CAP II CALCULOS JUSTIFICATIVOS JUAN

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--- RED PRIMARIA EN 22,9 KV.

CAPITULO II

CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS

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CAPITULO II 2 CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS

2.1 Generalidades

2.2 Bases de cálculo eléctrico.

2.3 Estudio de nivel de aislamiento

2.3.1 Criterios para la selección del nivel del aislamiento 2.4 Selección de pararrayos

2.5 Distancias mínimas de seguridad

2.5.1 Separación mínima horizontal o vertical entre conductores de un mismo circuito en los soportes:

2.5.2 Distancia mínima entre los conductores y sus accesorios bajo tensión y elementos puestos a tierra:

2.5.3 Distancia horizontal mínima entre conductores de un mismo circuito a mitad de vano

2.5.4 Distancia horizontal mínima entre conductores de diferentes circuitos 2.5.5 Distancias mínimas del conductor a la superficie del terreno

2.5.6 Distancias mínimas a edificaciones y otras construcciones 2.6 Cálculos eléctricos del conductor

2.6.1 Objetivo

2.6.2 Características de los conductores normalizados 2.6.3 Determinación de los parámetros eléctricos 2.6.4 Caída de tensión, perdida de potencia y energía

2.7 Cálculo de sección de conductor para baja tensión (conexión transformador- tablero)

2.8 Selección de transformador 2.9 Cálculos mecánicos del conductor 2.9.1 Objetivo

2.9.2 Esfuerzos máximos en el conductor 2.10 Calculo mecánico de postes

2.10.1 Objetivo

2.10.2 Tipos de estructuras 2.10.3 Hipótesis de cálculo 2.10.4 Factores de seguridad 2.10.5 Cargas previstas

2.10.6 Consideraciones para el cálculo

2.10.7 Características de los soportes

2.10.8 Cálculo de cimentaciones

2.11 Puesta a tierra

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2 CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS 2.1 GENERALIDADES

Los cálculos eléctricos que se realizan en el presente capitulo permiten conocer los conductores, seccionadores, transformadores y aisladores que servirán para formar el criterio del proyectista con el fin de elegir los equipos y accesorios adecuados para el correcto funcionamiento de la red primaria que forma parte del sistema de distribución eléctrica.

2.2 BASES DE CÁLCULO ELÉCTRICO.

2.2.1 PARAMETROS DE CALCULO A) CÁLCULOS ELÉCTRICOS

- Máxima caída de tensión : 5,0%

- Factor de potencia : 0,9 - Factor de simultaneidad : 1 - Máxima pérdida de potencia : 3,0%

- Máxima pérdida de energía : 1,5%

Fuente: CNE

B) CÁLCULOS MECÁNICOS

- Temperatura mínima : -10ºC

- Temperatura media ambiental : 18 ºC

- Temperatura máxima de operación : 29ºC

- Velocidad del viento : 90 Km/h

- Coeficiente mínimo de seguridad de conductores : 3.0 - Tensión de cada día conductores de AAAC : 18,0%

- Coeficiente de seguridad en postes de CAC : 2 2.2.2 CARACTERISTICAS ELECTRICAS DEL SISTEMA

Para los efectos del diseño eléctrico de líneas y redes primarias se tendrán en cuenta las siguientes características.

- Tensión nominal de la red : 22.9 kV. (para cálculos) - Frecuencia nominal : 60 Hz

- Factor de potencia : 0.90 (atraso)

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Se realiza los cálculos con la tensión de 22.9 kV. Por ser este el crítico.

• Material de los conductores

Los conductores para líneas y redes primarias aéreas serán de aleación de aluminio (AAAC), fabricados según las prescripciones de las normas ASTM B398, ASTM B399 o IEC 1089.

2.3 ESTUDIO DE NIVEL DE AISLAMIENTO

2.3.1 Criterios para la selección del nivel del aislamiento

Los criterios que deberán tomarse en cuenta para la selección del aislamiento serán las siguientes:

- Sobretensiones atmosféricas

- Sobretensiones a frecuencia industrial en seco - Contaminación ambiental

En el cuadro siguiente se muestran los niveles de aislamiento que se aplicarán a las redes primarias en condiciones standard:

SELECCION DEL NIVEL DE AISLAMIENTO DE LINEAS PRIMARIAS RED PRIMARIA PARA LA PROPIEDAD DEL SR. JUAN TICONA MAMANI

CONDICIONES DE OPERACION 4

Tensión nominal de servicio entre fases [kV] 22.9

Tensión máxima de servicio entre fases [kV] 25

Punto más alto de la zona de Proyecto [m.s.n.m.] 3858

Temperatura de operación [°C] 12

Nivel de contaminación ambiental [Nivel] BAJ O

Tipo de Conexión del Neutro [Tipo] Aislado - MRT

NIVEL BASICO DE AISLAMIENTO NORMALIZADO DE REDES DE DISTRIBUCION A NIVEL DEL MAR

TENSION NOMINAL MAXIMA TENSION NIVEL BASICO DE AISLAMIENTO

TRIFASICO DEL SISTEMA O TRIFASICA DEL EQUIPO ALTITUD REFERIDO AL NIVEL DEL MAR EQ. TRIFASICO DEL SISTEMA EQ. TRIFASICO DEL EQUIPO A FRECUENCIA

