CARATULA UNIVERSIDAD NACIONAL DE LOJA · 2017-10-12 · caratula universidad nacional de loja...

CARATULA UNIVERSIDAD NACIONAL DE LOJA

FACULTAD DE LA ENERGÍA, LAS INDUSTRIAS Y LOS

RECURSOS NATURALES NO RENOVABLES

CARRERA DE INGENIERÍA ELECTROMECÁNICA

TEMA

PROPUESTA DE ILUMINACIÓN APLICANDO NUEVAS

TECNOLOGÍAS PARA EL SENDERO ECOLÓGICO SUR-

NORTE DE LA CIUDAD DE LOJA.

Autor: Camilo José Alvarado Arias

Director: Ing. Jorge Patricio Muñoz Vizhñay, Mg. Sc.

LOJA-ECUADOR

2017

Tesis previa a la

obtención del Título

de Ingeniero

Electromecánico.

ii

CERTIFICACIÓN

Ing. Jorge Patricio Muñoz Vizhñay, Mg. Sc.

DIRECTOR DE TESIS

CERTIFICA:

Haber dirigido, asesorado, revisado y corregido el presente trabajo de tesis de grado, en

su proceso de investigación cuyo tema versa en “PROPUESTA DE ILUMINACIÓN

APLICANDO NUEVAS TECNOLOGÍAS PARA EL SENDERO ECOLÓGICO

SUR-NORTE DE LA CIUDAD DE LOJA”, previa a la obtención del título de

Ingeniero electromecánico, realizado por el señor egresado: Camilo José Alvarado

Arias, la misma que cumple con la reglamentación y políticas de investigación, por lo

que autorizo su presentación y posterior sustentación y defensa.

Loja 06 de octubre del 2017

Ing. Jorge Patricio Muñoz Vizhñay, Mg. Sc.

DIRECTOR DE TESIS

iii

AUTORÍA

Yo, CAMILO JOSÉ ALVARADO ARIAS declaro ser autor del presente trabajo de

tesis “PROPUESTA DE ILUMINACIÓN APLICANDO NUEVAS

TECNOLOGÍAS PARA EL SENDERO ECOLÓGICO SUR-NORTE DE LA

CIUDAD DE LOJA”, y eximo expresamente a la Universidad Nacional de Loja y a sus

representantes jurídicos de posibles reclamos o acciones legales por el contenido de la

misma.

Adicionalmente acepto y autorizo a la Universidad Nacional de Loja, la publicación de

mi tesis en el Repositorio Institucional-Biblioteca Virtual.

Firma:……………………………..

Cédula: 1105572984

Fecha: 06 de octubre del 2017

iv

CARTA DE AUTORIZACIÓN DE TESIS POR PARTE DEL AUTOR, PARA LA

CONSULTA, REPRODUCCIÓN PARCIAL O TOTAL Y PUBLICACIÓN

ELECTRÓNICA DEL TEXTO COMPLETO

Yo, CAMILO JOSÉ ALVARADO ARIAS declaro ser autor de la tesis titulada:

“PROPUESTA DE ILUMINACIÓN APLICANDO NUEVAS TECNOLOGÍAS

PARA EL SENDERO ECOLÓGICO SUR-NORTE DE LA CIUDAD DE LOJA”,

como requisito para optar el grado de: INGENIERO ELECTROMECÁNICO; autorizo

al Sistema Bibliotecario de la Universidad Nacional de Loja para que con fines

académicos, muestre al mundo la producción intelectual de la Universidad, a través de la

visibilidad de su contenido de la siguiente manera en el Repositorio Digital Institucional:

Los usuarios pueden consultar el contenido de este trabajo en el RDI, en las redes de

información del país y del exterior, con los cuales tenga convenio la Universidad.

La Universidad Nacional de Loja, no se responsabiliza por el plagio o copia de la tesis

que realice un tercero.

Para constancia de esta autorización, en la ciudad de Loja, a los once días del mes de

octubre del dos mil diecisiete.

Firma: …………………………..


Cédula: 1105572984

Dirección: Loja (Ramón Pinto entre Rocafuerte y Miguel Riofrio).

Correo electrónico personal: [email protected]

Correo electrónico institucional: [email protected]

Telefono: Celular: 0994389222

DATOS COMPLEMENTARIOS

Director de tesis: Ing. Jorge Patricio Muñoz Vizhñay, Mg. Sc.

Tribunal de grado: Ing. Marco Vinicio Rojas Moncayo, Mg. Sc.

Ing. Jorge Enrique Carrión González, Mg. Sc.

Ing. José Fabricio Cuenca Granda, Mg. Sc.

v

DEDICATORIA

Agradezco a Dios por brindarme la vida y guiarme por el camino correcto para terminar

mi carrera profesional

A mis padres, hermanos y amigos por brindarme toda su paciencia, sabiduría y su apoyo

incondicional a lo largo de mi carrera.

A mis docentes que implementaros conocimientos y experiencias en el transcurso de mi

carrera. Y un agradecimiento especial a los Ingenieros Jorge Muñoz, Jorge Carrión y

Gabriel Rojas por sus opiniones y comentarios que fueron un gran aporte para culminar

mi tesis con éxito.

A todas las personas que de una u otra manera contribuyeron a la culminación exitosa de

mi carrera profesional.

vi

AGRADECIMIENTO

Agradezco a Dios por brindarme la vida y guiarme por el camino correcto para terminar

mi carrera profesional

A mis padres, hermanos y amigos por brindarme toda su paciencia, sabiduría y su apoyo

incondicional a lo largo de mi carrera.

A mis docentes que implementaros conocimientos y experiencias en el transcurso de mi

carrera. Y un agradecimiento especial a los Ingenieros Jorge Muñoz, Jorge Carrión y

Gabriel Rojas por sus opiniones y comentarios que fueron un gran aporte para culminar

mi tesis con éxito.

A todas las personas que de una u otra manera contribuyeron a la culminación exitosa de

mi carrera profesional.

“El éxito está compuesto por un cinco por ciento de inspiración y un

noventa y cinco por ciento de sudor”.

- Ralph Waldo Emerson

vii

TABLA DE CONTENIDOS

CARATULA ................................................................................................................ i

CERTIFICACIÓN ............................................................................................................ ii

AUTORÍA ....................................................................................................................... iii

DEDICATORIA ............................................................................................................... v

AGRADECIMIENTO ..................................................................................................... vi

TABLA DE CONTENIDOS .......................................................................................... vii

ÍNDICE DE FIGURAS .................................................................................................. xv

1. TÍTULO .................................................................................................................. 20

2. RESUMEN ............................................................................................................. 21

3. INTRODUCCIÓN .................................................................................................. 23

3.1 ANTECEDENTES ........................................................................................... 24

3.2 SITUACIÓN PROBLEMÁTICA ..................................................................... 24

3.3 OBJETIVOS ..................................................................................................... 25

3.3.1 OBJETIVO GENERAL. .......................................................................... 25

3.3.2 OBJETIVO ESPECÍFICO. ....................................................................... 25

4. REVISIÓN DE LITERATURA ............................................................................. 26

4.1 CAPÍTULO I: GENERALIDADES DEL ALUMBRADO PÚBLICO. .......... 26

4.1.1 LUMINOTECNIA. .................................................................................. 26

4.1.2 MAGNITUDES PRINCIPALES. ............................................................ 26

INTENSIDAD LUMINOSA (I). .......................................................... 27

CURVAS FOTOMÉTRICAS ............................................................... 28

FLUJO LUMINOSO ............................................................................ 28

NIVEL DE ILUMINACIÓN (ILUMINANCIA) ................................. 29

LEY INVERSA DEL CUADRADO DE LA DISTANCIA ................. 29

LEY DEL COSENO ............................................................................. 30

LUMINANCIA O BRILLO ................................................................. 31

RENDIMIENTO LUMINOSO ............................................................. 32

4.1.3 LA LUZ Y EL COLOR. ........................................................................... 33

viii

EL COLOR Y LA LUZ ........................................................................ 33

ESPECTRO VISIBLE. ......................................................................... 33

4.1.4 TEMPERATURA DE COLOR. ............................................................... 35

4.1.5 ÍNDICE DE REPRODUCCIÓN CROMÁTICA ..................................... 36

4.1.6 TIPOS DE FUENTES DE LUZ ............................................................... 36

LÁMPARAS DE VAPOR DE MERCURIO DE ALTA PRESIÓN .... 36

LÁMPARAS DE VAPOR DE SODIO DE BAJA PRESIÓN ............. 38

LÁMPARAS DE VAPOR DE SODIO DE ALTA PRESIÓN ............. 39

LÁMPARAS DE HALOGENUROS METÁLICOS ........................... 40

INDUCCIÓN ........................................................................................ 41

LED’S ................................................................................................... 43

4.1.7 REGULACIÓN EMITIDA POR EL CONELEC NO. 008/11 (ARCONEL)

46

RESPONSABILIDADES ..................................................................... 46

VÍAS PEATONALES .......................................................................... 47

4.1.8 REGLAMENTO TÉCNICO ECUATORIANO RTE INEN 069 ............ 47

VÍAS PARA TRÁFICO PEATONAL Y CICLISTAS ........................ 48

REQUISITOS DE ILUMINACIÓN PARA VÍAS PEATONALES Y DE

CICLISTAS ......................................................................................................... 49

4.1.9 MANUAL DE OSRAM PARA ALUMBRADO PÚBLICO .................. 50

ALTURA DEL PUNTO DE LUZ ........................................................ 50

RELACIÓN ENTRE LA SEPARACIÓN Y LA ALTURA DE LOS

PUNTOS DE LUZ .............................................................................................. 51

SUSTENTACIÓN DE LOS PUNTOS DE LUZ .................................. 52

FACTOR DE UTILIZACIÓN (ղ) ........................................................ 52

FACTOR DE CONSERVACIÓN ........................................................ 53

FLUJO LUMINOSO NECESARIO ..................................................... 54

4.1.10 DISPOSICIÓN DE LOS PUNTOS DE LUZ ........................................... 54

DISPOSICIÓN UNILATERAL ........................................................... 54

CENTRAL DOBLE .............................................................................. 55

BILATERAL ALTERNADA ............................................................... 55

ix

4.2 CAPÍTULO II: EVALUACIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS DE

ILUMINACIÓN CON FUENTES DE ENERGÍA CONVENCIONAL Y NO

CONVENCIONAL ..................................................................................................... 57

4.2.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................... 57

4.2.2 GENERALIDADES DE LOS SISTEMAS DE ILUMINACIÓN ........... 57

4.2.3 SISTEMAS CONVENCIONALES DE ILUMINACIÓN ....................... 57

4.2.4 SISTEMAS NO CONVENCIONALES DE ILUMINACIÓN ................ 57

4.2.5 SISTEMAS DE ILUMINACIÓN CONVENCIONALES VS NO

CONVENCIONALES ............................................................................................ 58

4.2.6 PARÁMETROS DE COMPARACIÓN .................................................. 58

FILAMENTO ....................................................................................... 58

FACTORES DE POTENCIA ............................................................... 59

TEMPERATURA DE FUNCIONAMIENTO ..................................... 59

VIDA ÚTIL .......................................................................................... 59

TIEMPO DE ENCENDIDO ................................................................. 60

TEMPERATURA DE COLOR (K) ..................................................... 60

ÍNDICE DE RENDIMIENTO DE COLOR ......................................... 61

EFICACIA ............................................................................................ 62

PARPADEO ......................................................................................... 62

CONTENIDO DE MERCURIO ........................................................... 62

DISTORSIÓN ARMÓNICA ................................................................ 63

TABLA COMPARATIVA ................................................................... 63

4.2.7 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA TECNOLOGÍA LED FRENTE A

