Calculo Constantes de Regulacion

REPUBLICA DE COLOMBIA DEPARTAMENTO DEL PUTUMAYO MUNICIPIO DE PUERTO ASIS

DISEÑO DE LAS REDES DE DISTRIBUCION DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN MEDIA Y BAJA TENSIÓN DE LA VEREDA EL CRISTAL.

MEMORIAS DE CÁLCULO

PUERTO ASIS, SEPTIEMBRE DE 2009

REPUBLICA DE COLOMBIA DISEÑO PROYECTO DE DEPARTAMENTO DEL PUTUMAYO ELECTRIFICACION DE LA VEREDA MUNCIPIO DE PUERTO ASIS EL CRISTAL ________________________________________________________________________________________________

TABLA DE CONTENIDO

1. INTRODUCCION………………………………………………………………………

4

2. PARAMETROS DE DISEÑO…………………………………………………………..

5

3. PROYECCION DE LA DEMANDA…………………………………………………..

7

3.1 3.2 3.3 3.4 3.5

ESTIMATIVOS DE CARGA……………………………………………………. DEMANDA MAXIMA COINCIDENTE Y PROYECTADA…………………. DETERMINACION MATEMATICA DE LA DEMANDA MAXIMA………. PROYECCION DE LA DEMANDA MAXIMA DIVERSIFICADA…………. DETERMINACION DE LA POTENCIA A INSTALAR………………………

10

4. DISEÑO ELECTRICO DE LAS LINEAS Y REDES DE DISTRIBUCION…………

11

4.1 REGULACION DE TENSIÓN DEL SISTEMA………………………………… 4.1.1 CALCULO DE LA REACTANCIA………………………………………… 4.1.2 CALCULO DE LA RESISTENCIA………………………………………… 4.1.3 CALCULO DE LAS CONSTANTES………………………………………. 4.1.4 CALCULO DEL MOMENTO ELECTRICO………………………………. 4.1.5 EJEMPLOS DE CALCULO DE LA REGULACION………………………

7 9 10 11

12 12 13 13 14 14

Dm = 0.252m…………………………………………………………………………………….

15

4.2 CALCULO DE PERDIDAS EN EL SISTEMA…………………………………..

17

5. CALCULO DE LA RED DE DISTRIBUCION SECUNDARIA…………………….

18

5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8

PARAMETROS DE DISEÑO…………………………………………………….. 18 CRITERIOS PARA SELECCIÓN DEL CONDUCTOR……………………….. 18 CALCULO ELECTRICO DE LA RED SECUNDARIA………………………... 19 TIPOS Y LOCALIZACION DE ESTRUCTURAS………………………………. 19 CONEXIÓN DE USUARIOS………………………………………………………. 20 CIMENTACIONES………………………………………………………………… 20 TEMPLETES………………………………………………………………………... 21 INSTALACION DE PUESTAS A TIERRA………………………………………. 21

6. TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION………………………………………...

21

6.1 LOCALIZACION………………………………………………………………….... 21 6.2 CAPACIDAD NOMINAL…………………………………………………………… 22 2 EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO. Tel: 422 7559 PUERTO ASIS (P) E-MAIL: [email protected]


6.3 TIPO DE TRANSFORMADORES………………………………………………… 23 6.4 RELACION DE TRANSFORMACION………………………………………… 23 6.5 DERIVACION DE TENSIÓN……………………………………………………. 23 6.6 PROTECCIONES………………………………………………………………… 23 6.6.1 PARARRAYOS……………………………………………………………… 23 6.6.2 PROTECCION CONTRA SOBRECORRIENTES…………………………… 24 6.6.3 PUESTA A TIERRA…………………………………………………………… 25 7. CALCULO DE LA RED DE DISTRIBUCION PRIMARIA…………………………... 25 7.1 PARAMETROS ELECTRICOS…………………………………………………... 25 7.1.1 DISTANCIAS DE SEGURIDAD………………………………………... 26 7.1.2 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR………………………………………. 28 7.1.3 CALCULO DEL CONDUCTOR……………………………………….... 29 7.1.4 MEJORAMIENTO DEL VOLTAJE…………………………………….. 29 7.1.5 PROTECCIONES………………………………………………………… 29 7.1.6 LOCALIZACION Y TIPO DE ESTRUCTURAS……………………….. 30 7.1.7 TEMPLETES……………………………………………………………… 30 7.1.8 CIMENTACIONES……………………………………………………….. 31 7.1.9 HINCADA Y APLOMADA DE POSTES………………………………... 31 8. CONCLUSIONES Y OBSERVACIONES……………………………………………….

31

ANEXOS: ANEXO # 1. Cantidades de obra. ANEXO # 2. Análisis de precios unitarios. ANEXO # 3. Tabla de factores de diversidad norma IPSE (tabla B). ANEXO # 4. Tabla de demanda máxima diversificada. ANEXO # 5. Tabla de cálculos de regulación y pérdidas en baja tensión. ANEXO # 6. Diagramas unifilares en baja tensión. ANEXO # 7. Tabla de cálculos de regulación y pérdidas en media tensión. ANEXO # 8. Diagramas unifilares en media tensión. ANEXO # 9. Tablas de estructuras en media tensión. ANEXO # 10.Planos eléctricos.

