I Ingenieria Basica

“Electrificación de la zona Informe N° 01Altoandina de la Provincia de Huanta ” Ingeniería Básica y Trabajos de Campo

ELECTRIFICACION EN LA ZONA ALTOANDINADE LA PROVINCIA DE HUANTA

PARTE I

INGENIERIA BASICA

ÍNDICE

CAPITULO I. MEMORIA DESCRIPTIVA

CAPITULO II. MERCADO ELECTRICO

CAPITULO III. DISEÑO PRELIMINAR DEL PROYECTO

CAPITULO IV. LÁMINAS Y PLANOS

CONSORCIO DTM INGENIEROS - SEINCO MUNICIPALIDAD PROVINCIAL DE HUANTA



CAPITULO I

MEMORIA DESCRIPTIVA

ÍNDICE

1.0 ASPECTOS GENERALES1.1 Objetivo1.2 Antecedentes 1.3 Alcances1.4 Área del proyecto1.5 Fuentes de información

2.0 INSTALACIONES ELECTRICAS EXISTENTES2.1 Punto de diseño 2.2 Descripción de las instalaciones eléctricas existentes

3.0 INFORMACION EXISTENTE3.1 Perfil Técnico

4.0 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO4.1 Localidades a beneficiar4.2 Determinación de la Ruta de Línea4.3 Equipamiento y materiales

5.0. INVERSIONES ESTIMADAS DEL PROYECTO




CAPITULO I

MEMORIA DESCRIPTIVA

1.0 ASPECTOS GENERALES

1.1 OBJETIVO

El presente documento tiene por objetivo desarrollar el estudio de mercado eléctrico y plantear la configuración óptima para la Electrificación Rural de las localidades de Macabamba, Cunya, Uchuraccay, Ccasarencca, Chuyas, Pucara, Yana Rumi, Ccano, Pampa Cancha y Unión Puntina, que permita el desarrollo de la ingeniería definitiva de las Líneas Primarias, Redes Primarias, Redes Secundarias y acometidas domiciliarias.

1.2 ANTECEDENTES

La Municipalidad Provincial de Huanta, en convenio con la DGER del Ministerio de Energía y Minas, viene ejecutando proyectos de electrificación en las áreas de Generación, Transmisión y Distribución. Las fuentes de financiamiento son diversas, entre las cuales se tiene: Recursos Públicos, Canon, FONCOR y los provenientes de Organismos Internacionales.

El Proyecto “ELECTRIFICACION EN LA ZONA ALTOANDINA DE LA PROVINCIA DE HUANTA”, inscrito con Código SNIP 81115, fue Declarado Viable por la OPI de la Municipalidad Provincial de Huanta el 13 de Setiembre del 2008, luego de aprobarse el Estudio de Pre Inversión a nivel de Perfil; se autoriza la elaboración del Expediente Técnico Definitivo.

Es así, que la Municipalidad Provincial de Huanta realizo la contratación de la empresa CONSORCIO DTM INGENIEROS - SEINCO. Para los Servicios de Consultoría para la Elaboración del Expediente Técnico Definitivo del Proyecto: “ELECTRIFICACIÓN EN LA ZONA ALTOANDINA DE LA PROVINCIA DE HUANTA”, considerado en el Programa de Inversiones Año 2009 de la Municipalidad Provincial de Huanta, de acuerdo a las Normas Técnicas y Legales vigentes.



1.3 ALCANCES

Son alcances de la ingeniería básica:

Antecedentes

Mercado Eléctrico

Diseño del Proyecto

Presupuesto Estimado del Proyecto.

Desarrollo de las líneas primarias 13,2 kV para toda el área del proyecto.

Desarrollo de las redes primarias 13,2 kV para todas las localidades comprendidas dentro del área del proyecto.

Desarrollo de las redes secundarias 440-220 V, conexiones domiciliarias y alumbrado público para todas las localidades comprendidas dentro del área del proyecto

1.4 AREA DEL PROYECTO

1.4.1 Ubicación geográfica

La zona del proyecto se ubica entre las coordenadas UTM N8590600 E583138 y N8574308 y E608304, a una altitud que varía entre los 3363 y 4120 msnm, aproximadamente; tiene como área de influencia el distrito de Huanta en la provincia de Huanta, departamento de Ayacucho.

1.4.2 Condiciones climatológicas

Las localidades beneficiadas, presentan un clima frio y seco con una temperatura promedio de 15 °C, con una temperatura máxima 25°C y mínima de -5°C, con precipitaciones pluviales moderadas y estacionarias durante los meses de diciembre a abril, y teniendo un clima seco y frio durante casi todo el año.

1.4.3 Vías de comunicación

Las vías de acceso desde la capital provincial de Huanta hacia las localidades del proyecto son a través de la carretera Huanta – Sivia. La vía hasta la ciudad de Luricocha se encuentra asfaltada, el tramo Luricocha – Sivia es una vía afirmada en regular estado de conservación que en época de lluvias se interrumpe en diversos tramos dificultando enormemente el acceso. A partir de Purus se accede a las localidades que pertenecen el presente estudio por una trocha carrozable que sale desde la carretera principal. Las localidades beneficiadas se encuentran ubicadas a lo largo de la carretera de penetración a la localidad de Iquicha a unos 30 Km de distancia aproximadamente.



Huanta – Sivia, 190 km, carretera asfaltada y afirmada Derivación Iquicha, 120 km, carretera afirmada Huanta - Culluchaca, 68 km, trocha carrozable

1.4.4 Actividades económicas

Agricultura

En la zona de Uchuraccay, de geografía relativamente ondulada, con pequeños desniveles y clima frio, propias de una zona de altura, donde se produce papa y la zona de Chuyas y Ccano de geografía accidentada con fuertes desniveles y clima templado propias de la zona son propicias para desarrollar todo tipo de cultivo. Pero la falta de dinero y asesoramiento técnico, hace que esta zona esté abandonada, donde solamente se cultiva papa, maíz, y algunas frutas, que en su gran mayoría son para autoconsumo, y la otra pequeña parte para comercializarla en los mercados de la ciudad de Huanta.

Ganadería

Otra de las actividades que se desarrolla en la zona del proyecto es la ganadería, con la producción de ganado vacuno y ovino, a esta actividad se dedica aproximadamente el 30% de la población total. Además casi el 100% se dedica a la crianza de animales menores para autoconsumo. Comercio

Todas las localidades que comprenden el proyecto, comercializan sus productos de primera necesidad en la localidad de Huanta y pueblos cercanos como Carhuauran y Purus, este por estar cerca de la zona del proyecto.

1.5 FUENTES DE INFORMACIÓN

Para el desarrollo del Estudio se efectuó coordinaciones con instituciones y autoridades para la obtención de la información requerida:

MUNICIPALIDAD PROVINCIAL DE HUANTA: Entidad contratante con quienes se coordinara la elaboración y presentación de los informes, materia de este expediente.

ELECTROCENTRO S.A.: Empresa Concesionaria en el área del proyecto, que administrara las redes eléctricas futuras.

Instituto Geográfico Nacional-IGN: Entidad donde se recaba información de las

cartas nacionales 1:100 000, y los puntos geodésicos (Bench Marcking) de primer orden.

Ministerio de Agricultura: Para la obtención de los planos 1:25 000



Instituto Nacional de Recursos Naturales-INRENA: Para la obtención de información de flora y fauna del área del proyecto

Instituto Geológico Minero y Metalúrgico-INGEMMET: Para la obtención de planos y boletines geológicos.

Ministerio de Transportes y Comunicaciones: Para la obtención de información geotécnica, canteras, fuentes de agua, y de carreteras.

Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología-SENAMHI: Para la obtención de información referente a velocidad de viento, temperatura, y precipitación pluvial.

Instituto Nacional de Estadística y Censos-INEI: Para la obtención de información estadística de población, número de viviendas, y producción agropecuaria.

Instituto Nacional de Cultura-INC: Entidad con la cual se coordina y obtiene el Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos.

Comunidades Campesinas: autoridades locales con quienes se coordina la información referente a su localidad, como viviendas, habitantes, cargas productivas, etc.

2.0 INSTALACIONES ELECTRICAS EXISTENTES

2.1 PUNTO DE DISEÑO

Con carta A-039-2008, la Empresa Concesionaria Electrocentro S.A. da la factibilidad de punto de entrega para el proyecto. Las estructuras consideradas para todas las L.P. planteada se describen en el siguiente cuadro:

Tramo

Punto de Diseño

Localidades BeneficiadasN°

Estructura Armado Coordenadas UTM Altitud UbicaciónN E (msnm)

L.P. Chuyas - Ccano 83 PR3-0858957

0 600703 3363Localidad de Pampalca Chuyas, Ruma, Pucara y Ccano

L.P. Cunya - Uchuraccay 39 PS1-2858736

1 592104 4120Der. carretera a Uchuraccay Cunya, Macabamba y Uchuraccay

Derivación Ccasarencca 10 PR3-0858740

7 596687 3825Localidad de Huaychao Ccasarencca

L.P. Unión Puntina - Pampacancha 1 PR3-0

8575788 584820 3715

Localidad de Centro Unión Unión Puntina y Pampacancha



2.2 DESCRIPCION DE LAS INSTALACIONES ELECTRICAS EXISTENTES.

El área del proyecto, cuenta con las instalaciones eléctricas existentes que pertenecen al PSE Huanta – Congalla II Etapa, las que se encuentran en buen estado de conservación. A continuación se presenta la descripción de las instalaciones eléctricas existentes en el área del estudio:

2.2.1 Subestación Huanta 60/22,9/10 kV – 3MVALa zona del proyecto será alimentada por la subestación Huanta 60/22,9/10.0 kV de 3 MVA (ONAN), ubicada en la localidad de Huanta.

2.2.2 Líneas y Redes PrimariasLas Líneas primarias, que actualmente alimentan a las zonas de Purus, Huaynacancha, Carhuaran, Llacllan, Pampalca, Huaychao, etc. está equipada con postes de madera de 12 m, conductor de aleación de aluminio de 25 mm2, crucetas de madera tratada, aisladores Pin 56-2 y suspensión 52-3, transformadores trifásicos y monofásicos de 10, 15 y 25 kVA.

2.2.3 Redes SecundariasLas redes secundarias, están conformadas con postes de madera de 8m, conductor autoportante de aluminio, alumbrado público con pastoral de F°G° y lámparas de vapor de sodio de 50 W, cable concéntrico tipo SET para las acometidas domiciliarias, retenidas con cable de acero SM de 10 mm2.