LAS LÁMPARAS DE SODIO DE ALTA PRESIÓN ........................................... 64

CONSUMO .......................................................................................... 64

DURABILIDAD ................................................................................... 64

MAYOR CONTROL DE DISTRIBUCIÓN DE LA LUZ ................... 64

VISIÓN NOCTURNA .......................................................................... 64

LÚMENES VISUALMENTE EFECTIVOS O VEL ........................... 65

RELACIÓN LUMEN PUPILA ............................................................ 65

CONTROL ............................................................................................ 66

CONTAMINACIÓN LUMÍNICA ....................................................... 66

IMPACTO AMBIENTAL .................................................................... 66

x

MANTENIMIENTO ............................................................................ 67

DESVENTAJAS ................................................................................... 67

4.3 CAPÍTULO III: ANÁLISIS DEL POTENCIAL DE RADIACIÓN PARA EL

SENDERO ECOLÓGICO SUR-NORTE DE LA CIUDAD DE LOJA. .................... 68

4.3.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................... 68

4.3.2 ENERGÍA SOLAR EN EL ECUADOR .................................................. 68

4.3.3 ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA CIUDAD DE LOJA ........................... 71

4.3.4 ENERGÍA ELÉCTRICA A PARTIR DEL SOL ..................................... 72

4.3.5 SISTEMA FOTOVOLTAICO ................................................................. 73

MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ......................................................... 74

ACUMULADORES Y BATERÍAS ..................................................... 76

REGULADOR DE CARGA ................................................................ 79

INVERSOR O CONVERTIDOR DC/AC ............................................ 79

4.3.6 METODOLOGÍA DE TRABAJO PARA EL DISEÑO DE UN SISTEMA

FOTOVOLTAICO ................................................................................................. 80

DISEÑO DEL SISTEMA ..................................................................... 80

4.3.7 FOMENTO DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA EN ECUADOR ...... 84

5. MATERIALES Y MÉTODOS ............................................................................... 85

5.1 MATERIALES ................................................................................................. 85

5.2 MÉTODOS ....................................................................................................... 86

5.2.1 UBICACIÓN DE LOS SENDEROS SUR – NORTE DE LA CIUDAD DE

LOJA 86

5.2.2 OBTENCIÓN DE COORDENADAS GEOGRÁFICAS DEL SECTOR A

REALIZAR EL ESTUDIO LUMINOTÉCNICO .................................................. 87

IMPORTACIÓN DE DATOS DEL GPS A EXCEL ........................... 87

IMPORTACIÓN DE DATOS DE EXCEL A AUTOCAD ® ............. 88

IMPORTACIÓN DE DATOS DE AUTOCAD ® A DIALUX ® ....... 89

5.2.3 DISEÑO DEL MAPA LUMÍNICO DEL SENDERO SUR – NORTE CON

ILUMINACIÓN DE TECNOLOGÍA LED ........................................................... 89

SELECCIÓN Y DIMENSIONAMIENTO DE LUMINARIAS CON

TECNOLOGÍA LED ........................................................................................... 89

xi

CONSTRUCCIÓN DEL MAPA LUMÍNICO EN DIAlux ® ............. 90

OBSERVACIÓN DEL SENDERO EN COLORES FALSOS ............ 92

DATOS LUMINOTÉCNICOS ............................................................. 92

OBSERVACIÓN DEL ESCENARIO ILUMINADO .......................... 93


ILUMINACIÓN DE TECNOLOGÍA DE SODIO ................................................ 94


TECNOLOGÍA DE SODIO ................................................................................ 95

CONSTRUCCIÓN DEL MAPA LUMÍNICO EN DIAlux ® ............. 95

OBSERVACIÓN DEL SENDERO EN COLORES FALSOS ............ 97

DATOS LUMINOTÉCNICOS ............................................................. 97

OBSERVACIÓN DEL ESCENARIO ILUMINADO .......................... 97

5.2.5 DISEÑO DE UN SISTEMA FOTOVOLTAICO DE ACUERDO AL

ATLAS SOLAR DEL ECUADOR ........................................................................ 99

CORRIENTE PICO DEL MÓDULO ................................................... 99

DIMENSIONAMIENTO DEL FV (panel solar) .................................. 99

DIMENSIONAMIENTO DEL BANCO DE BATERÍAS ................. 100

DIMENSIONAMIENTO DEL INVERSOR ...................................... 101

CAPACIDAD DE LA UNIDAD DE CONTROL ............................. 101

DIMENSIONAMIENTO DEL CONDUCTOR ................................. 101

5.2.6 DISEÑO CONVENCIONAL ................................................................. 101

6. RESULTADOS .................................................................................................... 102

6.1 CÁLCULO DEL ALUMBRADO PÚBLICO ................................................ 102

6.1.1 LOS PARÁMETROS FOTOMÉTRICOS SON LOS SIGUIENTES PARA

VÍAS DE USO PEATONAL. .............................................................................. 102

6.1.2 TIPO DE VÍAS ....................................................................................... 102

6.1.3 ALTURA DEL PUNTO DE LUZ .......................................................... 102

6.1.4 DISPOSICIÓN DE LOS PUNTOS DE LUZ ......................................... 103

6.1.5 RELACIÓN ENTRE LA SEPARACIÓN Y LA ALTURA DE LOS

PUNTOS DE LUZ ............................................................................................... 103

6.1.6 FACTOR DE UTILIZACIÓN................................................................ 103

xii

6.1.7 FACTOR DE CONSERVACIÓN .......................................................... 103

6.1.8 CÁLCULO DE ALUMBRADO PÚBLICO POR EL MÉTODO DEL

FLUJO LUMINOSO NECESARIO ..................................................................... 103

6.1.9 RESULTADOS OBTENIDOS............................................................... 104

6.2 DISEÑO Y DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

ELÉCTRICA DE REDES SUBTERRÁNEAS (CONVENCIONAL) ..................... 104

6.2.1 RED ELÉCTRICA ACTUAL ................................................................ 104

6.2.2 RED ELÉCTRICA PROYECTADA ..................................................... 106

CONSIDERACIONES GENERALES DE DISEÑO ......................... 106

PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO ........................................... 107

6.2.3 PUESTA A TIERRA .............................................................................. 107

PUESTA A TIERRA DEL TRANSFORMADOR ............................ 107

PUESTA A TIERRA FINALES DE CIRCUITO .............................. 122

6.2.4 OBRA CIVIL DEL DISEÑO ................................................................. 122

BANCO DE DUCTOS ....................................................................... 122

POZOS ................................................................................................ 123

6.2.5 EQUIPOS Y ACCESORIOS SELECCIONADOS ................................ 124

TRANSFORMADOR ......................................................................... 124

EQUIPOS DE SECCIONAMIENTO Y PROTECCIÓN ................... 125

CABLES ............................................................................................. 126

6.2.6 RESUMEN DE LOS ELEMENTOS QUE CONFORMA LA

PROPUESTA CONVENCIONAL ...................................................................... 126

6.3 DISEÑO DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO (NO CONVENCIONAL) ..... 127

6.3.1 DETERMINAR LA CARGA DIARIA EN CORRIENTE CONTINUA

[Wh/DÍA] ............................................................................................................. 127

6.3.2 DIMENSIONAMIENTO DEL FV (panel solar) ................................... 128

6.3.3 DIMENSIONAMIENTO DEL BANCO DE BATERÍAS ..................... 129

6.3.4 DIMENSIONAMIENTO DEL INVERSOR.......................................... 130

6.3.5 REGULADOR DE CARGA .................................................................. 130

6.3.6 CÁLCULO Y SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ................................ 130

xiii

6.3.7 RESUMEN DE LOS ELEMENTOS QUE CONFORMAN LA

PROPUESTA NO CONVENCIONAL ................................................................ 131

6.4 RESULTADOS DE SIMULACIÓN .............................................................. 132

6.4.1 PROPUESTA CON ILUMINACIÓN CON TECNOLOGÍA LED ....... 132

GRÁFICOS DE RESULTADOS EN LUX ........................................ 132

UNIFORMIDAD ................................................................................ 133

6.4.2 PROPUESTA CON ILUMINACIÓN CON TECNOLOGÍA DE SODIO

136

GRÁFICOS DE RESULTADOS EN LUX ........................................ 136

UNIFORMIDAD ................................................................................ 137

6.5 ESTUDIO TÉCNICO – ECONÓMICO ......................................................... 141

6.5.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................. 141

6.5.2 ANÁLISIS TÉCNICO ............................................................................ 141

COMPARACIÓN DE CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Y

FOTOMÉTRICAS ............................................................................................ 141

VIDA ÚTIL ........................................................................................ 143

6.5.3 ANÁLISIS ECONÓMICO ..................................................................... 144

ANÁLISIS DE COSTOS UNITARIOS DEL SISTEMA NO

CONVENCIONAL (FOTOVOLTAICO) Y TECNOLOGÍA DE ILUMINACIÓN

LED 144

ANÁLISIS DE COSTOS UNITARIOS DEL SISTEMA

CONVENCIONAL (REDES SUBTERRÁNEAS) Y TECNOLOGÍA DE

ILUMINACIÓN DE SODIO ............................................................................ 145

TABLA DE RESULTADOS DE COSTOS DE INVERSIÓN .......... 146

COSTOS DE CONSUMO DE ENERGÍA ......................................... 146

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (O&M) ........... 147

6.5.4 VALOR ACTUAL NETO (VAN) ......................................................... 147

VALOR ACTUAL NETO DE LA PROPUESTA NO

CONVENCIONAL ........................................................................................... 148

VALOR ACTUAL NETO DE LA PROPUESTA CONVENCIONAL

148

6.5.5 EVALUACIÓN SOCIAL DEL PROYECTO ........................................ 149

PRECIOS SOCIALES ........................................................................ 150

TASA SOCIAL DE DESCUENTO ................................................... 151

xiv

EVALUACIÓN SOCIAL CON ENFOQUE COSTO – EFICIENCIA

PARA AMBAS PROPUESTAS. ...................................................................... 151

7. DISCUSIÓN ......................................................................................................... 154

8. CONCLUSIONES ................................................................................................ 156

9. RECOMENDACIONES ...................................................................................... 157

10. BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................... 158

11. ANEXOS ........................................................................................................... 160

xv

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1: Vista parcial del Parque Lineal de Sur ............................................................. 24

Figura 2: Ángulo sólido. Relación entre flujo e intensidad luminosa. ............................ 27

Figura 3: Ley inversa del cuadrado de la distancia. ........................................................ 30

Figura 4: Aplicación de la ley de coseno. ........................................................................ 31

Figura 5: Luminancia de una superficie. ......................................................................... 32

Figura 6: Esquema de Rendimiento Luminoso ............................................................... 32

Figura 7: Espectro visible de luz. .................................................................................... 34

Figura 8: Colores visibles ................................................................................................ 34

Figura 9: Lámpara de Mercurio de Alta Presión. ............................................................ 37

Figura 10: Partes de una lámpara de vapor de sodio a baja presión. ............................... 38

Figura 11: Partes de una lámpara de vapor de sodio a alta presión ................................. 39

Figura 12: Partes de una lámpara con halogenuros metálicos ......................................... 41

Figura 13: Lámpara LED uso eficiente de la energía en el sector de iluminación

pública. ............................................................................................................................ 44

Figura 14: Ángulos del factor de utilización ................................................................... 53

Figura 15: Curvas de factor de utilización....................................................................... 53

Figura 16: Disposición unilateral .................................................................................... 55

Figura 17: Disposición central doble (para 1,5 m ≥ b ≤ 4m) ........................................... 55

Figura 18: Disposición bilateral alternada (tres bolillos) ................................................ 56

Figura 19: Disposición bilateral opuesta ......................................................................... 56

Figura 20: Disposición bilateral opuesta con parterre (para cualquier valor de b) ......... 56

Figura 21: Lámparas de tecnología LED ......................................................................... 58

Figura 22: Imagen comparativa entre LED a 120 W (lado derecho) y Sodio de alta presión

a 250 W (lado izquierdo). ................................................................................................ 61

Figura 23: Imagen comparativa entre Inducción (lado izquierdo) y Sodio de alta presión

(lado derecho). ................................................................................................................. 61

