—
cía en conjunto.
Entre los factores que afectan al diseño del diagrama unifi-
lar tenemos:
- Continuidad de servicio
- Regulación de voltaje
- Flexibilidad en el servicio de carga de alta demanda
- Facilidad de expanción
- Facilidades para el mantenimiento
- Facilidades operativas
- Protección.
De acuerdo a las exigencias del sistema en cuanto a confiabi-
lidad de servicio el barraje puede ser:
- Barra simple
- Doble barra
- Interuptor y medio
- En anillo.
Estas disposiciones las podemos apreciar en la figura III.-10
Además de estas cuatro disposiciones básicas, de acuerdo al nü
Pag. 66
mero y ubicación de los interuptores y seccionadores, existen
numerosas posibilidades de conexión las mismas que dependerán
de los requerimientos y criterios aplicados para la determina
ción de la configuración de una subestación específica.
De acuerdo a las exigencias de un sistema de distribución ru-
ral, principalmente considerando el aspecto económico creemos
que lo más conveniente es la construcción de subestaciones con
barraje simple, como se muestra en la fig. III-ll.
Aunque nuestro proposito es servir cargas netamente rurales,
en algunos casos se puede utilizar para el suministro de ener
gía eléctrica a pequeñas industrias, introduciendo modifica
clones tales como bay-pass para los reconectadores, los que
mejorarían la continuidad del servicio.
III.4.2. Cálculo de barrac.
Considerando la capacidad de la subestación (2.5 MVA)S proce^
demos a calcular el barraje a nivel- de 13.8 KV.
P = VT. V. I (F - 25)
P _ 2.500 = 105 Amp.
. V . 13.8
corriente esta que considerando esfuerzos de cortocircuito co_
rresponde según el Transmisión and Distribution Refence Book
a un conductor # 2/0.
III. 5. PROTECCIÓN -DE LINEAS.
Protección con Reconectadores.
La experiencia a demostrado que del 70 al 95 % de todas las
Pag. 67
fallas en líneas cíe transmisión, subtransmisión y distribución
de alta tensión no son persistentes.
Esto se debe a que la mayor parte de las fallas en líneas son
originadas por descargas atmosféricas y si se evita que el ar-
co que se produce por la falla dure mucho tiempo como para da-
ñar conductores y aisladores, la línea puede ponerse en servi-
cio inmediatamente.
Allí donde la falla persiste después del primer disparo y cié
rre, es preferible realizar dos o tres recierres más antes de
sacar del servicio la línea hasta que pueda encontrarse y re-
pararse la falla.
Tomando en cuenta las ventajas que presenta los reconectado-
res, creemos conveniente instalar estos equipos en los ali—
mentadores principales que salen de la barra a 13.8 KV5 en o
tro caso si la carga no es importante la protección puede ha-
cerse con fusibles.
En el lado de alta tensión (69 KV), creemos que lo más conve
niente es la instalación de fusibles, porque el uso de dis--
yuntores o reconectadores no se justifica ya que el costo de
la subestación se incrementaría en un 50%.
III.6. PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR.
Si existe un cortocircuito a nivel de 13.8 KV. que tenga lu-
gar entre los reconectadores y el transformador de fuerza o
si existe un cortocircuito a nivel de 69 KV que tenga lugar
entre el transformador de fuerza y los fusibles, la protec--
ción se hace mediante los fusibles instalados en el lado de
Pag. 66
69 KV, estos fusibles, deben operar en caso de cortocircuito
interno del transformador.
Los fusibles no actúan para casos en los que tampoco operan -
los reconectadores como en:
a) Fallas a tierra de alta iinpedancia, cuya corriente está
comprendida entre 150 y 200 % de la corriente nominal.
b) Fallas a tierra en los transformadores de corriente, si
las tiene.
La conección delta en el lado de alta del transformador
de fuerza impide que los fusibles vean las fallas a tie
rra con el consiguiente daño del transformador de'fuer-
za.
En ambos casos la utilización de fusibles imposibilita
la utilización del relé bucholts, este problema podemos
resolver utilizando un sistema que opere el seccionador
tripolar.
