Capitulo 8.doc

Electrificación de dos sectores de la comunidad de Kollpa Pampa del municipio de Villa Serrano
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CAPITULO 8.
INGENIERÍADEL PROYECTO
8.1 DISEÑO ELÉCTRICO DE LALÍNEADE DISTRIBUCIÓN DE MEDIATENSIÓN
El diseño prevé redes de distribución con alimentadores monofásicos, múltiplemente puestos a tierra,
que se derivarán de la red troncal trifásica a ser construida. El nivel de tensión de la red primaria será
la que se dispondrá en el lugar, cuyo nivel de tensión es 24.9/14.4 kV, se prevé ramales monofásicos
en 14.4 kV, para dar cobertura a gran parte de las comunidades y Zonas del lugar. La red de
distribución secundaria será la existente cuyo nivel de tensión es 220 V.
Los puntos de conexión para las derivaciones se han determinado en función a su proximidad a las
comunidades y zonas comprendidas en el proyecto.
8.1.1 CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA
La configuración de los alimentadores actualmente existentes en media tensión próximos a la zona
del proyecto, de donde derivan las líneas que alimentan el área de influencia del proyecto, presentan
una configuración del tipo radial, multiaterrado en 24.9/14.4 kV, con fuente principal de energía
eléctrica Administrada por CESSA, la mayoría bajo la norma REA (Rural ElectrificationAdministration).
Al corresponder el presente proyecto a pequeñas extensiones y derivaciones de líneas existentes en
la zona, y dadas las características propias de las nuevas cargas a ser incorporadas con el presente
proyecto (dispersas y de bajo consumo) se han adoptado para el proyecto dichas configuraciones
previa a una verificación técnica del estado de operación de cada alimentador principal y/o secundario
en media tensión.
8.1.2 SELECCIÓN DEL NIVEL DE VOLTAJE
La selección del nivel de voltaje está predeterminada por las características particulares del presente
proyecto, dado que las líneas a ser proyectadas, son derivaciones u extensiones de las líneas
existentes resultantes de la ejecución de los proyectos de electrificación ejecutados también por la ex
CORDECH y los diferentes Municipios.
Por tanto, los voltajes de operación para las nuevas líneas a ser proyectadas corresponden a los
niveles de tensión existentes en el punto de derivación.
 Para las poblaciones beneficiadas, la tensión nominal primaria adoptada para línea en media
tensión es de 14.4 kV.
 Para las redes de baja tensión, se ha adoptado un voltaje monofásico nominal de 220 V para todo
el proyecto.
Esta selección asumida, queda justificada en función de las magnitudes de demanda de potencia y
energía y de la configuración propuesta en las diferentes zonas del proyecto.
8.1.3 DETERMINACIÓN DE LACAÍDA DE TENSIÓN
Un aspecto técnico importante a ser controlado por la Superintendencia de Electricidad, se refiere al
control de la calidad del producto técnico el mismo que en uno de sus aspectos establece los

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siguientes porcentajes permisibles de caídas de voltaje para las diferentes calidades y niveles de
tensión normalizados, los mismos que son controlados a las empresa distribuidoras.
8.1.3.1 CALIDAD DEL PRODUCTO TÉCNICO
La calidad del Producto Técnico, abarca los aspectos de Nivel de Tensión, Desequilibrio de Fases,
Perturbaciones, e Interferencias.
El Reglamento establece los siguientes los Niveles de Calidad, y su correspondiente criterio de
aplicación:
Calidad 1: Aplicable a sistemas con una cantidad igual o mayor a 10000 consumidores
Calidad 2: Aplicable a sistemas con una cantidad menor a 10000 consumidores.
8.1.3.2 CALIDAD DEL NIVEL DE TENSIÓN
Límites de Variación de Tensión Reglamentados
Los rangos máximos de variación porcentual (%) de tensión admitidos por el reglamento en
etapa de régimen, para los diferentes componentes de un sistema eléctrico, referidos a los
voltajes nominales adoptados, son los siguientes.
Rango Admitido en Alta Tensión (mayor a 69 kV):
Calidad 1: Máximo +5%
Mínimo -5%
Rango Admitido en Media Tensión: (mayor a 1 kV y menor a 69 kV):
Calidad 1: Máximo +7.5%
Mínimo -7.5%
Mínimo -9%
Rango Admitido en Baja Tensión: (igual o menor a 1 kV):
Calidad 1: Máximo +7.5%
Mínimo -7.5%
Mínimo -9%
Después de haber definido los Voltajes Relativos y Absolutos por Componente, además de haber
realizado un análisis del estado de caídas de tensión en las redes de distribución por alimentador y
siguiendo el criterio expuesto y elegido para la distribución de caídas de voltaje.
En el dibujo adjunto, se muestra gráficamente los perfiles de caídas de voltaje en los diferentes niveles
de tensión, en estado de máxima carga y en estado sin carga, verificando el cumplimiento de las
variaciones requeridas por el reglamento con las caídas de tensión y ajustes propuestos.

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Los resultados de caídas de tensión se muestran en la Planilla de caídas de tensión en condiciones de
sobrecarga.
8.1.4 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ÓPTIMO
Para la elección del conductor optimo a instalarse en la Red de Distribución Primaria, se consideraron
aspectos técnicos (caídas de voltaje y mecánicos) y aspectos financieros de costos de inversión y
pérdidas de potencia y energía.
Desde el punto de vista de pérdidas de potencia y energía, las pérdidas técnicas globales de un
sistema de distribución típico son del orden de 8 al 12%, dependiendo del precio de la inversión y del
costo de la energía y potencia, en proyectos similares se establecen los siguientes valores de
pérdidas técnicas:
 4% en media tensión
 3% en transformadores
 3% en redes de baja tensión
Estos valores han sido adoptados para el proyecto.
Para la elección del tamaño y tipo de conductor, se han considerados los aspectos antes
mencionados, para cada ramal a ser incorporado al sistema con la configuración propuesta.
Desde el punto de vista técnico de caída de voltaje, se han proyecto líneas que cumplan con los
niveles de tensión establecidos por el Reglamento de Calidad de Distribución de Electricidad (RCDE).
En función a los calibres de las redes existentes y la normativa que tiene establecida la empresa
CESSA, se han determinado que los conductores a ser empleados para el proyecto en las diferentes
zonas se resumen en cuadro siguiente:
8.1.4.1 SELECCIÓN LASECCIÓN MÁS ÓPTIMA
CUADRO 8.1.4.1a
CONDUCTOR ASUMIDO PARAEL PROYECTO EN MEDIATENSIÓN
CONDUCTOR MT (1F-N)
FASE NEUTRO
2 AWG 4 AWG
CUADRO 8.1.4.1b
CONDUCTOR ASUMIDO PARAEL PROYECTO EN BAJATENSIÓN
REDES EN BT - MULTIPLEX
DUPLEX Nº 4 AWG

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8.1.4.2 ANÁLISIS DE LA ECUACIÓN DE CAMBIO DE ESTADO PARAVANOS A DESNIVEL
Ecuación de cambio de estado
En la figura 5.1, se muestra la disposición del conductor para un vano desnivelado.
𝑇02
3
− [ 𝑇01 −
𝑑2 𝐸𝑤 𝑅1
2
24𝑆2 𝑇01
2 − 𝛼𝐸(𝑡2 − 𝑡1)] 𝑇02
2
=
𝑑2 𝐸𝑊𝑅2
2
24𝑆2
Esfuerzo del conductor en el extremo superior derecho:
Formula exacta:
𝑇𝐷 = 𝑇𝑂 𝑐𝑜𝑠ℎ(
𝑋 𝐷
𝑝
)
Fórmula aproximada:
𝑇𝐷 = √𝑇𝑂
2
+ ( 𝑋 𝐷 ∗ 𝑊𝑅)2
Esfuerzo del conductor en el extremo superior izquierdo
Fórmula exacta :
𝑇𝐼 = 𝑇𝑂 𝑐𝑜𝑠ℎ(
𝑋 𝐿
𝑝
)
Fórmula Aproximada:
𝑇𝐼 = √𝑇𝑂
2
+ ( 𝑋𝐼 ∗ 𝑊𝑅)2
Limites del vano de diseño
El cálculo para la determinación del vano limite de diseño en estructuras de paso no atirantadas es
idéntico al de la determinación de la clase del poste en estructuras de paso, con la diferencia que para
este cálculo es conocido la clase del postes, es decir el esfuerzo máximo que puede soportar el poste
seleccionado para un determinado vano máximo y condición de viento.
Otro criterio considerado en los vanos máximos es el referido a la distancia máxima de separación
entre conductores, el mismo que se calcula en función a la flecha que de acuerdo al NESC viene
definido por:
fkVDH *12.2*8*6.7 
Donde:
DH = Distancia de Separación Horizontal entre conductores (mm)
kV = Voltaje máximo fase – fase
f = Flecha del conductor a tensión de cada día