3.0 INFORMACION EXISTENTE

3.1 ESTUDIO DE PREINVERSION A NIVEL DE PERFIL

Con fecha 13 de Setiembre del 2008, el proyecto “Electrificación en la zona Altoandina de la Provincia de Huanta” ha sido declarado viable por la OPI de la Municipalidad Provincial de Huanta.

En este perfil se contempla la viabilidad para la electrificación de la zona en estudio, se ha hecho una evaluación técnico socio económico para determinar los costos beneficios para la rentabilidad del sistema.

Este perfil ha servido de base para la formulación del estudio y la elaboración del estudio de mercado, para poder determinar la configuración del sistema. Se ha tomado en cuenta las principales características y el equipamiento de las redes eléctricas.

4.0 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

4.1 LOCALIDADES A BENEFICIAR

En el presente estudio se ha hecho una evaluación detallada de todas las localidades que se encuentran dentro del área del proyecto y que por sus características en cuanto a



ubicación geográfica sin riesgo, población, configuración urbana y accesos, fueron seleccionadas como posibles de electrificar, teniendo en cuenta como prioridad las localidades señaladas en los términos de referencia, que se muestran a continuación:

Relación de localidades a Beneficiar

Item Localidades Provincia Distrito Clasificación Datos de campo 2009

Población Vivienda

1 Macabamba Huanta Huanta Anexo 92 23

2 Cunya Huanta Huanta C.C. 168 42

3 Uchuraccay Huanta Huanta Centro Poblado 596 149

4 Ccarasencca Huanta Huanta CC.CC. 104 26

5 Chuyas Huanta Huanta Anexo 164 41

6 Pucara Huanta Huanta Anexo 68 17

7 Yana Rumi Huanta Huanta Anexo 64 16

8 Ccano Huanta Huanta Centro Poblado 818 204

9 Unión Puntina Huanta Huanta Anexo 65 16

10 Pampacancha Huanta Huanta CC.CC. 105 26

Total 2 244 560

4.2 DETERMINACION DE LA RUTA DE LINEA

La zona del proyecto se ubica entre las coordenadas UTM N8590600 E583138 y N8574308 y E608304, a una altitud que varía entre los 3363 y 4120 msnm, aproximadamente; tiene como área de influencia el distrito de Huanta en la provincia de Huanta, departamento de Ayacucho, para la definición del trazo de ruta del proyecto se ha planteado los siguientes tramos:

1 L.P. Chuyas – Ccano2 L.P. Cunya – Uchuraccay3 Derivación Ccarasencca4 L.P. Unión Puntina – Pampacancha5 Derivación Pucara6 Derivación Macabamba

4.3 EQUIPAMIENTO Y MATERIALES

4.3.2 Línea Primaria

El equipamiento y materiales considerados para la línea primaria son:

- Postes de concreto armado centrifugado de 12/200, 12/300. kg.- Cruceta de concreto armado Z/2.40/600 kg.- Cruceta asimétrica de C.A.V. de Za/1.80/1.20/250



- Conductores de aleación de aluminio de 35 y 25 mm², con grapas de anclaje de aluminio, varillas de armar simple y dobles.

- Aisladores de porcelana tipo Pin ANSI 56-3.- Aisladores poliméricos tipo suspensión, tensión de diseño 27 kV.- Ferretería de fierro galvanizado.- Puesta a tierra tipo PAT-1 conformada por conductor de cobre recocido, cableado de

25 mm2, electrodo de copperweld 16 mm x 2.40 m.- Retenidas con cable de acero de alta resistencia (HS) de 10 mm, varilla de anclaje

16 mm x 2.40 m, ojo guardacabo, mordaza preformada, bloque de concreto armado 0.4x0.4x0.15 m, aislador de tracción tipo nuez.

- Seccionadores fusibles tipo Cut-out, 27 kV, 100 A, 150 kV-BIL.- Pararrayos 21 kV, 10 kA, tipo distribución.

4.3.3 Red Primaria

El equipamiento y materiales considerados para la red primaria son:

- Postes de concreto armado centrifugado de 12/200 y 12/300.kg.- Ménsula de concreto armado de 1 y 1,2 metros M/1.20/250 kg.- Cruceta asimétrica de C.A.V. de Za/1,8/1,2/250 kg.

- Conductores de aleación de aluminio de 25 mm², con grapas de anclaje de aluminio, varillas de armar simple y dobles.

- Aisladores de porcelana tipo pin ANSI 56-2.- Aisladores poliméricos tipo suspensión, tensión de diseño 27 kV.- Ferretería de fierro galvanizado- Puesta a tierra tipo PAT-1 conformada por conductor de cobre recocido, cableado de

25 mm2, electrodo de copperweld 16 mm x 2,40 m. - Retenidas con cable de acero de alta resistencia (HS) de 10 mm, varilla de anclaje

16 mm x 2,40 m, ojo guardacabo, mordaza preformada, bloque de concreto armado 0,4 x 0,4 x 0,15 m, aislador de tracción tipo nuez.

- Media loza de C.A.V. 1,1 m Soporte de Transformador

4.3.4 Subestaciones de distribución

El equipamiento y materiales considerados para las subestaciones de distribución son:

- Estructuras tipo monoposte con postes de concreto armado centrifugado 12/300- Cruceta asimétrica de concreto armado de 1,5 m.- Transformadores monofásicos 22,9/13.2±2,5%/0,40-0,23kV 5, 10, 15, y 25 kVA.- Seccionadores fusibles tipo cut-out, 27 kV, 100 A, 150 kV-BIL.- Pararrayos 21 kV, 10 kA, tipo distribución.- Tableros de distribución compuesto por: interruptores termo magnéticos para las

salidas de servicio particular y alumbrado público, medidor totalizador para servicio público, medidor y equipo de control de alumbrado público.

- Puesta a tierra tipo PAT-1 conformada por conductor de cobre recocido, cableado de 25 mm2, electrodo de copperweld 16 mm x 2.40 m.

4.3.5 Redes secundarias



Los principales materiales a utilizarse en las redes secundarias son los siguientes: Postes Concreto de 8/200 kg. Conductor Autoportante de aluminio, con portante forrado

2x25+16/N25mm22x25/N25mm22x16/N25mm22x16+16/N25mm2

Pastoral Tubo de FoGo de 38mmde 1.5 m de avance, con abrazaderas Lámpara Vapor de sodio de alta presión de 50 W Retenida Cable de acero SM de 10 mm , 7 hilos

Varilla de anclaje de 2,4 m x 16mm , Bloque de anclaje de CA 0,4 x 0,4 x 0,15 m.

Puesta a tierra Electrodo de copperweld de 16 mm x 2,40 m, conductor de Cu de 25 mm2, Caja de registro de concreto.

Acometidas Conductor de cobre concéntrico de 2x4 mm2, con aislamientoCaja metálica portamedidor normados por Electrocentro S.A

5.0 INVERSIONES ESTIMADAS DEL PROYECTO

A continuación se presenta el resumen de las inversiones estimadas del proyecto, para la ejecución de la obra considerando indicadores de costos por Km de líneas y costo por el número de abonados domésticos:

Resumen del presupuesto

ITEM DESCRIPCION COSTO ($)

1 Líneas Primarias 13,2 kV (19,7 Km) 95.000,00

2 Redes Primarias (10 Localidades) 66.000,00

3 Redes Secundarias (10 Localidades) 220.000,00

Costo Directo 381.000,00

Gastos Generales y Utilidades 76.200,00

Costo Directo Total 457.200,00

IGV (19%) 86.868,00

Costo Total en Dólares 544.068,00




CAPITULO II

MERCADO ELECTRICO

ÍNDICE

1.0 GENERALIDADES

2.0 ENCUESTAS DE MERCADO ELECTRICO

3.0 INFORMACION DE ZONAS SIMILARES AL PROYECTO

4.0 PROYECCION DE POBLACION Y NÚMERO DE VIVIENDAS

5.0 PROYECCION DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGIA

6.0 ANALISIS DE LA OFERTA

7.0 BALANCE OFERTA - DEMANDA




CAPITULO II

MERCADO ELECTRICO

1.0 GENERALIDADES

El estudio del mercado eléctrico tiene por objetivo cuantificar la demanda de potencia y energía eléctrica de las localidades y cargas productivas ubicadas en el área del proyecto, para el dimensionamiento de las líneas primarias en 13,2 kV de las localidades de Chuyas, Ccano, Pucara, Yana Rumi, Macabamba, Cunya, Uchuraccay, Ccarasencca, Unión Puntina y Pampacancha, para un horizonte de 20 años. Luego se evalúa la oferta disponible y el balance oferta-demanda.

2.0 ENCUESTAS DE MERCADO ELÉCTRICO

Las encuestas de mercado eléctrico tienen como finalidad obtener información social y económica de las localidades para ser utilizadas en los estudios de mercado eléctrico del proyecto. Entre los principales datos a recopilar tenemos categoría del centro poblado, número de viviendas, población, actividades económicas, principales cultivos y otros.

Las encuestas de mercado eléctrico se muestran en la Pate II (Trabajo de Campo)

3.0 INFORMACIÓN DE ZONAS SIMILARES AL PROYECTO

Se ha obtenido los datos de consumo de energía de zonas similares al proyecto, para poder comparar y determinar el consumo unitario domestico. En el siguiente cuadro se presenta una relación de consumos facturados en los recibos de luz, de usuarios de diferentes localidades, similares a la zona en estudio.

PSE CONGALLA (Consumo Diciembre 2008)

N° Descripción N° de UsuariosCONSUMO (Kwh-

mes)

1 PSE Congalla 3538 31726

CONSUMO PROMEDIO MENSUAL(KWh-mes)8,97

Fuente: Oficina Técnica ADINELSA” Diciembre 2008



Como se puede apreciar en el cuadro anterior, se presenta un consumo promedio de 8,9 KWh-mes, haciendo un consumo de 107.6 KWh al año, por lo que se ha adoptado para efectos de la proyección de la demanda un consumo inicial de 264 KWh al año y un consumo de 360 KWh-año, al final de la proyección.

Los indicadores de consumo unitario mostrados en los cuadros anteriores definen los parámetros aplicados en la proyección de la demanda de las localidades. Los criterios aplicados para la proyección de la demanda de las localidades se detallan más adelante.

4.0 PROYECCIÓN DE POBLACIÓN Y NÚMERO DE VIVIENDAS

Para obtener la proyección de la población y del número de viviendas, se empleó la información de las diferentes localidades visitadas e incluidas en el presente planeamiento e información proporcionado por el INEI (censo de 1993), también se utilizó como punto de referencia, las proyecciones de las tasas de crecimiento poblacional para el departamento de Ayacucho proporcionada por INEI Para la proyección se tomó las siguientes consideraciones:

- Se obtuvo información de la visita de campo a cada localidad con el que se determino una tasa de crecimiento, comparándola, con la información de población del censo 1993.

