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(1)

Universidad Nacional del Centro del Perú

Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica

Adecuación de los alimentadores en 10 kV A4212 y A4213 de la subestación Parque Industrial

Quispe Peña, Omar

Huancayo 2019

Esta obra está bajo licencia https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/

Repositorio Institucional - UNCP

(2)

UNIVERSIDAD

I

NACIONAL

I

DEL CENTRO

I

DEL PERÚ

L

FACULTADIDEINGENIERÍAIELÉCTRICAIYELECTRÓNICAI

ESCUELALPROFESIONALIDE INGENIERÍALELÉCTRICAI

TESISL

“ADECUACIÓN DE LOS ALIMENTADORES EN 10 KV A4212 Y A4213 DE LA SUBESTACIÓN PARQUE INDUSTRIAL”

Códigol CTIL : 040301021 : “Modelamientol y simulaciónl de sistemasl energéticosiCódigol UNESCOL : 33061 : “Ingenieríal y tecnologíasl eléctricasl

3306.091 : “Transmisióni y distribucióniParal optariel TítulolProfesionalide

:

INGENIEROiELECTRICISTAl

Presental Omar Quispe Peña

Huancayol, Febrerol de 20191

(3)

i

Ingeniero asesor

i

.

Percy

l

Humberto Cueva Ríos

(4)

ii

Dedicatoria

l

.

A Segundina y Florencio, por su apoyo desinteresado en todo momento de mi vida.

(5)

iii

Reconocimiento.

Agradezco a mis padres y hermanos por apoyarme a lo largo de mi carrera profesional y de mi vida. A los ingenieros de la gloriosa FIEE por brindarme los conocimientos en la etapa de estudiante de ingeniería.

(6)

iv

Índice.

Ingeniero aasesori. ... i

Dedicatoria. ... ii

Reconocimiento. ... iii

Índice ... iv

Listado de figuras. ... viii

Listado de tablas. ... ix

Resumen de la investigación. ... x

Abstrac ... xi

Prólogo ... 1

Capítulo I Planteamiento del problema. ... 2

1.1. Exposición del problema...2

1.2. Formulación del problema. ... 3

1.2.1. Formulación del problema principal. ... 3

1.2.2. Formulación del problema secundario. ... 3

1.3.Objetivos de la investigación. ... 3

1.3.1. Objetivo principal. ... 3

1.3.2. Objetivo secundario. ... 3

1.4. Justificación de la investigación. ... 4

1.5.Limitaciones. ... 4

Capítulo II ... 5

Marco teórico. ... 5

(7)

v

2.1.Precedentes. ... 5

2.1.1. Precedentes nacionales. ... 5

2.1.2. Precedentes internacionales. ... 6

2.2.Principios teóricos científicos. ... 6

2.2.1. Sistemas de distribución. ... 6

2.2.2.Tipos de sistemas de distribución. ... 7

2.2.3. Partes de una instalación de distribución eléctrica. ... 7

2.2.4. Configuraciones aplicables subterráneas. ... 8

2.2.5. Baja tensión. ... 9

2.3.Cables de media tensión para redes subterráneas. ... 9

2.4.Canalizaciones y zanjas para redes de media tensión. ... 10

2.4.1. Cables entubados en zanjas. ... 10

2.4.2. Cable directamente enterrado en zanja. ... 10

2.4.3. Cables a la intemperie o alojados en galerías. ... 11

2.5.Dispositivos de maniobra y protección en MT. ... 11

2.5.1. Dispositivos de maniobra. ... 11

2.5.2. Dispositivos de protección. ... 11

2.6.Apertura de zanjas. ... 12

2.7.Selección de nivel de aislamiento. ... 12

2.7.1. Factor corrector de altitud. ... 13

2.7.2. Factor corrector de temperatura. ... 13

2.8.Sistema de puesta a tierra. ... 14

2.9.Flujo de potencia o carga. ... 14

2.10. Leyes aplicables. ... 14

2.11. Listado de definiciones. ... 14

(8)

vi

2.12. Hipótesis de la investigación. ... 15

2.12.1.Hipótesis principal. ... 15

2.12.2.Hipótesis secundaria. ... 15

2.13. Variables de la investigación. ... 16

2.14. Operacionalizacion de variables. ... 16

Capítulo III Metodología de la investigación. ... 17

3.1.Tipo de investigación. ... 17

3.2.Nivel de investigación. ... 17

3.3.Metodología para la investigación. ... 18

3.4.Instrumentos de recolección de información. ... 18

3.5.Procedimiento de recolección de información. ... 18

3.6.Procesamiento y análisis de información. ... 18

Capítulo IV Gestión de la investigación. ... 19

4.1.Estructura de la red eléctrica en MT. ... 19

4.2.Demanda eléctrica de los alimentadores. ... 20

4.2.1.Cargas de servicio particular. ... 20

4.2.2.Cargas de alumbrado público... 20

4.2.3.Cargas especiales. ... 21

4.3.Resultados de los cálculos en MT de red aérea. ... 21

4.3.1.Resultados de los cálculos eléctricos en MT. ... 21

4.3.2.Resultados de los cálculos mecánicos en MT. ... 51

4.4.Resultados de los cálculos de la red subterránea. ... 58

4.5.Resultados de flujo de potencia o carga. ... 61

(9)

vii

4.6.Prueba de hipótesis. ... 63

4.7.Discusión de resultados obtenidos. ... 64

4.7.1.Discusión de los resultados en el cálculos eléctricos en MT. ... 64

4.7.2.Discusión de los resultados de cálculos mecánicos en MT. ... 66

4.7.3.Discusión de los resultados de cálculos de la red subterránea. ... 66

4.7.4.Discusión de los resultados de flujo potencia o carga. ... 66

Conclusiones. ... 68

Recomendaciones. ... 69

Bibliografía ... 70

Anexos. ... 71

(10)

viii

Listado de figuras.

Figura N° 1 Disposición de la estructura. ... 23

Figura N° 2 Relación r/x vs factor N. Reducción de corriente de cortocircuito de choque. ... 37

Figura N° 3 (a) "m" factor de CContinua, (b) factor de C.Alterna. ... 38

Figura N° 4 puesta a tierra disposición PAT 2. ... 39

Figura N° 5 Relación TOV/Un. ... 46

Figura N° 6 Curva de sobretensión temporaria. ... 49

Figura N° 7 Curva característica del transformador. ... 50

Figura N° 8 Hipótesis para el cálculo de flecha. ... 52

Figura N° 9 Perfil de tensión eléctrca del alimentador A4012 con el estudio. ... 62

Figura N° 10 Perfil de tensión electrica del alimentador A4013 con el estudio. ... 63

(11)

ix

Listado de tablas.