Pag. 69
T A B L A No. 6
C O M P A R A C I Ó N D E L O S R E Q U E R I M I E N T O S P A R A V A R I O S
T I P O S D E P A R A R R A Y O S
Distribución Intermedio Estación Estación (2)"LIGHT D" o Est."HEAVY
( 2 )( 1 ) DUTY" ( 3 ).
Ciclo de trabajo
Volt. Nominal
Corriente baja, largaduración
Corriente alta de cortaduración.
Diafragma de seguridadde pres.
5 KA 5 KA 10 KA 10 KA
hasta 30KV(2) hasta 120KV 3KV en a- 3KV en adel.hasta 39KV(3) delante.
75 Amp. Pruebas de 150 Adescarga delínea
2000 useg
65 KA
No requiere
65 KA
Alta co-rriente:16KA rmsSim.
100 KA
Prueba dedescarga delínea
100 KA
Alta corr: Alta corr.:10 KA rms. condicionadoSim.(min). a la cías.
(2) 10 KA-
rms. Sim.(rain) (3)
NOTAS :
1) También corresponde a los requerimientos mínimos para pararra
yos 10 KA. a la ASC 338, 1.965.
2) A las normas ANSÍ C62-1 y NEMA LA.l
3) A la norma BS.291M- e IEC 99-1
IEC 99-1 y BS.291lf reconocen tres clases de diafragma de segu-
bO 03
ESPACIOS
MÍNIMOS
RECOMENDABLES
EN
UNA
SUBESTACIÓN
lase
de Voltaje
BIL
Standars NEMA
-
para espacios entre
-F=s oac-
Switchs desconec
tadores.
Fusibles
de poder
Espacios
y partes
Recomen
do
entre tierra •
rígidas
Mínimo
Espacios mínimos en
Fases (o par
tes vivas) a
partes rígi-
das , metal a
metal
j
v.
tipo ex-
soportes de barras,
; .„.
^
-ui
j
j
+. • pulsión,
fusibles de poder ti r
KV 15 23 34.5
46 69 115
133
161
KV 110
150
200
250
350
550
650
750
po no expulsión
cmts.
60.96
76.2
91.44
121.92
152.4
213.36
243.84
274.32
1
cmt s .
91.44
191.92
152.4
182.88
,! 213.36
304.8
i 1365.76
426.72
cmts.
25.4
30.48
38.1
45.72
73.66
119.38
133.35
156.21
cmts.
17.78
25.4
33.02
43.18
63.5
106.68
127
347.32
cmts.
30-48
38.1
45.72
53.34
78.74
134.62
157.48
182.88
conducto-
res aéreos
y el nivel
interno de
la subesta
ción.
cmts.
274.32
304.8
'
304.8
304.8
335.28
365.76
396.24
426.77
tre
varillas y
calzadas cer
eos internos
de la subes-
ción
cmts.