3 EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO. Tel: 422 7559 PUERTO ASIS (P) E-MAIL: [email protected]


1. INTRODUCCION

En la reunión realizada el día 21 de agosto del presente año en las oficinas del Consorcio Colombia Energy y a la cual asistieron miembros de la alcaldía del municipio de Puerto Asís, de la Empresa de Energía del Bajo Putumayo y representantes del Consorcio ya mencionado, con el propósito de aportar al Proyecto de Electrificación II Fase A; se decidió que la Empresa de Energía del Bajo Putumayo formularia el proyecto “DISEÑO DE LAS REDES DE DISTRIBUCION DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN MEDIA Y BAJA TENSIÓN DE LA VEREDA EL CRISTAL”, el cual debe ser entregado, según la fecha acordada el 15 de septiembre del presente año. El diseño consta de un circuito alimentador a 34.5 kV, pero energizado a 13.2 kV, redes eléctricas de distribución que garantizan la calidad y continuidad del servicio de energía para 28 familias de la vereda. La vereda El Cristal se encuentra ubicada en la parte sur – occidente del casco urbano del municipio de Puerto Asís. Para llegar al sitio del proyecto se toma la vía que sale del casco urbano de Puerto Asís hacia Puerto Vega y de este a la vereda de Teteye, frontera con el país de Ecuador. Ver anexo # 10. El diseño contempla la clasificación de los usuarios que de acuerdo al tipo de viviendas existentes pertenecen a un estrato social bajo. Una vez analizado el levantamiento, se procedió a realizar el diseño de acuerdo con las normas de subtransmisión, distribución y especificaciones emanadas del IPSE al igual que las normas que rigen el sector eléctrico como lo son el RETIE y el Código Eléctrico Colombiano NTC2050. En el presente proyecto se toma como punto de arranque y alimentación la línea existente del Pozo Cuembí ubicado en la vereda El Nuevo Porvenir, donde existe un tramo construido a 34.5 kV, pero energizado a 13.2 kV, por el consorcio Colombia Energy, dicho punto de arranque se encuentra a 34 kilómetros de la Subestación de Transformación Puerto Asís (5 MVA-34.5/13.2 kV), circuito 16. Dentro del objeto del presente, se diseño la red primaria en una longitud de 1496 metros de circuito a lo largo de la vía que se dirige a dicha vereda, en red de baja tensión se construirán 1548 mts en ACSR Nº 2 y 1197 en ACSR Nº 1/0. El conductor del cable con que se va a construir la red primaria va a ser en ACSR Nº 2/0 AWG.



2. PARAMETROS DE DISEÑO

En la realización de este diseño se han tenido en cuenta todas las especificaciones y recomendaciones dadas por el Instituto Colombiano de Energía Eléctrica (ICEL), llamado hoy en día IPSE y las normas y recomendaciones de la Empresa de Energía del Bajo Putumayo, quien es el Operador de Red en el sector según resolución CREG 096/03. Teniendo en cuenta el crecimiento poblacional presentado en otras localidades similares a la de este proyecto, se acordó fijar los siguientes parámetros que serán el punto de partida para la realización de un diseño óptimo. Se fijan los siguientes parámetros como punto de partida para la realización del diseño: •

Factor de potencia de la carga: 1 inductivo (considerando que es para un sector residencial rural).

•

Factor de demanda: 0.60.

•

Sistema eléctrico en media tensión tipo radial en estructuras de disposición semibandera.

•

Regulación primaria en operación normal 4% máximo.

•

Regulación secundaria en operación normal 6% máximo.

•

Distribución primaria trifásica 13.2 kV.

•

Distribución secundaria bifásica trifilar 240/120 V.

•

Se considera una rata de crecimiento general de la demanda anual del 2%.

•

Se emplearan conductores ACSR calibres 1/0, 2, 2/0 AWG.

•

Periodo de proyección de la demanda para transformadores de 8 años.

•

La evaluación del consumo de una vivienda de este tipo, cubre las necesidades eléctricas en el año cero y se espera cambios mínimos en los niveles de consumo para los próximos 15 años, adicionalmente se tiene en cuenta un crecimiento anual de la demanda del 2%.



•

Se estima un dimensionamiento de la red suficiente para cubrir la demanda venidera (carga futura) y algunos casos especiales de demanda que puedan presentarse.

•

Parámetros físicos y geográficos: Temperatura promedio: 28ºC. Temperatura mínima : 10ºC. Temperatura máxima : 46ºC. Velocidad del viento : 100 Km/h.

Este trabajo cubrirá los siguientes aspectos: •

Inspección preliminar a la zona objeto de este proyecto.

•

Verificación del levantamiento eléctrico de la zona.

•

De la inspección preliminar a la zona del proyecto se dedujo que los usuarios se clasifican en un estrato bajo.



3. PROYECCION DE LA DEMANDA

El consumo de energía aumenta con el mejoramiento del nivel de vida, con los programas de desarrollo industrial y agropecuario y con el aumento de la población, su incremento representa un índice de progreso. Dado que en éste y cualquier otro sistema de distribución su diseño y construcción implican altas inversiones de capital, la experiencia ha demostrado que la vida útil recomendada es: Redes rurales de 15 a 20 años: hemos adoptado 15 años. El sistema de energía Eléctrica debe diseñarse de tal manera que con la demanda esperada al final de la vida útil, se preste un servicio eficiente dentro de los límites de caída de tensión y pérdidas de potencia admisibles. La demanda máxima esperada dentro de n años se puede hallar conociendo la demanda actual y la rata de crecimiento anual de la demanda, mediante la relación estadística siguiente: Dmax (F) = Dmax (A) (1+Ir) Dn

= Dmax (F) : Demanda máxima futura

Do

= Dmax (A): Demanda máxima actual

(1)

La demanda máxima futura es la potencia con la cual se diseñan los sistemas de distribución. n = 15 años: Para selección de conductores. n = 8 años: para selección de transformadores.

3.1 ESTIMATIVOS DE CARGA Para una óptima ejecución del proyecto se eligieron parámetros de carga acordes con el nivel socioeconómico de la región y de la ubicación comercial. La carga de diseño para este proyecto consideró dos tipos de usuarios uno residencial de estrato socio-económico bajo ubicado en la zona rural del municipio y alejado del caserío de la vereda y dos, un usuario ubicado en el caserío con una economía netamente comercial tales como bares, almacenes de ropa y calzado, restaurantes, comunicaciones, droguerías y almacenes agrícolas. Etc. Sin embargo, de la actividad comercial se continua catalogando como estrato socio-económico bajo.



Las bases para determinar el consumo son los siguientes:

1) USUARIO RESIDENCIAL RURAL POTENCIA TOTAL (W)

CANTIDAD

POTENCIA UNITARIA (W)

Alumbrado Incandescente Televisor Nevera

3 1 1

100 100 200

200 100 200

Plancha

1

1000

1000

DESCRIPCIÓN

1500

2) USUARIO COMERCIAL CASERÍO RURAL

DESCRIPCIÓN CANTIDAD Alumbrado Incandescente 3 Televisor 1 Nevera 1 Congelador o equipos de sonido 1 Plancha 1 TOTAL

POTENCIA POTENCIA UNITARIA TOTAL (W) (W) 100 300 100 100 200 200 233 1000

233 1000 1833

• PARA USUARIO RESIDENCIAL RURAL: Demanda máxima = Do = Factor de demanda x potencia instalada. Factor de demanda

= 0.60

Factor de potencia

= 1 inductivo.