Tabla 1 Nivel de aislamiento en condición nominal. ... 13

Tabla 2 Operacionalizacion de variables. ... 16

Tabla 3 Bases para el diseño de redes primarias. ... 19

Tabla 4 Datos de la lámpara de alumbrado público. ... 20

Tabla 5 Consideraciones para selección del nivel de aislamiento. ... 21

Tabla 6 Consideraciones para selección de aislamiento corregidos. ... 21

Tabla 7 Características eléctricas de los conductores. ... 23

Tabla 8 Distancia de seguridad vertical. ... 25

Tabla 9 Distancia vertical de conductores adyacentes. ... 27

Tabla 10 Distancia vertical y horizontal de los conductores a edificaciones. ... 29

Tabla 11 Distancias de seguridad horizontal entre los conductores de línea. ... 32

Tabla 12 Distancia de Seguridad Vertical entre los Conductores de línea. ... 33

Tabla 13 Sección mínima del conductor mm2. ... 37

Tabla 14 Valores máximos de RPT. ... 40

Tabla 15 Aisladores Poliméricos tipo PIN -10kV. ... 41

Tabla 16 Aisladores Poliméricos tipo Suspensión -10kV. ... 41

Tabla 17 Características de la SET con neutro aislado. ... 44

Tabla 18 Valores de factor de variación. ... 44

Tabla 19 Valores de factor de aterramiento. ... 46

Tabla 20 Nivel de aislamiento a cumplir. ... 47

Tabla 21 margen de protección para el pararrayos. ... 49

Tabla 22 Descripción mecánica de los conductores AAAC. ... 51

Tabla 23 Esfuerzo del conductor en la condición EDS. ... 53

Tabla 24 Esfuerzo máximos en el conductor. ... 53

Tabla 25 Características del conductor 120 mm2 N2XSY. ... 59

(12)

x

Resumen de la investigación.

La presente tesis consta del diseño de la red de distribución en el ovalo Julio Sumar localizado en el distrito del Tambo, cumpliendo con las normas vigentes en distribución como son la NTCSE.

Para la elaboración del diseño se estudiaron los tipos de redes de distribución teniendo en cuenta sus ventajas y desventajas, además se tuvo en cuenta el futuro Intercambio Vial en la zona del Ovalo de Julio Sumar para solucionar el problema vehicular y mejorar la apariencia visual de la zona.

Para solucionar el problema del tráfico y motivo por el cual se construirá el ovalo Julio Sumar se realizó a remodelación de la red en 10kV aérea en los alimentadores A4212 y A4213 que se encuentran aledañas a la zona, además se diseñó la red de distribución subterránea en media tensión.

El diseño de la red de distribución subterránea tuvo el resultado esperado como son la mejora de confiabilidad del sistema eléctrico, mejora del tráfico vehicular y la mejora estética del distrito de El Tambo.

(13)

xi

Abstrac

(14)

1

Prólogo.

En la actualidad el incremento de demanda eléctrica a nivel nacional, hace que sean necesarios nuevas redes de distribución eléctrica, pero estas con más restricciones como suministrar mayor energía a mayor densidad de la población, además que deben cumplir con la calidad de servicios eléctricos.

Las redes subterráneas de distribución ofrecen múltiples ventajas frente a las redes de distribución aérea, una de ellas es que están ajenas fallas de origen externo y por consiguiente otorga mayor confiabilidad y reduce el mantenimiento, por otro lado mejoran la estética de lugar donde se encuentra la red subterránea, por lo cual la presente tesis titulada

“ADECUACIÓN DE LOS ALIMENTADORES EN 10 KV A4212 Y A4213 DE LA SUBESTACIÓN PARQUE INDUSTRIAL”, presenta el análisis de la red subterránea, los aislamientos y las distancias mínimas de seguridad para salvaguardar los elementos de la red y de las personas.

La red de distribución subterránea en el ovalo de Julio Sumar a pesar del costo inicial mayor a una red de distribución aérea, el cual será justificada por ser más confiable y con un menor costo de reparación. La red de distribución en 10kV cumplirá con las normas de calidad vigente y su diseño estará expuesto en los 4 capítulos que se encuentran en el presente trabajo de investigación donde se termina las conclusiones referentes al desarrollo del problema, las recomendaciones precisas, bibliografías revisadas y los anexos adjuntos a la investigación.

(15)

2 T1

Capítulo I

Planteamiento del problema.

1.1. Exposición del problema.

La concesionaria Electrocentro es una empresa dedicada a distribuir y comercializar el servicio de energía eléctrica dentro de zona de concesión asignada por LCE.

La Empresa Electrocentro S.A. tiene todo su sistema distribución eléctrica del tipo aérea tal vez por la razón de ser catalogados de menor costo en comparación a las redes del tipo subterránea. Sin embargo, si comparamos con otra empresa como Luz del Sur S.A. que cuenta con redes eléctricas subterráneas en la zona de los centros históricos.

Generalmente se realiza estos tipos de instalaciones en capitales de países o cuando estas ciudades son consideradas como patrimonio cultural. Y tal vez la razón más importante sería mejorar la seguridad y calidad de energía eléctrica con estos tipos de sistemas eléctricos. En ese sentido actualmente, el distrito Metropolitano del El Tambo viene desarrollando un proyecto de Intercambio Vial en la zona del Ovalo de Julio Sumar para solucionar el problema vehicular y mejorar la apariencia visual de la zona y así hacer honor a su denominación de distrito metropolitano. De acuerdo a lo señalado anteriormente, la parte que nos corresponde como responsables de suministrar energía eléctrica, es necesario adecuar las redes de eléctricas de los alimentadores A4212 Y A4213 de la SE Parque Industrial en la zona del Ovalo de Julio Sumar, para mejorar la

(16)

3

seguridad, la calidad de energía eléctrica y la estética de dicha zona evitando cables, estructuras, fallas e inclusive fallas por descarga atmosférica.

1.2. Formulación del problema.

De nuestro planteamiento del problemai se tiene los siguientes problemas:

1.2.1. Formulación del problema principal.

¿Cómo adecuar las redes eléctricas de 10kV de los alimentadores A4212 y A4213 de la Subestación Parque Industrial para mejorar la seguridad, la calidad de energía eléctrica y la estética de dicha zona?

1.2.2. Formulación del problema secundario.

¿Cómo establecer las alternativas de adecuación de las redes de 10kV de los alimentadores A4212 y A4213 de la Subestación Parque Industrial para mejorar la seguridad, la calidad de energía eléctrica y la estética de dicha zona?

1.3. Objetivos de la investigación.

1.3.1. Objetivo principal.

Adecuar las redes eléctricas de 10kV de los alimentadores A4212 y A4213 de la Subestación Parque Industrial para mejorar la seguridad, la calidad de energía eléctrica y la estética de dicha zona.

1.3.2. Objetivo secundario.

Determinar las alternativas de adecuación de las redes de 10kV de los alimentadores A4212 y A4213 de la Subestación Parque Industrial para mejorar la seguridad, la calidad de energía eléctrica y la estética de dicha zona.

(17)

4 1.4. Justificación de la investigación.

Justificación práctica.

Esta investigación se realiza por que existe la necesidad de una propuesta de adecuación de las redes de 10kV de los alimentadores A4212 y A4213, de la SEP Parque Industrial, con el uso de software para desarrollar las simulaciones a sistemas reales.

Justificación social.

La presente tesis tiene justificación social porque adecuación de las redes de 10kV de los alimentadores A4212 y A4213, para mejorar la seguridad, la calidad de energía eléctrica y la estética de dicha zona.

1.5. Limitaciones.

El presente estudio tiene como limitación principal del tipo pecuniario y eso limitó el desarrollo de la presente tesis.

(18)

5 T2

Capítulo II

1

Marco teórico.

2.1. Precedentes.

2.1.1. Precedentes nacionales.

Saadi Joel Jimenez Romero (2005) en su tesis de grado “METODOLOGÍA PARA LA ESTIMACIÓN DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN UNA RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA” concluye lo siguiente: “Para la ejecución de proyectos o continuar proyectos en ejecución en redes eléctricas subterráneas es necesario determinar las pérdidas técnicas y no técnicas que generan una pérdida total en sistema, reducir este indicador y realizar acciones previo estudio técnico - económico ayudara a obtener mejores resultados en la elaboración y ejecución del proyecto eléctrico”.