- Otra información obtenida es la proporcionada por el INEI, donde hace una proyección de la tasa de crecimiento poblacional, para toda la región, dividida por provincias y distritos.

- Finalmente con la evaluación de los datos obtenidos, se opto por considerar la tasa de crecimiento poblacional del 1%, tasa con la que también se desarrollo el informe del Perfil Técnico.

En el Anexo N 1 se muestra la proyección de la población que conforma, las localidades de Chuyas, Ccano, Pucara, Yana Rumi, Macabamba, Cunya, Uchuraccay, Ccarasencca, Unión Puntina y Pampacancha, cuyo resumen se presenta a continuación:

Resumen de proyección de la población total

POBLACIÓN \ AÑOS 2 010 2 015 2 020 2 025 2 029

Electrificación en la zona Altoandina en la Provincia de Huanta

2 516 2643 2778 2919 3040

TOTAL (Habitantes) 2516 2643 2778 2919 3040

En el Anexo N 2 se muestra la proyección del número de viviendas totales que conforman las localidades de la Electrificación en la zona Altoandina de la Provincia de Huanta, cuyo resumen se presenta a continuación:



Resumen de proyección del número de viviendas totales

POBLACIÓN \ AÑOS 2 010 2 015 2 020 2 025 2 029


629 664 695 732 762

TOTAL (Viviendas Totales) 629 664 695 732 762

5.0 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA

5.1 Información existente

Las consideraciones generales para la proyección de la demanda son las siguientes:

- Metodología uniforme de proyección de la demanda eléctrica utilizada por Electro Perú y las empresas regionales.

- Información recopilada en el área de influencia del proyecto identificando las localidades a ser electrificadas.

- Censo Nacional de Población y Vivienda de 1 993.

5.2 Metodología de proyección de la demanda

La metodología empleada se basa en la proyección de consumo de energía y de la máxima demanda, que para el caso de pequeños y medianos centros poblados la metodología mas adecuada es aquella que se basa en el establecimiento de una relación funcional creciente entre el consumo de energía por abonado doméstico (kWh/abonado) y el número de abonados estimados para cada año. Esta relación considera que la expansión urbana a consecuencia del crecimiento poblacional está íntimamente vinculada con el desarrollo de actividades productivas que conducen a mejorar los niveles de ingreso y por ende, el crecimiento percápita del consumo de energía eléctrica

A continuación, se describe secuencialmente los cálculos que efectúa el programa de proyección de demanda de localidades:

1. Número de habitantes, abonados domésticos y coeficiente de electrificación

a) Se proyecta el número de habitantes para cada centro poblado con su respectiva tasa de crecimiento, para un horizonte de 20 años.

b) En base a los resultados del último Censo Nacional de Población y Vivienda, se determina el número promedio de habitantes por familia (Vivienda) para cada una de las localidades, índice que permite determinar el número de viviendas para todo el horizonte de planeamiento.



Resumen del número de abonados domésticos

DESCRIPCIÓN \ AÑOS 2 010 2 015 2 020 2 025 2 029


564 599 631 669 723

TOTAL (Nº Abon. Dom.) 564 599 631 669 723

La proyección del número de abonados domésticos se muestra en el Cuadro N° 5

2. Consumo doméstico: De la información existente de consumo de zonas similares se toma principalmente como referencia de la zona Altoandina de Huanta, suministrada por la empresa concesionaria Electrocentro S.A., por tener estas similares características a la zona en estudio:

Todas las localidades en estudio tienen las mismas características, por lo que se ha

adoptado y agrupado en uno solo, a las que se ha considerado un consumo inicial de (264 kwh-año) y que estas localidades lleguen en sus años de proyección a un consumo unitario final de (360 kwh-año).

Los indicadores aplicados para la proyección de la demanda de las localidades se detallan en el cuadro Nº 1

3. Consumo comercial: Se determina a partir del consumo unitario del sector doméstico (CUC/CUD).

4. Consumo para uso general: Incluye a colegios, postas médicas, mercado, iglesia, comisaría, municipios y locales comunales. Se considera como un porcentaje del consumo doméstico (CG/CD), tomándose este dato de las encuestas de mercado eléctrico de cada localidad visitada en la zona del proyecto.

5. Consumo por alumbrado público: Se determina asumiendo un 5 % del consumo del sector doméstico.

6. Consumo por cargas especiales: Denominada también consumos por cargas Industriales. En los trabajos de evaluación y encuesta de información en la zona del proyecto se vio, que las características de las localidades que integran este estudio no tienen una configuración determinada, por el contrario es dispersa, por lo que, el consumo por cargas especiales es casi nula. Otro de los puntos analizados también determinó que en la evaluación del Perfil Técnico, no se consideró el consumo Industrial. Se debe tener en cuenta que para la proyección de los consumos se deben tener en cuenta todos los futuros consumos, aun si estos no existieran, por lo que se ha considerado como consumo Industrial, un 1% del consumo domestico.

7. Consumo neto por localidad: Es la sumatoria de consumos de cada uno de los sectores descritos.

8. Consumo bruto total: Se obtiene de sumar el consumo neto y las pérdidas de energía técnicas y comerciales en distribución que se estiman en 10 % de la energía neta.



9. Demanda máxima de potencia: Es la que se obtiene de dividir el consumo bruto total sobre las horas de utilización.

Los criterios aplicados para la Proyección de la demanda del Proyecto, se detallan en a continuación:

Criterios Aplicados para la Proyección de la Demanda

Item Localidades Urbana/Rurales Características

1 Tasa de crecimiento % (*) 1,0%

2 Coeficiente de electrificación (**) 0,9 - 0,95

3 Consumo unitario dom. inicial (kwh-año) 264

4 Consumo unitario dom. final (kwh-año) 360

5 # Abon. Com./ # Abon. Domes. 0,1

6 CUC / CUD5 1,1

7 % Alumbrado público (Factor) KALF

8 % Consumo industrial 5

9 % Consumo uso general 5

10 % Pérdidas 10

11 H.U.A.P.6 4320

12 H.U.C.D.7 2160

13 H.U.C.C.8 2160

14 H.U.E.B.9 2160

15 Incremento H.U.C.D. 30

16 Incremento H.U.C.C. 30

17 Incremento H.U.E.B. 30

6 : CUD y CUC: Consumo Unitario Doméstico y Comercial

11 : H.U.A.P.: Horas de utilización de Alumbrado Público

12 : H.U.C.D.: Horas de utilización de Consumo Doméstico

13 : H.U.C.C.: Horas de utilización de Consumo Comercial

14 : H.U.E.B.: Horas de utilización de la Energía Bruta

(*) La tasa de crecimiento poblacional es variable y se ha determinado

de la información proporcionada por el INEI , y los datos de campo

(**) El coeficiente de electrificación es variable y se determina

por la relación viviendas a electrificar

Resumen de la proyección de la demanda de Potencia





101 108 111 122 137

Demanda de potencia (kW) 101 108 111 122 137

Resumen de la proyección de la demanda de Energía



220 253 282 322 380

Demanda de Energia (MWh-año) 220 253 282 322 380

En los cuadros N° 7 y 8 Se presenta la proyección de la demanda de Potencia y Energía respectivamente.

6.0 ANÁLISIS DE LA OFERTA

La oferta de energía disponible para el proyecto proviene del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. El proyecto toma la energía de la barra 22.9 kV de la SET Huanta 60/22,9/10 kV de 3 MVA.

La configuración del sistema esta dado de la siguiente manera: la SET Huanta tiene dos salidas en 22,9 kV, con los alimentadores A4011, del que se alimentara las localidades del presente estudio, además una salida en 10 kV con el que se cubre la demanda de la ciudad de Huanta.

7.0 BALANCE OFERTA-DEMANDA

La oferta de potencia y energía de la subestación Huanta 60/22,9/10 kV de 3 MVA, es de 2700 kW, con el que se cubre ampliamente la demanda de la zona en estudio, hasta el año 2029, año final de la proyección, para un horizonte de 20 años.

Balance Oferta - Demanda





Item Localidades 2010 2015 2020 2025 2029

1,0 DEMANDA

1,1 Electrificación en la zona Altoandina en la Provincia de Huanta 101 108 111 122 137

1,2 A limentador A4011 - 22,9Kv 1145 1315 1687 1785 1897

1,3 Alimentador CJB001 - 10kV 450 486 516 589 612

DEMANDA TOTAL (KW) 1696 1909 2314 2496 2646

2,0 OFERTA

2,1 SET Huanta 2700 2700 2700 2700 2700

OFERTA TOTAL (KW) 2700 2700 2700 2700 2700

BALANCE OFERTA - DEMANDA (KW) 1004 791 386 204 54


CAPITULO III

DISEÑO DEL PROYECTO

ÍNDICE

1.0 DESCRIPCIÓN DE LA RUTA DE LINEA1.1 Antecedentes1.2 Descripción de la ruta de línea

2.0 ESTUDIO DE RESISTIVIDAD2.1 Generalidades2.2 Objetivo

3.0 INFORME PRELIMINAR DE LOS TRABAJOS DE ARQUEOLOGIA3.1 Plan de Evaluación Arqueológica3.2 Fines y Objetivos

4.0 CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA ELECTRICO4.1 Análisis de la regulación de tensión4.2 Configuración del sistema eléctrico

5.0 CRITERIOS Y PREMISAS DE DISEÑO DE LINEAS Y REDES PRIMARIAS5.1 Consideraciones Generales 5.2 Criterios de Diseño Eléctrico5.3 Criterios de Diseño Mecánico

6.0 CRITERIOS Y PREMISAS DE DISEÑO DE REDES SECUNDARIAS6.1 Consideraciones Generales6.2 Criterios de Diseño Eléctrico6.3 Criterios de Diseño Mecánico

7.0 EQUIPAMIENTO Y MATERIALES7.1 Línea Primaria7.2 Red Primaria7.3 Subestaciones de Distribución7.4 Redes Secundarias




CAPITULO III

DISEÑO DEL PROYECTO

1.0 DESCRIPCION DE LA RUTA DE LINEA

1.1 CRITERIOS Y PLANTEAMIENTO DE ALTERNATIVAS

Para la definición de las rutas de la línea y redes de media tensión se debe tomar en cuenta lo siguiente.

- La ruta de la línea deberá mantener el mayor trazo recto posible, tal que la longitud de su recorrido sea el menor posible.

- Deberá evitarse el cruce con instalaciones existentes.- Evitar cruces innecesarios con líneas eléctricas y de telecomunicaciones existentes,

de ser así tener en cuenta que el conductor con mayor nivel de tensión deberá ubicarse encima de la línea de menor tensión.