Potencia instalada

= 1.500 W/1 = 1.500VA

Demanda máxima = Do. = 0.60*1.500 Demanda máxima = Do = 0,9 KVA/ Usuario (2)



• USUARIO COMERCIAL CASERIO RURAL Demanda máxima = Do = Factor de demanda x potencia instalada. Factor de demanda

= 0.60

Factor de potencia

= 1 inductivo.

Potencia instalada = 1.833 W/1 = 1.833VA Demanda máxima = Do. = 0.60*1.833 Demanda máxima = Do = 1,1 KVA/Usuario

(2)

3.2 DEMANDA MAXIMA COINCIDENTE Y PROYECTADA Por experiencia local, nacional e internacional la demanda máxima de usuarios sobre un tramo de la red de baja tensión (B.T.) o sobre un transformador es inferior a la suma total de las demandas particulares de cada usuario. Para una red o un transformador es el resultado de la aplicación de factores estadísticos que, para el caso colombiano fueron realizados por el instituto colombiano de Energía Eléctrica ICEL, hoy en día llamado IPSE. Estos factores denominados de diversidad o coincidencia vienen representados gráficamente en cuatro curvas, donde cada una de ellas representa a un estrato socioeconómico. Para el diseño de las redes eléctricas se toma la curva B, de donde se obtienen los factores de diversidad de acuerdo con el número de usuarios, ver anexo #3. de Tabla de factores de Diversidad.

Norma Icel.



3.3 DETERMINACION MATEMATICA DE LA DEMANDA MAXIMA DIVERSIFICADA Tomando como referencia el resultado de la demanda máxima por usuario (0,9 KVA), y utilizando los factores de diversidad ya mencionados, se procede a calcular los valores de la demanda máxima diversificada actual según el número de usuarios, de la siguiente forma:

Do (1 Usuario) * N (Usuarios) DMDo N (usuarios) = ----------------------------- (3) F.D.N (Usuarios) Donde: DMDo N (usuarios) : Demanda máxima diversificada actual de un grupo de N usuarios Do (1 Usuario) : Demanda máxima actual de un solo usuario 0,9 KVA N (Usuarios) : Número de usuarios FDN : Factor de diversidad según el numero de usuarios Reemplazando (2) en (3) tenemos:

0.9 x N Usuarios DMDo N (usuarios) = --------------------F.D.N. Usuarios

(4)

Los valores obtenidos de la ecuación #4. Tabla de Demanda Diversificada al año 0. 8 y 15. De acuerdo con el numero de usuarios y su factor de diversidad.

3.4 PROYECCION DE LA DEMANDA MAXIMA DIVERSIFICADA Dentro de los parámetros establecidos en este diseño las redes se proyectaron con una vida útil de 15 años y los transformadores de 8 años, por lo cual la demanda máxima diversificada actual se proyecto a estos años para realizar la selección de conductores y transformadores. La proyección se estableció de acuerdo con la siguiente formula:



DMDn N (usuarios) =DMnDo N (usuarios) x (1+r)n

(5)

Donde: DMDn N (usuarios): Demanda máxima diversificada de un grupo de N usuarios proyectados a n años.

Reemplazando (4) en (5) 0,9 x n (usuarios) (1+r)8 DMDn N (usuarios) = ----------------------F.D.N. (usuarios)

(6)

Los resultados de la ecuación (6) demandas máximas diversificadas proyectadas a n=8 y n=15 se presentan en el anexo # 4. Tabla de Demanda Diversificada al año 0. 8 y 15.

3.5 DETERMINACION DE LA POTENCIA A INSTALAR La potencia necesaria a instalar se determina: KVA requeridos = KVA DmDn N (usuarios) + cargas especiales + carga luminarias + perdidas (7) La distribución de los transformadores se hizo de tal manera que se alimente el mayor número de usuarios en el radio más eficiente de cada transformador.

4. DISEÑO ELECTRICO DE LAS LINEAS Y REDES DE DISTRIBUCION En el diseño del sistema secundario de distribución la principal limitante eléctrica es la regulación de tensión, la cual define el calibre y secundariamente a utilizar; los resultantes parámetros (capacidad ampacidad y perdidas de potencia).



4.1 REGULACION DE TENSION DEL SISTEMA La regulación de tensión de un sistema en servicio, es la diferencia entre las tensiones de salida y llegada expresadas en porcentaje de la tensión de llegada de acuerdo con la fórmula siguiente:

Vs – Vr V*100 % Regulación = ------------x 100 = -------------Vr Vr

(8)

Siendo: Vs: Tensión en el punto de salida Vr: Tensión en el punto de llegada Los límites de regulación establecidos para la realización de este proyecto se indicaron en el numeral (2) de acuerdo con recomendaciones del IPSE. La regulación de tensión de un sistema proyectado se calcula en función de las constantes propias de cada conductor, de la carga conducida, de la distancia entre el punto de alimentación y la carga y de la tensión de servicio; se expresa así: Reg (%) = K xM

(9)

Donde: K: Depende de los parámetros internos y externos del conductor a utilizar y la tensión de servicio M = Momento expresado en función de la carga y la distancia al punto alimentador. 4.1.1 CALCULO DE LA REACTANCIA La reactancia se expresa de acuerdo con la siguiente fórmula: XL= WL XL= Reactancia Inductiva (ohm/Km) W = Velocidad angular (rad/seg)

(10)

W = 2*f 12 EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO. Tel: 422 7559 PUERTO ASIS (P) E-MAIL: [email protected]


f = 60 Hz L = Inductancia Dm L = 2 x 107 * Ln (-------) (H/m) Ds Dm = (DAB x DBC x DCA)

(11) (12)

Donde: DAB = Distancia entre los conductores A y B (m) DBC = Distancia entre los conductores B y C (m) DCA = Distancia entre los conductores C y A (m) Ds = Radio geométrico medio (m) Los valores de Ds dependen del calibre del conductor y del numero de hilos que éste posea, de tablas publicasa en “Electrical Transmision and Reference Book “ o en el catalogo de “Fadaltec”se obtienen los valores de Ds para los diversos calibres de los conductores de común utilización.