(19)

6 2.1.2. Precedentes internacionales.

Eduardo Moreno Segura (2008), en su tesis de grado “ESTUDIO DE RENTABILIDAD DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN SUBTERRÁNEO”

concluye lo siguiente: Promover en las zonas urbanas y críticas, las nuevas líneas de alta tensión sean subterráneas mejoran la confiabilidad, mejoran la apariencia del entorno, mayor seguridad a las personas y medio ambiente. Reducen los costos de construcción, inspección, mantenimiento, disminuyen la cantidad de dispositivos instalados de protección y seccionalización.

2.2. Principios teóricos científicos.

2.2.1. Sistemas de distribución.

Los sistemas de distribución incluyen todos los elementos que comprenden desde las subestaciones primarias hasta la bajada de servicio a los distintos tipos de usuarios.

Las redes de distribución presentan características muy particulares que las diferencian de las de transmisión:

 Topología radial.

 Alta relación R/X.

 Múltiples conexiones.

 Estructura lateral compleja.

 Cargas de diversa naturaleza y asimetría.

 Líneas sin transposiciones.

 Cargas distribuidas, etc.

(20)

7 2.2.2. Tipos de sistemas de distribución.

La clasificación de los sistemas eléctricos de distribución de acuerdo a la carga eléctrica a la cual está suministrando energía será:

 Sistema eléctrico de distribución rural.

 Sistema eléctrico de distribución urbana.

 Sistema eléctrico de distribución industrial.

 Sistema eléctrico de distribución comercial.

2.2.3. Partes de una instalación de distribución eléctrica.

Los sistemas de distribución están compuestos por:

 Las subestaciones de distribución.

 Instalaciones eléctricas de distribución primaria.

 Instalaciones eléctricas de distribución secundaria.

2.2.3.1. Subestaciones en sistemas de distribución.

Las subestaciones de distribución o también conocidos como subestaciones de potencia reductoras, debido a que su función es reducir la tensión de media para su transporte por las líneas de subtransmisión, para luego ser distribuida con las redes primarias a los centros de carga.

2.2.3.2. Sistemas eléctricos de distribución eléctrica primaria.

Tienen la función de repartir la energía eléctrica desde las subestaciones de potencia hasta los trasformadores de reparto eléctrico.

Los elementos que los conforman son:

 Las redes eléctricas primarias, compuestos por las estructuras MT, los cables eléctricos MT y la ferretería electromecánica en general.

(21)

8

 Los elementos usados para la protección, compuestos por los

seccionalizadores, interruptores, recloser, etc.

2.2.3.3. Sistemas eléctricos de distribución secundaria.

Son los encargados del reparto de la energía eléctrica desde los SED (subestaciones de distribución) hasta las acometidas domiciliarias y contadores de energía de los clientes.

Los elementos que los conforman son:

Las redes eléctricas secundarias, compuestos por las estructuras BT, los cables eléctricos BT y la ferretería electromecánica en general.

2.2.4. Configuraciones aplicables subterráneas.

2.2.4.1. Media tensión.

A continuación, se describen las configuraciones que se utilizan en la CFE en sistemas subterráneos de media tensión.

2.2.4.1.1. Configuración en anillo.

Los sistemas eléctricos con configuración en anillo tienen la característica principal de suministrar energía eléctrica por otra trayectoria.

2.2.4.1.2. Configuración en anillo, con operación en configuración radial.

La configuración en anillo operación radial cuenta con una o más fuentes de alimentación es aquella cuya configuración es en anillo, y opera en forma radial con un punto normalmente abierto en el centro de la carga.

Se puede clasificar de acuerdo a la cantidad de fuentes de alimentación que se encuentren conectados al sistema eléctrico.

2.2.4.1.3. Sistema de alimentación selectiva.

Este sistema tiene la característica principal de tener la configuración en anillo y operar en forma radial con 2 fuentes de alimentación en una misma

(22)

9

dirección de alimentación, una de las fuentes es considerada preferente y la otra alimentación como sistema de emergencia, siendo activada por un seccionador de transferencia automática.

2.2.4.2. Configuración Radial.

La configuración radial se caracteriza principalmente porque cuenta con una única trayectoria para proporcionar energía a la carga.

2.2.5. Baja tensión.

En baja tensión la configuración que se utiliza comúnmente en sistemas subterráneos es la configuración radial.

2.3. Cables de media tensión para redes subterráneas.

Los cables utilizados para redes subterráneas son los alambres de aluminio enrollados helicoidalmente y compactados, sus principales características se describen a continuación:

 Conductor de aluminio comprimido, de sección transversal circular, compuesto por varios alambres.

 Capa con propiedad semiconductora sobre los alambres enrollados.

 Material aislante compuesto de polietileno reticulado (XLPE).

 Capa con propiedad semiconductora sobre el aislamiento.

 Pantalla metálica compuesta por una corona de alambres de Cu enrollado helicoidalmente.

 Capa protectora exterior compuesta de poliolefina de color rojo.

(23)

10

2.4. Canalizaciones y zanjas para redes de media tensión.

Las canalizaciones para los cables subterráneos de 10kV hasta 34.5 kV se pueden realizar de las siguientes maneras:

 Cables entubados en zanjas.

 Cables directamente enterrados.

 Cables a la intemperie o alojados en galerías.

2.4.1. Cables entubados en zanjas.

Esta canalización se utiliza generalmente en aceras o calzadas, cuando exista múltiples servicios subterráneos que dificulten el tendido directamente enterrado o que no permitan mantener las distancias adecuadas en cruzamiento o paralelismo. Para redes de MT los tubos serán de polietileno (PE) de alta densidad de color rojo y 160 mm de diámetro para las líneas trifásicas, y 110 mm para líneas monofásicas. Esta canalización puede ir acompañada del correspondiente tritubo para también alojar cables de telecomunicaciones, el cual estará situado por encima de los anteriores. Durante la carga y la descarga de la tubería, esta no debe ser arrojada al suelo, debe ser colocada con cuidado; tampoco debe sufrir golpes.

2.4.2. Cable directamente enterrado en zanja.

Este tipo de canalización se utiliza en forma prioritaria, utilizadas comúnmente en veredas o zonas ajardinadas, también puede ser utilizado en aceras si no hay otros servicios subterráneos que impidan su instalación.

Los cables son tendidos en zanjas con la disposición en forma de trébol en red trifásica; las dimensiones de la zanja están definida por el número de líneas a tender.

(24)

11

2.4.3. Cables a la intemperie o alojados en galerías.

Este tipo de canalización es mayormente utilizada cuando el número de líneas a tender justifique la realización de galerías, o en casos especiales en el cual no se pueda realizar otros tipos de canalizaciones.

La canalización con cable a la intemperie, se caracteriza por llevar los cables en la intemperie con una disposición en trébol y fijados sobre bandejas perforadas o abrazaderas para evitar el movimiento de los cables.

2.5. Dispositivos de maniobra y protección en MT.

2.5.1. Dispositivos de maniobra.

Se hará uso de barras sólidas, cortacircuitos fusibles tipo expulsión y seccionadores manipulados por pértiga con corriente nominal de acuerdo a la potencia de transferencia de la red. En otros casos se utilizarán celdas similares a las salidas de distribución de una subestación, las cuales vendrán con los equipos de acuerdo a la tensión instalada.