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Vano económico de diseño
Previo al trabajo del estacado se ha desarrollado el cálculo del vano económico del proyecto. Este
cálculo consiste en una comparación económica entre diferentes vanos, tamaños de poste y tamaño
de conductores.
Para la determinación del vano económico es necesario determinar previamente la altura óptima del
poste, la clase del poste, y los conductores a emplear, aspectos que ya fueron calculados en los
puntos anteriores.
Se ha seleccionado de esta manera la longitud de vano económico para terrenos planos, el mismo
que se convierte en este caso en vano regulador para aproximadamente el 70% de la longitud de la
línea.
En los casos de terreno irregular, estos vanos varían de acuerdo a la topografía del terreno, casos en
los cuales se aplican vanos reguladores distintos.
En base a estos resultados y a las distancias de seguridad adoptadas, se han obtenido los costos
comparativos por kilómetro de longitud de línea para diferentes vanos y sus correspondientes tamaños
y clase de postes.
Se han considerado para esto, superficies planas de emplazamiento de estructuras para todas las
zonas del proyecto.
Los costos de postes de madera de las características mecánicas, longitudes, y tratamiento
requeridos por el proyecto, corresponden a los de madera de eucalipto tratado.
Los costos de materiales de ferretería, y conductores, fueron obtenidos de proveedores importadores
mayoristas establecidos en el territorio nacional (mercado local).
En los siguientes cuadros, se presentan comparativos de las diferentes opciones de vanos, longitudes
y clase de poste requeridos para la zona de carga, los siguientes vanos económicos de acuerdo a la
zona del proyecto:
CUADRO 8.4. SELECCIÓN DE VANOS, LONGITUDES Y CLASE DE POSTE SEGÚN TIPO
DE ZONA
ZONA CONDUCTOR POSTE VANO
ECONOMICO
ALTIPLANO 3xNº2+1xNº4 ACSR 11 / 6 120 m.
Angulo del Conductor Respecto a la Línea Horizontal, en el Apoyo derecho:
𝜃 𝐷 = 𝑐𝑜𝑠−1(
𝑇𝑂
𝑇𝐷
)
Angulo del Conductor Respecto a la Línea Horizontal, en el Apoyo izquierdo:
𝜃𝐼 = 𝑐𝑜𝑠−1 (
𝑇𝑂
𝑇𝐼
)

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Distancia del Punto más bajo de la catenaria al Apoyo Izquierdo
La distancia del punto más bajo de la Catenaria al Apoyo Izquierdo, ha sido calculada utilizando la
fórmula exacta, cuya expresión es la siguiente:
𝑋𝐼 = 𝑝 ∗ 𝑠𝑒𝑛ℎ−1
(
ℎ
𝑝
√ 𝑠𝑒𝑛ℎ2 𝑑
𝑝
− (𝑐𝑜𝑠ℎ
𝑑
𝑝
− 1)
2
)
− 𝑡𝑎𝑛ℎ−1
𝑐𝑜𝑠ℎ
𝑑
𝑝
− 1
𝑠𝑒𝑛ℎ
𝑑
𝑝
Fórmulas aproximadas
𝑋𝐼 =
𝑑
2
(1 +
ℎ
4𝑓
)
𝑋𝐼 =
𝑑
2
−
𝑇𝑂 ∗ ℎ
𝑊𝑅 ∗ 𝑑
Distancia del Punto más bajo de la catenaria al apoyo derecho
𝑋 𝐷 = 𝑑 − 𝑋𝐼
Longitud del Conductor
Fórmula Exacta
𝐿 = √(2𝑝𝑠𝑒𝑛ℎ
𝑑
2𝑝
)
2
+ ℎ2
Fórmula Aproximada:
𝐿 =
𝑑
𝑐𝑜𝑠𝜃
+
8𝑓2 𝑐𝑜𝑠3 𝜃
3𝑑
𝑐𝑜𝑠𝜃 =
1
√1 + (
ℎ
𝑑
)
2
Flecha del Conductor en terreno sin desnivel
Fórmula Exacta
𝑓 = 𝑝 ( 𝑐𝑜𝑠ℎ
𝑑
2𝑝
− 1)
Fórmulas Aproximadas
𝑓 =
𝑊𝑅 ∗ 𝑑2
8𝑇𝑂

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𝑓 =
𝑑2
8𝑝
Flecha del Conductor en terreno desnivelado:
Fórmula Exacta:
𝑓 = 𝑝[𝑐𝑜𝑠ℎ
𝑋𝐼
𝑃
− 𝑐𝑜𝑠ℎ
(
𝑑
2
− 𝑋𝐼)
𝑝
] +
ℎ
2
Fórmulas Aproximadas:
𝑓 =
𝑊𝑅 ∗ 𝑑2
8𝑇𝑂
√1 + (
ℎ
𝑑
)
2
𝑓 =
𝑑2
8𝑝
√1 + (
ℎ
𝑑
)
2
Saeta del Conductor
Fórmula Exacta
𝑠 = 𝑝( 𝑐𝑜𝑠ℎ(𝑋𝐼) − 1)
Fórmula Aproximada :
𝑠 = 𝑓 (1 −
ℎ
4𝑓
)
2
𝑠 =
𝑋𝐼
2
2𝑝
Carga Unitaria Resultante en el Conductor
𝑊𝑅 = √[ 𝑊𝐶 + 0.0029(Φ + 2𝑐)]2 + [. 𝑃 𝑉(Φ+ 2𝑐)]2
𝑃 𝑉 = 𝑘(𝑉𝑉)2
k : Constante de presión
k = 0.613 para elevaciones hasta 3000 m.s.n.m.
k = 0.455 para elevaciones mayores 3000 m.s.n.m.
Vano - Peso
𝑉𝑃 = 𝑋 𝐷(𝑖) + 𝑋𝐼(𝑖 + 1)

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Vano - Medio (Vano - Viento)
𝑉 𝑀 =
𝑑𝑖 + 𝑑(𝑖 + 1)
2
Vano Equivalente
a) Para Localización de Estructuras en el Perfil de la Línea:
En estructuras con cadenas de aisladores, el vano equivalente es único para tramos comprendidos
entre estructuras de anclaje y a este vano equivalente corresponderá un esfuerzo horizontal (To)
constante. La fórmula del vano equivalente en este caso es:
𝑉𝑎𝑛𝑜𝑒𝑞. = √
Σ𝑑𝑖3 𝑐𝑜𝑠𝜃
Σ(
𝑑𝑖
𝑐𝑜𝑠𝜃
)
b) Para las tablas de flechado:
Para los cálculos de flechado se ha considerado el método de vano equivalente, en los cuadros se
muestran los resultados de flechado. (Ver Anexo B).
Simbología y Esquema Considerado
T01 Esfuerzo horizontal en el conductor para la condición 1, en N/mm2
T02 Esfuerzo horizontal en el conductor para la condición 2, en N/mm2
d Longitud del vano en m
E Módulo de Elasticidad final del conductor, en N/mm2
S Sección del conductor, en mm2
Wc Peso del conductor, en N/m
t1 Temperatura del conductor en la condición 1
t2 Temperatura del conductor en la condición 2
 Coeficiente de expansión térmica, en 1/°C
h Desnivel del vano, en m
p Parámetro del conductor, en m
 Diámetro del conductor, en m
Pv Presión de viento, en Pa
C Espesor de hielo sobre el conductor, en m
Vv Velocidad de viento, en m/s
8.1.5 TENSIONES Y VIBRACIONES EN EL CONDUCTOR.
La vibración de los conductores de líneas aéreas, bajo la acción del viento, conocida como vibración
eólica, puede causar fallas por fatiga de los conductores en los puntos de soporte.
Para prevenir tales fallas es necesario reducir la amplitud de la vibración, lo cual puede ser hecho
aumentando el amortiguamiento del sistema vibrante. La experiencia ha indicado que los vientos cuya
velocidad sea inferior a 3.2 KPH no imparte suficiente energía a los conductores, como para que sea
causa de fallas, mientras que aquellos cuyas velocidades son superiores a 24 KPH son generalmente
tempestuosos, eso es, su velocidad varía y las vibraciones a cualquier frecuencia no se sostiene
suficiente tiempo, como para acrecentar las amplitudes resonantes a niveles peligrosos. Cuando
ocurre resonancia y crece la amplitud, el movimiento del conductor se asemeja a una onda
estacionaria, con frecuencia y longitud de bucle dada por la siguiente ecuación:

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 0,03044 (D/V) (T/wC)0,5
Donde:
 : Longitud de bucle (semi-onda), m
D: Diámetro del conductor, mm
V: Velocidad del viento, m/s
T: Tiro final sin carga a la temperatura EDS, N
Wc: Peso del conductor, N/m
La separación del amortiguador a la grapa de suspensión, es:
S1 0,0013 D (T/wC)0,5
La instalación de un segundo amortiguador, es:
S2 0,0026 D (T/wC)0,5
SECCION CONDUCTOR ACSR
(AWG)
ESPACIAMIENTO (m)
S1 S2
2 0.78 1.56
NUMERO DE AMORTIGUADORES EN CADAEXTREMO DEL VANO
Vano Real  200 m 200 m Vano Real 500
m
Vano Real  500 m
0 1 (En dos terminales) 2 ( En dos terminales)
Figura 5.1. Diagrama de disposición del conductor en vano desnivelado

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8.1.6 DIAGRAMA UNIFILAR
En el Anexo A se muestra el diagrama unifilar del proyecto..
8.1.7 ESTUDIO DE LAS PROTECCIONES
Las protecciones consideradas en el presente proyecto, están limitadas a protecciones contra
sobrecorrientes de equipo, transformadores de distribución, mediante disyuntores termomagnéticos
automáticos en caja moldeada ubicadas en el lado de la carga de los transformadores, contra
sobrecorrientes de cortocircuito y de sobrecarga en las redes de baja tensión, y de sistema a través de
fusibles-seccionadores en el lado de la fuente, contra fallas en el transformador, y de respaldo a la
protección de equipo de baja tensión. La protección de equipo contra sobretensiones de origen
externo (descargas atmosféricas directas e inducidas), y de origen interno (maniobras y generación),
se realizará con pararrayos de descarga clase distribución en media tensión en el lado de la fuente,
ambos instalados sobre el mismo transformador.
8.1.7.1 PROTECCIONES CONTRASOBRE CORRIENTES
La selección y coordinación de la protección contra sobrecorrientes, tiene dos objetivos principales
relacionados con la calidad del servicio técnico, confiabilidad y continuidad del servicio, una
denominada protección de equipos, de carácter preventivo evitando daños considerables a los
equipos y/o de carácter limitativo detectando las fallas en su proceso inicial, evitando el daño
destructivo total de los equipos, esta última no aplicable normalmente a equipos pequeños, y otra
denominada protección de sistema o de circuito, garantizando económicamente la mayor
continuidad del servicio, ya sea evitando las salidas definitivas con fallas transitorias o temporales, que
en redes aéreas son del orden del 80% de las fallas totales, y en fallas permanentes limitar las salidas
a la menor porción del sistema posible.
Estos objetivos se logran con una adecuada selección de los elementos de protección, y su
correspondiente escalonamiento de operación en el tiempo de los elementos de protección instalados
en serie, tomando en cuenta las posibles ubicaciones de las fallas y su correspondiente magnitud.
Estos criterios, han sido aplicados al presente estudio, con un enfoque técnico adecuado a las
limitaciones de inversiones en este tipo de instalaciones.
8.1.7.2 PROTECCIÓN DE EQUIPOS
La protección de equipos, se circunscribe a la protección de los transformadores de distribución
secundaria. Dada la reducida capacidad de estos transformadores, de 75 kVA, se adopta una
configuración con una protección en media tensión con fusibles - seccionadores, como protección de
sistema y de respaldo a la protección principal del equipo en baja tensión, y otra protección principal
de equipo en baja tensión contra sobrecargas excesivas y cortocircuitos en la red de distribución
secundaria, mediante disyuntores termomagnéticos, ajustados con retardo (térmico) para una
sobrecarga máxima del 20%, e instantáneo (magnético) ajustado al 80% del ajuste del térmico, contra
cortocircuitos en baja tensión.
La selección y ajuste de la protección principal de equipo en baja tensión, ha sido realizada en base a
las recomendaciones del NationalElectricalCode – NEC, de los EE UU, previendo una capacidad de
sobrecarga de los transformadores conservadora del 20%, teniendo en cuenta el régimen de carga
mostradas en las curvas de carga típicas, mediante disyuntores termomagnéticos.
Los fusibles en media tensión, cuyo objetivo principal es la protección de sistema ante eventuales
fallas en el transformador, y como objetivo secundario protección de respaldo de la protección de baja

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tensión, han sido seleccionados siguiendo los procedimientos aplicables, tomando en cuenta la
capacidad de aguante (punto ANSI) y la corriente de magnetización (punto de magnetización). En el
cuadro y en el gráfico adjunto, se describe la coordinación de la protección para las diferentes
capacidades de transformadores y para los dos niveles de voltaje de media tensión.
Consideraciones de cálculo.
Para el cálculo, los siguientes factores son considerados para la selección del fusible del lado
primario de los transformadores. Una descripción más amplia de cada ítem puede consultarse en la
norma RA8-002.
• Tensión Nominal.
• Capacidad de interrupción.
• Capacidad de sobrecarga.
• Soportabilidad a corriente Inrush (Magnetización y Cold Load).
• Protección contra fallas en el secundario del transformador.
• Coordinación con fusibles de respaldo.
Los fusibles normalizados como medio de protección para los transformadores monofásicos y
trifásicos a montar en poste deberán ser del tipo Dual.
La siguiente tabla normaliza los fusibles tipo Dual que deberán instalarse de acuerdo a la capacidad y
tipo de transformador de distribución.
La coordinación de protecciones está directamente ligada con los indicadores de calidad del servicio
del sistema de distribución de energía, por ello se debe tratar de reducir los cortes de servicio
innecesarios a los usuarios.
Existen dos conceptos esenciales que se han tomado en cuenta para la coordinación de los
dispositivos de protección del sistema, el primero es la selectividad lograda con las características
tiempo-corriente y el segundo es la secuencia de operación de los dispositivos.
Para coordinar apropiadamente los dispositivos seleccionados e instalados, se debe lograr las
siguientes reglas básicas de coordinación:
 Se debe asumir que la gran mayoría de las fallas son de origen transitorio, teniendo en cuenta
la alta probabilidad (70% u 80%) que éstas tienen sobre las fallas permanentes.
 Hacer interrupciones de servicio sólo cuando la falla sea permanente.
 En la interrupción de tramos de líneas o ramales de circuito por fallas permanentes, se debe
aislar la menor parte del sistema para despejar completamente la falla.
Cuando los fusibles están adecuadamente coordinados, una falla en cualquier parte de un circuito
provocará la fusión del fusible más cercano al cortocircuito, aislando de esta forma la sección fallada.
Ninguno de los fusibles más próximos a la subestación deberá fundirse o empezar a fundirse si los
fusibles se han seleccionado correctamente (aunque exista traslapo de las zonas de protección).
Una regla que se considera en la coordinación entre fusibles es la siguiente: “El tiempo de aclaración
del fusible que sirve de protección principal no debe ser superior al 75% del tiempo de fusión mínima
del fusible de respaldo”. Esto garantiza la coordinación apropiada entre fusibles en todo el rango de
corrientes de falla.
Para la coordinación con los fusibles, se deben tener muy presentes las curvas de ajustes que posee
el relé del circuito ubicado en la subestación, especialmente las curvas temporizada de fase (I>),
temporizada de neutro (In>) y los ajustes de los instantáneos (I>>1, I>>2, I>>3) .