4.1.2 CALCULO DE LA RESISTENCIA El valor de la resistencia por unidad de longitud se toma de los libros citados atrás. 4.1.3 CALCULO DE LAS CONSTANTES Para un sistema de distribución trifásico la constante Kt se encuentra así:

r(ohm/km) cosQ + XL (ohm/km)senQ Kt = ------------------------------------------- (%/KVA-m) 10.000* (VL)2

(13)

Para un sistema monofásico trifilar o bifilar

r (ohm/km) cosQ + XL (ohm/km)senQ Kt =2*------------------------------------------- (%/KVA-m)

(14) 13

EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO. Tel: 422 7559 PUERTO ASIS (P) E-MAIL: [email protected]


10.000* (VL)2 Donde: r: Resistencia del conductor (Ohm/Km). XL: Reactancia inductiva (Ohm/Km). QL: Angulo del factor de potencia. VL: Tensión de línea en kV. Con los valores de Ds se calcula el valor de la reactancia XL para cada conductor en Ohm/Km. El valor de la resistencia se toma de los libros citados atrás y se procede a efectuar el cálculo de la constante Kt propia de cada conductor para conocer los valores de regulación.

4.1.4 CALCULO DEL MOMENTO ELECTRICO El momento eléctrico se calcula según la siguiente fórmula: M = L X St (KVA-m) (15) St = Potencia aparente, según tabla de demanda máxima diversificada, cada tramo de red en KVA. L = Longitud de cada tramo en metros.

4.1.5 EJEMPLOS DE CÁLCULO DE LA REGULACION

4.1.5.1 RED DE MEDIA TENSION Se tiene una línea trifásica a 13.2 KV con la siguiente configuración, correspondiente a una estructura 523 de paso, considerada mas critica por la distancia entre conductores. Línea A Línea B Línea C o o o ] -------0.90m--------] ------ 0.90m --------]



Dm = (0.9*1.8*0.9)1/3 = 1.13 m De las Tablas para el cable ACSR, calibre No. 2 AWG se toma: Ds = 1.35941 x 10−3 [m] r = 1.012 [Ohm/Km]

Se tiene que: XL = WL = 2 x 3.14 x f x L Dm L = 2 x 10−7 Ln ------ (H/m) Ds 1.13 L = 2 x10 Ln ------------------- (H/m) 1.35941*10−3 L = 13.445 x 10−7 (H/m) XL = 2 x 3,14 x 60 x 13.445 x 10−7 (Ohm/m) XL = 0.5066 x 10−3

(Ohm/m)

XL = 0.506 (Ohm/Km)



Reemplazando valores en la expresión para Kt: (1.012) (0.9) + (0.506) (0.4358) Kt = ---------------------------------------13.22 * 104 Se halla que: Kt = 6.4928 x 10−7

% ------KVA-m

Con el valor de esta constante del conductor ACSR No. 2 AWG se obtiene la regulación de tensión. Reg % = KVA-m x Kt

4.1.5.2 RED DE BAJA TENSION Se aplica el mismo procedimiento que para la línea de alta tensión, pero con la configuración de la red de baja tensión y teniendo en cuenta que el sistema es monofásico trifilar a 240/120 V. Dm = (0.2 * 0.2* 0.4)1/3 Dm = 0.252m Para el calibre No. 4 se tiene: Ds = 1.274064 * 10−3 m r = 1.565 Ohm/Km.

0.25198421 L = 2 * 10−7 Ln --------------- (H/m) 1.274064* 10−3



L = 1.0574309*10−7 (H/m) XL = 2 * 3,1416 * 60 * 1.0574309 * 10−6 (Ohm/m) XL = 0.39864206 * 10−3

(Ohm/m)

XL = 0.39864206 (Ohm/Km) (1.565) (0.9) + (0.39864) (0.436) Kt = 2 * ------------------------------------------- (%/VA-Km) (0.240)2 Kt = 2.74706083 * 10−3 (%/KVA-M)

4.2

CALCULO DE PERDIDAS EN EL SISTEMA

Las perdidas del sistema son otro factor importante a tener en cuenta en el diseño, ya que un valor apreciable de las mismas implica costos para la Empresa de Energía y poca garantía de un buen servicio a los usuarios. Las perdidas por calentamiento en un conductor vienen definidas por la ley de Joule: P= I2 x r Donde: P = Pérdidas I = Corriente de línea en amperios. r = Resistencia eléctrica del conductor.

Para sistema trifásico: ST2 ST2 Pt = 3 * ---------- * r * L = ------ * r * L * 10−6 (KW) 3 * VL2 ST = (3)1/2 St I = -----------

17

VL2

x VL x I

18



31/2

VL

Donde: ST = Potencia trifásica en voltiamperios. VL = Tensión de línea en voltios. r = Resistencia del conductor en ohmios/Km. L = Longitud de la Línea en metros.

Para sistema monofásico: ST2 ST2 Pt = 2 * --------- * r * L = ----- *r * L * 10−6 (KW) VL2

(19)

VL2

ST = VL x I St I = ----------VL

5. CALCULO DE LA RED DE DISTRIBUCION SECUNDARIA

5.1 PARAMETROS DE DISEÑO

Se toman los parámetros definidos en el capitulo 2 y se hacen las siguientes precisiones: •

La configuración utilizada para la distribución secundaria fue radial y monofásica trifilar. Como se observa en el anexo # 5. de Diagramas Unifilares de baja Tensión.

•

El nivel de aislamiento para circuitos secundarios, de acuerdo con los voltajes de servicio establecidos en la normas IPSE es de 600 Voltios.

•

Las distancias de seguridad siguen la norma ICEL, la distancia minima entre conductores es de 0.20 m y a distancia minima de los conductores de fase a elementos exteriores u otros circuitos en la misma o diferente estructura.

5.2 CRITERIOS PARA SELECCIÓN DE CONDUCTOR



La selección del conductor debe ser el resultado de una comparación entre una gama preseleccionada de conductores. Los criterios para esta comparación son: 1.

Debe ser el conductor mas económico, en el presente estudio es irrelevante este calculo por cuanto el factor de peso es la regulación y el calibre mínimo normalizado en B.T. es el ACSR # 2 AWG, y en media tensión el conductor a utilizar es ACSR Nº 2/0, ya que la línea viene construida desde la subestación de Puerto Asís en este calibre.

2.

Comparando las corrientes por tramos con la capacidad amperímetro (ampacidad) del conductor, se observa que el valor máximo se presenta en el transformador #1 de 48,1 amperios valor mucho menor con la capacidad del conductor de 162 Amperios, en consecuencia, el límite térmico no se alcanzara durante su vida útil.

3.

La regulación no debe exceder el 6%, es la limitante más trascendente en el cálculo del conductor. Los resultados de estos valores se pueden ver en el anexo Tabla de Cálculos de

regulación en baja tensión y pérdidas. Para los transformadores del #1 al # 8. 4.