2.5.2. Dispositivos de protección.

Los dispositivos de protección, sus características y disposiciones se recogerán de los dispositivos existentes en el alimentador, se dispone de protección por sobrecorriente y sobretensión, que son necesarias para las derivaciones en el cual la red aérea pasa a subterráneo.

2.5.2.1. Protección contra sobretensiones.

La protección contra sobretensión en MT se realizará mediante la instalación de pararrayos. Generalmente se hace uso de un juego de pararrayos en la línea aérea, en el herraje de la línea a proteger. Si la línea enlaza dos líneas aéreas se coloca un juego de pararrayos en cada extremo de la línea subterránea.

(25)

12 2.5.2.2. Protección contra sobre intensidades.

En caso necesario, se instalarán cortacircuitos fusibles de expulsión de acuerdo con la especificación técnica correspondiente.

2.6. Apertura de zanjas.

La mayoría de empresas ligadas a trabajos eléctricos de media tensión realizan las excavaciones con su mismo personal, guiándose con los planos de la obra.

Las excavaciones se harán verticales hasta la profundidad necesaria, colocándose entibaciones en los casos que la naturaleza del terreno lo haga preciso.

Se procurará dejar un paso de 50 cm entre zanja y las tierras extraídas, con el fin de facilitar la circulación del personal de la obra y evitar la caída de tierras en la zanja. La tierra excavada y el pavimento, deben depositarse por separado. El fondo de la zanja debe limpiarse de piedras, que podrían dañar las cubiertas exteriores de los cables.

Se deben tomar las precauciones precisas para no tapar con tierras registro de gas, teléfono, bocas de riego, alcantarillas, etc. Durante la ejecución de los trabajos en la vía pública se dejarán pasos suficientes para vehículos y peatones, así como los accesos a los edificios, comercios y garajes. Si es necesario interrumpir la circulación se precisará una autorización especial.

2.7. Selección de nivel de aislamiento.

La selección del nivel de aislamiento para los equipos e instalaciones de las líneas y redes primarias aéreas, se realiza en consideración de la Norma IEC publicación 71-1, 1993-11 y tomando las características de la zona en la cual se realizará la instalación.

(26)

13

Niveles de aislamiento en condiciones nominales.

Tabla 1

Nivel de aislamiento en condición nominal.

Tensióni máximai del componente (en

kilovoltios)

Tensióni de sostenibilidad a frecuencia industrial de pequeña

duración (en kilovoltios)

Tensióni de sostenibilidad de impulso

tipo rayo (en kilovoltios)

3.6 10 20 a 40

7.2 20 40 a 60

12 28 60 a 75 y 95

17.5 38 75 a 95

24 50 95 a 125 y 145

36 70 145 a 170

Fuente: Tabla de la Norma IIEC, publicación 71-1.

2.7.1. Factor corrector de altitud.

Para instalaciones situadas a altitudes superiores a 1 000 m.s.n.m., la tensión máxima de servicio, debe ser multiplicada por un factor de corrección, definido por la expresión:

Donde:

H: altitud en msnm.

Ka: factor de corrección.

m=1: para tensión disruptiva a impulso tipo rayo.

2.7.2. Factor corrector de temperatura.

El valor del factor de corrección por temperatura está dado por:

313 t +

= 273 Ft

Donde:

t : temperatura de operación en °C.

8150

1000 m H

a

e

K

(27)

14 2.8. Sistema de puesta a tierra.

El sistema de puesta a tierra tiene por función proteger las subestaciones de transformación y los elementos que lo conforman, como los elementos de protección y maniobra.

Objetivos:

 Reducir la resistencia de la estructura electromecánica para guardar a las personas y a los animales contra las tensiones de paso y toque ocasionadas por corrientes de dispersión durante algún evento o falla a tierra.

 Entregar resistencia baja contra corrientes de tipo de dispersión producto de las descargas atmosféricas y evitar el fenómeno conocido como flameo inverso (back flashover).

2.9. Flujo de potencia o carga.

El cálculo de flujo de potencia es realizado para conseguir los valores de tensión en las barras, los flujos de potencia activa y reactiva de las distintas redes que se encuentran en el sistema, así como flujo de corrientes, factor de potencia (fp), etc.

2.10. Leyes aplicables.

Los criterios a emplear en el diseño de las redes primarias se rigen por las disposiciones generales del Código Nacional de Electricidad, las normas MEM/DEP y por normas internacionales reconocidas.

2.11. Listado de definiciones.

 Voltaje o Tensión eléctrica: La tensión nominal del sistema en baja tensión: Vn = 220 Voltios.

 Carga: La carga es importante, porque representa la continuidad de servicio, la carga es todo consumidor en media y en baja tensión.

(28)

15

 Calidad de producto: Las magnitudes de los parámetros de tensión, frecuencia y

perturbaciones (flicker y armónicos), deben encontrarse dentro de los limites exigidos por las normas.

 Continuidad: Se refiere a la eficiencia del circuito para alimentar una carga sin tener interrupciones del servicio eléctrico.

 Estructura de la Red Primaria: Es el tipo de red del circuito primario y secundario que influye en la continuidad de servicio eléctrico, es importante el diseño.

 Tensión Primaria y Secundaria: Las tensiones de red primaria en el Perú es 10, 13.2, 22,9 y 33 kV y las tensiones en red secundaria es 0.44, 0.38 y 022kV.

 Control de la Frecuencia y Caída de Tensión: Estos parámetros se refieren

principalmente a la magnitud permisible de a variación de la frecuencia y tensión. De acuerdo a la NTCSE se cuenta con los valores +-5% en tensión y +- 1Hz en frecuencia.

2.12. Hipótesis de la investigación.

2.12.1. Hipótesis principal.

Al adecuar las redes eléctricas de 10kV de los alimentadores A4212 y A4213 de la Subestación Parque Industrial se conseguirá mejorar la seguridad, la calidad de los servicios eléctricos y la estética de dicha zona.

2.12.2. Hipótesis secundaria.

AL determinar las alternativas de adecuación de las redes de 10kV de los alimentadores A4212 y A4213 de la Subestación Parque Industrial se logrará mejorar la seguridad, la calidad de energía eléctrica y la estética de dicha zona.

(29)

16 2.13. Variables de la investigación.

Definición de la Variables.

Relacionando las variables relevantes que intervienen en el presente problema objeto de estudio, que conllevarán a la explicación, demostración y probación de la formulada hipótesis, se han identificado las siguientes variables:

Independiente:

Variable X : propuesta de mejora.

Dependiente:

Variable Z : seguridad eléctrica.

2.14. Operacionalizacion de variables.

El grado más elevado de los referentes empíricos la determinamos operacionalizando las variables que se simbolizan con sus propiedades concretas con las letras X, Y y Z, de igual manera, se obtiene los siguientes indicadores:

Tabla 2

Operacionalización de variables.

VARIABLEI ESPECIFICACIÓN CONCEPTUALL

ESPECIFICACIÓN

OPERATIVA INDICADOR

Variable dependiente

Seguridad eléctrica

Es tener cuidado con el uso de los elementos eléctricos de un sistema

Es el grado de seguridad

Distancias mínimas.

El nivel de aislamiento Variable

independiente

Propuesta de mejora

Es una alternativa, de un proyecto o idea

Alternativa redes subterráneas

Topología de la red

Fuente: Elaboración propia.

(30)

17 T3

Capítulo III

Metodología de la investigación.