Figura 24: Respuesta espectral de la visión fotópica y escotópica en relación a la longitud

de onda. ............................................................................................................................ 64

Figura 25: NREL, insolación global horizontal en sudamérica....................................... 69

Figura 26: Red NREL de puntos ..................................................................................... 70

Figura 27: Grilla de insolación solar ............................................................................... 70

Figura 28: Mapa solar del Ecuador.................................................................................. 71

xvi

Figura 29: Radiación Solar de la provincia de Loja ........................................................ 72

Figura 30: Efecto Fotovoltaico. ....................................................................................... 72

Figura 31: Partes de un módulo fotovoltaico .................................................................. 74

Figura 32: Ubicación del sendero sur .............................................................................. 86

Figura 33: Ubicación del sendero norte ........................................................................... 86

Figura 34: Sendero Sur puntos en GPS TrackMaker ...................................................... 87

Figura 35: Excel asistente para convertir texto en columnas .......................................... 88

Figura 36: Ajuste de coordenadas en Excel..................................................................... 88

Figura 37: Datos técnicos de luminaria seleccionada DIAlux ® .................................... 90

Figura 38: Planificación de alumbrado ............................................................................ 91

Figura 39: Iniciar calculo ................................................................................................. 91

Figura 40: Observación del sendero sur en colores falsos............................................... 92

Figura 41: Sendero sur iluminado ................................................................................... 93


Figura 43: Sendero Norte iluminado ............................................................................... 94

Figura 44: Sendero Norte iluminado ............................................................................... 94

Figura 45: Datos técnicos de luminaria seleccionada DIAlux ® .................................... 96

Figura 46: Planificación de alumbrado ............................................................................ 96

Figura 47: Observación del sendero sur en colores falsos............................................... 97


Figura 49: Sendero norte iluminado ................................................................................ 98

Figura 50: Gráfica de resistividad del terreno. .............................................................. 108

Figura 51: Curvas de Sunde........................................................................................... 109

Figura 52: Gráfica representativa para el valor 661,16 Ωm. ......................................... 110

Figura 53: Geometría de la malla puesta a tierra. .......................................................... 112

Figura 54: Isolineas (E) ................................................................................................. 132

Figura 55: Gráfico de valores (E) en lux. ...................................................................... 132

Figura 56: Gama de grises (E) ....................................................................................... 132

Figura 57: Uniformidad sendero sur .............................................................................. 133

Figura 58: Uniformidad sendero norte parte 1, tramo 1 ................................................ 133

Figura 59: Uniformidad sendero norte parte 1, tramo 2 ................................................ 134

Figura 60: Uniformidad sendero norte parte 2, tramo 1. ............................................... 134


xvii



Figura 64: Isolineas (E) ................................................................................................. 136

Figura 65: Gama de grises (E) ....................................................................................... 136

Figura 66: Gráfico de valores (E) en lux. ...................................................................... 137

Figura 67: Uniformidad sendero sur. ............................................................................. 137







Figura 74: Esquema de fotometría luminaria Samsung Shark 90 Led .......................... 143

Figura 75: Esquema de fotometría luminaria URBAN I ............................................... 143

xviii

SIMBOLOGÍA

A: Amperio

ACSR: Aluminum Conductors Steel Reinforced

APG: Alumbrado Público General.

AWG: ("American Wire Gauge" [calibre de alambre estadounidense])

CA: Corriente Alterna.

CC: Corriente Continua.

cd: Candela.

CIE: Corporación para la investigación energética.

CO2: Dióxido de Carbono.

CONELEC: Consejo Nacional de Electricidad, actualmente llamado “ARCONEL”.

EERSSA: Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.

Em: Iluminancia media en servicio de la instalación, considerando el mantenimiento

previsto (lux).

Emin: Corresponde al punto de menor iluminancia entre todos los puntos calculados.

Eprom: Corresponde al valor promedio calculado entre todos los n puntos considerados.

Emax: Corresponde al punto de mayor iluminancia calculado entre todos los puntos

considerados.

GPS: Sistema americano de navegación y localización mediante satélites.

ICC: Corriente de Cortocircuito.

INEN: El Instituto Ecuatoriano de Normalización.

IRC: Índice de reproducción cromática.

xix

IMP: Corriente Máxima de Potencia.

KWh/m2: Kilovatios hora por metro cuadrado.

KWh: Kilovatio hora.

LED: Sigla de la expresión inglesa light-emitting diode, ‘diodo emisor de luz’.

lm: Lumen.

lx: Lux.

MEER: Ministerio de Electricidad y Energía Renovable.

MW: Mega vatios.

TIR: Tasa Interna de Retorno.

V: Voltios.

VPN: Valor Presente Neto.

W/m2: Irradiancia.

W: Vatios.

Wh/día: Vatios-hora por día.

Wp: Vatios Pico.

SAPG: Servicio de alumbrado público general.

SFV: Sistema Fotovoltaico.

SIG: Sistema de información geográfica.

TÍTULO

PROPUESTA DE ILUMINACIÓN APLICANDO NUEVAS

TECNOLOGÍAS PARA EL SENDERO ECOLÓGICO SUR-

NORTE DE LA CIUDAD DE LOJA.

RESUMEN

En el presente trabajo de titulación se realiza un análisis para alumbrado público ornamental

para el sendero ecológico sur y norte de la ciudad de Loja, que tiene una extensión aproximada

de 14,24 km, con el estudio efectuado se determinó todas las variables que integra un sistema

de iluminación, el cálculo se desarrolló considerando la metodología propuesta en la

regulación del ARCONEL, la normativa INEN 069 y documentación técnica relacionada con

el tema, llegándose a determinar niveles de iluminación y uniformidad necesarios según como

lo establece las normas vigentes del país.

Para este trabajo se consideró dos propuestas de diseño, los cuales son, iluminación

convencional (red soterrada), conformada con tecnología de iluminación de Sodio de Alta

presión y la iluminación no convencional (fotovoltaico), conformada con tecnología de

iluminación LED, considerando la normativa técnica de construcciones establecida por el

MEER para el diseño el diseño eléctrico para el sistema de iluminación.

El diseño y dimensionamiento para el sistema convencional contará con 18 transformadores

monofásicos de 10 kVA, esta propuesta implica aproximadamente 7,23 km de conductor de

cobre aislado XLPE #2 AWG para la media tensión, 16,4 km de conductor de cobre aislado

tipo TTU # 6 AWG para alumbrado público, 15 transiciones aérea–subterránea, 393 pozos

tipo A, 126 pozos tipo B, 33 pozos tipo C, puestas a tierra, componentes de sección y

protección y 499 postes ornamentales con su respectiva luminaria de sodio, por último la

inversión total es de USD $ 1,4 millones.

El diseño y dimensionamiento para el sistema no convencional contará con 499 paneles

monocristalicos de 300W, 499 baterías de plomo-acido de 200 Ah, 499 inversores de 200W,

499 reguladores de carga de 30 A, 2,5 km de conductor #12 AWG y 499 postes ornamentales

con su respectiva luminaria LED, por último la inversión total de esta propuesta es de USD

$ 1,2 millones.

La utilización del software DIALux ® permitió construir un mapa lumínico del lugar de

estudio, en este se puede visualizar la ubicación exacta de cada luminaria, colores falsos, y su

uniformidad teniendo como valor de uniformidad de 0,41 para la propuesta de iluminación

LED y 0,389 para la propuesta de iluminación de sodio de alta presión, se desarrolló el

análisis técnico económico para las dos propuestas.

SUMMARY

Work of awarding of title accomplishes an analysis for public ornamental illumination

for the ecological southern path and north of Loja's city itself in the present, the fact that

you have an extension brought near of 14,24 km, with the executed study determined him

all variables the fact that you integrate a system of illumination, the calculation developed

considering the methodology proposed in the ARCONEL's regulation, the INEN 069 and

technical documentation related with the theme, taking place to determine levels of

illumination and uniformity necessary according to like establishes it the regulations in

force of the country.

For this work considered him two designing proposals, which are, conventional (buried

net), conformed illumination with technology of illumination of Sodio of Loud pressure

and the unconventional illumination (photovoltaic), shaped with technology of

illumination LED, considering the technical ground rules of constructions established by

the MEER for the design the electric design for the system of illumination.

The design and sizing for the conventional system will have 10 kVA's 18 single-phase

transformers, this proposal implicates approximately 7,23 driver's km of isolated copper

XLPE #2 AWG for half a tension, 16,4 driver's km of isolated copper type TTU # 6 AWG

for public illumination, 15 aerial transitions – subterranean, 393 wells type To, 126 wells

type B, 33 wells type C, settings ashore, components of section and protection and 499

ornamental poles with his respective light of sodium, finally the total investment comes

from USD $ 1,4 millioN.

The design and sizing for the unconventional system you will tell with 499 panels

monocristalicos of 300W, 499 acid lead batteries of 200 Ah, 499 investors of 200W, 499

charging 30 regulators To, 2,5 driver's km #12 AWG and 499 ornamental poles with his

respective light LED, finally the total investment of this proposal comes from USD $ 1,2

million.

The utilization of the software DiaLUX® allowed constructing a radiant map of the place

of study, in this the exact position out of every light, false colors can be visualized, and

his uniformity having like value of uniformity of 0,41 for the proposal of illumination

LED and 0,389 for the proposal of illumination of sodium of loud pressure, you developed

the technical cost-reducing analysis for the two proposals.

INTRODUCCIÓN

El alumbrado público es un servicio de importancia para la colectividad que permite la

movilidad de las personas, de los vehículos por las vías públicas y provee seguridad a los

ciudadanos, por lo tanto se deben normar los aspectos técnicos y económicos, para la

prestación de servicios a fin de que este se lo preste con calidad.

El alumbrado público en Ecuador se administra bajo las normas del Instituto Ecuatoriano

de Normalización (INEN), que emite el Reglamento Técnico Ecuatoriano (RTE) INEN

069, estableciendo requisitos para la iluminación pública, junto con la Regulación 008/11

de Prestación de Servicio de Alumbrado Público del ARCONEL. Todo esto bajo la

supervisión del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER).

En la ciudad de Loja existen ciertos lugares como senderos y parques que necesitan un

nivel adecuado de iluminación para garantizar la seguridad y confort de las personas,

permitiendo ser concurridos tanto en el día como en la noche, por ello se debe considerar

el nivel de iluminación adecuado que permita el desarrollo de las actividades a efectuarse.

Con el desarrollo del proyecto se busca cumplir con el nivel de iluminación y uniformidad

establecidos por el Reglamento Técnico Ecuatoriano (INEN 069), para brindar seguridad

y confort a los usuarios que circulan por el sendero ecológico sur-norte de la ciudad de

Loja.

Este proyecto se enfocó en la comparación de dos propuestas de diseño de alumbrado

público, como son el sistema de iluminación convencional con iluminación de sodio de

alta presión y el sistema de iluminación no convencional LED, en donde su diseño deberá

estar de acuerdo a las especificaciones técnicas homologadas por el Ministerio de

Electricidad y Energía Renovable.

Para esta investigación se realizará la construcción de un mapa lumínico con la ayuda de

un software DIAlux®, para demostrar el nivel de iluminación y la uniformidad que estén

en relación a las normas vigentes del país.

3.1 ANTECEDENTES

En la ciudad de Loja existe el sendero ecológico, uno de sus tramos atraviesa la cuidad

de Sur a Norte (Figura 1), está ruta del sendero tiene una extensión aproximada de 14,24

km, en este sendero, una parte de la población de la ciudad de Loja practica actividades

deportivas, la creación del sendero fue con la idea de fomentar el deporte y atraer el

turismo ecológico.

El sendero en la actualidad no posee un sistema de iluminación, por lo que su uso es

limitado. Con la ejecución de este proyecto, se desarrollará una propuesta de iluminación

para este tramo del sendero, se consideraran dos alternativas; Sistemas de iluminación

convencionales y sistemas de iluminación utilizando energías alternativas.