61
Para la coordinación con las curvas temporizadas el objetivo es asegurar que la curva del relé sea
más lenta que la curva del fusible tal que la operación del fusible aísle la falla antes que el relé actúe
con su curva. Así el circuito es protegido de una falla permanente y sólo una pequeña porción del
circuito quedaría sin servicio.
Para una adecuada coordinación, se debe asegurar que el máximo tiempo de aclaración del fusible
(curva MCT) no exceda el tiempo de disparo del relé. Un margen de 0.2 a 0.3 segundos entre la curva
MCT del fusible y la curva temporizada del relé debe darse para permitir los márgenes de error en los
CT´s, así como errores de ajuste y tolerancias de fabricación.
Para determinar la capacidad de los fusibles es necesario determinar la corriente máxima de carga y
la corriente máxima de cortocircuito en aquellos puntos del circuito donde van a instalarse los fusibles.
8.1.7.3 PROTECCIÓN DE SISTEMAEN DERIVACIONES
La protección de sistema adoptada en las derivaciones, es mediante fusibles que operarán en
coordinación con los fusibles instalados aguas arriba en los tramos del alimentador principal en las
subestaciones de origen.
Para el proyecto se seleccionaron los fusibles tipo “T”, de valores nominales que varían entre 4 amp y
6 amp.
8.1.8 AISLAMIENTO
8.1.8.1 AISLAMIENTO DE LÍNEA
Para la definición del nivel aislación de las líneas aéreas, se deben considerar básicamente los
siguientes criterios:
1.- Aislación a Frecuencia Industrial (50 Hz)
2. Aislación a Onda Estándar de Descargas Atmosféricas (BIL)
3. Aislación a Onda Estándar de Maniobra (BSIL)
4. Aislación a Ondas Cortadas y de Frente de Onda de Rayo
5. Distancias de Arqueo
6. Distancias de Fuga Superficial en Aisladores
En líneas de distribución de media tensión, son importantes los criterios 1, 2, 3 y 6, siendo los
restantes implícitamente satisfechos, por los tipos de aisladores analizados en media tensión.
8.1.8.1.1 SELECCIÓN DE AISLADORES
Considerando los criterios indicados en el punto anterior, se ha dimensionado y seleccionados los
aisladores para el proyecto. Asimismo se ha realizado evaluación cualitativa de las alternativas de
aisladores de suspensión analizados, poliméricos y de porcelana, los primeros presentan dos ventajas
operacionales fundamentales, frente a los clásicos de porcelana tipo plato, que son su menor peso
para un mismo nivel de aislación y resistencia mecánica, y su menor fragilidad contra impactos
mecánicos, aspecto que garantiza un mejor comportamiento contra vandalismo. Estas ventajas,
superan ampliamente su relativo mayor costo que aproximadamente es del 10% superior respecto a
los de porcelana.
En cuanto a los aisladores de paso, por su buen rendimiento y por su uniformización con los utilizados
por la empresa distribuidora local, se analizan los del tipo campana de porcelana de espiga.

62
Considerando los anteriores criterios, se han analizado los tipos de aisladores posibles a ser usados
en el proyecto, seleccionándose de este análisis los siguientes aisladores para todas las zonas del
proyecto y los dos niveles de voltaje 14.4/24.9 kV, que superan los requisitos mínimos recomendados:
CUADRO 8.1.8.1.1a
SELECCIÓN DE AISLADORES PARA EL PROYECTO
TIPO DE AISLADOR CLASE NUMERO DE
AISLADORES
SUSPENSIÓN
(POLIMERICO)
IEEE-C2 1
ESPIGA
(PORCELANA)
56-2 1
8.1.8.1.2 DIMENSIONAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES
De acuerdo a los requerimientos del proyecto y a la disponibilidad de los transformadores y precios
similares se eligen transformadores de 15 KVA..
8.1.8.2 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES
La protección de los transformadores contra sobre tensiones, se la realizará mediante pararrayos de
descarga del tipo distribución (norma ANSI) o de 5 kA (norma IEC).
Actualmente existen dos tipos de pararrayos de descarga, los convencionales autovalvulares que
disponen de entrehierros de cebado con resistencia no lineal, y los de última generación de Óxidos
Metálicos (ZnO) sin entre hierros de cebado, pero con una resistencia extremadamente no lineal con
circulación de miliamperios de corriente en estado normal.
Mientras que el control del estado de funcionamiento de los autovalvulares se verifica por la conexión
de la cola del pararrayos, los de óxidos metálicos, si bien tienen mejores características de protección,
para la verificación de su estado de funcionamiento requieren miliamperímetros de corrientes en
estado normal, aspecto que significa inversiones adicionales, y un cuidado intensivo en su
conservación contra vandalismo. Aspecto que hace que los pararrayos de Óxidos Metálicos (ZnO)
no sea recomendado para este proyecto, y por tanto no ha sido considerado.
8.1.8.2.1 DIMENSIONAMIENTO DE LOS PARARRAYOS AUTOVALVULARES U OXIDO DE ZINC
ZnO
La selección y dimensionamiento de los pararrayos de descarga autovalvulares, se realiza mediante
un procedimiento simplificado normalmente adecuado para este tipo de instalaciones.
La principal característica de estos pararrayos, es requiere de entrehierros de cebado para su
operación de protección, y debido a su resistencia no lineal se provocan voltajes de descarga
asociados a diferentes corrientes de descarga a tierra. Estos parámetros, y la capacidad térmica de
disipación de energía (que no son estandarizados para clase distribución), que hacen a la calidad
técnica de los pararrayos, deben ser elegidos adecuadamente para su coordinación con los niveles de
aislación de los equipos a protegerse, en nuestro caso, transformadores de distribución.
Las tensiones de operación para diferentes formas de onda, y para la tensión residual de la corriente
de descarga, deben ser menores a las tensiones que soportan los equipos protegidos, con un cierto
margen denominado margen de protección.

63
8.1.8.2.2 SELECCIÓN DE PARARRAYOS AUTOVALVULARES
- Voltaje Nominal del pararrayos:
Es la identificación del voltaje máximo nominal (Fase – Neutro) recomendado de aplicación.
Una vez definido el voltaje nominal del pararrayos, los valores típicos de operación requeridos son los
siguientes:
- Voltajes de Operación:
a) A frecuencia industrial.- El valor de este voltaje debe ser mayor al voltaje nominal del
pararrayos entre 1.6 a 1.75 por Vnom.
b) Voltaje de operación a onda completa de impulso de rayo.- Los voltajes máximos a onda
completa de impulso de rayo (1.2x50 μseg), típicos para los voltajes nominales de 14.4 kV
es: 70 kV.
c) Voltaje de Cebado a Frente de Onda (F.O.W.)- Los voltajes máximos a frente de onda
típicos para los voltajes nominales de 14.4 kV es: 80 kV.(≈ 1.15 x Vop a onda 1.2x50 μseg).
Voltajes de descarga:
Para el caso de los pararrayos autovalvulares clase distribución, los voltajes de descarga típicos para
su corriente nominal de descarga (5 kA), son de 70 kV para pararrayos con voltajes nominales de 21
kV.
Bajo estos criterios y luego de un análisis de los márgenes de protección y las características de
operación, se seleccionan para el proyecto niveles de aislación de arrollamientos de los
transformadores a onda completa de rayo (NBA) de 150kV NBA y 200 kV NBA, y pararrayos clase
distribución de 5 kA, de 21 kV nominales, para 14.4 KV, por su mayor seguridad contra
sobrevoltajes, siendo por tanto las características del pararrayo seleccionado las que se indican a
continuación:
Para operación en 14.4 KV
Tipo de pararrayos Autovalvular (sin GAP externo)
Clase de pararrayos ANSI : Distribución
IEC10KA
Voltaje Nominal: 21 kV
Voltajes de operación:
A 50 Hz (Min): 36 kV
A 1.2/50 µ seg (Max) 70 kV
A F.O.W 50 Hz (Min): 80 kV
Voltaje de descarga (5 kA) 70 Kv
Voltaje de descarga (10 kA) 78 Kv
Voltaje de descarga (20 kA) 90 kV
Voltaje de Operación a La Maniobra 250/2500µs 58 Kv
Aislación Externa
V.C.F. a 1.2/50µs 276 kV