- Deberá evitarse el cruce con carreteras y caminos existentes, si el cruce es inevitable deberá tratarse que estos sean lo mas perpendicular posible.

- Considerar la ruta de líneas cerca de carreteras existentes y algunas clausuradas, que se deberán habilitar durante el montaje. Las facilidades de acceso permitirán facilidades para el montaje y para el posterior mantenimiento de la línea.

- Los puntos de tendido deberán tener una zona apropiada, que permitan el adecuado emplazamiento del equipo de tendido para evitar dañar al conductor en el jalado.

- La ruta de las redes primarias estará definido por la ubicación de la concentración de cargas (subestación de distribución).

La zona del proyecto se ubica entre las coordenadas UTM N8590600 E583138 y N8574308 y E608304, a una altitud que varía entre los 3363 y 4120 msnm, aproximadamente; tiene como área de influencia el distrito de Huanta en la Provincia de Huanta, departamento de Ayacucho, para la definición del trazo de ruta del proyecto se ha planteado los siguientes tramos:

1 L.P. Chuyas – Ccano2 L.P. Cunya – Uchuraccay3 Derivación Ccarasencca4 L.P. Unión Puntina – Pampacancha5 Derivación Pucara6 Derivación Macabamba

1.2 DESCRIPCION DE LA RUTA DE LINEA.



A continuación se hace una descripción del recorrido de la ruta de línea primaria planteada:

Tramo L.P. Chuyas – Ccano:La línea monofásica prevista para el proyecto “Electrificación en la zona Altoandina de la Provincia de Huanta” se inicia en la estructura N° 083 (PR3-0) de la línea primaria existente Carhuaran - Pampalca, esta estructura se encuentra ubicada en la localidad de Pampalca y sus coordenadas son las siguientes: E600703, N858970 y 3363 msnm.

El trazo de la ruta de línea considera 6 vértices a lo largo de todo el tramo de geografía accidentada con fuertes desniveles, con los que se ha logrado plantear una buena configuración del sistema. A la altura del vértice 2 (VCC-2) en la localidad de Yana Rumi, se ha considerado la derivación para la localidad de Pucara. Toda la extensión de la ruta de la línea ha sido planteada paralela a la carreta y los caminos de accesos a las localidades, de tal manera de hacer fácil el montaje.

Tramo L.P. Cunya – Uchuraccay:La línea monofásica prevista para el proyecto “Electrificación en la zona Altoandina de la Provincia de Huanta” se inicia en la estructura N° 039 (PS1-2) de la línea primaria existente Huanta - Carhuaran, esta estructura se encuentra ubicada en la derivación de la carretera a la localidad de Uchuraccay cerca a la localidad de Purus, y sus coordenadas son las siguientes: E592104, N8587361 y 4120 msnm.

El trazo de la ruta de línea considera 5 vértices a lo largo de todo el tramo de geografía de relieve ondulado, con los que se ha logrado plantear una buena configuración del sistema. A la altura del vértice 2 (VUCH-2), se ha considerado la derivación para la localidad de Macabamba, y del punto DCUN-01 la derivación para la localidad de Cunya. Toda la extensión de la ruta de la línea ha sido planteada paralela a la carretera de acceso a la localidad de Iquicha, de tal manera de hacer fácil el montaje.

Tramo Derivación Ccarasencca:La línea monofásica prevista para el proyecto “Electrificación en la zona Altoandina de la Provincia de Huanta” se inicia en la estructura N° 010 (PR3-0) de la línea primaria existente Derivación a la localidad de Huaychao, esta estructura se encuentra ubicada en la localidad de Huaychao y sus coordenadas son las siguientes: E596687, N8587407 y 3825 msnm.

Tramo L.P. Unión Puntina - Pampacancha:La línea monofásica prevista para el proyecto “Electrificación en la zona Altoandina de la Provincia de Huanta” se inicia en la estructura N° 01 (PR3-0) de la red primaria existente de la localidad de Centro Unión, esta estructura se encuentra ubicada en la localidad de Centro Unión y sus coordenadas son las siguientes: E584820, N8575788 y 3715 msnm.

Todo el tramo de línea fue definido evitando que el trazo pase por zonas con presencia de restos arqueológicos y a su vez cabe resaltar que todos los tramos de línea son totalmente accesibles.La longitud total de líneas primarias es de 19.7 km.



2.0 ESTUDIO DE RESISITIVIDAD

2.1 Generalidades

La medición de resistividad eléctrica del terreno tiene por objetivo obtener los valores de resistencia eléctrica y definir la puesta a tierra necesaria en las subestaciones de distribución de las localidades a electrificar, así como la requerida en las líneas, redes primarias y redes secundarias.

2.2 Objetivo

La puesta a tierra tiene por finalidad lograr los siguientes objetivos:

- La seguridad de las personas y animales, manteniendo las tensiones de paso y toque dentro de los 25 V en las instalaciones eléctricas.

- La seguridad de las instalaciones del usuario, de tal forma de no superar los 250 V en caso de falla fase-neutro, en la red secundaria.

- Lograr que las descargas atmosféricas desfoguen a tierra reduciendo los daños a las instalaciones y las salidas fuera de servicio de las líneas.

A continuación se presenta un cuadro con los resultados de las mediciones efectuadas en campo:

Medición de resistividad eléctrica del terreno

Ubicacion Longitud Lectura r = 2(pi)RL Resist. Prom.

L (m) (R) r en Ohm-m

1 8,15 51,2

Chuyas 2 6,25 78,5 118,1

4 5,23 131,4

8 4,20 211,1

1 10,25 64,4

Ccano 2 6,32 79,4 92,2

4 4,65 116,9

8 2,15 108,1

1 8,58 53,9

Uchuraccay 2 4,00 50,3 39,4

4 1,12 28,1

8 0,50 25,1

1 12,34 77,5

Union Puntina 2 8,25 103,7 100,7

4 4,16 104,6

8 2,33 117,1

1 12,56 78,9

Colcas 2 6,89 86,6 81,1

4 3,32 83,4

8 1,50 75,4

3.0 INFORME PRELIMINAR DE LOS TRABAJOS DE ARQUEOLOGIA



3.1 PLAN DE EVALUACION ARQUEOLOGICA.

La evaluación arqueológica es un proceso por el cual, se diagnostica y define el potencial arqueológico de un área en la modalidad de prospección superficial sin excavaciones conforme al reglamento de exploraciones arqueológicas del Instituto Nacional de Cultura , en este caso, con el fin de obtener el Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos (CIRA).

3.2 FINES Y OBJETIVOS.

El proyecto tiene como objetivo la evaluación arqueológica en base a reconocimiento sin excavaciones para el tendido de la línea de electrificación en la zona Altoandina en la Provincia de Huanta, de 22,9/13,2 kV, en un tramo de 19.7 km, entre las localidades de Chuyas, Ccano, Yana Rumi, Pucara, Cunya, Uchuraccay, Macabamba, Ccarasencca, Unión Puntina y Pampacancha, en el distrito de Huanta, provincia de Huanta, departamento de Ayacucho.

4.0 CONFIGURACION DEL SISTEMA ELECTRICO

4.1 ANALISIS DE LA REGULACIÓN DE TENSION.

Se efectuará el análisis de la regulación de tensión de todo el sistema que representa al alimentador A4011, que actualmente alimenta a las localidades de la I Etapa y II Etapa del PSE Congalla y posteriormente a las localidades que pertenecen a la Electrificación en la zona Altoandina de la Provincia de Huanta, materia del presente estudio. El sistema consiste en una línea simple en 13,2 kV MRT, y con derivaciones principales a las localidades de Macabamba, Pucara y Ccarasencca. Ver diagrama unifilar GEN-03.

4.2 CONFIGURACION DEL SISTEMA ELECTRICO

La configuración para la implementación de la Electrificación en la zona Altoandina en la Provincia de Hunata, que comprende las localidades de Chuyas, Ccano, Yana Rumi, Pucara, Cunya, Uchuraccay, Macabamba, Ccarasencca, Unión Puntina y Pampacancha, en toda su extensión posible está conformada por la siguiente instalación:

Línea en 13,2kV 1x35 mm2, AAAC L.P Chuyas – Ccano 7.37 Km. Línea en 13,2kV 1x35 mm2, AAAC L.P. Cunya – Uchuraccay 6.94 Km Línea en 13,2kV 1x35 mm2, AAAC L.P. Unión Puntina – Pampacancha 1.66 Km Línea en 13,2kV 1x35 mm2, AAAC Derivación Pucara 0.86 Km Línea en 13,2kV 1x35 mm2, AAAC Derivación Macabamba 1.40 Km Línea en 22,9kV 3x25 mm2, AAAC Derivación Ccarasencca 1.50 Km

Total 19,73 Km Redes primarias y secundarias, conexiones domiciliarias y alumbrado público para 10

localidades



5.0 CRITERIOS Y PREMISAS DE DISEÑO DE LINEAS Y REDES PRIMARIAS

5.1 CONSIDERACIONES GENERALES

Los Criterios de Diseño que serán empleados en el desarrollo de la Ingeniería Definitiva de la Electrificación en la zona Altoandina de la provincia de Huanta, que comprende las localidades de Chuyas, Pucara, Yana Rumi, Ccano, Cunya, Macabamba, Uchuraccay, Ccarasencca, Unión Puntina y Pampacancha, se rigen esencialmente por las disposiciones y recomendaciones siguientes:

Código Nacional de Electricidad Suministro 2001 Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844 Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844 RD-016-2003-EM/DGE Especificaciones Técnicas de Montaje de Líneas y Redes

Primarias para Electrificación Rural RD-018-2003 EM/DGE Bases para el Diseño de Líneas y Redes Primarias para

Electrificación Rural RD-023-2003 EM/DGE Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados

para Líneas y Redes Secundarias para Electrificación Rural RD-024-2003 EM/DGE Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados

para Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural RD-026-2003-EM/DGE Especificaciones Técnicas para el Suministro de

Materiales y Equipos de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural RD-30-2003-EM/DGE Especificaciones Técnicas para el levantamiento

topográfico para electrificación rural. RD-031-2003-EM/DGE Bases para el Diseño de Líneas y Redes Secundarias con

Conductores Autoportantes para Electrificación Rural RD-018-2002-EM/DGE Terminología en Electricidad.

Estas normas establecen los requisitos mínimos a la que se ajustará este proyecto en toda su etapa de realización.