609. 6
670.56
670.56
670.56
701.04
762
762
792.48
TABLA No. 7
Pag. 71
FACTORES DE CORRECCIÓN POR ALTURA
PARA APLICARSE AL EQUIPO DE SUBESTACIONES
FACTORES DE CORRECCIÓN POR ALTIJRA A SER APLICADO A
A L T U T A
Pies
3300
4000 :
500
6000
7000
8000
9000
10000
12000
14000
Metros
1000
1200
1500
1800
2100
2400
2700
3000
3600
4200
A
Esfuerzosdieléctricos
1.00
0.98
0.95
0.92
0.89
0.86
0.83
0.80
0.75
0.70
B
Rango decorriente
1.00
0.995
0.99
0.985
0.89
0.97
0.965
0.96
0.95
0.935
TemperaturaAmbiente
1,00
0.992
0.980
0.968
0.956
0.944
0.932
0.920
0.896
0.872
TABLA # 8
O B 200
KA
OSCILOGRAMA TIRO DE CORRIENTE DE UN RAYO
Figura III -2
0.0520 40 50 100
Corr iente de dese.Trrp
200
DISTRIBUCIÓN) ACUMULATIVA DE LAS MAGNITUDES
DE CORRIENTE DE DESCARGA DE UN RAYO
Figura III-3
100
« oO* oí
O T3-§ s
1 3 3 4 5 6
TIEMPO DE CRESTA (¿¿*)
TIEMPO DE CRESTA DE LA CORRIENTE
FIGURA III- 4
O 300 600
LONGITUD DE LA LINEA (Km )
EFECTO FERRANTI
1. S in c o m p e n s a c ion
2. C o m p e n s a c i ó n del 50% decapacitancia serie
3. Compensación del 50% de capacitanciaserie y 70% reactor shunt
FIGURA III- 5
MEDIDA DE LA RESISTIVIDAD
O O O
Vt-
I
V V
1. Electrodos de corriente
2. Electrodos de potencial
V
FIGURA III - 9
DIAGRAMA UNIFILAR
P A R A R R A Y O S 60 KV
S E C C I O N A D O R T R I P O L A R
f U SI BLE
A \AÁA/ T R A N S F O R M A D O R DE P O T E N C I A
;ZZZI= 2500 K V A
Y AAAA G 9 / I 3 B K V
T R A N S F . P A R A SER V I C I O S
A U X I L I A R E S 5 K V A
ii.800/ 220 / no v
r
T R A N S F O R M A D O R
DE P O T E N C I A L
¿ r
P A R A R R A Y O S
I i KV V V
Figura III- 11
Pag. 72
CAPITULO IV
ESPECIFICACIÓN DE EQUIPOS
El presente capítulo tiene como objeto, establecer las ca_
racterísticas técnicas y particulares que deben satisfacer -
los equipos y materiales a utilizarse.
IV.1 Normas.
Todos los materiales y equipos, desde su fabricación y las -
pruebas que se puedan realizarse en ellas, deben satisfacer
los requerimientos mínimos de las normas asumidas por INECEL
en sus especificaciones técnicas.
Entre las principales tenemos:
ASTM - American Society for Testing and Materials.
ANSÍ - American National Standar Institute.
NEMA - National Electric Manufactures Associations.
IEC - International Electrotechnical Comissions.
IV.2 Normas de Referencia.
Para cumplir con el objetivo del presente trabajo, la refe-
rencia de las normas indicaremos al especificar cada uno de
los materiales y equipos.
IV.3 Condiciones de Servicio.
Pag. 73
El equipo aquí utilizado será disenado para el BIL necesario
a cada nivel de voltaje, las correcciones por condiciones at
mosféricas y de altura de instalación deben realizarse de a-
cuerdo con los factores dados por las normas ANSÍ o NEMA,
IV.4. Estructura Escogida.
Considerando los años de vida útil (25) y su costo relativa
mente bajo al comparar con otros tipos de estructuras se ha
decidido instalar postes de madera tratada.
a.- Tipo de tratamiento.
El tratamiento que se deberá dar a la madera, debe cum-
plir con las normas AWPA ( American Wood Preservers Assp_
ciation), es a vacio - presión con sales de Cobre, cro-
mo y Arsénico (CCA). Tipo B - OSMOSE K - 33, el cual es
tilizado por MAPRESA.
b.- Dimensiones.
T A B L A #9
Sección
de 69 KV
de 13.8 KV
Altura
m.
12
10
0 base
cm.
50
50
0 punta
cm.
25
20
Esfuerzolibre punta
Kg.
350
350
Cantidad
2
u
Pag. 74
La disposición general de la subestación objeto del presente
estudio, consta en la Fig. IV.I.
IV.5. Pararrayos.
Las características de operación y los valores de prueba de
los pararrayos deben estar de acuerdo con las normas ANSÍ
C-62-1.
A.- Pararrayos para 69 KV.
1. Numero requerido 1 juego
2. Tipo válvula, monofásico, clase estación,
con base metálica para montaje directo so_
bre perfiles de hierro en U.
3. Uso: se utiliza para proteger el transformador
potencia.
4. Características generales:
- Tensión nominal 73 Kv.
f - Tensión máxima 77 Kv./- Voltaje de descarga 245 Kv.