64
V.C.F. a 50 Hz 174/120 kV
Distancia Mínima de arqueo sec. 260 mm
Distancia Mínima de Fuga 650 mm.
8.1.8.3 CORRIENTE NOMINAL DE DESCARGADE PARARRAYOS I(n).
Es el valor pico de una onda de impulso de corriente de 8/20 μseg, asociado con el voltaje de
operación con voltaje de cebado operación (cebado) de onda completa de impulso de rayo, usado en
la clasificación de los pararrayos. En nuestro caso para pararrayos de clase distribución, la corriente
nominal de descarga oscila entre 5 kA - 10 kA por ANSI, o clase 5 kA por IEC. Para el proyecto se
toma una corriente nominal de descarga de 10 kA.
8.1.8.4 VOLTAJE MÁXIMO DE OPERACIÓN ENTRE FASES
Es el mayor voltaje efectivo permitido en condiciones de operación normal. En nuestro caso, el
reglamento de calidad del producto técnico, establece para un nivel de calidad 2, un sobrevoltaje
máximo de 9% sobre el voltaje nominal, obteniéndose los siguientes valores en forma conservadora
con un valor de 5%, pese a que el sobrevoltaje máximo de operación real del sistema es de 2.5%
sobre los nominales.
24.9 kV * 1.05 = 26.14 kV
8.1.8.5 COEFICIENTE DE PUESTAATIERRA
Este coeficiente refleja el desplazamiento del neutro en condiciones anormales o de falla. Para
nuestro caso de un sistema con neutro efectivamente puesto a tierra en la fuente, y/o multiaterrizado
en las líneas con neutro físico, es de 1.4. Este coeficiente debe afectar al voltaje fase – neutro del
sistema. (Equivalente a Vnom (f-f) * 0.8)
8.1.8.6 VOLTAJE MÁXIMO DE OPERACIÓN DEL PARARRAYOS (Fase y Tierra)
Es el voltaje de operación entre fase y neutro, multiplicado por el coeficiente de puesta a tierra:
14.4 kV x 1.4 = 20.16 kV
Estos valores definen los voltajes nominales de aplicación de los pararrayos.
8.1.8.7 ELEVACIÓN POR TENSIÓN DE MANIOBRA
La elevación de tensión por maniobra, es función de la configuración y características del sistema, y
se producen por la descarga de la energía almacenada en la capacitancia e inductancia de las líneas
el momento de cualquier maniobra, ya sea por operación de los interruptores, apertura de líneas, u
otras que alteren bruscamente el sistema bajo tensión. El valor de los sobrevoltajes oscila entre 1 a 4
p.u. del voltaje máximo de cresta fase-neutro, simulado por una onda estándar de maniobra de
250x2500 μseg.
Para propósitos de nuestras redes se adopta una elevación de 2.5 p.u., cuyos valores, despreciando
el efecto Ferranti, son:
21.35 kV * 2.5 = 53.37 kV, para 14.4 kVnom.

65
8.1.8.8 DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD
Separación mínima horizontal y vertical entre conductores de un mismo circuito en los apoyos:
Horizontal = 0,70 m
Vertical = 1,00 m
Distancia mínima entre los conductores y sus accesorios bajo tensión y elementos puestos a
tierra:
D = 0.25 m
Esta distancia no es aplicable a conductor neutro
Distancia horizontal mínima entre conductores de un mismo circuito a mitad de vano
D = 0,0076 (U) (FC) + 0,65 f
Donde:
U = Tensión nominal entre fases, kV
FC = Factor de corrección por altitud
f = Flecha del conductor a la temperatura máxima prevista, m
Notas:
1- Cuando se trate de conductores de flechas diferentes, sea por tener distintas
secciones o haberse partido de esfuerzos EDS diferentes, se tomará la mayor
de las flechas para la determinación de la distancia horizontal mínima.
2. Además de las distancias en estado de reposo, se deberá verificar, también,
que bajo una diferencia del 40% entre las presiones dinámicas de viento
sobre los conductores más cercanos, la distancia D no sea menor que 0,25 m
Distancia vertical mínima entre conductores de un mismo circuito a mitad de vano:
-Para vanos hasta 100 m : 0,70 m
-Para vanos entre 101 y 300 m : 1,00 m
-Para vanos entre 301 y 600 m : 1,20 m
-Para vanos mayores a 600 m : 2,00 m
Distancia mínimas del conductor a la Superficie del Terreno
-En lugares accesibles sólo a peatones 5,0 m
-En laderas no accesibles a vehículos o personas 3,0 m
-En lugares con circulación de maquinaria agrícola 6,0 m
-A lo largo de calles y caminos en zonas urbanas 6,0 m
-Calles y caminos rurales 5,0 m
- En cruce de calles, avenidas y vías férreas 7,0 m
Notas:

66
-Las distancias mínimas al terreno consignadas en el anterior párrafo son verticales y determinadas a
la temperatura máxima prevista, con excepción de la distancia a laderas no accesibles, que será
radial y determinada a la temperatura en la condición EDS y declinación con carga máxima de viento.
-En áreas que no sean urbanas, las líneas primarias recorrerán fuera de la franja de servidumbre de
las carreteras. Las distancias mínimas del eje de la carretera al eje de la línea primaria serán las
siguientes:
.
En carreteras importantes 25 m
En carreteras no importantes 15 m
Estas distancias deberán ser verificadas, en cada caso, en coordinación con la autoridad competente.
Distancias Mínimas a Terrenos Boscosos o a Arboles Aislados
-Distancia vertical entre el conductor inferior y los árboles:2,50 m
-Distancia radial entre el conductor y los árboles laterales: 0,50 m
Notas
-Las distancias verticales se determinarán a la máxima temperatura prevista.
-Las distancias radiales se determinarán a la temperatura en la condición EDS y declinación
con carga máxima de viento.
-Las distancias radiales podrán incrementarse cuando haya peligro que los árboles caigan
sobre los conductores.
Distancias mínimas a edificaciones y otras construcciones
-Distancia radial entre el conductor y paredes y otras estructuras no accesibles 2,5 m.
-Distancia radial entre el conductor y parte de una edificación normalmente accesible a personas
incluyendo abertura de ventanas, balcones y lugares similares 2,5 m.
-Distancia radial entre el conductor y antenas o distintos tipos de pararrayos 3,0 m
´
Notas:
-Las distancias verticales se determinarán a la máxima temperatura prevista
-Las distancias radiales se determinarán a la temperatura en la condición EDS y declinación
con carga máxima de viento.
8.2 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍAELÉCTRICAEN BAJATENSIÓN
Para definir las poblaciones que contarán con redes de distribución, previamente se ha realizado una
selección de poblaciones que ingresarán de inicio al proyecto. Esta selección se basó en criterios
socioeconómicos y financieros de inversión establecidos por el ente financiador ya explicados en
capítulos anteriores.
En función a la configuración de la topología de tipo radial ya definidas en la redes de Media Tensión
en proyectos similares, el presente proyecto ha asumido también una configuración del tipo radial.
8.2.1 DETERMINACIÓN DE LOS CENTROS DE CARGA
En los sectores donde se ubicaran las bombas de agua, se ubicaron los transformadores de
distribución. No se pudo efectuar análisis debido a que estos puntos elegidos de acuerdo al estudio a
diseño final de riego eran los optimos para cumplir su cometido.

67
8.3 DISEÑO MECÁNICO DE LAS LÍNEAS
Para el diseño mecánico de las líneas, se han tomado en cuenta los criterios técnicos mecánicos
recomendados por el Código Nacional de Seguridad Eléctrica, (NationalElectrical Safety Code –
NESC) y las normas de Administración de Electrificación Rural (Rural ElectrificationAdministration –
REA), ambas de los EE.UU (Estados Unidos de Norte América).
8.3.1 CÁLCULO MECÁNICO DE LOS CONDUCTORES
Para definir el vano económico, distancias de seguridad y las características mecánicas requeridas
por las estructuras de soporte de las líneas de media tensión, aspectos que determinarán el tipo de
cabeceras y estructuras, en función a los esfuerzos transversales, longitudinales y verticales
transmitidos por los conductores, se ha realizado el cálculo mecánico de conductores.
Como ya se dijo anteriormente, al tratarse el presente proyecto en su mayor parte de extensiones de
líneas rurales de baja carga y mediana longitud y adicionalmente con el propósito de estandarizar con
los conductores empleados en anteriores fases, en el presente proyecto se analizan los conductores
siguientes; ACSR Nº 4 AWG; ACSR Nº 2 AWG; cuyos resultados técnicos económicos son aceptados
en proyectos de electrificación rural.
Mediante el programa computacional ALCOA, que trabaja con las ecuaciones de la catenaria, se han
procedido a calcular las flechas y tensiones.
Dadas las características del proyecto se han determinado las condiciones de carga y sus
correspondientes límites de tensión, detalladas en los cuadros Nº Cuadro: Nº 8.3.1.
Las condiciones meteorológicas de la zona del proyecto, que incluyen velocidad de viento,
condiciones extremas y normales de temperatura, y humedad relativa, de los últimos años, fueron
obtenidas del Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología (SENAMHI).
Zona Valles
Por las características climatológicas de la zona del proyecto, se consideran condiciones de carga de
viento sostenido y de viento extremo, correspondientes a la zona de carga liviana del
(NationalElectrical Safety Code – NESC) adoptado. Los límites de tensión establecidos para la zona
del proyecto se muestran en el siguiente cuadro:
Cuadro: Nº 8.3.1
CARGA TEMPERATURA
ºC
VIENTO
Km/h
Hielo
mm
TENSIÓN (2)
%
Máxima
Sostenida
10º 64 0 50%
Máxima
Transitoria (1)
10º 95 0 60%
Tensión de Cada
Día Inicial
10º 0 0 25%
Tensión de Cada
Día Final
10º 0 0 18%
(1) Corresponde a ráfagas de viento, normalmente entre 25% y 40% del vientomáximo
sostenido.