DE SERVICIO

[kVrms] [kVrms] [m.s.n.m.] [kVrms] [kVpico]

22.9 25 0000 - 1000 50 125

FACTORES DE CORRECCION

FACTORES DE CORRECCION FACTOR

Según C.N.E. Tomo IV-Norma IEC 137 DE CORRECCION

m.s.n.m. ALTITUD TEMPERATURA RESULTANTE

I 0000 - 1000 1.0000 1.00 1.0000

II 1000 - 2000 1.1250 1.00 1.1250

III 2000 - 3000 1.2500 1.00 1.2500

IV 3000 - 3100 1.2625 1.00 1.2625

IV 3100 - 3200 1.2750 1.00 1.2750

IV 3200 - 3300 1.2875 1.00 1.2875

IV 3300 - 3400 1.3000 1.00 1.3000

IV 3400 - 3500 1.3125 1.00 1.3125

V 3500 - 3600 1.3250 1.00 1.3250

V 3600 - 3700 1.3375 1.00 1.3375

V 3700 - 3800 1.3500 1.00 1.3500

V 3800 - 3900 1.3625 1.00 1.3625

V 3900 - 4000 1.3750 1.00 1.3750

VI 4000 - 4100 1.3875 1.00 1.3875

VI 4100 - 4200 1.4000 1.00 1.4000

VI 4200 - 4300 1.4125 1.00 1.4125

VI 4300 - 4400 1.4250 1.00 1.4250

VI 4400 - 4500 1.4375 1.00 1.4375

VII 4500 - 4600 1.4500 1.00 1.4500

VII 4600 - 4700 1.4625 1.00 1.4625

VII 4700 - 4800 1.4750 1.00 1.4750

VII 4800- 4900 1.4875 1.00 1.4875

VII 4900 - 5000 1.5000 1.00 1.5000

AL IMPULSO

ALTITUD ZONA

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CRITERIOS PARA LA SELECCION DEL AISLAMIENTO A). SOBRETENSIONES EXTERNAS (NORMA I.E.C. 71-1)