3.1. Tipo de investigación.

La presente tesis es del tipo aplicada, debido a que el presente estudio propone el mejoramiento de las redes en 10kV de los alimentadores A4212 YA4213 con parámetros reales para mejorar el sistema eléctrico.

3.2. Nivel de investigación.

La presente investigación está en el nivel descriptivo debido a que se realizara la evaluación y determinación de los nuevos parámetros de las redes de baja y media tensión en los alimentadores A4212 YA4213. La investigación describe el comportamiento del sistema eléctrico mejorado.

(31)

18 3.3. Metodología para la investigación.

El método de investigación de la investigación es del tipo descriptivo y analítico para el cálculo de los nuevos parámetros de los elementos de los alimentadores involucrados, que están ubicados en el ovalo Sumar.

3.4. Instrumentosi de recolección de información.

El instrumento de recopilación de datos es el software DigSilent Power Factory, proporcionado por la empresa concesionaria ELECTROCENTRO S.A., y los catálogos de distintas empresas distribuidoras de elementos eléctricos como conductores, armados de postes, ferretería en general, etc.

3.5. Procedimientol de recolección de información.

La obtención de datos fue realizada con la entrevista y la simulación digital, además los parámetros fueron serán proporcionados por la empresa encargada en el desarrollo de estudio integral del Intercambio Vial.

3.6. Procesamientol y análisis de información.

El estudio y análisis de la información recolectados se realizó con el software DigSilent para simular la red en estudio y Excel para calcular los parámetros eléctricos y mecánicos.

(32)

19 T3

Capítulo IV

Gestión de la investigación.

4.1. Estructura de la red eléctrica en MT.

Para efectos del diseño eléctrico de redes primarias se tendrán en cuenta las siguientes características:

Para Sistema de 10 kV.

Tabla 3

Bases para el diseño de redes primarias.

ítem características mag. unid.

1 Tensión nominal de servicio. 10 kV

2 Máxima tensión de servicio. 12 kV

3 altura máxima 3500 msnm

4

Nivel de contaminación ambiental (Nivel II o

medio). 20 mm/kV

5 Tipo de conexión del neutro. Aislado

6 Nivel Isoceráunico. 30 rayos/km2/añ

o Fuente: elaboración propia en base a Normas MEM/DEP-501

En este estudio de cálculos eléctricos se incluye lo siguiente:

 Selección del grado de aislamiento.

(33)

20

 Descripción de la coordinación de aislamiento.

 Análisis de la coordinación de la protección.

 Configuración del sistema de puesta a tierra.

Consideraciones de diseño.

 Para el diseño de las redes primarias se emplearon los criterios que proporcionan las normas que se mencionan en el capítulo 2.

 La red a mejorar está compuesta en tramos con redes aéreas y redes subterráneas.

4.2. Demanda eléctrica de los alimentadores.

4.2.1. Cargas de servicio particular.

De acuerdo a los sectores en base a su crecimiento poblacional, económico y desarrollo particular y configuración urbana, la zona de estudio es catalogado como localidad tipo A, el cual se caracteriza por:

 Localidad con mayor desarrollo económico.

 Crecimiento poblacional elevado.

 Centro poblado urbano-rural o capital de distrito.

 Además, con una configuración urbana-rural con calles y plazas definidas.

 Este tipo de localidad se le asigna 800W de consumo de potencia por lote.

4.2.2. Cargas de alumbrado público.

En las localidades del tipo A, se instala alumbrado público en las subestaciones plazas y calles principales, la lámpara cuenta con las características.

Tabla 4

Datos de la lámpara de alumbrado público.

Tipo de lámpara Pot. Lámpara (w) Perdidas (w) Total (w)

Vapor de sodio 70 10.5 79.5

Fuente: ELECTROCENTRO

(34)

21 4.2.3. Cargas especiales.

Las cargas especiales de la zona de estudio se indican en los planos de lotización.

4.3. Resultados de los cálculos en MT de red aérea.

4.3.1. Resultados de los cálculos eléctricos en MT.

4.3.1.1. Selección del grado de aislamiento.

En el sistema 10 kV se considera:

Tabla 5

Consideraciones para selección del nivel de aislamiento.

Consideraciones del sistemas de 10kV

Tensión nominal (Vn) 10 kV

Tensión operativa máxima 12 kV

Tensión de sostenimiento al impulso tipo rayo 1.2/50 05 kVp Tensión de sostenimiento de corta duración a frecuencia

industrial 60Hz 28 kVef

Fuente: Elaboración propia.

Por el motivo que estos valores fueron evaluados a una determinada altitud se le deben aplicar los factores de corrección, con los cual se obtiene los siguientes valores:

Tabla 6

Consideraciones para selección de aislamiento corregido.

consideraciones para sistemas de 10kV CORREGIDOS

Tensión nominal de trabajo del sistema (Vn) 10 kV

Tensión operativa máxima 17.5 kV

Tensión de sostenimiento al impulso tipo rayo 1.2/50 125 kVp Tensión de sostenimiento de corta duración a frecuencia 60Hz 28 kVef

Fuente: Elaboración propia.

(35)

22 4.3.1.2. Estudio de la caídal de tensión.

Para hallar la diferencia de potencial es necesarios obtener los parámetros eléctricos de los conductores en la red.

Parámetros eléctricos de los conductores.

Resistencia.

La resistencia del conductor está dado por:

𝑹𝟐 = 𝑹𝟏(𝟏 + 𝜶(𝒕𝟐− 𝒕𝟏)) 𝑅1:Resistencia del cable eléctrico a 20°C, 𝛺/𝑘𝑚.

𝑅2: Resistencia del cable eléctrico a 40°C, 𝛺/𝑘𝑚.

𝑡1: Temperatura 1, 20°C.

𝑡2: Temperatura 1, 40°C.

𝛼: Factor multiplicador de resistividad térmica igual a 0.0036(Aluminio).

Reactancia trifásica del conductor.

La reactancia trifásica del conductor está dado por:

x = 2 ∗ π ∗ f ∗ 104∗ (0.5 + 4.6 ∗ 𝑙𝑜𝑔 (𝐷𝑀𝐺 𝑅𝑀𝐺))

√𝐷𝑅𝑆∗ 𝐷𝑅𝑇 ∗ 𝐷𝑆𝑇

3

Para nuestro caso:

 𝐷𝑅𝑆= 1 𝑚

 𝐷𝑅𝑇 = 2 𝑚

 𝐷𝑆𝑇 = 1 𝑚

(36)

23

R

s

T

Figura N° 1 Disposición de la estructura.

Por lo tanto:

DMG = 1,2599 m

La tabla 7 muestra los valores característicos de los conductores desnudos del catálogo INDECO cuales solo se utilizarán los de 70 y 95 y 120mm2.

Tabla 7

Características eléctricas de los conductores.

Fuente: INDECO Sección

(mm2)

Resistencia 20 °C (Ω/km)

Radio

(mm) N Hilos RMG (mm)

10 2,7250 2,025 7 1,47076

16 2,1976 2,550 7 1,85207

25 1,4065 3,225 7 2,34232

35 1,0046 3,780 7 2,74541

50 0,7032 4,530 7 3,29014

70 0,5023 5,375 19 4,07425

95 0,3701 6,300 19 4,77540

120 0,2930 7,125 37 5,47200

150 0,1920 15,700 19 6,11360

185 0,1560 17,500 37 6,81450

240 0,1160 20,200 37 7,86590

300 0,0840 22,500 37 8,76150

400 0,0710 26,000 61 10,12440

(37)

24

Se utilizó la formula aproximada para el cálculo de caída de tensión en la red de distribución aérea, con este método se relaciona directamente la potencia a transmitir, la longitud de línea y el factor de caída de tensión K1.