68
(2) Límite máximo porcentual respecto de la Tensión Nominal de Rotura (TNR),para el
estado de carga considerado.
(3) Corresponde a ráfagas de viento, normalmente entre 25% y 40% del viento máximo
sostenido.
(4) Límite máximo porcentual respecto de la Tensión Nominal de Rotura (TNR),para el
estado de carga considerado.
Por las condiciones metereológicas propias de la zona y de criterio, se incluyen temperaturas desde
0ºC hasta +50ºC.
En el Cuadro Nº 8.3.2 LDZ (LoadingZone), del Anexo B, se muestran éstos límites de tensión, así
como las demás condiciones sin sobrecarga.
Los resultados de las corridas para diferentes conductores y diferentes vanos reguladores, para la
zona del proyecto, se muestran en los Cuadros Nº 8.3.3 del Anexo B.
Cuadro Nº 8.3.4
CONDUCTOR MT
FASE NEUTRO
2 AWG 4 AWG
Cuadro Nº 8.3.5
REDES EN BT - MULTIPLEX
DUPLEX Nº – 4 AWG
8.3.2 CÁLCULOS DE LOS ESFUERZOS MECÁNICOS DE LAS ESTRUCTURAS
En base al cálculo mecánico de conductores, a las sobrecargas externas de viento, a los cambios de
dirección de la línea, y a los factores de seguridad recomendados por el NationalElectrical Safety
Code (NESC), y su aplicación a las normas de la Rural ElectricAssociation (REA) de los EE.UU.,
asimismo en base los Cuadros Nº 8.3.6 – 8.3.7 (resumen de Flechas y tensiones)del Anexo C, se
han elaborado los cuadros de esfuerzos transversales, longitudinales y verticales a los que son
sometidas las estructuras, los mismos que permiten dimensionar los requerimientos mecánicos de los
postes (clase de poste), de todos los componentes de las cabeceras (crucetas, tipos de aisladores y
espigas), de tipos, número, ubicación y pie de riendas y anclajes.
Cabe mencionar que para el cálculo mecánico de las estructuras en todas las zonas del proyecto se
ha considerado que las líneas a proyectarse son del tipo trifásico, siendo esta la peor condición de
diseño, aún cuando al principio en algunos tramos estas estructuras solo trabajen bajo una
configuración monofásica con neutro físico.
Todos estos cálculos se muestran en el Anexo D - (Cálculo del esfuerzo transversal); Anexo E -
(Esfuerzos transversal en estructuras de ángulo); Anexo F - (Esfuerzo en riendas).
8.3.3 SELECCIÓN DE LAALTURAÓPTIMAY CLASE DE POSTE
La elección del tipo de postes, para estructuras tangentes y de cambio de dirección, tanto por
resistencia mecánica, como por longitud, se la realizó para diferentes conductores y diferentes vanos

69
reguladores, en base a las flechas, esfuerzos mecánicos, distancias de seguridad y factores de
seguridad recomendados por el NationalElectrical Safety Code (NESC), y su aplicación a las normas
de la Rural Electric Association (REA) de los EE.UU.
Las distancias de seguridad de los conductores de fase y neutro al suelo mínimas recomendadas por
el Código NESC y las Normas de la REA y las mínimas adoptadas por el proyecto se muestran en el
siguiente cuadro:
Cuadro: 8.3.8
DISTANCIAS DE SEGURIDAD ASUMIDAS PARA EL PROYECTO
DESCRIPCIÓN DEL AREA NESC ADOPTADO
Áreas accesibles solo a peatones
Fase 4.4 m 5.0 m
Neutro 2.9 m 3.5 m
Cruce de caminos principales
Fase 5.6 m 6.0 m
Neutro 4.7 m 5.0 m
Las distancias entre conductores, y de los conductores a las diferentes partes de la estructura han
sido tomadas de los estándares constructivos de las normas REA, los mismos que han sido asumidos
en los estándares constructivos de CESSA y que cumplen con los requerimientos del NESC
ampliamente, toda vez que estas están dimensionadas en función de los requerimientos de espacio
para mantenimiento en línea viva, en lugar de distancias eléctricas.
8.3.3.1 DETERMINACIÓN DE LALONGITUD DE POSTE
Se ha definido la longitud del poste a partir del cumplimiento de las distancias mínimas de seguridad
del conductor entre fase – fase, fase – neutro, fase – tierra y neutro – tierra. Para este análisis se
consideró la estructura más común a emplearse tanto en 14.4/24.9 kV (VC1).
La determinación de la longitud del poste se muestra en los, en los Cuadros Nº 8.3.9 del Anexo C,
cálculo realizado para diferentes vanos y tamaños de conductores definido desde la distancia de
seguridad mínima recomendada de acuerdo al código NESC. Para determinar esta longitud se han
considerado las flechas máximas verticales a 50ºC.
8.3.3.2 DETERMINACIÓN DE LACLASE DE POSTE
Para determinar la capacidad de carga requerida en la estructura, ésta se calcula en una condición de
sobrecarga, las cargas externas básicas de diseño, soportadas por la estructura son afectadas por sus
correspondientes factores de sobrecarga. Los factores de seguridad o de sobrecarga para esfuerzos
transversales, longitudinales y verticales, para las situaciones normales y transitorias adoptados,
corresponden al Grado C de las normas NESC. Los mismos que han sido utilizados en la
determinación de clase de poste, tanto para estructuras tangentes como de cambio de dirección, Ver
Anexo D.
La clase del poste, resistencia mecánica a esfuerzos transversales aplicados a 0.6 m de la cima, se
determina a partir del esfuerzo transversal en el poste, el mismo que es función de las cargas
transversales que ejercen los cables, como producto de la sobrecarga de viento en los conductores y
en los postes, y adicionalmente en los cambios de dirección, los esfuerzos producidos por la tensión
mecánica de los conductores.

70
Para la zona del valle se ha propuesto la utilización de postes de madera tratada (eucalipto) de clase
a determinar.
Para la definición de la clase del poste, se han analizado dos escenarios críticos con bastante
probabilidad de ocurrencia de acuerdo a vientos históricos registrados en la zona, uno con vientos
sostenidos, y otro con ráfagas de viento extremo transitorios para cada una de las zonas del proyecto,
escogiéndose el de mayor clase, ambos con diferentes factores de seguridad como lo establece la
NESC. El desarrollo de estos cálculos para diferentes conductores se muestra en los Cuadros 8.3.10
del Anexo D, de este capítulo.
8.3.3.3 CÁLCULO DEL ESFUERZO EN ESTRUCTURAS DE ÁNGULO
El esfuerzo en estructuras de ángulo es resultado de los esfuerzos generados por las tensiones en los
cables, por los esfuerzos transversales debidos al viento en los diferentes elementos, cables y postes
considerando el ángulo de la línea.
El esfuerzo ejercido debido a la tensión en cada uno de los conductores tanto de fase como de neutro
y a los esfuerzos debidos al viento se ha calculado según:
F
T
T
stfT FsenTF *
2
**2 max 





 

(esfuerzo por tensión)
)
2
cos(****

SVCVV FDPVF 
(esfuerzo por viento)
F = F T + F V
Donde:
F = Esfuerzo total Transversal (kg)
F T = Esfuerzo por tensión en los conductores (kg)
F V = Esfuerzo por viento (kg)
Tmax-f = Tensión máxima de diseño del conductor (fase o neutro) (kg)
θ = Angulo de línea
Fst = Factor de seguridad por tensión en cables.
Fsv = Factor de seguridad por viento postes de madera
Viento sostenido : 2 ; viento extremo 1.33
V = Vano promedio o vano viento (m)
Pv = Presión de viento kg/m2
Dc = Diámetro del Conductor (m)