En el Ecuador, el sector de alumbrado público se administra bajo las normas del Instituto

Ecuatoriano de Normalización (INEN), que emite el Reglamento Técnico Ecuatoriano

(RTE) INEN 069, estableciendo requisitos para la iluminación pública; el Consejo

Nacional de Electricidad (CONELEC 008/11), con la Regulación 008/11 de Prestación

del Servicio de Alumbrado Público. Todo esto bajo la supervisión del Ministerio de

Electricidad y Energía Renovable (MEER).

Figura 1: Vista parcial del Parque Lineal de Sur

3.2 SITUACIÓN PROBLEMÁTICA

La situación actual del sendero ecológico en cuanto a iluminación es nulo, por lo que en

la actualidad se desconoce los niveles de iluminación que existen, es por esto, surge la

necesidad de implementar un sistema de iluminación y evaluar un sistema considerando

su eficiencia y economía, el cual garantice el nivel de iluminación necesario para el

desempeño de las actividades de los usuarios y que cumpla los requerimientos de las

normas de iluminación vigentes en el país.

3.3 OBJETIVOS

3.3.1 OBJETIVO GENERAL.

Diseñar el sistema de iluminación del sendero ecológico Sur-Norte de la ciudad

de Loja utilizando tecnologías de iluminación modernas.

3.3.2 OBJETIVO ESPECÍFICO.

Evaluar tecnologías de iluminación con fuentes de energía convencional y no

convencional.

Construir el mapa lumínico del sendero ecológico

Diseñar y dimensionar el sistema de iluminación para el sendero ecológico Sur-

Norte de la ciudad de Loja.

Realizar un análisis técnico económico.

REVISIÓN DE LITERATURA

4.1 CAPÍTULO I: GENERALIDADES DEL ALUMBRADO PÚBLICO.

4.1.1 LUMINOTECNIA.

La Luminotecnia se define como la ciencia que estudia las distintas formas de

producción de luz, así como su control y aplicación con fines domésticos, industriales o

artísticos.

Alumbrar e iluminar son dos términos sinónimos del latín illuminare, se emplean para

designar dos formas distintas de producción de luz; por el término alumbrar nos referimos

a llenar de luz y claridad un lugar para hacer posible la visión, mientras que el término

iluminación, normalmente implica factores técnicos y estéticos para hacer posible la

visión mediante la disposición ordenada de muchas fuentes de luz o luminarias. Así el

estudio de la iluminación pasa por dos vertientes: por un lado, se debe plantear como un

fenómeno físico, y, por otro, como una técnica aplicada. (Rosas, 2000)

4.1.2 MAGNITUDES PRINCIPALES.

Para realizar un correcto estudio luminotécnico, resulta fundamental, la definición de una

serie de magnitudes que nos ayudarán en el estudio, y posteriores cálculos de los

conceptos luminosos. Las principales magnitudes empleadas son: la intensidad luminosa,

el flujo luminoso, la iluminancia y la luminancia, cuya definición, unidades y ecuaciones

se exponen a continuación. Tabla 1.

Tabla 1: Magnitudes Principales

MAGNITUD UNIDAD SÍMBOLO

Flujo luminoso Lumen Φ

Eficiencia luminosa Lumen/Vatio ρ

Nivel de iluminación o iluminancia Lux E

Intensidad luminosa Candela I

Luminancia Candela/m2 L

Fuente: El autor.

INTENSIDAD LUMINOSA (I).

La intensidad luminosa es la densidad de luz que pasa por un pequeño ángulo sólido, en

una dirección determinada.

La intensidad luminosa que irradia una fuente en una determinada dirección, es igual a la

relación entre el flujo luminosos contenido en un ángulo sólido cualquiera cuyo eje

coincide con la dirección considerada y el valor de dicho ángulo sólido expresado en

estereorradianes. Su símbolo es I, su unidad es la candela (cd), y tiene por expresión:

𝐼 =Φ

𝜔 Ecuación 1

La intensidad luminosa no se distribuye por igual en el espacio debido a que las fuentes

no son puntiformes, las ampollas influyen en la desviación de algunos rayos, y el casquillo

intercepta un sector importante de rayos luminosos. Por ello, la forma más sencilla de

hallar la distribución de la luz emitida por una fuente es representar gráficamente dicha

distribución mediante las curvas fotométricas (Figura 2).

La medida de intensidad luminosa se efectúa con el goniómetro. Las unidades

fotométricas se basan en el brillo de un radiador integral o cuerpo negro a la temperatura

de radiación del platino, 2.042 K

Figura 2: Ángulo sólido. Relación entre flujo e intensidad luminosa. Fuente: (Rosas, 2000)

Un cuerpo ópticamente negro es aquel que absorbe toda la potencia radiante incidente. O

inversamente, un cuerpo negro a una temperatura constante radia mayor potencia total y

más potencia por unidad de longitud de onda (a cualquier longitud de onda dada) que

cualquier otro manantial incandescente de la misma superficie a igual temperatura. De

ahí que la candela como unidad de intensidad, se define como 1/60 de la intensidad

luminosa por centímetro cuadrado del cuerpo negro a la temperatura de solidificación del

platino de 2.042 K. (Rosas, 2000)

CURVAS FOTOMÉTRICAS

Una vez representadas las distribuciones luminosas de una lámpara, si se unen los puntos

de intensidades iguales, se obtienen unas curvas denominan curvas fotométricas. Para la

obtención de estas curvas será necesario realizar pruebas experimentales, mediante

ensayos realizados en los laboratorios.

Las intensidades luminosas que parten del centro de la fuente se miden en diversos

ángulos alrededor de la misma y se unen los puntos de igual intensidad. Como resultado

se obtiene un volumen como el mostrado en la Figura 2, que recibe el nombre de sólido

fotométrico.

Así, mediante la curva fotométrica de una fuente se puede determinar con exactitud su

intensidad luminosa en cualquier dirección. Esta curva la dan los fabricantes de lámparas

referidas a 1 000 lúmenes y resulta imprescindible para efectuar los cálculos de alumbrado

mediante el método de punto por punto. (Rosas, 2000)

FLUJO LUMINOSO

Se denomina flujo luminoso o potencia luminosa de una fuente, a la energía radiada que

recibe el ojo medio humano según su curva de sensibilidad y que transforma en luz

durante un segundo.

Se representa por la letra griega φ, su unidad es el lumen (lm), que corresponde a la

potencia de 1/680 W emitidos a la longitud de onda de 550 nm, que corresponde a la

máxima sensibilidad. En el Sistema Internacional de unidades (SI), se define el lumen

como el flujo luminoso emitido en un ángulo sólido de un esterorradián por una fuente

puntual uniforme que situada en el vértice del ángulo sólido tiene una intensidad luminosa

de una candela (1 lm = 1cd · 1 sr).

El flujo luminoso que produce una fuente de iluminación es la cantidad total de luz

emitida o radiada, en un segundo, en todas las direcciones. Obsérvese que aquí no hay

una dirección determinada para su evaluación, como sucede con la intensidad luminosa.

Los fabricantes dan el flujo de las lámparas en lúmenes para la potencia nominal, o bien,

el rendimiento luminoso en lm/W.

Φ =𝑄

𝑡 Ecuación 2

NIVEL DE ILUMINACIÓN (ILUMINANCIA)

El nivel de iluminación o iluminancia de una superficie es la relación entre el flujo

luminoso que recibe la superficie y su área. Se simboliza por la letra E, y su unidad es el

lux (lx)

E =Φ

𝑆

𝐿𝑢𝑚𝑒𝑛

𝑚2= 𝐿𝑢𝑥 Ecuación 3

Donde E es el nivel de iluminación en lux (lx), φ es el flujo de la lámpara en lúmenes

(lm) y A, es el área de la superficie en m2.

Según el SI de unidades, el lux se define como la iluminancia de una superficie que recibe

un flujo luminoso de un lumen, uniformemente repartido sobre un metro cuadrado de

superficie (1 lx = 1 lm/1 m2). Es decir si un lumen incide sobre un metro cuadrado,

decimos que el nivel de iluminación sobre ese metro cuadrado es de un lux.

Los niveles de iluminación son el punto de partida para el cálculo del alumbrado y vienen

tabulados, según las normas de Electrotecnia y Tecnológicas de la Edificación, en función

de la tarea a realizar en la estancia objeto de cálculo. (Rosas, 2000)

LEY INVERSA DEL CUADRADO DE LA DISTANCIA

Desde antiguo se ha comprobado que las iluminancias producidas por las fuentes

luminosas disminuyen inversamente con el cuadrado de la distancia desde el plano a

iluminar a la fuente.

Esta condición se expresa mediante la siguiente fórmula (Figura 3):

E =I

𝑑2= 𝐿𝑢𝑥 Ecuación 4

Donde E es el nivel de iluminación en lux (lx), I es la intensidad de la fuente en candelas

(cd), y d es la distancia de la fuente al plano receptor perpendicular (m).

Figura 3: Ley inversa del cuadrado de la distancia. Fuente: (Rosas, 2000)

Esta ley se cumple cuando se trata de una fuente puntual de superficies perpendiculares a

la dirección del flujo luminoso y cuando la distancia de la luminaria es cinco veces mayor

a la dimensión de la luminaria. Para fuentes luminosas lineales, la citada fórmula solo da

una aproximación. (Rosas, 2000)

LEY DEL COSENO

Si la superficie no es perpendicular a la dirección de los rayos luminosos, la Ecuación del

nivel de iluminación hallada anteriormente hay que multiplicarla por el coseno del ángulo

β, que forman la normal a la superficie con la dirección de los rayos luminosos (Figura

4).

La fórmula a aplicar para estas nuevas condiciones es:

E =I

𝑑2cos 𝛽 Ecuación 5

Figura 4: Aplicación de la ley de coseno. Fuente: (Rosas, 2000)

LUMINANCIA O BRILLO

Se denomina luminancia al efecto de luminosidad que produce una superficie en la retina

del ojo, tanto si procede de una fuente primaria que genera luz, como si procede de una

fuente secundaria o superficie que refleja luz.

La luminancia mide el brillo de las fuentes luminosas primarias y de las fuentes que

constituyen los objetos iluminados. Este término ha sustituido a los conceptos de brillo y

densidad de iluminación aunque como concepto nos interesa recordar que el ojo no ve

colores, sino brillo, como atributo del color. El brillo es una propiedad objetiva medible

tomando como referencia del cuerpo negro.

La luminancia de una superficie iluminada es la relación entre la intensidad luminosa en

una dirección dada y el área proyectada (aparente) de la superficie real iluminada.

El área proyectada, es la vista por el observador en la dirección a la intensidad luminosa.

Se calcula multiplicando la superficie real iluminada por el coseno del ángulo que forma

su normal con la dirección de la intensidad luminosa (Figura 5).

L =I

cos 𝛽[𝑐𝑑 𝑚2⁄ ] Ecuación 6

La luminancia se representa por la letra L y su unidad es la candela/metro cuadrado

(cd/m2)

Figura 5: Luminancia de una superficie. Fuente: (Rosas, 2000)

La luminancia es independiente de la distancia de observación. A igual iluminación, los

objetos tienen luminancias distintas, ya que poseen distinto poder de reflexión de la luz.

Estas diferentes luminancias son las que percibe el ojo. (Rosas, 2000)

RENDIMIENTO LUMINOSO

Se define el rendimiento luminoso de una fuente de luz cualquiera, como el cociente entre

la potencia luminosa conseguida y la potencia radiante utilizada para ello.

Figura 6: Esquema de Rendimiento Luminoso Fuente: (Rosas, 2000)

El rendimiento se representa por la letra griega eta (𝜂) y su unidad es el lumen/vatio (Lm/W).

La expresión del rendimiento luminoso viene dado por la fórmula:

𝜂 =Φ

𝑃 Ecuación 7

Dónde:

Φ = Flujo Luminoso en lm

P= Potencia en W (Marrufo & Castillo, 2010)

4.1.3 LA LUZ Y EL COLOR.

El color no es una cualidad de los cuerpos, ya que no se genera en ellos como tal, sino

que es una interpretación que el cerebro realiza de las radiaciones electromagnéticas que

el ojo es capaz de percibir.