NIVEL BASICO DE AISLAMIENTO AISLADORES AISLADORES

ALTITUD A FRECUENCIA AL IMPULSO TIPO PIN TIPO SUSPENSION

DE SERVICIO POSITIVO Clase ANSI POSITIVO Clase ANSI

m.s.n.m. [kVeficaz] [kVpico] [kVpico] 8 ^[kV^pico^] 4

I 0000 - 1000 50 125 192 56-3 200 RPP-25

II 1000 - 2000 56 141 192 56-3 200 RPP-25

III 2000 - 3000 63 156 192 56-3 200 RPP-25

IV 3000 - 3100 63 158 192 56-3 200 RPP-25

IV 3100 - 3200 64 159 192 56-3 200 RPP-25

IV 3200 - 3300 64 161 192 56-3 200 RPP-25

IV 3300 - 3400 65 163 192 56-3 200 RPP-25

IV 3400 - 3500 66 164 192 56-3 200 RPP-25

V 3500 - 3600 66 166 192 56-3 200 RPP-25

V 3600 - 3700 67 167 192 56-3 200 RPP-25

V 3700 - 3800 68 169 192 56-3 200 RPP-25

V 3800 - 3900 68 170 192 56-3 200 RPP-25

V 3900 - 4000 69 172 192 56-3 200 RPP-25

VI 4000 - 4100 69 173 192 56-3 200 RPP-25

VI 4100 - 4200 70 175 192 56-3 200 RPP-25

VI 4200 - 4300 71 177 192 56-3 200 RPP-25

VI 4300 - 4400 71 178 192 56-3 200 RPP-25

VI 4400 - 4500 72 180 192 56-3 200 RPP-25

VII 4500 - 4600 73 181 192 56-3 200 RPP-25

VII 4600 - 4700 73 183 192 56-3 200 RPP-25

VII 4700 - 4800 74 184 192 56-3 200 RPP-25

VII 4800- 4900 74 186 192 56-3 200 RPP-25

VII 4900 - 5000 75 188 192 56-3 200 RPP-25

B). SOBRETENSIONES INTERNAS B1). NORMA ALAEMANA VDE

VDE AISLADORES AISLADORES

ALTITUD TENSION DISRUPTIVA TIPO PIN TIPO SUSPENSION

BAJO LLUVIA HUMEDO Clase ANSI HUMEDO Clase ANSI

m.s.n.m. [kVeficaz] [kVeficaz] 8 ^[kVeficaz] 4

I 0000 - 1000 59 80 56-3 95 RPP-25

II 1000 - 2000 65 80 56-3 95 RPP-25

III 2000 - 3000 71 80 56-3 95 RPP-25

IV 3000 - 3100 71 80 56-3 95 RPP-25

IV 3100 - 3200 72 80 56-3 95 RPP-25

IV 3200 - 3300 72 80 56-3 95 RPP-25

IV 3300 - 3400 73 80 56-3 95 RPP-25

IV 3400 - 3500 74 80 56-3 95 RPP-25

V 3500 - 3600 74 80 56-3 95 RPP-25

V 3600 - 3700 75 80 56-3 95 RPP-25

V 3700 - 3800 75 80 56-3 95 RPP-25

V 3800 - 3900 76 80 56-3 95 RPP-25

V 3900 - 4000 77 80 56-3 95 RPP-25

VI 4000 - 4100 77 80 56-3 95 RPP-25

VI 4100 - 4200 78 80 56-3 95 RPP-25

VI 4200 - 4300 78 80 56-3 95 RPP-25

VI 4300 - 4400 79 80 56-3 95 RPP-25

VI 4400 - 4500 80 80 56-3 95 RPP-25

VII 4500 - 4600 80 80 56-3 95 RPP-25

VII 4600 - 4700 81 80 NO CUMPLE 95 RPP-25

VII 4700 - 4800 81 80 NO CUMPLE 95 RPP-25

VII 4800- 4900 82 80 NO CUMPLE 95 RPP-25

VII 4900 - 5000 83 80 NO CUMPLE 95 RPP-25

NOTA: La tensión disruptiva bajo lluvia a la frecuencia de servicio que debe tener un aislador, no deberá ser menor a : U_C = 2.1(U*F_C + 5) ... [kV]

ZONA ZONA

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2.4 SELECCIÓN DE PARARRAYOS

La zona del proyecto se caracteriza por ser de ALTA actividad de tormentas eléctricas (SIERRA DE GRAN ALTITUD >> 3500msnm – Td = 50), por lo que es necesaria la instalación de pararrayos en las subestaciones principales, en cada salida de línea y como protección de los transformadores de distribución.

Para obtener los mayores márgenes de protección hacia los equipos contra sobretensiones internas y externas del sistema, los pararrayos que se utilizarán en este proyecto serán de óxido metálico tipo distribución.

El procedimiento para la determinación de las características que deberá tener el pararrayos es el siguiente:

Primero se determina el MCOV (tensión máxima de operación permanente)

Con el MCOV y los datos de catálogo del fabricante se determinan las demás características del pararrayos.

Luego se verificará el valor máximo de sobretensión temporal.

Tensión máxima de operación permanente (MCOV).

Este valor se calcula mediante la siguiente expresión:

. 3 ..

* . .

max Vn kV

t f

V 



 



= 

Donde:

f.t

: factor de mayor variación de tensión = 1.10, correspondiente a desbalances de carga o condiciones ambientales adversas.

Vn

: es la tensión nominal entre fases en kV rms.

Entonces

Vmax = 1,1 (22.9 /3) Vmax = 14,54 kV

Características de catálogo del pararrayos

Este valor nos permite elegir en catálogo del fabricante, un pararrayos cuya tensión máxima de operación permanente, sea de nivel igual o inmediato superior a 14,54, del catálogo de IBERICA se obtienen los siguientes valores:

Tensión máxima de operación permanente (MCOV)

.

17

cov kV

Vm =

Tensión nominal (Arrester rating)

.

..

21 kV Vnp =

(7)

Máxima sobretensión temporal (TOV)

.

..

33 kV Vtov =

Tensión de cebado con onda 1,2/50 s (Front – of wave protective level crest) 𝑉𝑎 = 69.5. . 𝑘𝑉.

Tensión de cebado con sobretensiones de maniobra (Maximun switching surge protective level kV crest)

. ..

9 .

40 kV

Vmmt =

Tensión residual para onda de 10 kA, 8/20 s

.

..

5 .

61 kV

Vp =

Verificación de Máxima Sobre tensión Temporal (TOV).

Debe verificarse que:

Vtov (calculado)



Vtov (catálogo)

El Vtov se calcula mediante la siguiente fórmula:

. 3 ..

* .

. Vn kV

t f

V_tov 



 



= 

Donde:

f.t. : factor de mayor variación de tensión = 1.10 Reemplazando en la expresión anterior:

Vto. = (1,10) 22,9/3 Vto. = 14.54 kV.

Se verifica que:

Vtov (calculado) < Vtov (catálogo) 14.54 < 21 KV.

Coordinación de Aislamiento

La coordinación de aislamiento, es el proceso de correlacionar los esfuerzos eléctricos a los que se someten los equipos al aplicarse las sobre tensiones previstas, con los niveles de protección de los pararrayos.

Se debe verificar los siguientes márgenes de protección recomendados por ANSI C62.2

Margen en el tramo de las ondas cortadas 1,20 pararrayos

del Va

equipo del o aislamient de

Nivel

Ma 

(8)

Ma = 170/69.5= 2.44

Margen en el tramo de las ondas plenas tipo rayo

Mb = 170/2*61.5= 1.38

En los casos de cambios sustanciales en la impedancia característica de la red, como en los puntos que una línea subterránea se convierta en aérea se producen reflexiones de las ondas viajeras, las ondas reflejadas, en el peor de los casos se duplican. El factor 2 toma en cuenta este criterio

Margen en el tramo de las ondas tipo maniobra

Mc = 170/40.9= 4.15

Calculando para el pararrayos seleccionado tenemos:

Ma = 2,44 > 1,20 Mb = 1,38 > 1,20 Mc = 4,15 > 1,15

En conclusión: los valores de Ma, Mb, y Mc garantizan una adecuada protección 1,20

pararrayos

del Vp

* 2

equipo del o aislamient de

Nivel

Mb 

1,15 pararrayos

del Vmmt

equipo del o aislamient de

Nivel

Mc 

(9)

2.5 DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD

Las distancias mínimas de seguridad de acuerdo al código nacional de electricidad, deberán ser medidas entre las partes más cercanas en consideración.