71
Este cálculo para diferentes tipos de conductores se muestra en los Cuadros 8.3.11 del Anexo E, de
este capítulo.
Por lo expuesto en este punto, se eligen longitudes y clases de postes para cada una de las zonas del
proyecto de la Red Troncal de Media Tensión cuyas características se muestran en el cuadro
siguiente:
Cuadro Nº 8.3.12
ZONAS
POSTES SELECCIONADOS
MATERIAL LONGITUD
(m)
CLASE
Valle Eucalipto
tratado
11, 10, 9 6, 7
NOTA:
-Los postes de las redes de baja tensión del proyecto, serán de: 9 metros de longitud
Clase 7.
8.3.4 DETERMINACIÓN DE CABECERAS
La determinación del tipo de cabeceras o estructuras, ha sido definida a partir de los esfuerzos
mecánicos calculados para los conductores y transmitidos a las estructuras, los cuales luego de
aplicados sus correspondientes factores de seguridad recomendados, son comparados con la
capacidad mecánica de cada tipo de cabeceras y componentes de la misma, lo que permite definir la
aplicación para cada caso.
Adicionalmente se puede calcular los esfuerzos verticales que pueden ser hacia arriba o hacia abajo,
tiro vertical – upplift y peso, en función de los desniveles del terreno, longitudes de vano, tensión en
los conductores, siendo esta por tanto la aplicación más práctica de definición de la estructura en el
campo mismo durante la realización de los trabajos de estacado mediante un pequeño cálculo y
consideración de criterios. Las ecuaciones empleadas para el cálculo se muestran en el siguiente
cuadro a partir de los cuales se determina el peso o upplift que existe en cada piquete, valor que es
asumido para la designación de la cabecera, ya sea esta de paso, de ángulo u remate:
Se define el vano peso según:

72
)(*
2 32
32
21
123221







V
B
V
B
W
TVV
VanoPeso
Donde:
V1-2 , V2-3 = Distancia Horizontal entre los piquetes (1-2) y (2-3) - m.
B1-2 , B2-3 = Desnivel o diferencia de cotas entre los piquetes (1-2) y (2-3) m.
Convención de signos (+) si esta por encima de la estructura
central; (-) si esta por debajo de la estructura central
T = Tensión mecánica en el conductor (kg); a temperatura mínima
sin sobrecarga en la condición inicial para el vano regulador y el
conductor analizado. Siendo el rango de aplicación para el
vano regulador (Vr); Vmax = 1.2*Vr ; Vmin = 0.7*Vr
W = Pesos del conductor kg/m
Entonces el esfuerzo mecánico que actúa sobre la estructura y que determina el tipo de esta a
emplearse en el piquete será:
WVanoPesopesoP *)( 
P (peso), determina el peso que actúa sobre la estructura, es decir sobre los aisladores, crucetas, etc.
- Si P es (+) entonces existe peso sobre la estructura en (kg).
- Si P es (-) entonces existe upplift sobre la estructura en (kg).
Este cálculo ha sido efectuado por los ingenieros de campo designados en el momento mismo del
estacado en terreno asignándole a cada piquete la estructura correspondiente de acuerdo a los
estándares a ser aplicados al proyecto.
Asimismo para la elección de la estructura se han considerado los esfuerzos verticales hacia abajo en
función de la resistencia mecánica de la cruceta típica para el proyecto (3½”x 4½”x8’) con resistencia
de la fibra a la fatiga tomada para la madera de pino (Douglas Fir ) de 7400 lb/pul a la rotura,
adoptándose un factor de seguridad de 2. Si bien la madera a utilizarse es de almendrillo de
resistencia a la fatiga mayor que la del pino, se adopta conservadoramente este valor para el diseño.
La norma REA establece un esfuerzo máximo combinado de 500 lb (227 kg) por Pin. Por experiencia
de líneas similares en operación, para el proyecto se ha adoptado un máximo de 200 kg por Pin como
limite por esfuerzo mecánico para este elemento, independientemente del límite de ángulo establecido
en los estándares constructivos por geometría para mantener distancias de seguridad, rigiendo la
condición limitante. Esta reducción de carga transversal máxima evitará esfuerzos de momentos de
vuelco de la cruceta así como aplastamientos contra la fibra de la cruceta.
En función a estos criterios se ha elaborado un cuadro resumen para la zona del proyecto para la
selección de las estructuras, en los Cuadros Nº 8.3.13 del ANEXO G.
8.3.5 DETERMINACIÓN DE LOS VANOS LÍMITES DE DISEÑO
El cálculo para la determinación del vano limite de diseño en estructuras de paso no atirantadas es
idéntico al de la determinación de la clase del poste en estructuras de paso, con la diferencia que para
este cálculo es conocido la clase del postes, es decir el esfuerzo máximo que puede soportar el poste
seleccionado para un determinado vano máximo y condición de viento.

73
Otro criterio considerado en los vanos máximos es el referido a la distancia máxima de separación
entre conductores, el mismo que se calcula en función a la flecha que de acuerdo al NESC viene
definido por:
fkVDH *12.2*8*6.7 
Donde:
DH = Distancia de Separación Horizontal entre conductores (mm)
kV = Voltaje máximo fase – fase
f = Flecha del conductor a tensión de cada día
El cálculo para zona del proyecto y para diferentes conductores se presenta en los Cuadros Nº 8.3.14
del Anexo H.
8.3.6 DETERMINACIÓN DEL VANO ECONÓMICO DE DISEÑO
Previo al trabajo del estacado se ha desarrollado el cálculo del vano económico del proyecto. Este
cálculo consiste en una comparación económica entre diferentes vanos, tamaños de poste y tamaño
de conductores.
Para la determinación del vano económico es necesario determinar previamente la altura óptima del
poste, la clase del poste, y los conductores a emplear, aspectos que ya fueron calculados en los
puntos anteriores.
Se ha seleccionado de esta manera la longitud de vano económico para terrenos planos, el mismo
que se convierte en este caso en vano regulador para aproximadamente el 70% de la longitud de la
línea.
En los casos de terreno irregular, estos vanos varían de acuerdo a la topografía del terreno, casos en
los cuales se aplican vanos reguladores distintos.
En base a estos resultados y a las distancias de seguridad adoptadas, se han obtenido los costos
comparativos por kilómetro de longitud de línea para diferentes vanos y sus correspondientes tamaños
y clase de postes.
Se han considerado para esto, superficies planas de emplazamiento de estructuras para todas las
zonas del proyecto.
Los costos de postes de madera de las características mecánicas, longitudes, y tratamiento
requeridos por el proyecto, corresponden a los de madera de eucalipto tratado.
Los costos de materiales de ferretería, y conductores, fueron obtenidos de proveedores importadores
mayoristas establecidos en el territorio nacional (mercado local).
En los Cuadros 8.3.15 y 8.3.16 del Anexo I, se presentan los cuadros comparativos de las diferentes
opciones de vanos, longitudes y clase de poste requeridos para la zona de carga, los siguientes vanos
económicos de acuerdo a la zona del proyecto:
ZONA CONDUCTOR POSTE VANO
ECONÓMICO
VALLES 3xNº2+1xNº4 ACSR 10 / 6 140 m.
3xNº2XNº4 ACSR 10 / 6 140

74
8.3.7 ESFUERZO RESISTENTE DE LARIENDA
Las estructuras atirantadas son usadas en ángulos de línea, finales de línea y en otras ubicaciones
donde las estructuras por si mismas no son capaces de soportar los esfuerzos horizontales de diseño
aplicados a la estructura.
Cuando los tirantes son usados en estructura de madera para alcanzar los esfuerzos requeridos, se
considera que el ensamble del tirante tomará la carga entera en la dirección que él actúa y el poste
actuará simplemente como un puntal o columna. Los tirantes deben tener la capacidad de soportar
las cargas multiplicadas por sus correspondientes factores de sobrecarga sin exceder el 90% de su
carga de rotura (resistencia en el tirante o ancla).
El esfuerzo en riendas ha sido determinado a partir del esfuerzo transversal total calculado en el
acápite anterior, este cálculo se ha hecho para diferentes ángulos de instalación de rienda y para
diferentes pies de riendas, los esfuerzos calculados, han sido limitados al 90% de la tensión nominal
de rotura del cable de acero EHS 5/16”.
F
T
T
ø Ft
FtL
FtV
pie de rienda
SR
T
tL
Fsen
F
F
*

SR
T
tV
F
F
F
*cos

Donde:
T = Tensión de línea (kg)
Ø = Angulo de la línea
Ft = Fuerza transversal resultante total (kg)
FtL = Fuerza transversal Longitudinal en la rienda y que debe soportar
el ancla. (kg)
FtV = Fuerza transversal Vertical que soporta el poste (kg)
α = Angulo de rienda respecto del poste
Fsr = factor de seguridad de la retenida 0.9
La determinación de la fuerza longitudinal en la rienda para diferentes ángulos de línea se muestra en
los Cuadros 8.3.17 del Anexo F.
8.3.8 DETERMINACIÓN DEL PIE MÍNIMO DE LARIENDA
Las normas recomiendan que en lo posible la pendiente del tirante sea de 1:1, es decir que el ángulo
tirante poste sea de 45º. Sin embargo en la práctica es necesario determinar la separación del punto
de anclaje del tirante al poste, para varias disposiciones y arreglos de tirante - anclaje.
Para determinar los pies mínimos de riendas se ha realizado varios cálculos variando el ángulo de
línea, el ángulo de la rienda obteniéndose los valores mínimos permisibles limitados al 90% de la TNR
de cable de la rienda. Este cálculo se muestra en los Cuadros 8.3.18 del Anexo F de este Capítulo.