Los cuerpos no generan radiaciones electromagnéticas, sino que reflejan, transmiten o

absorben parte o todas las que inciden sobre ellos. Si refleja todas las radiaciones que

inciden sobre él, se verá de color blanco. Y si, por el contrario, las absorbe todas, se verá

de color negro. (Marrufo & Castillo, 2010)

EL COLOR Y LA LUZ

El color no es una cualidad de los cuerpos, ya que no se genera en ellos como tal, sino

que es una interpretación que el cerebro realiza de las radiaciones electromagnéticas que

el ojo es capaz de percibir.

Los cuerpos no generan radiaciones electromagnéticas, sino que reflejan, transmiten o

absorben parte o todas las que inciden sobre ellos. Si refleja todas las radiaciones que

inciden sobre él, se verá de color blanco. Y si, por el contrario, las absorbe todas, se verá

de color negro. (Marrufo & Castillo, 2010)

ESPECTRO VISIBLE.

El espectro visible de luz (Figura 7) es el espectro de radiación electromagnética que es

visible para el ojo humano. Va desde una longitud de onda de 400 nm hasta 700 nm.

Además, también se conoce con otro nombre: el espectro óptico de la luz.

Estas son entonces las ondas que componen lo que llamamos luz visible. Cuando estamos

viendo un objeto, es porque ese objeto está siendo iluminado por la luz visible. Por otra

parte, cuando vemos que el cielo es de color azul, que el pasto es de color verde o que el

cabello de alguien es de color negro, es porque en ese momento estamos recibiendo

diferentes longitudes de onda en la banda de los 400 nm y los 700 nm. (Pino, 2011)

Figura 7: Espectro visible de luz.

Fuente: (Pino, 2011)

La longitud de onda (la cual está relacionada a la frecuencia y la energía) de la luz es la

que determina el color que percibimos. El rango de estos diferentes colores es bastante

amplio y extenso, habiendo numerosos colores entre los que nos es posible distinguir.

Algunos estudiosos y científicos no están de acuerdo entre sí sobre los diferentes rangos

de las longitudes de onda, por lo que es difícil calcular con precisión en dónde comienza

y en dónde acaba cada color. Esto se debe a que los límites de los colores se aproximan a

medida que los mismos se van mezclando unos con los otros. (Pino, 2011)

Figura 8: Colores visibles


En otras palabras, es decir que en las últimas longitudes en las que termina un color ya se

está formando el siguiente. Los límites del espectro de luz visible terminan en la luz

ultravioleta y en los infrarrojos. (Pino, 2011)

A grandes rasgos, de forma muy simplificada, podemos establecer la siguiente

categorización en cuanto a las longitudes de onda y el color que vemos Tabla 2:

Tabla 2: Longitudes de onda y tipos de radiación

Longitud de onda (mm) Tipo de radiaciones

380 – 436 Violeta

436 - 495 Azul

495 - 566 Verde

566 – 589 Amarillo

589 – 627 Naranja

627 – 770 Rojo


La mayoría de la luz con la que interactuamos prácticamente a cada momento de nuestra

vida es algún tipo de luz blanca, la cual contiene muchos rangos de longitud de onda en

sí misma. Por ejemplo, la luz blanca que ingresa dentro de un prisma, causa que las

diferentes longitudes de onda se “quiebren” en diferentes ángulos, efecto dado por la

refracción óptica.

El resultado de esto son haces de luz que varían dentro de todo el espectro visible del

color. Este fenómeno es, por ejemplo, lo que causa los arcoíris, el lugar del prisma lo

ocupan las partículas de agua. (Pino, 2011)

4.1.4 TEMPERATURA DE COLOR.

Es el color emitido por una fuente de luz, en comparación al color de un cuerpo negro.

La temperatura de color se mide en grados kelvin (K), calentando progresivamente un

cuerpo negro (hierro o carbón), partiendo del cero absoluto (-273 ) hasta una cierta

temperatura, e ir observando la variación cromática de luz que va emitiendo, que empieza

por el rojo y termina por el color blanco al llegar al punto de fusión. (Pinos, 2013)

Tabla 3: Temperatura de color corregida

Apariencia del color Temperatura de color

CÁLIDA ˂3 300 K

INTERMEDIA 3 300 a 5 000 K

FRÍA (LUZ DE DÍA) ˃5 000 k

Fuente: (RETILAP M. d., 2010).

4.1.5 ÍNDICE DE REPRODUCCIÓN CROMÁTICA

El índice de reproducción cromática (IRC o Ra) es un sistema internacional que mide la

capacidad de una fuente de luz para reproducir los colores fielmente. La medición se

realiza con la luz del día como referencia. Es decir, el IRC (Colour Rendering Index o

CRI en inglés) de la luz del día es de 100, toda la gama de colores se reproducen

perfectamente.

Esto significa que el color de un objeto iluminado por la luz del sol es, por así de decirlo,

el color “real”. Por lo tanto, una fuente de luz tendrá un mayor índice de reproducción

cromática cuanto más se acerque a ese color original el color de un objeto iluminado por

dicha fuente. Cuanto más cercano a 100 mayor fidelidad, cuanto más lejano más

distorsión en la reproducción de colores. (Lediagroup, 2015)

4.1.6 TIPOS DE FUENTES DE LUZ

Como hemos dicho antes, la luz es una forma de energía. Para crear luz, otra forma de

energía debe proporcionarse. Existen dos tipos básicos de fuentes de luz: Incandescencia

y Luminiscencia.

Se pueden clasificar las lámparas de iluminación pública a las siguientes:

Lámparas de vapor de mercurio de alta presión.

Haluros metálicos.

Lámparas de sodio a baja presión.

Lámparas de sodio a alta presión.

Inducción.

LED.

LÁMPARAS DE VAPOR DE MERCURIO DE ALTA PRESIÓN

Las lámparas de vapor de mercurio de alta presión consisten en un tubo de descarga de

cuarzo relleno de vapor de mercurio, el cual tiene dos electrodos principales y uno auxiliar

para facilitar el arranque

Una de las características de estas lámparas es que tienen una vida útil muy larga, ya que

rinde las 25 000 h de vida aunque la depreciación lumínica es considerable.

Los modelos más comunes de estas lámparas tienen una tensión de encendido entre 150

y 180 V que permite conectarlas a la red de 240 V sin necesidad de elementos auxiliares.

Para encenderlas se recurre a un electrodo auxiliar próximo a uno de los electrodos

principales que ioniza el gas argón contenido en el tubo y facilita el inicio de la descarga

entre los electrodos principales.

Al conectar la lámpara a la red, a través de la reactancia o balasto, se produce una descarga

entre el electrodo principal y el auxiliar de encendido. (Riofrío, 2015)

Figura 9: Lámpara de Mercurio de Alta Presión.

Fuente: (Iluminación, 2001)

Ventajas:

Su elevada eficiencia luminosa, oscila en 45 y 65 lm/W.

Tienen un bajo consumo eléctrico.

Su larga vida útil, es de 10 000 a 12 000 h.

Apariencia del color: blanco y una temperatura de color de 3 800 K.

Inconvenientes:

Necesita de unos equipos auxiliares.

Balasto, condensador

Se puede regular la intensidad de la luz, pero necesita de un equipo especial.

No tiene un encendido inmediato.

LÁMPARAS DE VAPOR DE SODIO DE BAJA PRESIÓN

La radiación monocromática característica formada por dos rayas en el espectro (589 nm

y 589,6 nm) muy próximas entre sí, son el efecto de la descarga eléctrica en un tubo con

vapor de sodio a baja presión. Su alta eficiencia y las ventajas visuales se las utiliza con

finalidades decorativas. La vida útil1 de estas se encuentra entre las 6 000 y 8 000 h, pero

la vida media2 de estas lámparas es muy elevada, de unas 15 000 h, teniendo una

depreciación muy baja del flujo luminoso. El agotamiento de la sustancia emisora de

electrones es la causante de la disminución de su vida útil.

Figura 10: Partes de una lámpara de vapor de sodio a baja presión.

Fuente: (León, 2007)

Este tipo de lámparas tiene como defecto que tiene un arranque de diez minutos, que es

el tiempo que se necesita desde que se inicia la descarga en el tubo entre la mezcla de un

gas inerte (neón y argón) hasta que se haya vaporizado todo el sodio y de esta manera se

empieza a emitir luz. Figura 10.

Transcurriendo aproximadamente un tiempo de diez minutos, la lámpara alcanza el 80%

de sus valores nominales, finalizando el periodo de arranque en unos quince minutos.

Ventajas:

Eficiencia luminosa: es muy elevada, entre 100 y 180 Lm/W.

Son lámparas muy estables, manteniendo el flujo luminoso a lo largo de su vida.

La vida útil está entre 8 000 a 10 000 h.

1 Vida útil: MUY IMPORTANTE, ya que en base a este dato, debemos establecer los periodos de reposición de las

lámparas. Su valor es fijado en función de la curva de depreciación y supervivencia y normalmente se fija cuando las

pérdidas entre las dos curvas suman un 20% o 30%. 2 Vida media: La define el valor medio estadístico resultante del análisis de ensayo de una población de lámparas de

un lote representativo trabajando en condiciones especificadas. O lo que es lo mismo, se define como el tiempo transcurrido hasta que falla el 50% de las lámparas de dicho lote representativo, trabajando en unas condiciones

específicas.

Inconvenientes:

Como la tensión de encendido de la lámpara es de 480 y 660 V, según los tipos,

por lo tanto se necesita de un aparato de alimentación con autotransformador que

eleve la tensión de la red al valor necesario para el encendido.

Transcurrido un tiempo de 10 min, la lámpara alcanza el 80 % de sus valores

nomínales. (Riofrío, 2015)

LÁMPARAS DE VAPOR DE SODIO DE ALTA PRESIÓN

Este tipo de lámparas tienen una distribución espectral que abarca casi todo el espectro

visible, la cual proporciona una luz blanca dorada mucho más agradable que la

proporcionada por las lámparas de baja presión.

La vida media de este tipo de lámparas ronda las 20 000 h y su vida útil entre 8 000 y 12

000 h. Entre las causas que limitan la duración de la lámpara, además de mencionar la

depreciación del flujo tenemos que hablar del fallo por fugas en el tubo de descarga y del

incremento progresivo de la tensión de encendido necesaria hasta niveles que impiden su

correcto funcionamiento.

Las condiciones de funcionamiento son muy exigentes debido a las altas temperaturas (1

000 ºC), la presión y las agresiones químicas producidas por el sodio que debe soportar

el tubo de descarga. En su interior hay una mezcla de sodio, vapor de mercurio que actúa

como amortiguador de la descarga y xenón que sirve para facilitar el arranque y reducir

las pérdidas térmicas.

El tubo está rodeado por una ampolla en la que se ha hecho el vacío. La tensión de

encendido de estas lámparas es muy elevada y su tiempo de arranque es muy breve.

Figura 11: Partes de una lámpara de vapor de sodio a alta presión Fuente: (León, 2007)

Este tipo de lámparas tienen muchos usos posibles tanto en iluminación de interiores

como de exteriores. Algunos ejemplos son en iluminación de naves industriales,

alumbrado público o iluminación decorativa. El período de arranque con la lámpara fría

dura de tres a cuatro minutos. Tiene una apariencia de color de luz amarillenta y una

temperatura de color de 2 000 K.

Ventajas:

Alto rendimiento lumínico, entre 80 y 130 lm/W.

Vida útil está entre 8 000 h.

Inconvenientes:

Bajo índice de reproducción cromático.

Para el encendido se requiere alrededor de 4-5 min. y para el reencendido en

caliente después de un minuto.

Para el encendido de las lámparas, es preciso aplicar altas tensiones de choque del

orden de 2,8 a 5 kV.