- Frecuencia 60 Hz
- BIL 350 Kv.
B,- Pararrayos para 13.8 KV.
1. Número requerido 3 juegos
2. Tipo válvula, monofásico, clase Distribución,
con base metálica para montage directo so_
Pag. 75
bre perfiles de hierro en U.
3. Uso: se utilizan para proteger al
reconectador.
4. Características nominales
- Tensión nominal 12 KV,
- Tensión máxima 15.5 KV.
- Voltaje de descarga M-0 KV.
- Frecuencia 60 Hz
- BIL 110 KV.
IV,6. Transformador de Potencia y Transformadores de Servicios
Auxiliares.
A.- Transformador de Potencia.
1. Numero requerido 1
2. Tipo: Subestación? trifásico, clase OA
3. Características nominales.
- Capacidad continua 2500 KVA.
- Voltaje nominal
Primario 69 KV.
Secundario 13.8 KV.
- BIL
69 KV. 350 KV.
13.8 KV. 110 KV
Frecuencia 60 Hz
Pag. 76
D.- Transformador de potencial
1. Número requerido 3
2. Tipo: Conselector de fase, aislamiento con resina
epoxi, fusible en el primario.
3. Uso: medición
A.- Características nominales:
Voltaje nominal 13.8 /VT Kv.
- Clase de aislamiento 15 H
Frecuencia 60 H2
- Burden Y
IV.7 Reconectador.
Los reconectadores automáticos estarán de acuerdo con las ñor
mas ANSÍ C-3760
1. número requerido 3
2. tipo: Trifásico en aceite automático con acciona-
miento hidráulico.
3. Uso: protección de los alimentadores.
4. características nominadas
- Voltaje nominal 13.8 KV.
- Voltaje máximo 15.5 KV.
- Corriente mínimo de desconección 2 x In
- Voltaje máximo 15.5 KV.
- Corriente mínimo de desconección j£x In
Pag. 77
- Corriente simétrica de Operación
- Capacidad nominal de las bobinas
- Números de operaciones
- Frecuencia
- BIL
1750 Amp.
50 Amp.
2 rápidos y 2 lentos
60 H2
110 KV.
IV.8 Seccionador.
El mecanismo de control debe permitir una operación rápida
y efectiva3 pudiendo ser manual.
La especificación debe estar de acuerdo con las normas ANSÍ
C-37-30
A.- Para 69 KV.
1. Número 1
2. Tipo: Tripolar, para instalación a la interperie
y de ruptura en aire
3. Uso: Protección del transformador de potencia
U. Características nominales.
Tensión nominal
Tensión máxima de diseño
Corriente nominal
BIL
Frecuencia
Tipo de montaje
69 KV
72.5 KV
100 Amp.
350 KV
60 H2
vertical apto para
ser colocados sobre
perfiles de acero -
tipo U.
Pag. 78
B.- Para 13.8 KV.
1. Numero requerido 18
2. Tipo: monofásico, operable con pértiga, con sistema
de fijación sobre perfiles de acero tipo U
_.—- ~3. Uso: protección del reconectador.
4. Características nominales
- Tensión nominal 13.8 KV.
- Tensión máxima 15.5 KV.
- Corriente nominal 150 Amp.
- BIL 110 KV.
- Frecuencia 60 H2
IV.9 Fusibles.
Las características de los fusibles deben estar de acuerdo
con la norma ANSÍ C-37-46
1. Numero requerido 3
2. Tipo: monopolar, operación con pértiga, con sistema de
fijación al perfil en "U".
3.- Uso: Protección del transformador de potencia.
4.- Características nominales:
-. Tensión nominal 69 KV.
- Tensión máxima 72,5 KV.
- Capacidad continua 100 Amp.
- Corriente simétrica de operación 3350 Amp.
- BIL - 350 KV.
- Frecuencia 60 112
Pag. 79
IV.10 Malla de tierra.
Todo el equipo eléctrico, las estructuras y todas las partes
metálicas de la subestación, deben tener conexiones con la
malla de tierra.