Los criterios de diseño que se presentan están referidos a los siguientes temas:

a) Sistema de protección y seccionamiento - Coordinación de la protecciónb) Verificación del aislamientoc) Determinación de la sección mínima del conductord) Selección de estructurase) Parámetros de diseño mecánicof) Cálculo mecánico de conductor g) Cálculo mecánico de estructuras (Diagramas de Carga)h) Distancias Mínimas de Seguridadi) Ubicación de subestaciones y circuitos de distribuciónj) Sistema de puesta a tierra



k) Cimentación de postes

5.2 CRITERIOS DE DISEÑO ELECTRICO

5.2.1 Características Eléctricas del SistemaPara efectos del diseño eléctrico de líneas y redes primarias se tendrán en cuenta las siguientes características:

Sistema Efectivamente Puesto a Tierra

Tensión Nominal de la Red : 22,9 kVTensión Máxima de Servicio : 24,0 kVFrecuencia Nominal : 60 HzFactor de Potencia : 0,95 (atraso)Conexión del Neutro : Efectivamente puesto a tierraMedicion en MT : Transformix

5.2.2 Aislamiento

Para la revisión del aislamiento seleccionado de la línea y redes en 22.9 kV, se utilizarán los lineamientos establecidos en la Sección 27 del CNE Suministro 2001 el ítem 8 de la norma DGE “Bases para el Diseño de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural”, que recomienda para el nivel de tensión de 22,9kV lo siguiente:

Tensión máxima entre fases : 25kVTensión de sostenimiento a la onda 1,2/50 entre fases y fase a tierra : 125KVpTensión de sostenimiento a frecuencia industrial entre fases y fase a tierra: 50KV

Los valores dados son para una altitud de 1000 msnm, y deberán corregirse por la altitud de instalación de 3000msnm, mediante el factor Fc:

Fc = 1 + 1.25(h-1000)/10-4

Fc = 1.25Para el diseño de la distancia de fuga del aislamiento, se utilizará la Norma IEC–815, considerándose el grado de contaminación medio, es decir, de 20 mm/kV

5.2.3 Determinación de la sección mínima del conductor

Se ha previsto la utilización de la aleación de aluminio tipo AAAC – 6201 como material para los conductores de la línea y red primaria, este material presenta un excelente comportamiento mecánico y una adecuada capacidad de transporte de energía, para la zona en la que se va ha utilizar.

Los parámetros que limitaran la mínima sección del conductor serán los siguientes:

- Caída de tensión del 5% para la línea en el punto mas alejado, según la regla 017.D. del CNE Suministro 2001, se deberán considerar factores de simultaneidad para las máximas demanda en las localidades y las cargas especiales.



.Factor de simultaneidad entre M.D. localidades : 0,9

. Factor de simultaneidad entre cargas especiales : 0,4

Para determinar el factor de coincidencia, se ha hecho el análisis del diagrama de carga para el caso de consumo máximo de un día, en el que se ha determinado que se tomara la máxima demanda de las cargas de uso domestico.

- Capacidad térmica del conductor en el caso de operación normal del sistema

5.2.4 Distancias mínimas de seguridad

Las distancias mínimas que se indican a continuación se refieren a las condiciones establecidas en el CNE Suministro y la Norma DGE “Bases para el diseño de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural”.

a. Distancia de Seguridad Horizontal (Dh)

a1. Entre conductores en los apoyos: 0,70m

a2. Entre conductores en un mismo circuito a mitad de vano

Distancia de seguridad horizontal (mm) = 7.6 mm kV + 0.65 f

Donde kV es la máxima tensión de operación de la línea y f es la flecha final en mm sin carga, sin viento a una temperatura de 10 °C.

Vano lateral Distancia Horiz. (m) entre fases (m)

200 2,0 400 3,0 610 4,0 800 5,0

1 000 6,01 300 7,5

a3. Distancia a edificaciones y otras construcciones (Dhe) : 2,5m

b. Distancia de Seguridad Vertical (Dv)

b1. A la superficie del terreno

- En lugares accesibles solo a peatones : 5,0 m- En laderas no accesibles a vehículos y personas : 3,0m - En lugares con circulación de maquinaria agrícola : 6,0m- A lo largo de calles y caminos en la zona urbana : 6,0m- En cruce de calles, avenidas y vías férreas : 7,0m



b2. Entre conductores de un mismo circuito a mitad de vano

- Para vanos hasta 100m : 0,70 m- Para vanos entre 101m y 350m : 1,00 m- Para vanos entre 350m y 600m : 1,20 m- Para vanos mayores a 600m : 2,00 m

b3. Entre conductores de diferentes circuitos

- Para conductores de redes secundarias (220V) : 1,00 m- Para conductores de tensión 22,9kV : 1,20 m

En caso de requerirse otra distancia de seguridad deberá consultarse el CNE Suministro.

5.2.5 Sistemas de Protección y Seccionamiento – Coordinación de la Protección

a. Criterios de Coordinación de Protección

Con el objeto de optimizar la confiabilidad en la operación del sistema y brindar la máxima seguridad a los equipos instalados en el mismo, la coordinación de protección está orientada a aislar las zonas en las que se presenten fallas mediante la instalación de equipos de seccionamiento y maniobra, seleccionados y dimensionados para una acción coordinada, de tal manera que en caso de presentarse una falla, el equipo de protección más cercano a la misma sea el que actúe, evitando en todo momento que el sistema en su totalidad sea afectado.

Para los ramales de derivación, en el punto más cercano en que éstos se conectan a la línea principal, se ha previsto ubicar seccionadores fusibles tipo expulsión unipolares de instalación exterior en crucetas de concreto, de montaje vertical y para accionamiento mediante pértigas equipados con fusibles del tipo "K", de acción rápida.

b. Capacidad de los Fusibles tipo K

La protección del sistema estará basada en la acción coordinada entre los seccionadores, los fusibles instalados al inicio de los ramales de derivación y en las subestaciones de distribución.

La tabla siguiente permite establecer los niveles de protección, para las diferentes capacidades de fusibles tipo “K”, instalados en sistemas de distribución.

FUSIBLE



PROTECTOR FUSIBLE PROTEGIDO (A)(A) 8K 10K 12K 15K 20K 25K 30K 40K 50K 65K 80K 100K 140K 200K

MAXIMA CORRIENTE DE FALLA6K8K

10K12K15K20K25K30K40K50K65K80K

100K140K

190 350210

510440300

650650540320

840840840710430

1 0601 0601 0601 050

870500

1 3401 3401 3401 3401 3401 100

660

1 7001 7001 7001 7001 7001 7001 350

850

2 2002 2002 2002 2002 2002 2002 2001 7001 100

2 8002 8002 8002 8002 8002 8002 8002 8002 2001 450

3 9003 9003 9003 9003 9003 9003 9003 9003 9003 5002 400

5 8005 8005 8005 8005 8005 8005 8005 8005 8005 8005 8004 5002 000

9 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 1004 100

Estas tablas han sido elaboradas sobre la base de las características de respuesta tiempo-corriente de los distintos fusibles. Para la selección se requieren las curvas de los fusibles tipo K.

Es necesario indicar que la coordinación de protección final del sistema deberá ser efectuada tomando como base a las características particulares de los equipos que sean instalados al momento de efectuar el montaje del sistema.

c. Ubicación de los seccionamientos

Se deberán considerar los siguientes criterios:- Instalar seccionadores fusibles por lo general al inicio de cada ramal; esto

permitirá aislar el circuito principal (troncal). En caso de ocurrencia de fallas en los ramales el circuito principal quedará aislado por la apertura del seccionador.

- Ubicar seccionamiento al inicio de cada ramal que parte de la troncal, no importando la carga ni la longitud si esta dentro de la ciudad o zona de gran concentración de cargas. En zonas periféricas se deberá ubicar seccionamiento en los ramales que tengan una longitud mayor de los 300m o alimenten a tres subestaciones como mínimo.

De existir grandes centros poblados importantes que deben mantenerse siempre con suministro eléctrico; se deberá evaluar la posibilidad de considerar puntos de transferencia de carga entre ellas, que deberán ser ubicadas en zonas estratégicas. Esto permitirá alimentar alternativamente en caso de ocurrencia de fallas o mantenimiento en uno de los circuitos, ser alimentados por otro o viceversa.

5.2.6 Ubicación de subestaciones y circuitos de distribución

a. Ubicación de subestaciones



- Si el esquema de distribución es radial los conductores deben salir de la Subestación y nunca volver a ella, siempre alejarse

- La subestación no se instalará delante del ingreso de la vivienda, debe conseguirse las áreas muertas, tal como el terreno ubicado entre dos viviendas.

- Se puede considerar

AP = 5% del (SP+ Cargas especiales)Pérdidas = 3% del SP

Donde:

AP: Alumbrado PúblicoSP: Servicio Particular

b. Disposición de Circuitos en redes primarias

Para los circuitos de la red primaria se debe tener en cuenta la disposición y ubicación de los soportes, para lo que se deberá tener en cuenta lo siguiente.

- En la distribución con redes áreas los circuitos van ubicados en un solo frente de calle, y tratándose de un esquema radial, caso general, los circuitos de la red primaria parten del punto de alimentación y se distribuyen a las diferentes subestaciones sin retornar al origen, igualmente los circuitos de la red secundaria parten de la subestación y se alejan sin retornar a ella

- Cuando el ancho de las calles es mayor de 18 a 20 metros se debe tomar en cuenta la posibilidad de ubicar dos hileras de postes, uno en cada frente de calle.

5.2.7 Sistemas de puesta a tierra

Los criterios para el dimensionamiento de las puestas a tierra en líneas de media tensión, son las siguientes:

a) Seguridad de las personasb) Operación del Sistemac) Descargas Atmosféricasd) Facilidad para el recorrido a tierra de las corrientes de fuga.

Líneas Primarias

Los valores de puesta a tierra se limitarán a valores de 25 ohmios, según recomendación de la norma DEP, de requerirse menores valores por la instalación de equipos de protección contra caída de rayos, los valores de puesta a tierra serán recomendados por el fabricante del equipo.

La puesta a tierra con un solo electrodo de cobre deberá, tener una resistencia a tierra que no exceda 25ohmios. Si excede este valor deberá utilizarse una configuración con



dos electrodos.

Cuando tenga que disminuirse la resistencia de puesta a tierra se podrá usar otros métodos, como puede ser el tratamiento químico de los suelos artificiales, que deberá ser aceptada y certificada por una entidad especializada, asegurándose que dicho tratamiento no afecte al medio ambiente.

Redes Primarias

De manera general, las redes primarias ubicadas en la sierra naturalmente apantalladas están más expuestas a sobretensiones por descargas indirectas, que por descargas directas; en tal sentido, se tomará en cuenta las sobretensiones indirectas e inducidas. Se ha previsto para este efecto considerar puestas a tierra cada tres (3) estructuras, según recomendación de las normas DGE, y poner puestas a tierra en las dos estructuras más próximas a la subestación.