LÁMPARAS DE HALOGENUROS METÁLICOS

Si añadimos en el tubo de descarga yoduros metálicos (sodio, talio, indio...) se consigue

mejorar considerablemente la capacidad de reproducir el color de la lámpara de vapor de

mercurio. Cada una de estas sustancias aporta nuevas líneas al espectro (por ejemplo

amarillo el sodio, verde el talio y rojo y azul el indio).

Dependiendo de los yoduros añadidos los resultados de las aportaciones son de una

temperatura de color de 3 000 a 6 000 K y un rendimiento de color que se encuentra entre

65 y 85 %. Su vida media oscila por las 10 000 h, mientras que su eficiencia en lm/W está

entre los 60 y 96. Este tipo de lámparas tiene la desventaja de necesitar más tiempo para

su encendido, ya que de esta manera logra que se estabilice la descarga. Para su encendido

es necesario un equipo especial como el cebador (también conocido como ignitor3) puesto

que necesita voltajes de arranque superior a los 1 500 V.

3 Ignitor: Es un dispositivo que provee por sí mismo o en combinación con otros componentes del circuito, las

condiciones eléctricas apropiadas necesarias para el arranque de lámparas de descarga gaseosa.

Figura 12: Partes de una lámpara con halogenuros metálicos

Fuente: (León, 2007)

Por sus excelentes prestaciones cromáticas este tipo de lámparas son adecuadas para la

iluminación de instalaciones deportivas, estudios de cine y televisión, proyectores,

parqueaderos, etc.

El tiempo de arranque es de unos 3 a 8 min, y el de enfriamiento, unos 5 min. Algunos

modelos permiten un encendido inmediato con lámparas en caliente (inmediatamente

después de apagar), empleando para ello tensiones de choque del orden de 35 a 60 kV.

Ventajas:

Vida útil esta entre 10 000 a 12 000 h.

Elevada eficiencia lumínica, 95 Lm/W. y su luz es de color blanco y una

temperatura de color entre 4 800 y 6 500 K.

Buena reproducción cromática.

Inconvenientes:

Para su funcionamiento es necesario un dispositivo especial de encendido,

llamado equipo de descarga.

Tiene un período de encendido de unos 3-8 min, y el de enfriamiento unos 5 min.

Algunos modelos permiten un encendido inmediato con lámparas en caliente,

empleando para ello tensiones de choque del orden de 35 a 60 kV.

No son regulables.

INDUCCIÓN

El principio de generación de luz es similar de la fluorescencia convencionalmente, pero

con la finalidad de conseguir la radiación ultravioleta, no a través de la descarga eléctrica,

sino mediante un campo electromagnético con similares efectos al anterior sobre el átomo

de mercurio. El sistema aparte de una fuente de alimentación electrónica que genera una

radiación de alta frecuencia, del orden de 2,5 MHz.

La señal se transmite a la lámpara por un conductor blindado, existiendo en ella un

solenoide que hace las veces de antena. Alrededor de ella se produce un campo que

provoca fuertes choques atómicos de los gases interiores de la ampolla, que a su vez

genera rayos ultravioleta.

Las ondas UV no visibles actúan sobre las sales fluorescentes siendo el resultado la

diminución de su frecuencia para convertirse en la radiación luminosa del espectro.

Fuente y lámpara con su conexión forman un conjunto de utilización indivisible a renovar

en su caso simultáneamente. El fabricante estima una vida útil de 60 000 – 100 000 h.

El sistema está compuesto por 3 elementos, el generador (balastro), el foco y la bobina

generadora de la descarga, el tiempo de precalentamiento requerido Típicamente es de 4

h de pre-calentamiento, el gas usado dentro de la lámpara es Argón y Aunque una muy

pequeña cantidad de mercurio es usada, es recomendable tratar la lámpara como un

desperdicio químico pequeño. La lámpara puede ser reciclada junto con otras lámparas

de descarga como baja presión de mercurio. (Ayala Aguirre & Salazar, 2012)

Ventajas:

Larga duración debida a la falta de electrodos – entre 65,000 y 100,000 h

dependiendo del modelo.

Alta eficiencia de entre 62 y 87 lm/W.

Aalto factor de potencia debido a las bajas perdidas de los balastros electrónicos

que son 98 % eficientes.

Mínima depreciación de lúmenes (baja intensidad luminosa con el tiempo)

comparada con otros tipos de lámparas debido a que no existe la evaporación del

filamento ni la deflexión.

Encendido y reencendido instantáneos, a diferencia de las lámparas

convencionales (Vapor de sodio, haluro metálico).

Amigables con el ambiente ya que utilizan menos energía, y generalmente utilizan

menos mercurio por hora de operación. El mercurio se encuentra en forma sólida

y puede recuperarse fácilmente al final de la vida de la lámpara.

Proporcionan una excelente interpretación del color (CRI mayor a 80) contra DAI

(CRI de 22 para sodio y 70 para haluro metálico).

Inconvenientes:

Alto costo inicial (más de 10 veces el costo de una convencional).

Actualmente limitadas en potencia.

Físicamente más grandes que las lámparas convencionales, lo cual las hace más

apropiadas para luminarias grandes.

Una variedad limitada.

Requieren la compra de los accesorios necesarios para remplazar lámparas de

casa.

Dañinas para el ambiente y listadas como de riesgo personal por la OSHA debido

al contenido de mercurio (los protocolos se establecen por OSHA en el evento de

rompimiento del bulbo); deben desecharse de manera apropiada, desecho especial

es más costoso y le generara un costo al consumidor. (Ayala Aguirre & Salazar,

2012)

LED’S

Lo más avanzado en tecnología de iluminación eficiente. El corazón de un Diodo de

Emisión de Luz (LED) es un "chip" de silicio del tamaño de un grano de sal construido

de una combinación de cristales. Cuando una pequeña corriente eléctrica pasa a través del

chip genera luz. Figura 13.

El color de la luz producida por los LED’s depende de la combinación de cristales que

constituye el chip de silicio. De esta manera, los LED’s producen un solo color, según

tipo de uso específico. Prácticamente toda la luz generada por el LED es utilizable para

la generación de color sin necesidad de filtros. Actualmente existen LED’s disponibles

en color blanco, ámbar, rojo, verde y azul.

Además, la forma de la luz generada por el LED concentra la luz de salida sin necesidad

de componentes ópticos adicionales, haciéndolos más eficientes y de una mayor relación

costo beneficio al utilizar la luz producida en forma más eficiente.

La combinación de estos efectos hace que los LED’s sean mucho más eficientes

produciendo luz que las lámparas incandescentes o fluorescentes. Asimismo la vida útil

de los LED’s es de 50 000 h (27 años asumiendo un funcionamiento continuo a razón de

10 h diarias), esto representa 20 veces más duración que la mejor lámpara incandescente

(5 000 h) y dos veces más duración que la mejor lámpara fluorescente (lámparas CFLs4

de cátodo frío son medidas en 50 000 h).

Los LED’s son extremadamente durables. Vibración o golpes rompen fácilmente el

filamento de una lámpara incandescente y el vidrio del tubo de una lámpara fluorescente.

Los LED’s, en el otro extremo representan tecnología de estado sólido y son virtualmente

indestructibles. Además de ser robustas, y generadores eficientes de luz, los LED’s son

luces de bajo voltaje que se adecuan naturalmente a la energía solar. Es más, con los

recientes avances en la tecnología de LED’s incluyendo colores a elección, e intensidad,

posibilitan una energía natural para producir luz de emisión LED solar.

Figura 13: Lámpara LED uso eficiente de la energía en el sector de iluminación pública.

Fuente: (Muñoz J. P., 2012)

Ventajas:

Pequeñas dimensiones, que permiten una gran flexibilidad y simplicidad de

diseño.

Alta eficacia de color. Los LED son fuentes de luz monocromática, es decir,

emiten luz directamente en un solo color, evita perdidas de flujo luminoso al pasar

la luz generada a través de filtros.

Luz direccionable, dependiendo del tipo de LED y la óptica incorporada. Es una

fuente de luz que permite un control preciso del haz de luz y conseguir efectos

luminosos espectaculares de forma sencilla.

4 Lámpara CFL: CFL (Compact Fluorescent Lamp – Lámpara Fluorescente Compacta) son una variante mejorada de

las lámparas de tubos rectos fluorescentes, que fueron presentadas por primera vez al público en la Feria Mundial de

New York efectuada en el año 1939.

Sin radiación ultravioleta e infrarroja, con lo que en algunas aplicaciones se evita

el deterioro de los materiales o elementos iluminados.

Vida extremadamente larga, hasta las 50 000 h vida útil dependiendo del sistema

y la disipación térmica de la solución LED.

Alta resistencia a golpes y a vibraciones, ya que los LED son fuentes de luz sólidas

que carecen de filamentos o tubos de descarga, confiriendo una alta fiabilidad a

las instalaciones de iluminación.

Bajo consumo en aplicación. Las soluciones LED necesitan menos potencia

instalada en comparación con la necesaria para conseguir el mismo efecto con

fuentes de luz tradicionales. Actualmente los LED son fuentes de luz con una

eficacia luminosa media real de 100 lúmenes por cada vatio consumido.

Fácilmente regulables. Con las unidades de control adecuadas, los LED permiten

su regulación y control de forma sencilla sin verse comprometida su vida,

inclusive en cuanto al número de apagados y encendidos como pasa con otras

fuentes de luz tradicionales

Sello verde de la Protección del Medio Ambiente. Estas lámparas LED no

contienen plomo, mercurio, haluro y ningún contaminante que dañe el Medio

Ambiente.

Voltaje de entrada universal 85-264 (V – CA)

Encendido y apagado instantáneo. (Muñoz J. P., 2012)

Inconvenientes:

Su mayor enemigo son las altas temperaturas, a partir de 65º la mayoría de los

LED se estropean. No solo debemos vigilar el LED si no la electrónica que lleva

asociada, que suele romperse antes que el LED.

Requieren una elevada disipación térmica, si bien generan menos calor que las

convencionales, el que genera es muy importante disiparlo, para ello es vital que

los disipadores sean de aluminio y con mucha superficie de disipación. Nos

garantizará mayor tiempo de vida de la lámpara.

El precio en comparación con las convencionales es bastante elevado. Las

lámparas LED se encuentran alrededor de doce veces el costo de la bombilla

halógena y de tres veces el costo de un equivalente de una lámpara fluorescente

compacta (CFL), pero el precio de las lámparas LED se espera que continúe su

rápido descenso y el rendimiento por el contrario que siga mejorando. Como

consecuencia de ello, las fuentes de luz LED se proyectan a ser cada vez más

competitivas en base al costo inicial. (Moreno & Romero, 2010)

4.1.7 REGULACIÓN EMITIDA POR EL CONELEC NO. 008/11 (ARCONEL)

Actualmente llamado ARCONEL, esta regulación presenta normar las condiciones

técnicas, económicas y financieras que permitan a las distribuidoras de energía eléctrica

prestar el servicio de alumbrado público general con calidad, eficiencia y precio justo.

En resumen resuelve emitir la Regulación denominada “Prestación del Servicio de

Alumbrado Público General”

RESPONSABILIDADES

ARCONEL

Le corresponde al ARCONEL:

Emitir la(s) regulación(es) necesaria(s) de acuerdo con la política energética

nacional para la prestación del SAPG por parte de las Distribuidoras dentro de sus

áreas de servicio.

Determinar los costos requeridos por las Empresas Eléctricas para la prestación

del SAPG.

Supervisar y controlar que las Distribuidoras cumplan con los parámetros e

índices establecidos en la normativa respecto a:

o Especificaciones de calidad y continuidad del alumbrado público

general (APG)

o Cálculo del consumo de energía y aplicación tarifaria. (CONELEC

008/11, 2011)

INEN

Instituto Ecuatoriano de Normalización encargado de desarrollo de la normativa respecto

a la calidad y eficiencia mínima que deben cumplir los equipos y materiales a ser

instalados en los sistemas de alumbrado público.

VÍAS PEATONALES

PARÁMETROS FOTOMÉTRICOS

Para este se utilizará valores de iluminancia horizontal, al nivel del piso.