El porcentaje de pérdidas de potencia es inferior al 2%, se cumple para este diseño y se muestra en el anexo de las Tabla de Cálculos de regulación en baja tensión y perdidas.

5.3 CALCULO ELECTRICO DE LA RED SECUNDARIA Obtenidas las constantes de cada conductor según configuración de la red secundaria a través de la ecuación (14), se procedió a tomar los datos de la carga proyectada a 15 años, indicados en la respectiva tabla, de acuerdo con el número de usuarios por ramal. Luego se aplica la ecuación (15) y se obtuvo el momento eléctrico; con este valor en la ecuación (12) se calcula la regulación, obteniéndose los resultados descritos en el anexo #5. Tabla de cálculos de regulación en baja tensión y

pérdidas. Las perdidas y el porcentaje de perdidas, se obtuvieron por la ecuación (19) con los resultados descritos en el anexo #5. Tabla de cálculos de regulación en baja tensión y pérdidas.

Después de cumplir con estos requisitos básicos se procede a verificar los parámetros restantes calculando el calibre definitivo de los conductores para cada ramal como se vera los resultados en los diagramas unifilares de cada transformador. 19 EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO. Tel: 422 7559 PUERTO ASIS (P) E-MAIL: [email protected]


5.4 TIPOS Y LOCALIZACION DE ESTRUCTURAS Las estructuras se han localizado de acuerdo a la topología del terreno. Para las estructuras se utilizaran postes de concreto de 8 metros, 510 Kg-f. Con una profundida de hincada de 1.4m, que son los normalizados por el IPSE para las redes de distribución secundaria. Se emplearan estructuras Norma ICEL tipo vertical seria 600, en las estructuras terminales se colocaran templetes directos a tierra. Cuando la ruta del secundario coincida con la del primario se utilizara la misma postería. 5.5 CONEXIÓN DE USUARIOS La conexión de las redes de distribución secundaria con los usuarios se recomienda se realice con conectores bimétalicos o a través de un estribo que consiste en un alambre de cobre desnudo No. 4 AWG doblado en forma rectangular con las siguientes dimensiones: 10 cm de largo por 7 cm de ancho y en el lado donde se enfrentan los extremos se coloca un conector bimetálico que une este alambre con los conductores de aluminio de la red. El estribo tiene como objetivo evitar la unión directa entre las acometidas de alambre de cobre de los usuarios y el conductor de la red que es de aluminio, con lo cual evitara la sulfatación y el recalentamiento en este punto.

En la conexión de los usuarios a la red, se deben alternar las fases para buscar el balance de carga que permite un trabajo eficiente del transformador, mejorando su rendimiento y alarga su vida útil. Además el balance de carga permite una estabilidad en el voltaje que de otra manera causa un mal servicio al usuario.

5.6 CIMENTACIONES Las cimentaciones se realizaran con base en los resultados de un previo estudio de suelo que en el presente estudio no esta contemplado. Sin embargo la experiencia nos autoriza para definir las características de las cimentaciones de posteria y templetes de acuerdo a la inspección visual del terreno y en completo acuerdo con la interventoria que se designe en el momento de la construcción. Si el terreno es de una consistencia fuerte y estable utilizara relleno con material del mismo sitio del ahoyado, se evita la instalación de estructuras en terreno inundables o de consistencia inestable que no ofrezcan garantía para la estabilidad de las estructuras. Donde el terreno no sea fuerte se utilizara concreto ciclópeo en el fondo de la cimentación y un anillo de concreto de 210 Kg/cm2.



Si por efecto del relieve del suelo no se puede lograr la profundidad deseada, se efectuara un realce en concreto de las dimensiones que fije la interventoria.

5.7 TEMPLETES En los templetes de baja tensión se utilizara varillas de anclaje de 5/8” por 1.50 m. de longitud, con accesorios como arandela cuadrada en hierro galvanizado de 10 cm, guardacabo galvanizado para cable de 1/2, cable de acero de calidad extraresistente con un diámetro de ¼”, grapas prensoras de tres pernos que se reforzaran con entices en alambre galvanizado # 10, un aislador tensor tipo “huevo” de referencia 0631 de norma IPSE, vigueta en concreto en las cantidades especificados en análisis unitarios. Para el montaje, la varilla de anclaje con respecto a la línea vertical tendrá Angulo mínimo de 30 grados; teniendo en cuenta la longitud de la varilla de 1.50 m, entonces la profundidad minima h, del hueco será: h = 1.5 m * Cos 30 h = 1.3 m Por lo tanto el hueco tendrá las dimensiones de 0.4*0.4*1.3 mts. Las viguetas en concreto de 0.15*0.15*0.6m. 5.8 INSTALACION DE PUESTAS A TIERRA Se efectuaran a través de un cable o alambre de cobre desnudo No.4 unido a una varilla copperweld de 1/2” * 1.80 m enterrada al pie del poste y protegido al final por un tubo conduit metálico de 1/2 y fijado al poste por medio de una cinta band it de 5/8” metálico. El empalme entre aluminio y cobre se hará con un conector bimetálico la conexión con la varilla de cobre con un conector copperweld o si es posible con soldadura cadwell. Se recomienda aterrizar cada cuatro postes de acuerdo a la resistividad de los terrenos por ramal y como mínimo se debe aterrizar en el terminal de cada ramal, siguiendo las normas de las estructuras IPSE.

6. TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION La determinación de la potencia y sitio de montaje de los transformadores de distribución, tuvo en cuenta la ubicación de los usuarios, el tipo y crecimiento de las cargas a alimentar y las limitaciones técnicas para suministrar un buen servicio.



6.1 LOCALIZACION Los transformadores de distribución se ubicaran en el sitio más cercano al centro de carga del grupo de usuarios a servir, teniendo en cuenta que ningún usuario quedara con una regulación mayor del 6%, tomada desde el transformador. Ver Anexo #5, #6, #7 y #10 de, cálculos de regulación en baja

tensión, diagramas unifilares de redes de distribución de baja y media tensión y planos de planta, respectivamente. 6.2 CAPACIDAD NOMINAL Para fijar la capacidad de los transformadores de distribución, se determina la demanda máxima diversificada por usuario (con una rata anual del 2% proyectada a 8 años). Por lo tanto, la capacidad de un transformador para usuarios sin cargas especiales será; N8 = N (1 + 0.02) P0 = Do (1) Usuario = 1.09 KVA P8 = Po (1 + 0.02)8 [KVA]

(capitulo 3)

(20) (21) (22)

N 8 P8 P = ---------- [KVA] (Dem. Max. De grupo proyectada) (23) FD

N8 P0 (1 + 0.02)8 P = ------------------- [KVA] FD

(24)

N = Numero de usuarios actuales FD = Factor de diversidad para N usuarios P8 = Demanda máxima de un usuario dentro de 8 años. P = Demanda máxima diversificada de un grupo de N usuarios con incremento vegetativo a un año. La capacidad definitiva del transformador se seleccionara tomando la potencia normalizada inmediatamente superior a la calculada anteriormente y sumando las perdidas calculadas para cada uno. En el presente proyecto no se encontró potencias especiales. Los resultados de la ecuación 24 según el número de usuarios y su respectivo factor de diversidad se presentan en el anexo #4. Tabla de Demandas Diversificada en el año 0. 8 y 15.