Para las subestaciones de distribución la norma DGE, recomienda que la protección contra caída de rayos sea mediante pararrayos, la resistencia de puesta a tierra deberá ser 25 ohms tal que permita el buen funcionamiento de este equipo.

Se tomarán en cuenta todas las consideraciones establecidas en la Sección 3, del CNE Suministro 2001.

5.2.8 Configuraciones del Sistema de Puesta a Tierra

En función a los estudios de resistividad eléctrica y del estudio de suelos, se recomendará el uso de las siguientes configuraciones en forma individual o combinada:

Pozo de puesta a tierra con varilla tipo Cooperweld, en donde se deduzca que la capa más profunda tiene un menor valor de resistividad eléctrica y que su profundidad es alcanzable por la longitud de la varilla.

Contrapeso horizontal enterrado a 0,6 m de profundidad en terreno suelto, en caso de ser necesario, cuando se presenten suelos de alta resistividad.

5.3 CRITERIOS DE DISEÑO MECANICO

5.3.1 Selección de estructuras

Se utilizarán en lo posible las estructuras típicas y recomendadas en la norma de la DGE “Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados para Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural”, estas estructuras se adaptarán para usarse con postes y crucetas de concreto.

a. Material

Los postes serán de concreto armado centrifugado y las crucetas de concreto armado vibrado para su fabricación. Los postes a utilizarse deberán tener una altura de 12 con



cargas de trabajo entre 200kg y 300kg. Excepcionalmente deberán considerarse el uso de postes de mayor altura y carga para algunos cruces, tales como: líneas existentes de menor tensión, ríos, carreteras y vías férreas.

b. Selección de familia de Estructuras

Para la elección del tipo de estructuras que serán utilizados en la línea y redes se deberá tener en cuenta las prestaciones de cada una de los tipos, buscando en lo posible que sean del tipo autosoportado (sin retenidas) dentro de las localidades.

A continuación se presenta los tipos de armados seleccionados para ser usados en las líneas y redes primarias.

Tipo Función Uso

soportes de líneas y redes primariasPS1-0 Soporte de alineamiento : 0º - 5ºPA1-0 Soporte de ángulo pequeño : 5º- 30ºPA2-0 Soporte de ángulo 30º – 60º : 30º - 60ºPA3-0 Soporte de ángulo 60º - 90º : 60º - 90ºPR3-0 Soporte de retención o anclaje horizontalPTV-0 Soporte de retención verticalPSEC-1 Soporte de seccionamiento con pararrayosDT-0 Soporte de derivación tensadaDS-0 Soporte de derivación no tensada SMM -1P Subestación Monofásica Monoposte en alineamiento

5.3.2 Parámetros de diseño mecánico

Los parámetros de diseño que normalmente se utilizan para efectuar los cálculos mecánicos de líneas de transmisión, son los siguientes: parámetros ambientales, factores de seguridad para los materiales, tales como: conductor, aisladores, accesorios, estructuras soporte, fundaciones, etc.

a. Parámetros ambientales para diseño mecánico

Para el diseño mecánico se considerarán los valores consignados en la Sección 25 del Código Nacional de Electricidad Suministro 2001.

Para el diseño de la línea aérea en 22.9 kV, los requerimientos de cargas generales se establecerán según el Código Nacional de Electricidad (CNE) Suministro 2001, considerando que el proyecto se ubica en la Zona A de carga ligera y Area 0 de altitud hasta 4200 msnm

En este caso se tomarán los parámetros ambientales que representen las condiciones más representativas de la zona del proyecto para el diseño de la línea, por lo que se ha considerado lo siguiente:

Velocidad horizontal del viento : 70 km./h (17,6 kg/m)



Temperatura : 15 °C

Las temperaturas a utilizar en el diseño, serán las siguientes:

Mínima absoluta : -10 °C Mínima : 0 °C Media (EDS) : 15 °C Máxima (teniendo en cuenta el creep) : Variable (< 100 °C)

La densidad del hielo es de 913 kg/m3, según el CNE Suministro 2001.

b. Factores de seguridad de conductor, aisladores y accesorios

Según el Código Nacional de Electricidad Suministro 2001, para el diseño mecánico se deberán considerar los siguientes factores de seguridad:

Conductor en condiciones de tensiones y flechas finales:

Los máximos esfuerzos de tensión del conductor permitido, para diferentes condiciones es de 60% de la resistencia de rotura nominal

Verifica el máximo esfuerzo de tensión del conductor, para controlar vibraciones debido a vientos de pequeña amplitud y alta frecuencia.

Condición a temperatura media (EDS):

Líneas Primarias: Menor o igual al 20% de la resistencia de rotura nominal en la condición inicial, y no mayor al 18% de la resistencia de rotura nominal en condición final (con creep).

Redes Primarias: Menor o igual al 18% de la resistencia de rotura nominal en la condición inicial, tal que en la condición final (con creep) no supere el 15% de la resistencia de rotura nominal.

Esta condición determina los límites de carga que se presentan con mayor frecuencia durante el tiempo de vida útil de la línea en 22,9 kV

Condición a temperatura máxima

Esta condición determina las flechas máximas que deberán utilizarse tal que se cumpla con las distancias mínimas de seguridad durante el tiempo de su vida útil.

5.3.3 Calculo mecánico del conductor

a. Determinación del esfuerzo EDS (Every Day Stress)

El esfuerzo EDS de los conductores, en condiciones iniciales y finales, estará de



acuerdo a la regla 261.H.2.b del CNE Suministro 2001 y las normas DGE “Bases para el Diseño de líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural”.

Para el conductor de aleación de aluminio tipo AAAC seleccionado, se ha determinado un esfuerzo unitario igual a 18 % de la resistencia a la rotura nominal del conductor, en condición EDS inicial; mientras que para las condiciones finales el esfuerzo unitario aproximadamente será igual a 15 % de la resistencia a la rotura nominal del conductor.

b. Hipótesis de Carga

Las hipótesis de carga para el conductor de aleación de aluminio seleccionado serán las siguientes:

Hipótesis 1 Condiciones Normales (condición EDS) Presión de viento promedio, 0 kg/m² Temperatura media, 15 °C Esfuerzo unitario, 18% de la resistencia de rotura nominal, en condición inicial.

Condición para el tensado de conductores

Hipótesis 2 Condición de Máximo Viento (Condición de Máxima Viento) Presión de viento máximo, 23,62 kg/mm² Temperatura, 0°C

Según la regla 261.H.2.a, verifica que el esfuerzo máximo del conductor, no supere el 60 % de la resistencia a la rotura nominal. Verifica el uso correcto de las estructuras de suspensión.

Hipótesis 3 Condición de hielo máximo (Máximo hielo) Presión de viento promedio, 0 kg/m² Temperatura mínima, -5°C Espesor de hielo, 6 mm (densidad 913 kg/m3)

Esta hipótesis verifica la flecha máxima del conductor, verificando la distancia de seguridad del conductor al suelo.

Hipótesis 4 Condición de Flecha Máxima Presión de viento promedio, 0 kg/m² Temperatura máxima del conductor Tc (°C) + incremento de temperatura

equivalente por creep (10ºC) 100 °C.

Se utiliza en la ubicación de estructuras, verificando la distancia de seguridad del conductor respecto al suelo.

c. Cambio de estado del conductor

El cambio de estado de los conductores se realiza según las ecuaciones exactas dadas en la norma DGE.



Alternativamente se cuenta con un programa de computación basado en el método Cardán, que resuelve la ecuación cúbica de cambio de estado.

d. Elongación inelástica del conductor (creep)

Se ha asumido una temperatura adicional de 10ºC en la hipótesis de máxima temperatura para considerar el efecto del envejecimiento de los conductores; este valor es recomendado por la norma DGE.

e. Tablas de tensado

Para la elaboración de las tablas de tensado se tendrá en cuenta lo siguiente:- Datos de las características técnicas del conductor adquirir.- Considerar los límites de tensado siguientes:

Tiro de tensado en los conductores, en la Hipótesis EDS Inicial de:18% del tiro de rotura del conductor, para líneas primarias18%-16% del tiro de rotura del conductor, para las redes primarias,

5.3.4 Cálculo mecánico de estructuras

Deberán verificarse las prestaciones de estructuras para las cargas de trabajo del poste y cruceta de concreto para las condiciones iniciales de carga del conductor.

Las hipótesis de carga a considerarse para los diferentes tipos de estructuras son las siguientes:

a. Hipótesis de Carga

Para las estructuras de suspensión serán las siguientes:

Hipótesis A: Presión de viento transversal máximo sobre el conductor, estructura y aisladores.

Hipótesis B: Carga longitudinal producto de la tensión de un solo conductor, debiendo seleccionarse el conductor que produzca la máxima tensión en el soporte, se considerará un factor de reducción de 0,9 por efecto de la deflexión de la espiga del aislador pin.

Hipótesis C: Presión de viento transversal máximo, sin factores de sobrecarga, para verificación de la deflexión máxima del poste de 5mm/m.

Para las estructuras de ángulo o anclaje serán las mismas que para suspensión salvo en lo referente a la hipótesis B.

La hipótesis de carga para las estructuras de retención intermedia serán las siguientes:

Hipótesis A: Presión de viento transversal máximo sobre el conductor, estructura y aisladores.



Hipótesis B: La carga longitudinal deberá tener una tensión no equilibrada igual a las tensiones de todos los conductores, a excepción que con vanos a cada lado de la estructura de anclaje, la tensión no equilibrada deberá ser la diferencia de las tensiones.

Hipótesis D Presión de viento transversal máximo, sin factores de sobrecarga, para verificación de la deflexión máxima de 5mm/m.

Las hipótesis de carga para las estructuras terminales son las siguientes:

Hipótesis A: La totalidad de las tracciones máximas unilaterales de los conductores y simultáneamente la carga máxima del viento que actúa transversalmente a la dirección de la línea principal a la temperatura de 0°C.

Hipótesis B: La carga longitudinal deberá ser una tensión no equilibrada igual a las tensiones de todos los conductores.

5.3.5 Cimentación de postes y retenidas

a. Cimentación de Postes

La cimentación para los postes utilizados en la línea primaria y la red primaria deberán ser con material propio de la zona, la profundidad de enterramiento será de la décima parte de su altitud más 0.6 y deberá ser chequeado por el método de Valensi.

Salvo indicación contraria, los factores de seguridad están considerados ya en los coeficientes del terreno, por lo que las cargas empleadas en el poste, deberán ser las cargas de servicio.

Por recomendaciones de la Empresa Concesionaria Electrocentro S.A. se pondrá una base de alquitrán a los postes de concreto antes de de la cimentación.

b. Retenidas

Cuando las cargas son mayores que aquellas que las estructuras puedan soportar, se proporcionará resistencia adicional mediante el uso de retenidas.