Los esquemas eléctricos sobre los cuales se realiza el cálculo eléctrico se muestran en la lámina de distribución de carga. La carga del estudio es la que se obtuvo en el estudio de mercado eléctrico, en las proyecciones de máxima demanda de potencia.

voltaje de prueba estandarizado

IEC Publication 71-1,1976: Coordination of insulation

Draft 17A (C.O.) 136: New specifications for dielectric tests Practica europea

Tension Tension de prueba Tension de Impulso Tension Tension de Impulso

Nominal 50 Hz, 1 min. 1.2/50 ms Nominal 1.2/50 ms

a a circuito a a circuito A tierra Across open contacts ¹⁾ a a circuito

Um tierra abierto tierra Abierto Um Seca Mojada Seca Mojada tierra abierto

¹⁾ ¹⁾ 1 min 10 s 1 min 10 s ¹⁾

2) 2) 2) 3) 3) 2) 2) 2) 2) 2) 3) 3)

kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV

3.6 10 12 20 ⁴⁾ 23 ⁴⁾ 4.76 I 19 - 21 - 60 66

40 46

7.2 20 23 40 ⁴⁾ 46 ⁴⁾ 8.25 I 26 - 29 - 75 83

60 70 8.25 F 35 30 39 33 95 105

12 28 32 60 ⁴⁾ 70 ⁴⁾ 15 I 36 - 40 - 95 105

75 85

17.5 38 45 75 ⁴⁾ 85 ⁴⁾ 15.5 I 50 - 55 - 110 121

95 110 15.5 F 50 45 55 50 110 121

24 50 60 95 ⁴⁾ 110 ⁴⁾ 25.8 I 60 - 60 - 125 138

125 145 25.8 F 70 60 77 66 150 165

36 70 80 145 ⁴⁾ 165 ⁴⁾ 38 I 80 - 88 - 150 165

170 195 38 F 95 80 105 88 200 220

52 48.3 I 100 - 110 - 200 220

48.3 F 120 100 132 110 250 275

72.5 I 160 - 176 - 350 385

72.5 F 175 145 193 160 350 385

100 E 150 175 380 440

100 185 210 450 520

123 E 185 210 450 520

123 230 265 550 630

145 E 230 265 550 630 Por encima de Um = 100 kV, es práctica europea

145 275 315 650 750

170 E 275 315 650 750

170 323 375 750 860

245 E 360 415 850 950

245 E 395 460 930 1050

245 460 530 1050 1200

1) Only for isolators and earthing switches Um = Max. Service voltage of the network between phases

2) RMS value I = Indoor execution

3) Peak value F = Outdoor execution

4) For effectively earthed neutral with additional overvoltage protection or lightning arresters E = Reduced insulation, permmisible only for effectively earthed neutral

250 290

375

Estados Unidos y Canada

72.5 140 160 325

Tension de Prueba 60 Hz.

95 110

(10)

𝐻 = 𝑑_𝑚í𝑛+ 𝑓_𝑚á𝑥+ ℎ + 𝐻_𝑒 [𝑚]

Donde:

H : altura total del poste (m)

dmín : distancia mínima donde se reducen las fuerzas por momentos a una distancia equivalente aplicada: 0.15 m de la punta del poste para postes de concreto

fmáx : flecha máxima (m)

h : altura mínima sobre la superficie (m) He : altura de empotramiento (m)

Según la norma DGE 015-PD-1 para postes con cimiento de concreto será:

 

^m

H_e H

=10

He = 13/10 =1.30 m

De acuerdo al cálculo de cimentaciones se demuestra que la altura de empotramiento será:

He = 1.30 m

2.5.1 Separación mínima horizontal o vertical entre conductores de un mismo circuito en los soportes:

- Para vanos hasta 100 m : 0.70 m - Para vanos entre 101 y 300 m : 1.00 m

En estructuras con disposición horizontal de conductores, donde dos de estos estén ubicados en un plano horizontal, solo se ha tomado en cuenta la separación horizontal de conductores si es que el conductor superior central se encuentra a una distancia vertical igual o superior a 1.0 m.

2.5.2 Distancia mínima entre los conductores y sus accesorios bajo tensión y elementos puestos a tierra:

La separación mínima entre conductores y sus accesorios en tensión y sus estructuras soportadoras no deberá ser inferior a:

 

m F

d U ^h

150 1 * .

min =0 + Donde:

dmin : distancia mínima entre los conductores y sus apoyos [m] (Con un mínimo de 0.20m)

U : tensión nominal 22,9 kV

Fh : factor de corrección por altitud (1.3625)

He h

H f

máx

d

mín

(11)

dmin = 0.308000833  dmin= 0.31 m

2.5.3 Distancia horizontal mínima entre conductores de un mismo circuito a mitad de vano

La altura de operación promedio es 3858 m.s.n.m por lo tanto, el factor de corrección por altitud es calculado por:

10 4

) 1000 (

25 . 1

1+ − ⁻

= H x

F_h Donde:

Fh : factor de corrección por altitud. = Fh = 1.3625 H : altura sobre el nivel del mar(3841msnm).