Fórmula para el cálculo de caída de tensión en sistemas trifásicos:

Δ𝑉% = 𝑃𝐿

100𝑉𝐿2 (𝑟1 + 𝑋1 ∗ 𝑡𝑔𝜙) Δ𝑉% = 𝐾1 𝑃𝐿

𝐾1 = 𝑟1 + 𝑋1 𝑡𝑔𝜙 100𝑉𝐿2 Donde:

 ΔV%: Diferencia de potencial.

 P: Consideramos esta la potencia de transferencia, 𝑘𝑊.

 L: Extensión de la línea, 𝑘𝑚.

 VL: Diferencia de potencial entre fases, 𝑘𝑉.

 x: Esta es la reactancia- inductiva para sistemas trifásicos, 𝛺/𝑘𝑚.

 r1: Valor de la resistencia del cable eléctrico, 𝛺/𝑘𝑚.

 RMG: Radio Medio Geométricoi

 𝜙: Angulo de FP

 K1: Constante de caída de diferencia de potencial.

Siempre considerar lo siguiente:

La máxima variación de tensión permitida en el primario del transformador es de 05 %

(38)

25

4.3.1.3. Calculo de caída de potencia en la línea.

La siguiente ecuación nos permite hallar la caída de potencia:

𝑃𝐽 = 1000 VL𝑃2 (𝑟1)𝐿2 (Cos2ϕ) , en (kW).

Máxima caída de potencia: 05%

Donde:

 P: Demanda de potencia eléctrica, 𝑘𝑊.

 r1: Resistencia del cable eléctrico, 𝛺/𝑘𝑚.

 L: Longitud de red eléctrica, 𝑘𝑚.

 VL: Tensión de la red eléctrica, 𝑘𝑉.

 Φ: Angulo del fp.

Las formulas anteriores son aplicados desde un punto A hasta B o conocidos como topologías radiales.

4.3.1.4. Distancias mínimas de seguridad de las redes eléctricas.

4.3.1.4.1. Distancia vertical del conductor sobre el piso.

En la tabla 8 se puede apreciar las distancias a cumplir de acuerdo al CNE – Suministro el cual es para trazo y diseño de redes eléctricas.

Tabla 8

Distancia de seguridad vertical.

ítem Tipo de la superficie que se encuentra debajo la ubicación de los conductores

Distancia establecidas de seguridad vertical (m) Cables autoportante

de suministro hasta 750V.

Conductores de suministro expuestos al ambiente de más

de 750V a 23kV.

… Cuando lo conductores eléctricos pasan por::

1 Vías férreas de trenes 7.3 8

2

Carreterasi y también las avenidas

donde exista circulación camiones. 6.5 7

Calles, jirones y otras donde circulan

camiones. 5.5 6.5

3

Áreas de estacionamiento, Calzadas y

callejones. 5.5 6.5

4

Áreas con circulación de vehículos,

tales como cultivos, pastizales, etc. 5.5 6.5

5

Áreas peatonales de la vía o no

transitables por unidades vehiculares 4 5

Caminos y las calles en áreas rurales. 5.5 6.5

Datos Obtenidos de la fuente: “Tabla N°232-1 del CNE”.

(39)

26

4.3.1.4.2. Distancia vertical de conductores adyacentes o que se cruzan.

El CNE establece las distancias a cumplir, mostrados en la tabla 9.

Nota:

 Cuando exista peligro de caída de árbol, se podrán incrementar las distancias.

 Las distancias mínimas con respecto a arboles aislados serán: Distancia vertical comprendida entre cable eléctrico inferior y los arboles: 2.5 m.

 Distancia radial comprendido entre el cable eléctrico y los árboles laterales: 0.5 m

(40)

27 Tabla 9

Distancia vertical de conductores adyacentes.

Niveli de tensión inferior

Niveli de tensión superior Retenidas de los

suministro, los alambres de suspensión, los conductores neutros y

cables de guarda (metros)

Comunicaciones:

retenidas, conductores y cables mensajeros

(metros).

Cablesi de suministro hasta 750V (metros).

Conductores de suministro expuestos, hasta 750V y cablesi de suministro de más de 750V (metros).

Conductoresi de suministro

expuesto, de 750V a 23kV (m).

Retenidas de suministro, alambres de vanos entre

estructuras, conductores neutros y cables de guarda.

0.60 0.60 0.60 0.60 1.20

Ferretería de comunicaciones:

retenidas, conductores y conductores mensajeros.

0.60 0.60 0.60 1.20 1.80

Cablesi de suministro hasta 750V. 0.60 0.60 0.60 1.00 1.20

Conductores de suministro expuestos, hasta 750V y cables de suministro de más de 750V.

1.00 1.20 1.00 1.00 1.20

Conductores de suministro

expuestos, de 750V a 23kV. 1.20 1.80 1.20 1.20 1.20

Trole y cables de contacto de ferrocarril electrificada y vano asociado y alambres portadores.

1.20 1.20 1.20 1.20 1.80

Fuente: Código Nacional de Electricidad Suministro.

(41)

28

4.3.1.4.3. Distancia horizontal y vertical de los conductores a edificaciones.

El CNE – Suministro establece las distancias de seguridad de los conductores a las edificaciones, letreros, chimeneas, antenas de radio y televisión, tanques y otras edificaciones ubicadas en el tramo de red primaria y secundaria. En la siguiente tabla se aprecia las distancias establecidas.

(42)

29 Tabla 10

Distancia vertical y horizontal de los conductores a edificaciones.

Distancias de seguridad de:

Conductores y cables de comunicación aislados, cables mensajeros y de

guarda de sobretensiones, retenidas conectadas a

tierra y retenidas no conectadas a tierra expuestas de 300V

(metros).

Conductores autoportante de suministro hasta 750V (metros).

Partes riguroso con tensión no protegidas,

hasta 750V, conductores de comunicación no asilados, cajas de equipos no conectados

a tierra, hasta 750 V y retenidas no conectadas

a tierra expuestas a conductores de suministro expuestos de

más de 300V a 750V (metros).

Cables de suministro de más de 750V a 23kV, cajas de

equipos no conectados a tierra, 750V a 23kV, retenidas no conectados a tierra expuestas a

más de 750V a 23kV (metros).

Partes rigurosa, bajo tensión no protegidas de más

de 750V a 23kV, cajas de equipos

no conectados a tierra, 750V a 23kV, retenidas no conectados a tierra expuestas a

más de 750V a 23kV (metros).

Conductores de suministro

expuestos al ambiente, de más

de 750V a 23kV (metros).

1. Construcciones A. Horizontal A paredes,

proyecciones, balcones, ventanas y aéreas

fácilmente accesibles.

1.00 1.00 1.00 1.00 2.50 2.50

B. Vertical Sobre techos o

proyecciones no fácilmente accesibles a peatones

1.80 1.80 1.80 3.00 4.00 4.00

(43)

30 Sobre balcones y

techos accesibles a peatones.

3.00 3.00 3.00 3.00 4.00 4.00

Sobre techos accesibles a vehículos pero no sujetos a tránsito vehicular de camiones.

5.50 5.50 5.50 5.50 6.50 6.50

Sobre techos de estacionamiento accesibles a la circulación de camiones.