Las retenidas de ser su uso necesario, trabajarán absorbiendo toda la carga de tal manera que el poste actúe solo como un puntal.

6.0 CRITERIOS Y PREMISAS PARA EL DISEÑO DE REDES SECUNDARIAS

6.1 CONSIDERACIONES GENERALES

Normas AplicablesLos criterios a emplear en el diseño de redes secundarias se regirán principalmente por las siguientes normas:



Código Nacional de Electricidad Suministro 2001 Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844 Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844 RD-016-2003-EM/DGE Especificaciones Técnicas de Montaje de Líneas y Redes

Primarias para Electrificación Rural RD-017-2003-EM/DGE Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales RD-20—2003-EM/DGE Especificaciones Técnicas de montaje de redes

secundarias con conductor autoportante para electrificación rural RD-023-2003 EM/DGE Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados

para Líneas y Redes Secundarias para Electrificación Rural RD-025-2003-EM/DGE Especificaciones técnicas para el suministro de

materiales y equipos de redes secundarias para electrificación rural. RD-30-2003-EM/DGE Especificaciones Técnicas para el levantamiento

topográfico para electrificación rural. RD-031-2003-EM/DGE Bases para el Diseño de Líneas y Redes Secundarias con

Conductores Autoportantes para Electrificación Rural

6.2 CRITERIOS DE DISEÑO ELECTRICO

6.2.1 Características Eléctricas del SistemaPara efectos del diseño eléctrico de las redes secundarias se tendrán en cuenta las siguientes características:

Redes de baja tensiónTensión Nominal de la Red : 440/220 VFrecuencia Nominal : 60 Hz

6.2.2 Parámetros de los Conductores

Cálculo de la resistencia eléctrica del conductor

r40° C= r20° C [ 1 + (t2 - 20)]

Donde:r 40° C = resistencia eléctrica del conductor a 40° Cr 20° C = resistencia eléctrica del conductor a 20°C = Coeficiente de corrección de temperatura 1/°C :0.0036t2 = 40° C

Cálculo de la reactancia inductiva

Xl = 0,1746 log DMG RMG

Donde:

DMG = Distancia media geométricaRMG = Radio medio geométrico



6.2.3 Criterios para el Cálculo de Caída de Tensión

La caída máxima de tensión entre la subestación de distribución y el extremo terminal más alejado de la red no deberá exceder el 7,5% de la tensión nominal, es decir:

- 33 V, en el sistema 440-220V

Factor de potencia (Cos ) :

- Para cargas de servicio particular 1,00- Para cargas de alumbrado público 0,90

Factor de simultaneidad

- Cargas de servicio particular 0,50- Cargas de alumbrado público 1,00

6.2.4 Cálculo del Número de Luminarias

La cantidad de puntos de iluminación en una localidad se determina, con el siguiente procedimiento:

Se determina un consumo de energía mensual por alumbrado público de acuerdo a la formula:

CMAP = KALP x UNDonde:

CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en KWhKALP : Factor de AP en kWh/usuario-mesUN : Número de usuarios de la localidad

El factor KALP es el correspondiente al sector típico 5 : KALP=3,3

Para calcular el número de puntos de iluminación se debe considerar una potencia promedio de lámpara de alumbrado y el número de horas de servicio mensuales del alumbrado público (NHMAP). Se aplica la siguiente fórmula:

PI = (CMAPx1000) / (NHMAPxPPL)

Donde:

PI : Puntos de IluminaciónCMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kWhNHMAP : Número de horas mensuales del servicio alumbrado publico (hras/mes)PPL : Potencia nominal promedio de la lámpara de alumbrado Público en W.

La cantidad de puntos de iluminación (PI) en el caso de ser decimal se debe redondear al entero inferior.



El número de horas mensuales del servicio de alumbrado publico (NHMAP) dependerá de su control de encendido y apagado.

Tipo de Control NHMAP(horas/mes)

Célula fotoeléctrica 360

Horario Numero de horas diariasprogramadas multiplicada por 30

La potencia nominal promedio de la lámpara de alumbrado público (PPL) comprende la potencia nominal de la lámpara más la potencia nominal de sus accesorios de encendido.

6.2.5 Sistema de Puesta a Tierra

El valor aproximado de la puesta a tierra individual se obtiene con la siguiente expresión:

Rl

Lnl

d

h l

h l

2

4

1 36

2

4 ..

Donde: = Resistividad del terreno /m.l = Longitud del electrodo: 2,4 md = Diámetro del electrodo: 16 mmh = Espacio entre el electrodo y la superficie: 0,3 mReemplazando valores R = 0,4 , entonces para = 100 /m se obtiene R = 40 como valor de la resistencia de puesta a tierra en forma individual.

En las redes secundarias, el neutro de la red debe estar conectado a tierra; asimismo, en la subestación, al final del circuito, en puntos intermedios a 150 y 200 metros y también en los puntos de derivación.

El valor de la resistencia a tierra del sistema en cualquier punto estando conectados todas las puestas a tierra será igual o menor a 10 ohm.

La puesta a tierra debe consistir básicamente en una o más varillas de cobre enterradas, según detalle mostrado en los armados típicos.

6.3 CRITERIOS DE DISEÑO MECANICO

6.3.1 Distancias Mínimas de Seguridad

De acuerdo a lo indicado en el Código Nacional de Electricidad Suministro 2 001

Distancias a edificaciones y otras construcciones

- Distancia a las edificaciones. : 1,0 m



Cuando los conductores recorren a lo largo y dentro de los límites de las carreterasu otras franjas de servidumbre de caminos pero que no sobresalen del camino

- Carreteras y avenidas : 5,5 m- Caminos, calles o callejones : 5,0 m- Espacios y guías peatonales o áreas no transitables por vehículos : 4,0 m- Calles y caminos en zonas rurales : 4,5 m

Cuando los conductores cruzan o sobresalen

- Carreteras y avenidas sujetas al tráfico de camiones : 6,5 m- Caminos, calles y otras áreas sujetas al tráfico de camiones : 5,5 m- Calzadas, zonas de parqueo y callejones : 5,5 m- Otros terrenos recorridos por vehículos, tales como cultivos,

pastos, bosques, huertos, etc. : 5,5 m- Espacios y vías peatonales o áreas no transitables por vehículos : 4,0 m- Calle y caminos en zonas rurales : 5,5 m

6.3.2 Selección de Cables Autoportantes

Los conductores para redes secundarias serán autoportantes de aluminio, fabricados según las prescripciones de las normas IEC 104, 889 y 1089. La utilización de este tipo de conductor es debido a que se producen menores pérdidas de energía.

Las características de los conductores utilizados se muestran a continuación:

Características Técnicas de Conductores Autoportantes

Nombre Material

Espesor aislamiento

fase mm

Sección neutro

portante mm²

Diámetro nominal exterior

mm

Peso unitario

kg/m

Tiro de rotura kg

Coeficiente de dilatación 1/ºC

Módulo de elasticidad

kg/mm²

In de fase 40ºC Amp.

2x25+16+N25 Portante 1 25 18,5 0,397 750,7 2E-05 6199,8 83

2x25+N25 Portante 1 25 18,5 0,249 750,7 2E-05 6199,8 83

2x16+16+N25 Portante 1 25 16,5 0,310 750,7 2E-05 6199,8 64

2x16+N25 Portante 1 25 16,5 0,187 750,7 2E-05 6199,8 64

Las hipótesis de cálculo mecánico de conductores se han definido de manera similar para las líneas primarias.

El tiro máximo admitido por el conductor portante en cualquier condición no deberá exceder el 40 % del tiro de rotura. En caso de requerirse vano flojo este se templará a un 10% del tiro de rotura.

6.3.4 Selección del Poste

Para la selección del material de las estructuras se han establecido las siguientes premisas:



Para electrificación rural los costos deben de ser los menores posibles, garantizando un grado de seguridad mínimo de acuerdo con las exigencias de las normas nacionales e internacionales que son aplicables.

Selección Técnica

Postes de Concreto: Los postes de concreto armado, si bien cumplen con las características mecánicas, vida útil, fácil obtención en el mercado local, y precio competitivo, teniendo dificultades de traslado en carreteras afirmadas secundarias en regular y mal estado de conservación, con curvas cerradas, que originan fisuras por la que ingresa la humedad del medio ambiente o de las lluvias y produce la corrosión de las armaduras metálicas de estos postes, reduciendo la vida útil de los mismos.

Postes de Madera: La utilización de postes de madera tiene la ventaja de incrementar el aislamiento de la red secundaria, protegiendo así a las personas y animales con respecto a la tensión de toque y de paso.

Los postes de madera son más versátiles para su transporte por carreteras afirmadas, y para su traslado e izaje por ser más livianos (270 kg-madera vs 440 kg-concreto para postes de 8 m). Asimismo permite ser izado sin recurrir a grúa, permitiendo que se haga en el sitio de la obra huecos para el paso de pernos y la fijación de tirafones. El inconveniente de estos postes es su difícil obtención en el mercado.

La empresa concesionaria recomienda la utilización de postes de concreto de 8/200 y 8/300 Kg. Teniendo en cuenta que el área del proyecto se encuentra en una zona de fácil acceso, por lo que no habría inconvenientes para el transporte de estos suministros.

6.3.5 Cálculo Mecánico de Estructuras y Retenidas

Estos cálculos tienen por objeto determinar las cargas mecánicas en los postes, cables de retenidas y sus accesorios, de tal manera que en las condiciones más críticas, es decir a temperatura mínima y máxima velocidad de viento no se superen los esfuerzos máximos previstos en el Código Nacional de Electricidad.

Los factores de seguridad respecto a la carga de rotura, en condiciones normales, serán las siguientes:

- Postes de concreto 2- Cables de retenida 2

Fórmulas aplicables

- Momento debido a la carga del viento sobre los conductores:

MVC = (PV) (L) (fC) (SHi) Cos a 2

- Momento debido a la carga de los conductores:



MTC = 2 (TC) (S Hi) sen a 2

MVP = [ (PV) (h2) (Dm + 2 Do]/600

- Momento total en condiciones normales:

MRN = MVC + MTC + MVP

En los postes de ángulo y terminales provistos de retenidas se calcularán todas las cargas verticales incluyendo las transmitidas por las retenidas y se comparará con la carga crítica del poste determinada por la siguiente fórmula:

Pcr = p 2 E I (Kl)2

Donde :

Pv = Presión del viento sobre superficies cilíndricasL = Longitud del vano, en mTC = Carga del conductor portante en NfC = Diámetro total del cable autoportante, en ma = Angulo de desvío topográfico, en gradosDo = Diámetro del poste en la cabeza, en cmDm = Diámetro del poste en la línea de empotramiento, en cmh = Altura libre del poste, en mH = Altura de la carga en la estructura con respecto al suelo, en mWc = Masa total del cable autoportante, en kg/mWAD = Peso de un hombre con herramientas, igual a 100 kgC = Circunferencia del poste en la línea de empotramiento, en cmE = Módulo de Elasticidad del poste, a kN/cm2

I = Momento de inercia del poste, en cm4

l = Altura respecto al suelo del punto de ubicación de la retenida en el poste.