TIPO DE VÍAS

Para la determinación de la clase P a se lo hace en función de la siguiente relación:

𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑙𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑒 𝑖𝑙𝑢𝑚𝑖𝑛𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑃 = (6 − ∑𝑉𝑝𝑠) Ecuación 8

P= clase de iluminación; va de P1 a P6

∑𝑉𝑝𝑠= sumatorio de los parámetros seleccionados en función del Anexo 3 (CONELEC

008/11, 2011)

NIVEL DE ILUMINACIÓN

Tabla 4: Niveles de iluminación para vías peatonales

Clases de Iluminación

TIPO DE APLICACIÓN

Iluminancia Horizontal (lx)

Referida a nivel de la superficie de uso

Promedio Mínimo

P1 15,00 3,00

P2 10,00 2,00

P3 7,50 1,50

P4 5,00 1,00

P5 3,00 0,60

P6 2,00 0,40

Fuente: (CONELEC 008/11, 2011)

4.1.8 REGLAMENTO TÉCNICO ECUATORIANO RTE INEN 069

El presente Reglamento Técnico Ecuatoriano tiene por objeto establecer los requisitos y

medidas que deben cumplir los sistemas de iluminación pública, garantizando niveles y

calidad de la energía lumínica requerida en la actividad visual, la seguridad en el

abastecimiento energético, la protección del consumidor y la preservación del medio

ambiente; previniendo, minimizando o eliminando los riesgos originados por la

instalación y uso de sistemas de iluminación. Incluyendo criterios de eficiencia

energética. (INEN 069, 2011)

VÍAS PARA TRÁFICO PEATONAL Y CICLISTAS

La iluminación de estas áreas debe garantizar que los peatones y ciclistas puedan

distinguir la textura y diseño del pavimento, la configuración de bordillos, escalones

marcas y señales; adicionalmente, debe ayudar a evitar agresiones al transitar por estas

vías. En la Tabla 5 se presentan las siete clases de iluminación para diferentes tipos de

vías en áreas peatonales.

Tabla 5: Clases de iluminación para diferentes tipos de vías en áreas peatonales y de ciclistas

DESCRIPCIÓN DE LA CALZADA

CLASE DE

ILUMINACIÓN

Vías de muy elevado prestigio urbano. P1

Utilización nocturna intensa por peatones y ciclistas P2

Utilización nocturna moderada por peatones y ciclistas P3

Utilización nocturna baja por peatones y ciclistas, únicamente

asociadas a las propiedades adyacentes.

P4

Utilización nocturna baja por peatones y ciclistas, únicamente

asociadas a las propiedades adyacentes. Importante preservar el

carácter arquitectónico del ambiente.

P5

Utilización nocturna muy baja por peatones y ciclistas, únicamente

asociadas a las propiedades adyacentes. Importante preservar el

carácter arquitectónico del ambiente.

P6

Vías en donde únicamente se requiere una guía visual suministrada

por la luz directa de las luminarias

P7

Fuente: (INEN 069, 2011)

El prestigio se relaciona con la necesidad de producir un ambiente atractivo. Para las

demás clases de iluminación, P2 a P6 (ojo), la graduación se relaciona con el uso por parte

de los peatones. Las clases P5 a P6 solo deben usarse donde sea baja la probabilidad de

realización de delitos en ausencia de luz.

Las clases de alumbrado establecidas en la Tabla 5 consideran las necesidades asociadas

a toda la superficie utilizada, es decir, la superficie de la acera y de la calzada, en caso

que exista.

Cuando se haya establecido que en determinadas zonas se ha incrementado o se pueda

incrementar la criminalidad o resulte necesaria la identificación de las personas, objetos

u obstáculos, la clase de iluminación podrá ser uno o dos grados superior a la resultante

de aplicar la tabla. (INEN 069, 2011)

REQUISITOS DE ILUMINACIÓN PARA VÍAS PEATONALES Y DE

CICLISTAS

En la Tabla 5 se asocian, a las clases de iluminación, los valores de iluminancia que se

deben satisfacer en los distintos tipos de vías peatonales.

Tabla 6: Requisitos mínimos de iluminación para tráficos peatonales

Clases de Iluminación

TIPO DE APLICACIÓN

Iluminancia Horizontal (lx)

Promedio Mínimo

P1 20,00 7,50

P2 10,00 3,00

P3 7,50 1,50

P4 5,00 1,00

P5 3,00 0,60

P6 1,50 0,20


Tabla 7: Fotometría mínima en áreas críticas distintas a vías vehiculares

Clasificación

Clase de

iluminació

n

Iluminanci

a promedio

(luxes)

Uniformidad

general

𝑼𝒐 ≥ %

Canchas múltiples recreativas C0 50 40

Plazas y plazoletas C1 30 33

Pasos peatonales subterráneos C1 30 33

Puentes peatonales C2 20 33

Zonas peatonales bajas y aledañas a puentes

peatonales y vehiculares

C2 20 33

Andenes, senderos, paseos y alamedas

peatonales en parques

C3 15 33

Ciclo-rutas en parques C2 20 40

Ciclo-rutas, senderos, paseos, alamedas y demás

áreas peatonales adyacentes a rondas de ríos,

quebradas, humedales.

C4 10 40


4.1.9 MANUAL DE OSRAM PARA ALUMBRADO PÚBLICO

ALTURA DEL PUNTO DE LUZ

La altura de los puntos de luz en una instalación de alumbrado público ejerce una gran

influencia sobre la calidad de la iluminación y sobre sus costos. El situar los puntos de

luz a una gran altura presenta las siguientes ventajas e inconvenientes:

Ventajas:

Mejor distribución de luminarias sobre la calzada

Menor deslumbramiento, lo cual permite instalar lámparas de mayor potencia

luminosa por punto de luz.

Mayor separación entre puntos de luz con la consiguiente reducción del número

de unidades luminosas y del costo total de la instalación.

Inconvenientes:

Dificulta el mantenimiento de la instalación e incrementa sus costos.

Disminuye el factor de utilización, ya que una gran parte del flujo luminoso

emitido incide fuera de la zona a iluminar.

Definiéndose la calidad de una iluminación, fundamentalmente, por el reparto de

iluminancias sobre la calzada y por la ausencia de posibles causas de deslumbramiento,

es aconsejable instalar los puntos de luz a la mayor altura posible, pero esto se oponen los

aspectos económicos, en la Tabla 8 se indican las alturas del punto de luz recomendables

en función de la potencia luminosa instalada. Los datos de esta tabla pueden completarse

con los datos indicados en las Tabla 9 y Tabla 10 (Taboada, 1983)

Tabla 8: Alturas recomendadas del punto de luz en función de la potencia luminosa instalada

Potencia luminosa instalada [lm] Altura del punto de luz [m]

3 000 a 9 000 6,5 a 7,5

9 000 a 19 000 7,5 a 9

>19 000 >= 9

Fuente: (Taboada, 1983)

Tabla 9: Relación entre la separación y altura de los puntos de luz.

Iluminancia media 𝑬𝒎𝒆𝒅

[lux] 𝒓𝒆𝒍𝒂𝒄𝒊ó𝒏 =

𝒔𝒆𝒑𝒂𝒓𝒂𝒄𝒊ó𝒏

𝒂𝒍𝒕𝒖𝒓𝒂

𝟐 ≤ 𝑬𝒎𝒆𝒅 < 𝟕 4 a 5

𝟕 ≤ 𝑬𝒎𝒆𝒅 < 𝟏𝟓 3,5 a 4

𝟏𝟓 ≤ 𝑬𝒎𝒆𝒅 < 𝟑𝟎 2 a 3,5


Tabla 10: Valores mínimos y recomendados de las relaciones entre la altura del punto de luz y la anchura

de la calzada para distintos tipos de disposición de los puntos de luz

Tipo de disposición 𝑹𝒆𝒍𝒂𝒄𝒊ó𝒏 =

𝒂𝒍𝒕𝒖𝒓𝒂 𝒅𝒆𝒍 𝒑𝒖𝒏𝒕𝒐 𝒅𝒆 𝒍𝒖𝒛

𝒂𝒏𝒄𝒉𝒖𝒓𝒂 𝒅𝒆 𝒍𝒂 𝒄𝒂𝒍𝒛𝒂𝒅𝒂

Valor mínimo Valor recomendable

Unilateral 0,85 1

Bilateral al tresbolillo 1 2⁄ 2 3⁄

Bilateral pareadas 1 3⁄ 1 2⁄


RELACIÓN ENTRE LA SEPARACIÓN Y LA ALTURA DE LOS PUNTOS

DE LUZ

La relación entre la separación y la altura de los puntos afecta muy directamente a la

uniformidad de la iluminación que se consigue sobre la calzada, a los valores absolutos

de las luminarias y a las características fotométricas de la luminaria.

A medida que esta relación es menor, la uniformidad de la iluminación es más elevada y

mejor el reparto de luminarias, consiguiéndose una mayor comodidad visual para los

usuarios de la vía, pero esto lleva consigo un aumento en el costo de la instalación, ya que

es necesario distanciar menos las unidades luminosas o situar los puntos de luz a una

mayor altura. De aquí que esta relación debe ser un compromiso entre las necesidades

cualitativas de la iluminación y las posibilidades económicas para satisfacerlas.

En la Tabla 9 se dan a titulo orientativo los valores de la cita relación respecto a la

iluminación media que se desee conseguir. (Taboada, 1983)

SUSTENTACIÓN DE LOS PUNTOS DE LUZ

Los sistemas de sustentación de las luminarias más utilizadas en el alumbrado público

son:

Sustentación por cables

Fijación sobre báculos o postes con brazos

Fijación sobre brazos murales

El sistema de sustentación por cables es poco utilizado en la actualidad en otras causas

por las dificultades que presenta para una perfecta fijación de la luminaria que, al verse

afectada en la mayoría de los casos por la acción del viento, sus oscilaciones producen

molestias tanto a los usuarios de la vía pública como a los vecinos de los edificios

adyacentes a la misma, y porque el aspecto estético que proporciona a la vía no es muy

favorable.

La fijación sobre báculos es el sistema de sustentación más utilizado, sobre todo cuando

las calzadas, así como las aceras, tienen una anchura considerable, y también cuando las

edificaciones de la calle no son lo suficientemente altas para la colocación de brazos

murales. (Taboada, 1983)

FACTOR DE UTILIZACIÓN (ղ)

El factor de utilización de una luminaria se puede definir como la relación entre el flujo

luminoso que llega a la superficie dada y el nominal emitido por la lámpara instalada, o

sea:

ղ =𝜂𝑢𝑡𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜

𝜂𝐿 Ecuación 9

En la información fotométrica, la utilización de una luminaria aparece en función de los

ángulos γ1 y γ2 que subtienden las luminarias con los bordes de la calzada. Figura 14

Este factor se obtiene de las curvas de utilización de la luminaria facilitada por el

fabricante de la misma. Figura 15 (Philips, 1983)

Figura 14: Ángulos del factor de utilización

Fuente: (Philips, 1983)

Figura 15: Curvas de factor de utilización

Fuente: (Philips, 1983)

FACTOR DE CONSERVACIÓN

De igual forma que en el alumbrado de interiores, debe tenerse en cuenta al realizar los

cálculos de un alumbrado público la depreciación luminosa a causa del envejecimiento

de la lámpara y de la luminaria, por una parte, y a la perdida de luz por suciedad que se

va depositando sobre ambos elementos, por otra.

El factor de conservación puede considerarse como el producto de dos factores: uno

debido a la reducción del flujo luminoso de la lámpara y otro debido a la acumulación de

suciedad sobre el punto de luz. (Taboada, 1983)

FLUJO LUMINOSO NECESARIO

Método del coeficiente de utilización en el diseño de alumbrado público, uno de los

documentos fotométricos que identifica una luminaria, es la curva del coeficiente de

utilización, el cual sirve para calcular, a partir del conocimiento de la geometría de la vía

considerada y la disposición de las luminarias, la iluminancia media sobre la calzada.