5.50 5.50 5.50 5.50 6.50 6.50

2. Letreros, chimeneas, carteles, antenas de radio y TV, tanques y otras instalaciones no clasificadas como edificios y puentes.

A. Horizontal 1.00 1.00 1.00 1.00 2.50 2.50

B. Vertical.

Sobre pasillos y otras superficies por donde circula el personal.

3.00 3.00 3.00 3.00 4.00 4.00

Sobre otras partes de dichas

instalaciones no accesibles a peatones.

1.80 1.80 1.80 1.80 3.50 3.50

Fuente: “Tabla N°234-1 del CNE”.

(44)

31

4.3.1.4.4. Distancias entre los conductores eléctricos instalados en una misma estructura o postería.

Distancia horizontal comprendido entre los conductores eléctricos de línea.

Los conductores eléctricos de línea juntados a soportes no deberán tener distancias menores a los valores obtenidos por las siguientes ecuaciones.

 Para sección de conductor de línea inferior a 35 mm2.

𝐷𝑖𝑠𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑟𝑖𝑑𝑎𝑑 = 7.6𝑘𝑉 + 20.4 ∗ √𝑆 − 610

 Para secciones de conductores eléctricos de línea superiores a 35 mm2 𝐷𝑖𝑠𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑟𝑖𝑑𝑎𝑑 = 7.6𝑘𝑉 + 8 ∗ √2.12 ∗ 𝑆

Donde se tiene:

S: flecha del conductor eléctrico a temperatura máxima.

Las distancias establecidas en el CNE se muestran en la tabla 11.

Distancia de seguridad vertical entre conductores eléctricos de línea.

Las distancias establecidas para en el CNE se muestran en la tabla 12.

(45)

32 Tabla 11

Distancias de seguridad horizontal entre los conductores de línea.

Clasei de circuito Distancia de seguridad (m). Notas Conductores de comunicación

expuesto

150 No se aplica en los puntos de transposición del conductor.

75 Habilitado cuando los espacios del soporte tipo espiga menor de 150mm han tenido uso regular. No se aplica en puntos de transposición del cable.

Alimentadores de vías de ferrocarril.

Hasta 750 V, 120 mm2 o más. 150 Cuando ya se ha normado una distancia de seguridad de 250 a 300 mm por la práctica, esta puede continuarse sujeto a lo establecido en la regla 235.B.1.b, para los conductores que tengan flechas aparentes no mayores de 900 mm y para las tensiones que no pasen de 8.7kV.

Hasta 750 V, menos de 120 mm2. 300

Más de 750 V a 8.7 kV 300

Conductores de suministro del mismo circuito.

Hasta 750 V 300

Más de 750 V hasta 11 kV 400

Más de 11kV hasta 50 kV 400 más 10 mm por kV en exceso de 11kV.

Conductores de suministro de diferente circuito

Hasta 750 V 300

Para todas las tensiones superiores a 50kV, la distancia de seguridad adicional deberá aumentarse en 3% por cada 300m que sobrepase de 1000 msnm. Todas las DMS para las tensiones mayores de 50kV deberán basarse en la tensión mayor de operación.

Más de 750V hasta 11kV 400

Más de 11kV hasta 50 kV 400 más 10 mm por kV en exceso de 11kV.

Más de 50kV Ningún valor especificado

Fuente: “Tabla N°235-1 del CNE”.

(46)

33 Tabla 12

Distancia de Seguridad Vertical entre los Conductores de línea.

Conductores por lo general en niveles más bajos

Conductoresi y cables por lo general en niveles más bajos Cables de suministro,

comunicación y conductores neutros, (metros)

Conductores de suministro expuestos Hasta

750 V (metros)

Hasta 11 kV (metros)

Sobre 11 a 50 kV Misma

empresa de servicio al público (metros)

Diferente empresa de servicio al público (metros)

1. Conductores y cables de comunicación

A. Situados en el espacio de comunicación 1 1 1.8 1.8

1.8 más 0.01 por kV sobre 11 kV

B. Situados en el espacio de suministro. 1 1 1.8 1.8

1.8 más 0.01 por kV sobre 11 kV

2. Conductores y cables de suministro.

A. Conductores expuestos hasta 750V, cables de suministro que obedecen con la regla 230.C.1.2 o 3, conductores neutros que obedecen con la regla 230.E.1

1 0.6 1.2

1.2 más 0.01 por kV sobre 11 kV

1.2 más 0.01 por kV sobre 11 kV

B. Conductores expuestos de más de 750 V a 11 kV. 0.8

0.8 más 0.01 por kV sobre 11 kV

C. Conductores expuestos de más de 11 kV a 23 kV.

(1) Si es que trabaja bajo tensión con línea viva las herramientas y los circuitos adyacentes no son no desactivados ni cubiertos con protectores o pantallas.

(47)

34

(2) Si es que no se trabaja bajo tensión a excepción de cuando los circuitos (ya sea superiores o inferiores) adyacentes están desenergizados o cubiertos con pantallas o protectores, o durante el uso de herramientas para líneas energizadas (trabajo en caliente) que no requieren que los linieros se ubican entre los alambres energizados.

0.8 más

0.01 por kV sobre 11 kV

D. Conductores que superan los 23 kV, mas no de 50 kV.

Fuente: “ Tabla 235-5 del CNE”.

(48)

35

4.3.1.4.5. Planeamiento de nuevas instalaciones.

Se debe respetar lo indicado en el Código Nacional de Electricidad Suministro 2011 en la PARTE 2 “Reglas de Seguridad para la Instalación y mantenimiento de Líneas Aéreas de Suministro Eléctrico” - SECCIÓN 21 Requerimientos Generales – 219, planeamiento de nuevas instalaciones – 219 A. Traza y distancias de seguridad entre la línea y otras instalaciones - 219.A.3 establece:

Cuando se tenga que instalar líneas aéreas cerca de los surtidores o tanques de combustible, de estaciones de servicio y puestos de venta de combustibles (grifos), las líneas deben instalarse a distancias (horizontales) mayores a los 7.6 m del surtidor o tanque más cercano a la línea. Cuando no haya espacio para su instalación, estas líneas aéreas deberán ser sustituidas por líneas subterráneas (cables subterráneos), instalados antes y después de los límites del lindero de la instalación de servicio o puesto de venta de combustibles y que cumplan con la distancia indicada.

4.3.1.5. Selección del conductor eléctrico por capacidad térmica frente a eventos de cortocircuitos.

La selección de conductor en este ítem es propone que el conductor seleccionado debe tolerar los efectos térmicos y dinámicos de la corriente de cortocircuito equivalente a 150 MVA, por un tiempo de 0.1 segundo, además se tendrá en cuenta la relación 𝑟/𝑥 ≈ 0.70.

Para determinar los esfuerzos térmicos ocasionados por los cortocircuitos, se hace uso de la norma alemana VDE 103 que proporciona una expresión que relaciona el valor eficaz de la corriente generada con el calor medio producido por el cortocircuito.

(49)

36 La expresión de la norma VDE es:

𝐼𝑚 = 𝐼′′k ∗ √(𝑚 + 𝑛) ∗ 𝑡 Donde:

𝐼𝑚: valor eficaz de la corriente generada, equivalente al calor generado por el cortocircuito.

𝐼’’𝑘: valor eficaz de la corriente inicial del cortocircuito.

𝑚: factor de influencia de la componente unidireccional de corriente.