75
8.3.9 DETERMINACIÓN Y ELECCIÓN DEL TIPO DE ANCLAJE
Para la determinación del tipo de anclaje a utilizar se ha procedido a clasificar el tipo de suelo de
acuerdo a la clasificación de suelos de la Norma REA como se muestra en el Cuadro: Nº 8.3.18:
Cuadro: Nº 8.3.18
DATOS DE CLASIFICACION DE SUELOS
Clase Descripción del tipo
de suelo común
Clasificación
de Geológica
de Suelos
Valores de
prueba
In-lb
(Nm)
Typical
Blow
Count “N”
per
ASTM—
D1586
0 Roca lisa dura Granito N.A. N.A.
1 Muy dura y/o arenoso,
cascajo áspero
750-1600
(90-208)
60 –100+
2 Arenoso Finamente
denso, sedimento muy
duro y arcillosos
600-750
(78-98)
45-60
3 Arcillosos denso, arena
y cascajo (ripio)
sedimento duro y
arcillosos.
500-600
(65-78)
35-50
4 Arenoso medio denso
ripioso, muy rígido,
arenoso duro y
arcillosos
400-500
(52-65)
24-40
5 Medio denso
tosco(grueso) arena
común y cascajo, barro
muy duro y arcillosos
Suelos
residuales
300-400
(39-52)
14-25
6 De suelto a medio
denso y de fina a arena
media tosca, de arcilla
firme a rígida fangosa
Llenado
compacto,
Suelos
residuales,
200-300
(26-39)
7-14
**7 Arena suelta fina,
aluviones, arcilla fina y
suave, variedad de
arcillas
Suelos
inundadisos
planos
100-200
(13-26)
4-8
**8 Turba, barros
orgánicos, barros
inundados, cenizas
Rellenos
pantanosos
Hasta 100
(0 –13)
0-5
Desde un punto de vista conservador y en concordancia con lo expresado en el DESING LINE
TRANSMITION, donde se recomienda que; “deberá estimarse la condición más pobre del suelo” y
desde un punto de vista conservador se ha asumido la zona del proyecto como de Clase 5.
Con esta clasificación procedemos a seleccionar las características del ancla a emplease la misma
que es seleccionada de acuerdo al siguiente cuadro:

76
APPLICATION AND ORDERING INFORMATION
Cuadro: 8.3.19
Catalo
g
Nº
Hol
e
Size
Std
Pkg./
Palle
t
Approx
.
Wt.
Per
Carton
^
Are
a
Sq.
In.
Rod Size
Order
(Separately
)
Ultimate Soil Anchor Holding Strengh ^ -
Pounds No Safety Factors Included
3 4 5 6 7 Soil Class
500-
600
In—
Lb.
400-
500
In—
Lb.
300-
400
In—
Lb.
200-
300
In—
Lb.
100-
200
In.-Lb.
Soil Test
Probe
Values
X16 16”
6/10
8
90 150 5/8” , ¾”
26500
^
22500
^
18500
^
14500 9500 Note:
X20 20” 4/64 64 250 5/8” , ¾”
34000
^
29000
^
24000
^
19000
^
14000
See Page
4-3 for
Soil Class
Descriptio
n and
Relation
ship to soil
Test
Probe
Values
X20-1 20 4/64 64 250 1” 34000 29000 24000 19000 14000
X24-
3/4*
24” 1/48 34 400 5/8” , ¾”
45000
^
37000
^
30000
^
23500
^
18000
^
X-24 24" 1/48 34 400 1”
45000
^
37000
^
30000 23500 18000
X24-1 24” 1/52 34 400 11/4” 45000 37000 30000 23500 18000
X-24 Series are not avaible in carton and are shipped as individual pieces.
^ Ultimate Strength of rod could this rating. See catalog Section 5 for rod ratings.
* REA Accepted.
De la tabla anterior, para el tipo de suelo de Clase 5, se selecciona una ancla de área 250 pul, con
una varilla de anclaje de 5/8”, la misma que soporta un esfuerzo máximo de 24000 lb, aplicando un
factor de seguridad Fsa = 2; se obtiene el esfuerzo máximo a ser soportado por una sola ancla igual
a: 1200 lb (5450 kg), este valor deber ser menor al esfuerzo longitudinal en la rienda caso contrario se
deben de incrementar en número de riendas
8.4 TRAZADO DE LA LÍNEA
8.4.1 UNIDADES CONSTRUCTIVAS
Los estándares aplicados para el diseño del proyecto de Electrificación Rural, han sido elaborados
tomando como base los actuales estándares REA y los de CESSA, el mismo que toma como base de
aplicación a las normas de seguridad y de construcción NESC de los Estados Unidos de
Norteamérica, de amplio uso en nuestro país.
Los estándares empleados en el proyecto se muestran en el Anexo J de este capítulo.
8.4.2 ANÁLISIS DE ALTERNATIVA DE TRAZADO
Para identificar las posibles alternativas del trazoen los diferentes tramos de línea de distribución
eléctrica a estacar del proyecto, previamente se ha identificado y definido una ruta preliminar en cartas
geográficas del IGM (escala 1:50000) para el proyecto, en base al cual preliminarmente se realizó una
inspección visual en las diferentes zonas. Posteriormente se realizó una inspección terrestre,
identificando las características del terreno, accidentes y problemas que se podrían afrontar durante el
trabajo de estacado, asimismo se registraron puntos GPS (GLOBAL POSITION SISTEM). En base a

77
los resultados de estas inspecciones, se establecieron dos alternativas para el trazo de la línea
eléctrica:
 Alternativa: Realizar la reconversión sobre el trazo existente de la línea
monofásica, cambiando las estructuras y manteniendo los postes.
8.4.3 UBICACIÓN DE LOS PUESTOS DE TRANSFORMACIÓN
Los transformadores están ubicados de acuerdo a los requerimientos del estudio a diseño final ya
existente para la implementación de un sistema de riego.
8.5 ESTACADO
El trabajo de estacado ha sido realizado por varias brigadas topográficas designadas para el proyecto,
compuesta cada una básicamente por un ingeniero estacador, un topógrafo, alarifes y personal de
apoyo, cada brigada ha sido dotada con los materiales, herramientas y equipos necesarios para este
trabajo:
Las estructura han sido definidas en campo en función a la información proporcionada por el
Topógrafo al ingeniero de campo y en base a criterios ya previamente establecidos y ya explicados
en los puntos anteriores, los resultados del trabajo de estacado se describe a continuación en las
hojas de estacado las que se presentan en el Anexo K.
8.5.1 TRABAJO TOPOGRÁFICO
Para realizar la mensura de los piquetes de Media Tensión se utilizaron equipos de medición
(Teodolitos, Estación Total), empleando el método de Poligonal Abierta, a objeto de determinar las
distancias, ángulos y mediante cálculos obtener la ubicación geográfica de los piquetes de Media y
Baja Tensión.
Además se utilizo GPS navegadores como instrumento de apoyo para obtener coordenadas, de las
diferentes derivaciones o arranques de Líneas en Media Tensión.
Una vez realizados los trabajos de campo se ha procesado la información en planillas para su
presentación en hoja electrónicas de cálculo (Excel).
Como resultado de la hoja de cálculo, se logro obtener coordenadas UTM los cuales determinaran su
ubicación y posición Geodésica del tramo en estudio, para luego ser reflejados en gráficos (Planos),
mediante el Software AutoCad según formatos y requerimientos, el resultado del trabajo de campo se
presenta en las hojas de estacado las que se presentan en el Anexo K.
8.6 PLANOS
8.6.1 PLANOS GEOREFERENCIADOS DEL TRAZADO DE LÍNEAS
Se han elaborado planos georeferenciados, en base a la información topográfica de cada uno de los
tramos del proyecto, en los mismos se muestran la ubicación georeferenciada de la provincia y del
municipio al que pertenece cada uno de ellos.
Los planos han sido elaborados en archivos CAD, y codificados de acuerdo por provincia, municipio y
población para su rápida ubicación.
Los planos se presentan adjuntos al presente informe en el ANEXO – PLANOS.

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