Si:

f 0,65 (FC) (U) 0,0076

D= +

Donde:

U = tensión nominal entre fases, kV FC = factor de corrección por altitud

f = flecha del conductor a la temperatura máxima prevista, m

Notas:

1- Cuando se trate de conductores de flechas diferentes, sea por tener distintas secciones o haberse partido de esfuerzos EDS diferentes, se tomará la mayor de las flechas para la determinación de la distancia horizontal mínima.

2. Además de las distancias en estado de reposo, se deberá verificar, también, que bajo una diferencia del 40% entre las presiones dinámicas de viento sobre los conductores más cercanos, la distancia D no sea menor que 0,20 m

f= de la tabla de templado final-.

Nota: considerando la condición más crítica de flecha.

Cálculos:

h = 3.841,00 m

FC = 1,36

f = 1,75 m

U = 22,90 kV

D 1,10 m

Caso "D"

(12)

2.5.4 Distancia horizontal mínima entre conductores de diferentes circuitos

Para la verificación de la distancia de seguridad entre dos conductores de distinto circuito debido a una diferencia de 40% de las presiones dinámicas de viento, deberá aplicarse las siguientes fórmulas:

D = 0,00746 (U) (FC), pero no menor que 0,20 m Donde:

U = tensión nominal entre fases del circuito de mayor tensión, en kV FC = factor de corrección por altitud

2.5.5 Distancias mínimas del conductor a la superficie del terreno

La altura de los apoyos será la necesaria para que los conductores con su flecha, con su flecha máxima vertical queden situados por encima de cualquier punto del terreno o superficie a una altura mínima de:

ℎ_𝑚í𝑛= 5.3 +𝑈 ∗ 𝐹_ℎ

Donde:

150

hmin : distancia mínima de los conductores al terreno (m) U : tensión nominal 22,9 kV

Fh : factor de corrección por altitud = 1,3625

 hmin= 5.50800 m = 5.51

-

En lugares accesibles sólo a peatones 5,0 m

- En laderas no accesibles a vehículos o personas 3,0 m - En lugares con circulación de maquinaria agrícola 6,0 m - A lo largo de calles y caminos en zonas urbanas 6,0 m - En cruce de calles, avenidas y vías férreas 7,0 m

2.5.6 Distancias mínimas a edificaciones y otras construcciones

No se permitirá el paso de líneas de media tensión sobre construcciones para viviendas o que alberguen temporalmente a personas, tales como campos deportivos, piscinas, campos feriales, etc.

- Distancia radial entre el conductor y paredes y otras estructuras no accesibles (2,5 m)

Cálculos:

h = 3.841,00 m

FC = 1,3551

f = 1,75 m

U = 22,90 kV

D = 0,23 m

(13)

- Distancia horizontal entre el conductor y parte de una edificación normalmente accesible a personas incluyendo abertura de ventanas, balcones y lugares similares (2,5 m)

- Distancia radial entre el conductor y antenas o distintos tipos de pararrayos (3,0 m).

2.6 CÁLCULOS ELÉCTRICO DEL CONDUCTOR 2.6.1 Objetivo

Estos cálculos tienen el objetivo de determinar las siguientes magnitudes relativas a los conductores de líneas y redes primarias aéreas en todas las hipótesis de trabajo:

- Esfuerzo horizontal del conductor

- Esfuerzo tangencial del conductor en los apoyos - Flecha del conductor

- Parámetros del conductor

- Coordenadas de plantillas de flecha máxima (sólo en hipótesis de máxima temperatura)

- Ángulos de salida del conductor respecto a la línea horizontal, en los apoyos.

- Vano - peso de los apoyos - Vano - medio de los apoyos

2.6.2 Características de los conductores normalizados Material de los conductores

Los conductores para líneas y redes primarias aéreas serán de aleación de aluminio (AAAC), fabricados según las prescripciones de las normas ASTM B398, ASTM B99 o IEC 1089.

En casos especiales, cuando se trate de áreas geográficas próximas al mar o de zonas que presenten alto grado de contaminación, podrán utilizarse conductores de aleación de aluminio engrasados o conductor de cobre con cubierta de polietileno. En estos casos los Consultores presentarán la justificación pertinente que se basará en normas internacionales, experiencias de empresas de electricidad nacionales o extranjeras.