𝑛: factor de influencia de la disminución de la corriente 𝐼’’𝑘.

𝑡: intervalo de tiempo de despeje del cortocircuito (0.1s).

De acuerdo a la norma alemana VDE la temperatura final admisible en los cables eléctricos aéreos sometidos a un esfuerzo de 10N/mm2 es de 160 °C para un conductor de aleación de Al.

La temperatura inicial asumido es de 40 °C, para los cables eléctricos de Cu y Al.

Tomando la relación de 𝐼"𝑐𝑐/𝐼𝑐𝑐𝑝 (I subtransitoria/I permanente): 2 Se tiene: 𝑰”𝒌 = 𝟏𝟓𝟎/(√𝟑 𝒙 𝟏𝟎) = 𝟖, 𝟔𝟔 𝒌𝑨.

Haciendo uso de 𝑟/𝑥 ≈ 0.7 se obtiene el factor 𝑁 = 1.16 de la figura N°2.

Con el factor N y el tiempo de eliminación de falla se obtienen el factor “m” de la figura N° 3(a) y con la proporción 𝐼"𝑐𝑐/𝐼𝑐𝑐𝑝 y el intervalo de tiempo de despeje de falla se tiene el factor “n” de la figura N° 3(b).

 𝑚 = 0

 𝑛 = 0.9

Con los valores de temperatura, se tiene el valor de la densidad de corriente de cortocircuito:

 𝑇𝑒𝑚𝑝. 𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 = 40°𝐶

(50)

37

 𝑇𝑒𝑚𝑝. 𝐹𝑖𝑛𝑎𝑙 = 160°𝐶

Luego se consigue la densidad del flujo corriente de cortocircuito = 91 A/mm2.

Con los valores obtenidos y reemplazando en la siguiente ecuación se obtiene el valor de Im.

𝐼𝑚 = 8.66 ∗ √(0 + 0.90) ∗ 0.1 𝐼𝑚 = 2.59 𝑘𝐴

Con los valores de temperatura inicial y final, obtenemos el valor de la densidad del flujo de corriente máxima de alcance.

Por ultimo dividimos 𝐼𝑚 entre la densidad calculada y obtenemos la sección mínima del conductor.

En la siguiente tabla se resume los valores obtenidos necesarios para obtener la sección mínima del conductor.

Tabla 13

Sección mínima del conductor mm2.

Tipo de conductor

T.

inicial (°C)

T.

final (°C) m n I''k (kA)

Im (kA)

Densidad de Imax (Amm2)

sección mínima del conductor (mm2) AAAC 40.00 160.00 0.

00 0.

98 8.66 2.59 91.00 28.55

Fuente: Elaboración propia.

Figura N° 2 “Relación r/x vs factor N. Reducción de corriente de cortocircuito de choque”.

(51)

38 4.3.1.6. Sistema de aterramiento.

Configuración de la Puesta a Tierra:

Disposición 1: (PAT-1)

Se ha previsto que las puestas a tierra estarán conformadas por varillas coperweld de 16 mm. ø x 2400 mm (5/8” ø x 2,40 m) y conductor cableado de cobre desnudo de 25 mm² de sección para la bajada.

Para esta disposición, la resistencia de puesta a tierra será:

 



 

 

h a h

L Ln h

R L

2 2

2

2 Ohm

Disposición 2: (PAT-2/PAT-2S).

Está compuesta por dos varillas en posición vertical separadas a una distancia 𝑑 ≥ 5𝑚 (𝑑 > 𝐿), y enterradas en hoyos con una profundidad “h”, para esta configuración la resistencia de puesta a tierra es definida por la ecuación:

ohm R

R

 

   2

* 1

2 

Figura N° 3 (a) "m" factor de CC, (b) factor de CA.

(52)

39

Figura N° 4 puesta a tierra disposición PAT 2.

Donde:

Simbología de las ecuaciones de puestas a tierra:

 L: dimensión de la varilla.

 a: radio de la varilla.

 h: profundidad enterrado.

 ρ: resistividad del terreno.

 d: Longitud entre varillas.

Teniendo como referencia los valores máximos de resistencia eléctrica de acuerdo a la norma IEC, se instalarán:

 Puestas a tierras con un solo electrodo para estructuras de seccionamiento.

 Puestas a tierra con dos o tres varillas en las subestaciones de acuerdo a lo calculado o existentes.

También se tendrán las consideraciones:

a L

* Ln4 r L

(53)

40

Una puesta a tierra será exclusiva para conectar a tierra la carcasa del tranfo y el tablero de distribución eléctrica, otra para el aterramiento del pararrayo.

Los valores máximos de RPT adoptado en la norma IEC 60364-4-442, ANSI/IEE 80 se muestra en la siguiente tabla:

Tabla 14

Valores máximos de RPT.

APLICACIÓN VALORES MAX. DE RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA (𝛺)

Estructuras de LT. 20

Estructuras de AT y extra AT. 1

Subestaciones de MT 10

Protección contra rayos. 10

Fuente: Normas técnicas IEC 60364-4-442, ANSI/IEEE 80.

La ferretería de todas las estructuras estarán protegidas mediante la puesta a tierra tipo PAT-0), que cuentan con un conductor de cobre temple blando de 25 𝑚𝑚2.

4.3.1.7. Elección de aisladores.

Aisladores Normalizados para la Selección.

La selección de la distancia de fuga de los aisladores ha sido tomada de la recomendación de la Norma IEC 815, para diferentes niveles de contaminación.

La línea de fuga fase-tierra está dada por la siguiente expresión:

ch MAX f

fuga L xU xf

L0

Donde:

 Lfuga: Longitud de fuga fase-tierra requerida.

 Lf0: Longitud de fuga unitaria en mm/kVϕ-ϕ.

 𝑈𝑀𝐴𝑋: Tensión máxima de servicio.

(54)

41

 𝑓𝑐ℎ: factor de corrección por altitud:

𝑓𝑐ℎ = 1 + 1,20(𝑚𝑠𝑛𝑚 – 1000) 𝑥 10−4

En ambientes no contaminados se deberá considerar, la contaminación considerado de grado ligero, que será el mismo que le corresponde a una longitud de fuga de 20 mm/kV ϕ- ϕ.

Según la norma corma corporativa de ELECTROCENTRO para el uso de redes primarias se tiene:

Aislador tipo pin o espiga: se emplean en estructuras de alineamiento o con pequeño ángulo de desviación, las características estos aisladores son los siguientes.

Tabla 15

Aisladores Poliméricos tipo PIN -10kV.

Especificaciones Magnitud

Tensión nominal de trabajo (kV) 15

Voltaje de flameo promedio

A frecuencia industrial (kV rms)

Seco 75

Húmedo 50

Al impulso (kV pico) Positivo 120 Negativo 170 Longitud de línea de fuga mínima (mm) 375 Fuente: ELECTROCENTRO.

Aislador polimérico de suspensión: el montaje se realiza en estructura s ubicadas al final de la red o donde hay fuertes desviaciones de ángulo, tienen las siguientes características:

Tabla 16

Aisladores Poliméricos tipo Suspensión -10kV.

Especificaciones Magnitud

Tensión nominal de trabajo (kV) 17.5 Tension de flameo

promedio

A frecuencia industrial (kV rms)

Seco 70

Húmedo 65

Impulso (kV pico) Positivo 125 Negativo 145 Longitud de línea de fuga mínima (mm) 250 Fuente: ELECTROCENTRO.

Referencias

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