Para el presente diseño, según los cálculos de regulación y teniendo en cuenta las demandas diversificadas en el año 8 para la capacidad del transformador, se obtuvieron un total de 8 transformadores con las siguientes capacidades: • •

1 Transformador de 10 KVA. 1 Transformador de 25 KVA.

6.3 TIPO DE TRANSFORMADORES Los transformadores de distribución serán de tipo monofásico para una distribución secundaria a tres hilos. 6.4 RELACION DE TRANSFORMACION El voltaje nominal en el lado de alta tensión (entrada) para transformadores monofásicos, serán de 13.200 Voltios y de 240/120 Voltios en el lado de baja tensión (salida). 6.5 DERIVACION DE TENSION Los transformadores de distribución tendrán derivaciones de tensión en el devanado primario (13.2 KV) accionados por medio de un conmutador de operación manual desde el exterior, con el transformador sin tensión. Este dispositivo deberá permitir dos derivaciones positivas y dos negativas (2.5%) además de la derivación central

6.6 PROTECCIONES: Los transformadores de distribución deben protegerse contra sobre tensiones por descargas atmosféricas y contra sobre corrientes producidas por fallas. 6.6.1 PARARRAYOS La protección contra sobretensiones, por descargas atmosféricas, se hace por medio de pararrayos colocados en el lado de alta tensión del transformador y conectados lo mas cerca posible de este. Los conductores que unen el pararrayos a la línea y a tierra, deben ser lo mas cortos posible y de baja impedancia para no disminuir el margen de protección entre el pararrayos y el equipo a proteger. La selección de voltaje nominal de pararrayos debe hacerse de acuerdo con el voltaje máximo a tierra que puede presentarse en el sitio de la instalación. Para los circuitos de distribución se presenta un voltaje línea – máximo, de servicio normal, definido por las normas ICEL como 15 KV (a neutro será a 8.66 KV). 23 EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO. Tel: 422 7559 PUERTO ASIS (P) E-MAIL: [email protected]


Sin embargo, el voltaje máximo a tierra se presenta en el caso de una falla monofásica a tierra y se calcula de acuerdo con la siguiente expresión VL – Tmax = 0.8VL – Lmax normal VL – Tmax = 0.8 * 15 = 12 KV

(26)

Donde: 0.8 = Coeficiente tomado suponiendo un sistema solidamente puesto a tierra. VL – Lmax normal: Voltaje línea (rms) máximo en condiciones de operación normal (KV) Por tanto, el voltaje nominal del pararrayos, debe ser igual al voltaje máximo línea a tierra o sea 12 KV para un voltaje nominal 13.2 KV. La corriente nominal de descarga del pararrayos debe ser de 5 KA para la onda normalizada de 8/20 nseg. El nivel básico de aislamiento al impulso (BIL) del pararrayos, debe ser de 95 KV.

6.6.2 PROTECCION CONTRA SOBRECORRIENTES Los transformadores de distribución se protegerán especialmente contra corrientes de falla y de acuerdo con la política del IPSE contra un valor de sobrecarga no permisible al final del periodo de predicción del crecimiento de la demanda. Los dispositivos de protección a utilizar son el cortacircuito y el hilo fusible, los cuales se colocaran en el lado de alta tensión del transformador entre el pararrayos y el transformador mismo.

CORTACIRCUITOS Los cortacircuitos a utilizar serán de ejecución abierta, con voltaje nominal de este dispositivo será igual al voltaje máximo de servicio normal o sea 15 KV. EL BIL será de 95 KV. Debe tenerse en cuenta que el cortacircuito no es un elemento para interrupción normal de corriente y que por tanto su accionamiento debe hacerse en vacío. FUSIBLES La selección del fusible a colocar dentro del cortacircuito, es uno de los puntos mas importantes a tener en cuenta para la correcta protección del transformador y una buena coordinación con otros equipos de protección. De acuerdo con la curva tiempo corriente de cada fusible, se emplean fusibles rápidos (K) o lentos (T), es decir, que dada una corriente alta, el fusible tipo K se fundirá en menor tiempo que el tipo T. 24 EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO. Tel: 422 7559 PUERTO ASIS (P) E-MAIL: [email protected]


en cuanto a su utilización, los fusibles tipo T, se usaran preferencialmente, cuando existan dispositivos, tales como interruptores y/o reconectadotes con recierres rápidos, de forma que permitan actuar primero a estos y si la falla persiste, actúe el fusible. Para ello deben coordinarse las curvas tiempo – corriente de ambos elementos. Los transformadores de pequeña capacidad y de voltaje primario alto (13.2 KV), tienen corrientes nominales mas bajas que las de los fusibles T o K de menor capacidad, por lo cual se utilizan los fusibles tipo H, los cuales se fabrican para pequeñas corrientes y son poco sensibles a ondas de choque o corrientes de arranque de motores. En cuanto a la capacidad del fusible, se debe seleccionar de acuerdo a dos parámetros: la corriente que puede soportar continuamente y la corriente de sobrecarga que lo hará fundir en tiempo de 300 nanosegundos. La corriente que debe soportar continuamente corresponde a la corriente nominal del transformador en el devanado de 13.2 KV. La corriente de sobrecarga que lo hace actuar en 300 nanosegundos, se toma normalmente entre 200 y 300% de la corriente nominal. Para el caso se utilizaran fusibles tipo H; su capacidad amperimetrica se selecciona de acuerdo con la potencia nominal de cada transformador.