Características mecánicas de los conductores de aleación de aluminio de 35 mm2 normalizados (sin grasa)

(14)

Sección: 35mm2

Diámetro exterior: 7.5mm

Número de alambres: 7

Diámetro de cada alambre: 2.5mm Resistencia eléctrica a 20°C: 0.966 ohm/Km Resistencia eléctrica a 40°C: 1.036 ohm/km Resistencia homopolar: 1.217 ohm/km Reactancia inductiva : 0.937 ohm/km Reactancia homopolar X0: 0.407 ohm/km Factor de caída de tensión (Kt): 8.668x10-4. (MRT) Reactancia capacitiva: 4.73x10-3 ohm/km

2.6.3 Determinación de los parámetros eléctricos

a.- Corriente nominal (In)

𝐼𝑛 = 𝑃_𝑚

√3 ∗ 𝑉 ∗ cos ∅ [𝐴]

Donde:

In : corriente nominal (A)

Pm : máxima demanda 119.98 kW V : tensión de línea 22.9 kV Cos : factor de potencia 0.9

 In = 3.36 A,

b.- Resistencia eléctrica del conductor



^Km



R

R = _OP +0.06 /

c.- Resistencia de operación (Rop)

𝑅

_𝑜𝑝

= 𝑅

_20º

∗ [1 + 𝛼 ∗ (𝑡

₂

− 𝑡

₁

)] [/𝑘𝑚]

Donde:

R

OP

: resistencia a la temperatura de trabajo ºC

R20º : resistencia a 20ºC /km en catálogos

 : coeficiente de dilatación térmica a 20ºC ºC

^-1

Aleación de Al.

0.0036 ºC

^-1

t

1

: temperatura 20 ºC

t

2

: temperatura de operación del conductor (40 °C) Donde

R

20º

=0.966 /km para el conductor de 35 mm² 𝑅

_𝑜𝑝

= 𝑅

_20º

∗ [1 + 0,0036 ∗ (𝑡

₂

− 20)] [/𝑘𝑚]

 𝑅

_𝑜𝑝

= 1.036

(15)

d.- Reactancia inductiva (xl)

𝑋

_𝐿

= 377 ∗ (0.5 + 4.6 ∗ log 2 ∗ 𝐷𝑀𝐺

𝑑 ) ∗ 10

⁻⁴

Donde:

f : frecuencia Hz (60Hz)

DMG : distancia media geométrica m

Se considera la disposición horizontal

𝐃𝐌𝐆 = √𝐃

^𝟑 _𝟏𝟐

∗ 𝐃

_𝟏𝟑

∗ 𝐃

_𝟐𝟑

= √𝟏. 𝟐𝟓𝟑 ∗ 𝟐. 𝟐 ∗ 𝟏. 𝟐𝟓𝟑

^𝟑

= 𝟏. 𝟓𝟏

d : Diámetro del conductor (10.8mm)  X

L

= 0.45 /KM

Se considera la disposición vertical

𝐃𝐌𝐆 = (𝒅

^𝟐

)√𝟐 = (𝟏

^𝟐

)√𝟐 = 𝟏. 𝟐𝟔

a.- Factor de caída de tensión (fct)

V% = P L (R1 + X1 Tan ) 10 V

L2

𝑉% = 𝑃 ∗ 𝐿 10 ∗ 𝑉_𝐿²𝐹𝐶𝑇



Km



Tg X R

FCT

= +

_L

*   /

DISPOSI CI ON HORIZONTAL

DISPOSI CION VERTICAL

(16)

Donde:

R : resistencia eléctrica del conductor (1.036) /km X

L

: reactancia inductiva equivalente (0.45) /km

 : ángulo de fase Cos  = 0,9

 FCT = 2.387 /km

2.6.4 Caída de tensión, perdida de potencia y energía

El cálculo de caída de tensión se desarrolla en el software Digsilent, simulando el flujo de potencia de la red equivalente existente y red proyectada.

El cálculo y selección de fusible se desarrolla con el software Digsilent,.

Para la selección del fusible se desarrolló simulación de corto circuito monofásica con tierra a 200 Ohmios, simulación de corto circuito trifásico.

a.- Caída de tensión

𝑉% = 𝑃 ∗ 𝐿 10 ∗ 𝑉_𝐿²𝐹𝐶𝑇

Donde:

V : porcentaje de caída de tensión V

P : potencia total

119.98

kW

L : longitud del Tramo 0.385 km

Vl : tensión línea 22.9 kV

b.- Perdidas eléctricas

Consideramos las siguientes expresiones según recomendaciones de CENERGIA (Bullery Wodrom), el factor de pérdidas se encontrará mediante la relación:

(

1

)

* ²

* 5 . 0

* _C _C

P C F C F

F = + −

Donde:

F

P

: factor de perdidas

C : constante del sub sistema de distribución 0.15 F

C

: factor de carga, considerando 0.35

* 2

425 , 0

* 15 ,

0 _C _C

P F F

F = +

c.- Perdidas de potencia.

Se expresa por:

𝑃𝑗 (%) = 2𝑃² (𝑅₁)𝐿 1000 ∗ 𝑉_𝐿²∗ cos²∅ 𝐸𝑗 = 8760 ∗ 𝑃_𝑗∗ 𝐹_𝑝

Donde:

(17)

Pj : caída porcentual de Potencia.

Ej : pérdidas anuales de energía activa.

P : demanda de Potencia, en kW.

L : longitud del tramo de línea, en km.

R

1

: resistencia del conductor a la temperatura de operación, en ohm/km.

 : ángulo de factor de potencia.

V

f

: tensión entre fases, en kV.

Fp : factor de pérdidas.

Fc : factor de carga

2.6.5

CÁLCULO DE LA RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN DE CORRIENTE DEL TRAFOMIX.