Los materiales que constituyen la malla de tierra deben cum-
plir con las siguientes condiciones:
1.- Los conductores de la malla principal serán de cobre sua_
ve, desnudo, cuyo calibre es # 2/0 AWG5 las derivaciones
pueden hacerse con # 2/0 o con 1/0 AWG.5 estarán de acuer
do con las normas ASTM B-8-56, la malla debe estar ente-
rrado de 0.5 - 0.8 m del piso.
2.- Para asegurar una perfecta conección eléctrica entre los
cables debe colocarse conectores tipo apernado cuya capa_
cidad será igual al conductor de tierra.
A continuación indicaremos los tipos de conectores a utili-
zarse:
a.- Conector para barra plana a conductor 2/0 AWG similar al
tipo de, rango # 1 - 4/0, Cat. No. 9583 - Anixter Royal.
b.- Conector para cable-cable # 2/0 AWG similar al tipo CC2
de BURNDY.
c.- Conector en cruz cable-cable # 2/0 AWG, similar al tipo
CC4 de BURNDY.
Pag. 80
d.- Conector simple para cable 2/0 AWG, similar al tipo CC1
de BURNDY.
e.- Conector cable 2/0 AWG - a barilla 5/8" x 8', similar al
tipo D Q, cat No. 2023 - Anixter Royal.
3.- En cada unión es conveniente poner barillas de copper-
weld de' 5/8" x 8f.
La configuración física de la malla de tierra la podemos a-
preciar en la Fig. IV -2.
CAPITULO
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
1. Considerando que los planes y programas de ELECTRIFICACIÓN
RURAL deben ser llevados a cabo en coordinación con planes
y programas generales de su desarrollo.
Se recomienda que el Gobierno Nacional a través de la Junta
Nacional de Planificación y Coordinación Económica, organi-
ce un comité permanente de desarrollo rural, el mismo que
debe estar integrado por los representantes de todos los
. organismos públicos y privados, vinculados con el proceso
de desarrollo socio-económico del país.
2. De los planes y programas de ELECTRIFICACIÓN RURAL deben e-
levarse para cada año o período.
INECEL debería constituir dentro del área de planificación
un grupo especial de trabajo, dedicado específicamente a
Electrificación Rural, suficientemente equipado tanto en -
el aspecto humano como en el económico.
3. Como la Electrificación en áreas rurales produce elevados
costos de inversión y operación; obteniéndose una baja ren
tabilidad.
RECOMENDACIONES:
- Que INECEL realice un incremento de los fondos para ELEC_
TRIFICACION RURAL.
- Que se transfiera con oportunidad debida los recursos a_
signados anualmente de acuerdo a la planificación presenta-
da por cada una de las Empresas Eléctricas del país.
4. Tomando en cuenta que la mayoría de los usuarios del área
rural se localizan generalmente junto a las vías de acceso.
El trazado de las líneas y redes se los construya lo más cer
canos a estas, con el objeto de optimizar los costos de cons
trucción, operación y mantenimiento.
5. Pedir al Ministerio de Industrias y Comercio de las facilo_
dades necesarias para que se instalen en el País, fábricas
que produzcan todos los materiales y equipos utilizados en
ELECTRIFICACIÓN RURAL.
6. El Ministerio de Agricultura y Ganadería a través del Depar
tamento de Reforestación, la creación de grandes áreas expe
rímenteles para el cultivo de nuevas especies de árboles
que sean útiles para la construcción de líneas y redes en el
área rural.
7. Los institutos de enseñanza superior; Escuelas Politécnicas,
Universidades Técnicas, con el apoyo del gobierno a través
de INECEL, incrementat los programas de investigación volca
_ - - 'das al área rural, por ejemplo tratamiento de los diferen--
tes tipos de madera.
VIS
TA
A
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0
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Pag. 83
"
;
No.
1
2
3
U
5
6
7
8
9
10
11
12
13
D e s c r i p c i ó n
Poste de madera Tratada de 12 mts. de Long.