6.6.3 PUESTA A TIERRA Los pararrayos, el neutro y la carcaza del transformador, se deben conectar a tierra por medio de un conductor desnudo de cobre No. 4 AWG. Y una varilla copperweld de 5/8” x 1.80 m, enterrada al pie del poste. Se recomienda efectuar mediciones de resistividad de los terrenos en los puntos de montaje de los Transformadores con el fin de recurrir a contrapesos, 300 a 400 A/m, o a tratamiento del suelo de Los lugares de aterrizaje mayores a 450 A/m, con el fin de eliminar las posibilidades de daño en transformadores de daño en transformadores y en equipo de los usuarios.

7. CALCULO DE LA RED DE DISTRIBUCION PRIMARIA La red de distribución primaria se diseño en tres hilos, a excepción del tramo para los dos últimos transformadores que se realizo en dos hilos. Con estructuras norma IPSE del tipo semibandera y simétricas, ubicadas en posteria de concreto de 14 metros de 1050 kg-f (alineamiento y retención). 7.1 PARAMETROS ELECTRICOS Se toman los parámetros enumerados en el capitulo 2 y se hacen además las siguientes precisiones: 25 EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO. Tel: 422 7559 PUERTO ASIS (P) E-MAIL: [email protected]


• •

• •

En cumplimiento de las normas IPSE, se fijan en 55,0 KV el mínimo nivel de aislamiento, con los consiguientes valores de pruebas de choque, BIL, etc. En las estructuras de alineamiento de 13.2 KV se usaran aisladores tipo espigo o pin ANSI 55-5 y en las estructuras de retención aisladores tipo disco ANSI 52-1. el aislamiento en los soportes debe ser tal que no ocurran flameos debidos a sobretensiones a la frecuencia nominal del sistema. El criterio de selección para uso de aisladores de disco en cadenas tiene como base el voltaje de flameo en ambiente húmedo; en concordancia con las normas ICEL, emplearemos dos (2) aisladores de 6” en cadena, con los cuales se garantiza un adecuado nivel de aislamiento para una tensión de 13.2 KV. La regulación máxima permisible será del 5% para condiciones normales de operación. El nivel de voltaje normalizado por el IPSE para redes de distribución primaria es de 13.2 KV.

7.1.1 DISTANCIAS DE SEGURIDAD El nivel de aislamiento se complementa con distancias de la estructura y también a tierra, de modo que se mantengan las distancias y se eviten descargas entre las fases y tales elementos. Con el empleo de estructuras normalizadas por IPSE se garantizan tales parámetros.

•

Distancia entre conductores; separación entre conductores para temperatura máxima sin viento La distancia entre conductores debe tener en cuenta la fuerza del viento para evitar que, por efecto de penduléo lleguen a acercarse hasta el punto de producir fallas. Para vano regulador de 150 mts Se debe garantizar la longitud máxima de los vanos individuales para la distancia minima horizontal permitida entre conductores, según nivel de tensión y vano regulador. Dichos cálculos se realizaron mediante la utilización de la siguiente ecuación extractada de la norma NEC:

fc

1 2

DH = 0.3681 * ( -------------- ) * a + 0.0076 kV 8 * ti kV DH kV fc, ti a

(20)

= 1.1 x tensión de servicio ti = Separación entre conductores en m. = Voltaje entre fases en kV = esfuerzo y tensión del conductor en condiciones de temperatura máxima sin viento = Longitud de vano



Los resultados obtenidos se presentan en la tabla 3, y para su interpretación es conveniente tener en cuenta lo siguiente: Los valores arrojados por la tabla, aplican para estructuras de paso con pin y para estructuras de retención. Fuente NEC ANSI C2 de 1984. fc y ti son los esfuerzos y la tensión mecánica en kg que soporta el conductor en condiciones de máxima flecha. Vano 0 50 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 250 300 325 350 400 450 500

Separación 0.11 0.267 0.423 0.454 0.486 0.517 0.548 0.580 0.611 0.642 0.673 0.705 0.736 0.892 1.049 1.127 1.205 1.362 1.518 1.674

Distancias mínimas horizontales entre conductores de un mismo circuito.

Distancia a masa Las distancias mínimas de los conductores y sus accesorios a superficies de madera o de concreto se calculan por la formula: e = 0.1 + KV/ 150 (m)

(21)

KV = Voltaje entre fases (KV) Para este diseño 27 EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO. Tel: 422 7559 PUERTO ASIS (P) E-MAIL: [email protected]


e = 0.1 + 13.2 / 150 (m) = 0.188 mt Este valor será un parámetro para seleccionar las estructuras en el numeral 7.1.6. Distancia de línea a tierra Para el tendido de conductor se deben observar las distancias mínimas a tierra del conductor mas bajo especificadas en la tabla de distancias correspondientes. Distancia entre circuitos Cuando la línea o un sector de línea se cruce con una línea de nivel de tensión diferente, deben tenerse en cuenta las siguientes recomendaciones: El circuito de mayor voltaje debe ir a un nivel superior con relación al circuito de menor voltaje. Las flechas del circuito superior deben ser igual al 80% de la flecha del circuito inferior. 7.1.2 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR La selección de conductor debe ser el resultado de una comparación entre una gama preseleccionada de conductores. Los criterios para esta comparación: No exceder el límite térmico Se verifico el limite de capacidad amperimetrica térmica, para ello se calcularon las corrientes de las líneas y ramales a sus cargas máximas, ver tabla de calculo de regulación y perdidas en media tensión; estos valores son mucho menores que los máximos indicados en las tablas de capacidad de corriente de conductores ACSR. La regulación no puede exceder el 5% y el porcentaje de perdidas de potencia debe ser menor al 2%. Se realizaron los cálculos y se verifico su límite, los resultados se pueden observar tabla de

regulación y pérdidas Debe ser el conductor más económico, para lo cual se realiza el correspondiente análisis: Análisis de costos Comprende dos puntos básicos: costo del conductor a utilizar y costo de perdidas. El costo del conductor esta dado por: Cc = K1 w L CKG ($) Cc K1

= Costo del conductor en pesos = Constante que depende si el sistema es trifásico o monofásico 28 EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO. Tel: 422 7559 PUERTO ASIS (P) E-MAIL: [email protected]