Para el cálculo de la relación de transformación de corriente utilizamos la siguiente formula:

I =160/22.9

SAB Potencia del transformador

(KVA)

Relación de transformación (A)

1 160 4.03 5/5

DIAGRAMA UNIFILAR

KW-H

PUNTO DE DISEÑO ELPU TENSION: 22,9 KV

TG ITM 400 A TENSION NOMINAL 22,9/.40-.23 KV

GRUPO Dyn5 TRAFO: 160 KVA

MT/BT

AAAC 3X35 MM2 AAAC 3X35 MM2 0.385 KM NA2XSY 3X1-50 MM2 0.40 KM

10K 6K

(18)

PARÁMETROS DE CONDUCTORES Y FACTORES DE CAÍDA DE TENSIÓN

CUADRO Nº 6.1

Sección Numero de Diámetro Diámetro de Rcc20° Rcc40° X1 (mm2) Alambre

Exterior (mm)

c/alambre

(mm) (Ohm/km) (Ohm/km) (Ohm/km)

25 7 6.5 2.2 1.310 1.469 0.47

35 7 7.6 2.5 0.095 1.036 0.45

50 7 9.1 3.0 0.663 0.719 0.44

70 19 10.8 2.2 0.558 0.544 0.43

95 19 12.6 2.5 0.428 0.384 0.41

CUADRO Nº 6.2

Sección X2 X3 Xt K1 K2 K3 Kt

(mm2) (Ohm/km) (Ohm/km) (Ohm/km) (x10^-4) (x10^-4) (x10^-4) (x10^-4)

25 0.51 0.47 1.004 3.231 3.268 9.726 11.197

35 0.20 0.45 0.988 2.387 2.433 7.185 8.668

50 0.49 0.44 - 1.774 1.820 5.339

-

70 0.47 0.43 - 1.431 1.468 4.307

-

95 0.46 0.41 - 1.108 1.153 3.333

-

MAXIMA DEMANDA

SECTORES M.D.(HP) MD KW CTDAD. F.S. POT(KW)

CARGAS ESP.

COMPRESORA 40 29,80 1 1 29,8

DESPEDRADORA 17 12,67 1 1 12,665

GRAVIMÉTRICA 14 10,43 1 1 10,43

ZARANDA 3 2,24 1 1 2,235

PELADORA 16 11,92 3 1 35,76

DISECADORA 20 14,90 1 1 14,9

ELEVADORES DE OPTICA 4 2,98 1 1 2,98

SUCCIÓN DE AIRE 4 2,98 1 1 2,98

ELEVADOR 3 2,24 1 1 2,235

SUB TOTAL 113,99

PERDIDAS POR DIST. 5% 5,70

POT TOTAL 119,68

POT. TRAFO KVA 132,9825

POT NORMALIZADA. KVA 160

VEASE EN LAS SEGUIENTES HOJAS CALCULO DE FLUJO DE POTENCIA, ESTUDIO DE CCT Y SELECCIÓN DE FUSIBLES.

POR LO TANTO, DE ACUERDO A LOS CÁLCULOS REALIZADOS SE PUEDE RESUMIR LO SIGUIENTE:

fusible protector: 10k lado de la línea

fusible protegido: 6k

en la subestación

(19)

78,0TRANSFORMADOR DE 160 KVA 2,0CONDUCTOR 3X35 AAAC 6,7LINEA EXISTENTE CARGAS EQUIVALENTES DESPUES DEL PROYECTO

0,1LINEA EXISTENTE_a

28,5LINEA 70 mm2 AAAC

119,68 kW 0,00 0,185 kA Ul 21,96 u 0,96

phiu -0,61U

l 0,37 u 0,98

phiu -152,01 Ul 21,96 u 0,96

phiu -0,61 Ul 21,87 u 0,96

phiu -0,67

Ul 22,90 u 1,00

phiu 0,00 P 540,0 kW Q 261,5 kvar I 0,0 kA

PUNTO DE ALIMENTACION Load Flow Balanced Nodes Ul Line-Line Voltage, Magnitude [kV] u Voltage, Magnitude [p.u.]

Branches P Active Power Q Reactive Powe

Inactive Out of Calculation De-energised Voltages / Loading Lower Voltage Range 1, p.u. ... 0,95 p.u. ... 0,9 p.u. Upper Voltage Range 1, p.u. ... 1,05 p.u. ... 1,1 p.u. Loading Range 80, % ... 100, % PowerFactory 2021 SP2

FLUJO DE POTENCIA “SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN

Pro Graphic: Dat Annex

RED PROYECTADA :“SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN 22,9 KV PARA EL SR. JUAN H. TICONA FLORES”. RED PROYECTADA :“SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN 22,9 KV PARA EL SR. JUAN H. TICONA FLORES”. 22,9 KV PARA EL SR. JUAN H. TICONA FLORES

(20)

‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ | Grid: ALIMENTADOR | Study Case: Study Case | Equipment: Lines | Annex: H‐1 / 1 ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ | Name From To Type Cross‐Sec. Num‐ R X B Distance In | Busbar Busbar [mm^2] ber [Ohm/km] [Ohm/km] [uS/km] [m ] [kA] ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ | CONDUCTOR 3X Terminal(1) Terminal(2) AL035MM2_T 0,00 1 1,0651 0,4673 2,9691 15,000 0,160 | LINEA 70 mm2 BORNES DE ALTA .. Terminal(1) AL070MM2_T 0,00 1 0,5415 0,4376 3,157912000,000 0,235 | LINEA EXISTE Terminal(1) Terminal AL070MM2_T 0,00 1 0,5415 0,4376 3,1579 5000,000 0,235 | LINEA EXISTE Terminal BORNES DE ALTA .. AL070MM2_T 0,00 1 0,5415 0,4376 3,1579 5000,000 0,235 ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ | Grid: ALIMENTADOR | Study Case: Study Case | Equipment: Terminals | Annex: A‐1.2 / 2 ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ | Name Inside Type Un System No. of Ithlim Iplim | Element [kV] Type Phases [kA] [kA] ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ | BORNES DE ALTA TENSI 22,90 AC 3 | BORNES DE ALTA TENSI 22,90 AC 3 | Terminal 22,90 AC 3 | Terminal(1) 22,90 AC 3 | Terminal(2) 22,90 AC 3 | Terminal(3) 0,38 AC 3 ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ | Grid: ALIMENTADOR | Study Case: Study Case | Equipment: Loads | Annex: D‐1 / 3 ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ | Out S P No | of P Q Voltage System of | Name Busbar Service Type Q cosphi [p.u.] Type Phases ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ | CARGA EQUIV Terminal(1) No 7354,00 kVA 0,90 1,00 | CARGA PROYE Terminal(3) No 119,68 kW 1,00 1,00 | CARGAS EQUI Terminal No 6000,00 kVA 0,90 1,00 ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ | Grid: ALIMENTADOR | Study Case: Study Case | Equipment: 2‐Winding Transformers | Annex: B‐1 / 4 ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ | Name From To Type Num‐ Sn HV‐Side LV‐Side Uk Pcu Io Voltage/Tap|

(21)

| Busbar Busbar ber [kVA] [kV] [kV] [%] [kW] [%] [%] ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ | TRANSFORMADO Terminal(2) Terminal(3) TRANSFORMA 1 160,000 22,90 0,38 3,00 0,00 0,000 2,50 ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐

(1/$6(8,(17(+2-$9($6(6(/(&&,21'()86,%/(66(81&2572&,5&8,7275,)$6,&2<)$//$$7,(55$

(22)

110010000[pri.A]0,01

0,11

10100

1000 [s] 22,90 kV CONDUCTOR 3X35 AAACTerminal(2)\Cub_1\FUSIBLE 10K Terminal(1)\Cub_4\FUSIBLE 6KTransformer Damage Curve Conductor/Cable Damage Curve

16.437 A 0.049

s

1544.004 pri.A 0.012

s

= 3,147 pri.A = 3,147 pri.A

FRUULHQWHGHWUDEDMR VHJXQPD[LPD GHPDQGD

&255,(17( 120,1$/'( &21'8&725 PP$$$&

IE IXVLEOHGH. ID IXVLEOHGH.

GDxRWHUPLFRGH FRQGXFWRULQFHQGLR

GDxRWHUPLFRGH FRQGXFWRU FDOHQWDPLHQWR

GDxRWHUPLFRGH WUDQVIRUPDGRU LQFHQGLR GDxRWHUPLFRGH WUDQVIRUPDGRU VREUHFDOHQWDPLHQWR FRUULHQWHGH WUDIR

RED DE MEDIA TENSION EN SERVICIO SIN FALLAS

(23)

110010000[pri.A]0,01

0,11

10100

64.419 A 0.231

s

16.437 A 0.049

s

64.300 A 0.449

s

= 64,228 pri.A 0.127 s

0.450 s

&803/(&21(/7,(032'(',63$52 7ID[7IE VV

ID IXVLEOHGH.

IE IXVLEOHGH.

FRUULHQWHGHIDOOD PRQRIDVLFD/7D 2KP GDxRWHUPLFRGH WUDQVIRUPDGRU VREUHFDOHQWDPLHQWR

GDxRWHUPLFRGH WUDQVIRUPDGRU LQFHQGLR

GDxRWHUPLFRGH FRQGXFWRU FDOHQWDPLHQWR GDxRWHUPLFRGH FRQGXFWRULQFHQGLR

FRUULHQWHGH WUDIR

WLHPSRGHDFFLRQDPLHQWRV

RED DE MEDIA TENSION EN SERVICIO CON FALLA MONOFASICA F-T

(24)

110010000[pri.A]0,01

0,11

10100

16.437 A 0.049

s

1544.004 pri.A 0.012

s

=1571,809 pri.A 0.010 s

GDxRWHUPLFRGH WUDQVIRUPDGRU LQFHQGLR

FRUULHQWHGH WUDIR

ID IXVLEOHGH.

IE IXVLEOHGH.

GDxRWHUPLFRGH WUDQVIRUPDGRU VREUHFDOHQWDPLHQWR FRUULHQWHGHIDOOD 7ULVDILFDIDVHIDVH

GDxRWHUPLFRGH FRQGXFWRU FDOHQWDPLHQWR GDxRWHUPLFRGH FRQGXFWRULQFHQGLR

RED DE MEDIA TENSION EN SERVICIO CON FALLA TRIFASICA