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

Para el cálculo de retenidas se considerará cable de acero grado SIEMENS-MARTIN de 10 mm de diámetro. El ángulo de inclinación respecto del cable de retenida respecto al eje vertical será de 30°

6.3.6 Cálculo del Bloque De Retenida

El objetivo de este diseño es mostrar paso a paso, la metodología para el diseño indicado.



En todo diseño del bloque de anclaje, las variables son la carga máxima en el cable de la retenida, el ángulo que hace el cable de la retenida con la horizontal y el tipo de suelos. Obtenidas estas variables, se procede al cálculo siguiente, teniendo en cuenta valores estandart:

F = 2 429 N (la máxima carga que transmitirá la retenida al anclaje) = 16,6 k N/m3 (densidad del suelo) = 0,3 (coeficiente de fricción)

Retenida inclinada

El ángulo que hace el cable de la retenida con la horizontal es de 60º.El dado de anclaje es de 0,40 x 0,40 x 0,20 m3 (predimensionado), vamos a verificar si estas dimensiones son suficientes.

En forma esquemática

En el triángulo rectángulo abc:El ángulo “cab” es igual a 60º, por tener sus lados respectivamente perpendiculares, luego.-

“ac” (longitud de a á c) = 0,40xcos 60º = 0,20 m.

“cb” (longitud de c á b) = 0,40xsen 60º = 0,34 m.

Por lo tanto el área del triángulo abc, es igual a:

La longitud “bf” en el triángulo rectángulo bef es:

bf = = 0,98 m.

Por tanto la longitud “cf”= 0,34 + 0,98 = 1,32 m.



El área del relleno Acuña descontando las áreas de los triángulos de cuadrilátero defc es.- El área del rectángulo defc - área del triángulo abc – área del triángulo bef – área del dado de concreto.-

Acuña = 1,32 * 1,7 – 0,034 – (1/2) x 0,98 * 1,7 – 0,2 * 0,4 = 1,29 m2

El peso de dicho suelo es x área del relleno x espesor del relleno:

(1 700 kg/cm3 * 1,29 m2 * (0,40 m. de ancho) = 8,6 kN.

El peso del dado de concreto está dado por: (23,5 kN peso específico del concreto) * 0,42 * 0,2 = 752 N.

El peso total es Wt = 8,6 + 0,752 = 9,35 kN

En el triángulo rectángulo de fuerzas, donde la fuerza “A” perpendicular a la fuerza “B” y en el ángulo que hacen las fuerzas “W t”y “B”es de 60º por tener sus lados respectivamente perpendiculares a las rectas “hi”y “gh”.

La fuerza Wt descomponiéndola en sus dos componentes, en la fuerza “A” paralela a la recta “gh” y en “B” la componente perpendicular al plano “gh” (el plano inclinado del ángulo de 60º - ver esquema).

A = 9,35 * sen 60º = 8,10 kN.

B = 9,35 * cos 60º = 4,67 kN.

Si el conjunto dado de anclaje y peso del relleno no es suficiente, se libera el viento o cable de la retenida haciendo colapzar a la estructura. Se tomará como factor de seguridad el 50% es decir Fr / F 1,50La fuerza de fricción, es en todo el contorno de las paredes del relleno (suelo del relleno contra el suelo existente), por lo tanto, la fricción lateral es:

* h = 1 700 x 1,7 = 28,35 kN/m2F1 (fuerza lateral) = * h * Acuña = 48,19 kN. * F1 = 0,3 * 48,19 = 14,45 kN.

2 * * F1 = 2 * 14,45 = 28,91 kN.

Según fórmula, la fuerza resistente total Fr, es :

Donde la fuera “A”= 8,10 kN en el plano “gf”, es la fuerza neta que se opone al deslizamiento, la fuerza “B”es la fuerza normal al plano de deslizamiento y su componente en dicho plano es B, la cual también se opone al deslizamiento por ser una componente de Wt, y luego tenemos la resistencia por fricción en las dos paredes adyacentes (2 F1). La resistencia a la fricción de la pared del plano “dc”, no se considera por ser mínima.

Por lo tanto la relación Fr/F es:

Fr / F = 38,41/2,42 = 15,93 1,5 OKCONSORCIO DTM INGENIEROS - SEINCO MUNICIPALIDAD PROVINCIAL DE HUANTA


Retenida Vertical

De acuerdo al gráfico de retenida vertical tenemos que en el trapecio abcd se presenta lo siguiente:Peso del material compactado:Peso 1: peso del material encima de bloque de concreto

x 2 x 0,4 x 0,4 = 5,33 kNPeso 2: peso del material debido al ángulo con la vertical

x 4 x (2 tan 20 x 2/2) x 0,4 = 19,32 kNPeso total de material compactado: P 1 + P 2 = 24,65 kNPeso del bloque de concreto: 752 NSegún fórmula, la fuerza resistente total Fr, es:

Fr = Peso del material compactado + Peso del bloque de concreto = 25,4 kNPor lo tanto la relación Fr/F es:

Fr / F = 25,4/2,4 = 10,58 1,5 OK

Las dimensiones de bloque de concreto (0,40x0,40x0,15) son suficientes y están de acuerdo a las normas DEP/MEM.

Acero de refuerzo

Para el bloque de concreto utilizaremos acero mínimo según se especifica en el Reglamento Nacional de Construcciones y que debe ser:

As = 0,0018 * b * c = 0,0018*40*20 = 1,8 cm2 que es el área del requerimiento del acero. Si consideramos cuatro fierros de ½” , el área es de (4**12)/4=3,14 cm21,8 cm2 (malla de fierro de ½” @ 10 cm) OK. Estos fierros se colocarán en la zona donde el dado trabaja en tracción y a cada 10 cm y tendrán 5 cm de recubrimiento (arriba), en los costados y en la parte inferior estos quedarán a 20-5=15 cm.

7.0. EQUIPAMIENTO Y MATERIALES.

7.1 Línea primaria

El equipamiento y materiales considerados para la línea primaria son:

- Postes de concreto armado centrifugado de 12/200, 12/300. kg.



- Cruceta de concreto armado Z/2.40/600 kg.- Cruceta asimétrica de C.A.V. de Za/1.80/1.20/250

- Conductor de aleación de aluminio de 35 mm², con grapas de anclaje de aluminio, varillas de armar simple y dobles.

- Aisladores de porcelana tipo pin ANSI 56-3.- Aisladores poliméricos tipo suspensión, tensión de diseño 27 kV.- Ferretería de fierro galvanizado.- Puesta a tierra tipo PAT-1 conformada por conductor de cobre recocido, cableado de

25 mm2, electrodo de copperweld 16 mm x 2.40 m, caja de registro- Retenidas con cable de acero de alta resistencia (HS) de 10 mm, varilla de anclaje

16 mm x 2.40 m, ojo guardacabo, mordaza preformada, bloque de concreto armado 0.4x0.4x0.15 m.

- Seccionadores fusibles tipo Cut-out, 27 kV, 100 A, 150 kV-BIL.- Pararrayos 21 kV, 10 kA, tipo distribución.

7.2 Red Primaria

El equipamiento y materiales considerados para la red primaria son:

- Postes de concreto armado centrifugado de 12/200 y 12/300.kg.- Ménsula de concreto armado de 1,0 y 1,2 metros M/1.20/250 kg.- Cruceta asimétrica de C.A.V. de Za/1,8/1,2/250 kg.

- Conductores de aleación de aluminio de 35 mm², con grapas de anclaje de aluminio, varillas de armar simple y dobles.

- Aisladores de porcelana tipo pin ANSI 56-3.- Aisladores poliméricos tipo suspensión, tensión de diseño 27 kV.- Ferretería de fierro galvanizado- Puesta a tierra tipo PAT-1 conformada por conductor de cobre recocido, cableado de

25 mm2, electrodo de copperweld 16 mm x 2,40 m, caja de registro. - Retenidas con cable de acero de alta resistencia (HS) de 10 mm, varilla de anclaje

16 mm x 2,40 m, ojo guardacabo, mordaza preformada, bloque de concreto armado 0,4 x 0,4 x 0,15 m.

- Media loza de C.A.V. 1,1 m Soporte de Transformador

7.3 Subestaciones de distribución

El equipamiento y materiales considerados para las subestaciones de distribución son:

- Estructuras tipo monoposte con postes de concreto armado centrifugado 12/300Kg- Cruceta asimétrica de concreto armado de 1,5 m.- Transformadores monofásicos 13,2±2,5%/0,44-0,22kV 5, 10, 15, y 25 kVA.- Seccionadores fusibles tipo cut-out, 27 kV, 100 A, 150 kV-BIL.- Pararrayos 21 kV, 10 kA, tipo distribución.- Tableros de distribución compuesto por: interruptores termomagnéticos para las

salidas de servicio particular y alumbrado público, medidor totalizador, medidor y equipo de control de alumbrado público.

7.4 Redes secundarias



Los principales materiales a utilizarse en las redes secundarias son los siguientes: Postes Concreto de 8/200 kg. Conductor Autoportante de aluminio, con portante desnudo

2x16/N25mm22x16+16/N25mm22x25+16/N25mm22x25/N25mm2

Pastoral Tubo de FoGo de 38mmde 1.5 m de avance, con abrazaderas Lámpara Vapor de sodio de alta presión de 50 W Retenida Cable de acero SM de 10 mm , 7 hilos

Varilla de anclaje de 1,8 m x 16mm , Bloque de anclaje de CA 0,4 x 0,4 x 0,15 m.Aislador de tracción tipo nuez

Puesta a tierra Electrodo de copperweld de 16 mm x 2,40 mConductor de cobre de 25 mm2

Caja de registro de concretoConductor de Cu de 25 mm2

Acometidas Conductor de cobre concéntrico de 2x4 mm2, con aislamientoCaja metálica portamedidor normados por Electrocentro S.A


CAPITULO VI

LÁMINAS Y PLANOS

ÍNDICE



1.0 GEN-01 Plano de Ubicación2.0 GEN-02 Vías de Acceso3.0 GEN-03 Ruta de Línea escala (1/1000 000)


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