L = Longitud de la línea (Km) Ckg = Costo de un kilo de conductor ($/Kg) El costo total de pérdidas esta dado por: 1 2 Cp = K2 x I x i x Fc x Ff x L x C (KW.h)/1000*Sum---------------------2 (1+r) x (15-i) x (1+d)

i

i = Variando desde 1 hasta 15 años Cp = Costo de perdidas en pesos K2 = Constante que depende si el sistema es trifásico o monofásico y del material del conductor. I = Corriente de la carga en el año 15 (A) R = Resistencia unitaria del conductor (ohm-Km), a 50 ºC Fc = Factor de carga F =Factor de forma, generalmente varia entre 1.1 y 1.3 para cargas rurales CKW/H = Costo del KWH en $/KWH r = Tasa de crecimiento de la demanda d = Tasa de descuento (se toma 10%)

7.1.3 CALCULO DEL CONDUCTOR La carga que debe transportar el conductor de la red primaria hasta el transformador será; Carga Alumbrado Cargas S (KVA) = proyectada + publico + perdidas + especiales A 15 años Sin embargo para el presente diseño, los datos de los kVA instalados son las potencias nominales de los transformadores seleccionados con proyección de ocho años, para cubrir la vida útil de la red primaria. La constante de regulación del conductor ACSR calculada para la configuración de la línea del presente diseño se indica en el anexo #7 tabla de cálculo de regulación de red primaria y perdidas. Con la anterior información y las distancias tomadas del plano se procedió el calculo de regulación y perdidas que nos determino el calibre de conductor a emplear. 7.1.4 MEJORAMIENTO DE VOLTAJE Debido a lo reducido de las cargas por alimentar y el mínimo consumo de reactivos, no son necesarios elementos para mejorar el voltaje durante el periodo de proyección de la línea. 7.1.5 PROTECCIONES



Las líneas de 13.2 KV y circuitos primarios deben ser protegidas contra sobretensiones y sobre corrientes. Para este caso se instala en el punto de conexión o arranque del presente proyecto un seccionamiento con fusibles calculados tomando como potencia la carga instalada: If = 55 / 13.2* 1.73 = 2.4 amperios

Esta protección aísla las fallas que se presentan en este ramal del circuito alimentador principal. Esta protección se instala en una estructura 710 Norma ICEL.

7.1.6 LOCALIZACION Y TIPO DE ESTRUCTURAS La localización de estructuras se efectúa de acuerdo a la topología del terreno. Esto implica la conjugación de los planos de planta y perfil, objeto del levantamiento topográfico, con los parámetros de diseño establecidos como el tipo de estructuras a emplear, nivel de voltaje, aislamiento, distancias de seguridad, tipo de apoyos, conductor elegido, condiciones ambientales. Se utilizo estructuras en retención simétrica y alineamiento semibandera Norma IPSE, serie 500 y 600 para instalación de conductores, serie 700 para montaje de protecciones de línea y transformadores y como apoyo se utilizan postes en concreto de 14 metros 1050 kg-f y postes de 8 metros 510 kg-f para alineamiento, estructuras de ángulos y transformadores. En los planos de las redes diseñadas, se aprecia el posicionamiento de cada poste y adjunto el tipo de estructura empleado.

7.1.7 TEMPLETES Las estructuras en retención o en Angulo utilizaran templetes dotados con varillas de anclaje de 5/8” por 1.80 m, de longitud, con accesorios como arandela cuadrada en hierro galvanizado de 10 cm, guardacabo galvanizado para cable de 1/2”, cable de acero galvanizado de calidad extraresistente calibre ¼”, grapas prensoras de tres pernos, aislador tensor tipo huevo, vigueta en concreto, en las cantidades especificadas en los análisis unitarios. Para el montaje, la varilla de anclaje con respecto a la línea vertical tendrá ángulo mínimo de 30 grados. Teniendo en cuenta la longitud de la varilla de 1.80 m, la profundidad minima h, del hueco será: h = 1.8 m * Cos 30 = 1.6 m El aislador tensor será tipo “huevo” ref. Icel 54.4 de las siguientes características:



- Longitud: 3 ½” - Diámetro: 2 ½” - Tensión de arco seco: 25 kv Húmedo 12 kv - Resistencia Mecánica: 10.000 Lbs Las grapas y viguetas siguen las especificaciones del templete de baja tensión

7.1.8 CIMENTACIONES Se considero una cimentación para los 9 postes de media tensión y 23 postes para baja tensión, por la situación del terreno, pues es claro que hay un nivel freático muy alto. La cimentación se realizara con concreto de 2500 psi en la base del poste con las siguientes dimensiones: 0.6 x 0.6 mts el ancho del hueco y con un fondo o espesor de 0.3 mts. 7.1.9 HINCADA Y APLOMADA DE POSTE El contratista debe ejecutar la explanación para la zona de los trabajos en caso de requerirse, la excavación para los cimientos. La construcción de las bases de concreto, los rellenos necesarios, y el transporte de los postes desde el sitio de almacenamiento hasta el de instalación, la hincada debe realizarse con una excavación para la base del poste con una profundidad de 1.8 metros y con un ancho de 0.6 x 0.6 metros, además aplomada de los postes, tal que queden aptos para la instalación de crucetas y demás accesorios, de acuerdo con lo señalado en los planos, estas Especificaciones y las instrucciones del Interventor.

8. CONCLUSIONES Y OBSERVACIONES Para el calculo de regulación en media tensión, que sirve como criterio para la escogencia del conductor y su vida útil, se tomo como carga las potencias nominales de los transformadores seleccionados con proyección de ocho años y además se considero a criterio del diseñador unas cargas futuras, con el fin de garantizar futuros desarrollos en la región, permitiendo la posibilidad de extender la interconexión de energía a otras veredas vecinas. Para garantizar la protección y mantenimiento de la red se instalara en el arranque del circuito primario una estructura de seccionamiento, norma IPSE 710, con fusible de capacidad cercanas a los 20 A según calculo de la carga instalada, que garantice protección contra fallas de sobre corriente y sobre tensión. Se instalaran un (1) transformador de 10 KVA monofásico y un (1) transformador monofásico de 25 KVA, todos a 13200/240/120 V. Los cuales suministraran energía eléctrica a 28 viviendas de la vereda El Cristal, con lo cual beneficiara aproximadamente a 84 habitantes del sector. 31 EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO. Tel: 422 7559 PUERTO ASIS (P) E-MAIL: [email protected]


Los calibres de los circuitos ramales en baja tensión se encuentran estipulados en los anexos de diagramas unifilares en baja tensión y en las tablas de cálculos de regulación en baja tensión. Los bajantes del transformador por el lado de baja tensión se realizaran en conductor calibre Nº 2 AWG en cobre tipo THW y se conectaran a la red en conectores bimétalicos de dos pernos.


Calculo Constantes de Regulacion

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