Doble Perfil Tipo U de 6.5 mts. para fijación
Doble Perfil Tipo U de 3.7 mts. para fijación
Transformador de Potencia 69/13.8 KV. 2500KVA
Doble Perfil Tipo U de M-.7 mts. para fijación
Pararrayo Tipo S/E de 60 KV.
Cadena de 4 Aisladores de Suspensión con per-no y tuerca de ojo, para fijación con perfilU tipo U.
Seccionador Tripolar, 69 KVi
/Fusible para 69 KV.
Poste de Madera Tratada de 10 mts. de Long.
Cadena de 2 Aisladores de Suspensión con per-no y Tuerca de ojo} para fijación en perfilTipo U.
Pararrayo Tipo Distribución, 12 KV
Seccionador Monopolar para 15 KV.
Cantidad
2
8
4
1
36
3
3
1
3
4
24
9
18
Pag.
No.
14
15
16
D e s c r i p c i ó n
Reconectador Automático Trifásico 13.8 KV
Conductor ACSR. # 2/0 para conección de
la Subestación.
Hilo de Guardia
Cantidad
3
100 Mts.
30 Mts.
L E Y E N D A
Pag. 85
No. D e s c r i p c i ó n Cantidad
Conductor de Cobre Desnudo # 2/0 AWG. 100 mts.
Conector en Cruz para Conector # 2/0 AWG. 10
Conductor de Cobre Desnudo # 1/0 AWG. 50 mts.
Varilla de Cooperweld 5/8" x 81 15
Conector en T para Conductores # 2 a 2/0
AWG. 50
Postes de madera
Pag. 86
B I B L I O G R A F Í A
1. Estudio de Mercadeo de Energía Eléctrica del Ecuador
Período 1973 - 1990
INECEL, Quito, Febrero 1976
2. Banco Mundial.- Documento presentado a la VI Conferencia
Latinoamericana de Electrificación Rural.
Caracas9 Octubre 1975
3. Electrificación Rural en Brasil.- Socumento presentado a
la VI Conferencia Latinoamericana de Electrificación Ru_
ral.
Caracas. Octubre 1975.
U. Plan Nacional de Electrificación Rural.- Iiidtituto Colom-
biano de Energía eléctrica.
Noviembre 1976.
5. Electrificación Rural en México.- Documento presentado a
la VI Conferencia Latinoamericana de Electrificación Ru-
ral,i
Caracas, Octubre 1975
6. II Simposium de Electrificación Rural
Quito, Abril 1976.
7. Primer Simposium Nacional de Electrificación Rural del E_
cuador.
Guayaquil, Febrero 1974.
8. Programa de Obras de los Sistemas Regionales. Período
1977 - 1982
INECEL, Agosto 1977
Pag. 87
9. Instalaciones Eléctricas Generales
Enciclopedia CEAC. Tomo III. Barcelona España,
Ira. Edición - Febrero 1973.
10. Tesis de Grado # 271
Ing, Fernando Velastegui
Quito, 1975
11. Steel Tower Economies.
P.J. Yele, Octubre 1945,
32. Tesis de Grado # 530
Ing. José Altatnií^ano,
• Quito 1975
13. TRANSIENT NETWORK ANALYZER STUDY
General Electric Co5
14. TRANSIENTS TU POWER SYSTEMS
Haralda Peterson
15. REDES ELÉCTRICAS
Jacinto V. Landa
México, 1968
16. Ing. Julio Jurado
Apuntes personales
Quito, 1577
17. SURGE DIVERTER SELECTION GUIDE
For system voltages up to 230 Kv.
E.M.P. Electric División.
Pag. 88
18. CUIDE FOR THE DESING OF S/E
Rea Bulletin 65-1; 1970
19. Ing. Víctor Orejuela
Apuntes personales,
Quito, 1976
20. SURGE PROTECTION OF POWER SYSTEMS
Protection of substation
Westinghouse Electric Co,
March 1975
21. TRANSMISSION AND DISTRIBUTION
Reforence Book.
Westinghouse Electric Co.
22. GROUNDING FOR SUBSTATIONS
C. M. Jensen.
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