𝜑 =𝐸𝑚𝑒𝑑 𝑥 𝐴 𝑥 𝐷

𝑓𝑢𝑥𝑓𝑐 Ecuación 10

De donde:

𝜑 =Flujo luminoso total necesario en lúmenes

𝐸𝑚𝑒𝑑 =Iluminancia media en lux

𝐴 =Anchura de la calzada

𝐷 =Distancia entre dos puntos de luz en metros

𝑓𝑢 =Factor de utilización

𝑓𝑐 =Factor de conservación

NOTA: Si el flujo luminoso obtenido es igual o inferior al dado por las lámparas elegidas

en principio, la solución puede considerarse como válida. (Taboada, 1983)

4.1.10 DISPOSICIÓN DE LOS PUNTOS DE LUZ

DISPOSICIÓN UNILATERAL

Es una disposición donde todas las luminarias se instalan a un solo lado de la vía Figura

16. El diseñador debe utilizar la luminaria más apropiada que cumpla con los requisitos

fotométricos exigidos para las alturas de montaje, interdistancia y menor potencia

eléctrica requerida. (INEN 069, 2011)

Figura 16: Disposición unilateral


Diseños por encima de 20º de elevación no son recomendables porque pueden terminar

iluminando las fachadas del frente y generando polución luminosa.

CENTRAL DOBLE

Donde los carriles de circulación en una dirección y otra se encuentran separados por un

parterre que no debe ser menor de 1,5 m de ancho, se logra una buena economía en el

proyecto si los postes comparten en el separador central a manera de dos disposiciones

unilaterales. Esta manera de agrupar las luminarias se denomina central sencilla Figura

17. (INEN 069, 2011)

Figura 17: Disposición central doble (para 1,5 m ≥ b ≤ 4m)


BILATERAL ALTERNADA

Cuando la vía presenta un ancho W superior a la altura de montaje hm de las luminarias

(1,0 < (W/hm) < 1,50), se recomienda utilizar luminarias clasificadas como Tipo II de la

IESNA o de dispersión media en el modelo de la CIE. Es claro que la anterior frase no

obliga al diseñador a utilizar luminarias Tipo II de manera exclusiva, pues el presente

reglamento es del tipo de resultados y no de materiales a utilizar en un diseño.

También es conveniente utilizar la disposición bilateral alternada en zonas comerciales o

de alta afluencia de personas en la noche, para iluminar las aceras y las fachadas de las

edificaciones frente a la calzada y crear de esta manera, un ambiente luminoso agradable.

(INEN 069, 2011)

Figura 18: Disposición bilateral alternada (tres bolillos)


Figura 19: Disposición bilateral opuesta


Figura 20: Disposición bilateral opuesta con parterre (para cualquier valor de b)


Cuando la vía presenta un ancho W muy superior a la altura de montaje hm de las

luminarias (1,25 < (W/hm) < 1,75), se recomienda utilizar luminarias clasificadas como

Tipo III de la IESNA o de dispersión ancha en el modelo de la CIE en disposición bilateral

opuesta, aunque se puede utilizar cualquier tipo de clasificación siempre y cuando se

cumpla con los requisitos fotométricos exigidos y el diseño sea el más económico.

En este caso, la iluminación consta de dos filas de luminarias: una a cada lado de la vía y

cada luminaria se encuentra enfrentada con su correspondiente del lado contrario. Por otra

parte, el solo uso de la disposición no garantiza el resultado. El diseño completo

contempla una solución integral a la iluminación de la vía propuesta incluidos los

alrededores inmediatos. (INEN 069, 2011)

4.2 CAPÍTULO II: EVALUACIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS DE

ILUMINACIÓN CON FUENTES DE ENERGÍA CONVENCIONAL Y

NO CONVENCIONAL

4.2.1 INTRODUCCIÓN

El creciente costo económico y ambiental de los combustibles fósiles ha promovido el

desarrollo de fuentes renovables como alternativas energéticas. Entre las fuentes de

energía renovable de mayor potencial figura la energía solar, disponible en todo el mundo

y catalogada como un recurso universal que no tiene costo.

4.2.2 GENERALIDADES DE LOS SISTEMAS DE ILUMINACIÓN

Los sistemas de iluminación se clasifican en dos grupos: los convencionales y los no

convencionales.

Tanto los sistemas convencionales como los no convencionales se pueden alimentar de la

red doméstica de abastecimiento de energía eléctrica, pero los sistemas no convencionales

son especialmente interesantes para alimentarse con energía proveniente de fuentes

renovables.

4.2.3 SISTEMAS CONVENCIONALES DE ILUMINACIÓN

Estos sistemas emplean como luminarias a lámparas incandescentes, lámparas de arco,

lámparas de filamentos de carbono, lámparas fluorescentes, etc. Debido a la naturaleza

de las luminarias, sólo una parte de la energía eléctrica consumida se transforma en

energía luminosa, por lo que los sistemas convencionales se consideran ineficientes.

4.2.4 SISTEMAS NO CONVENCIONALES DE ILUMINACIÓN

Los sistemas no convencionales de iluminación se aplican en iluminación ambiental,

decorativa, puntual, funcional, etc.

Estos sistemas incorporan luminarias con un alto nivel de eficiencia, de baja potencia y

de intensidad lumínica aceptable, alimentadas de voltajes de 12 V, 24 V, 30 V, 64 V, etc.

Las luminarias habituales en estos sistemas utilizan tecnología LED (Figura 21). Un LED

(Light-Emitting Diode) es un diodo semiconductor que emite luz incoherente de espectro

reducido (electroluminiscencia) cuando se polariza de forma directa y circula por él una

corriente eléctrica. El color (longitud de onda), depende del material semiconductor

empleado en la construcción del diodo. (Alvarado & Jaramillo, 2010)

Figura 21: Lámparas de tecnología LED Fuente: (Alvarado & Jaramillo, 2010)

4.2.5 SISTEMAS DE ILUMINACIÓN CONVENCIONALES VS NO

CONVENCIONALES

Las comparaciones serán analizadas entre las lámparas más representativas, como son:

Tecnología LED

Tecnología de sodio a alta presión

Tecnología de Inducción

Por ser cada una de estas usualmente utilizadas y relevancia en la competencia

tecnológica y eficiencia en el campo de alumbrado público.

4.2.6 PARÁMETROS DE COMPARACIÓN

FILAMENTO

Es el componente más sensible de una lámpara, ya que durante su funcionamiento,

cualquier vibración o perturbación eléctrica puede causar su rotura. Además este

componente determina la vida de la lámpara y suele ser la causa de fracaso prematuro y

aumento del costo de sustitución. (Ordoñez, 2015)

Tabla 11: Filamento

SODIO DE ALTA

PRESIÓN LED INDUCCIÓN

Posee dos electrodos uno

principal y el otro de

arranque

Posee un electrodo

principal.

No tiene filamentos

Fuente: (Ordoñez, 2015)

FACTORES DE POTENCIA

Es la relación de la potencia activa P, respecto a la potencia aparente S, y nos da una

medida de la capacidad de una carga de absorber potencia activa. Tabla 12.

Tabla 12: Factor de potencia utilizado.

Tipo de Tecnología Factor de Potencia

SODIO DE ALTA PRESIÓN 0,92

LED 0,98

INDUCCIÓN 0,95


TEMPERATURA DE FUNCIONAMIENTO

Vienen determinada por las pérdidas por efecto joule que estas presentan las lámparas.

Tabla 13.

Tabla 13: Temperatura de funcionamiento

Tipo de Tecnología Temperatura de

funcionamiento °C

SODIO DE ALTA PRESIÓN 350

LED 40

INDUCCIÓN 110


VIDA ÚTIL

Una de las principales ventajas de las tecnologías LED y de inducción, es su vida útil de

la lámpara ya es cercana a las 100 000 h (cerca de 12 años con un uso diario de 12h) a

diferencia de la tecnología de sodio que duran cerca 30 000 h (3 años) Tabla 14, esto

demuestra que estas dos tecnologías no convencionales tienen una vida útil mucho más

elevada que las tecnologías convencionales. (Ordoñez, 2015)

Tabla 14: Vida útil (h)

Tipo de Tecnología Vida útil (h)

SODIO DE ALTA PRESIÓN 10 000 - 30 000

LED 50 000 - 100 000

INDUCCIÓN 60 000 - 100 000


TIEMPO DE ENCENDIDO

En cuanto al tiempo de encendido de las lámparas LED y de inducción serian inmediatas.

Tabla 15

Tabla 15: Tiempo de encendido

Tipo de Tecnología Tiempo de

encendido

(min)

SODIO DE ALTA PRESIÓN 5-10

LED 0

INDUCCIÓN 0


TEMPERATURA DE COLOR (K)

Es una característica de la luz visible que tiene importantes aplicaciones en el campo de

la iluminación. La temperatura de color de una luz depende del campo de aplicación, la

lámpara de inducción tiene una amplia variedad de color de temperatura que abarca desde

3 500 K hasta a 4 100 K proporcionando una luz más blanca y natural, al igual que las

lámparas LED que abarcan desde 3 000 K hasta 6 000 K, a diferencia de la luz amarillenta

proporcionada por las lámparas tradicionales con una temperatura no mayor a los 3 500

K. Tabla 16

Tabla 16: Temperatura de color

Tipo de Tecnología Temperatura de

color (K)

SODIO DE ALTA PRESIÓN 2 000 - 3 500

LED 3 000 - 6 000

INDUCCIÓN 3 500 – 4 100


ÍNDICE DE RENDIMIENTO DE COLOR

Tabla 17: Índice de reproducción cromática

Tipo de Tecnología Índice de rendimiento

de color (%)

SODIO DE ALTA PRESIÓN ˂50

LED 65 - 90

INDUCCIÓN 80 - 90


Un valor de CRI > 60 % permite que la visión del ojo humano se adapte mejor a la luz de

este tipo de luminarias. Figura 22 y Figura 23

Figura 22: Imagen comparativa entre LED a 120 W (lado derecho) y Sodio de alta presión a 250 W (lado

izquierdo).


Figura 23: Imagen comparativa entre Inducción (lado izquierdo) y Sodio de alta presión (lado derecho).

Fuente: (Ayala Aguirre & Salazar, 2012)

EFICACIA

Tabla 18: Eficacia

Tipo de Tecnología Eficacia (lm/w)

SODIO DE ALTA PRESIÓN 80 - 150

LED ˃125

INDUCCIÓN ˃100


Cabe indicar que en el caso de las luminarias de tipo LED la eficacia sigue aumentando

con el avance de la tecnología. (Lojano, 2014)

PARPADEO

El parpadeo o “flicker”, es como la impresión subjetiva de la fluctuación luminosa

causada por las variaciones de la tensión, estas variaciones implican en el cerebro del

conductor una continua molestia con sensación de mareo. (Ordoñez, 2015)

Tabla 19: Parpadeo

Tipo de Tecnología Parpadeo

SODIO DE ALTA PRESIÓN Estas presentan poco parpadeo

cuando hay fluctuaciones de voltaje

LED No producen parpadeo

INDUCCIÓN No producen parpadeo


CONTENIDO DE MERCURIO

El tipo de lámparas más utilizadas en la generación de luz son las incandescentes y las de

descarga Tabla 20. Cada una de estas tiene distintos principios de funcionamiento y

componentes. Normalmente se utilizan metales, como sodio y mercurio, ya que sus

características producen radiaciones útiles en el espectro visible (FOSTER, 1998)

Tabla 20: Contenido de mercurio

Tipo de Tecnología Contenido de

mercurio (mg)

SODIO DE ALTA PRESIÓN 25

LED 0

INDUCCIÓN 1,3


DISTORSIÓN ARMÓNICA

Distorsión indica la cantidad de armónicos de corriente que está fluyendo en las líneas de

energía. Los armónicos son corrientes no deseadas en múltiples de 5 de la frecuencia de

la línea fundamental (por ejemplo, 50 ó 60 Hz).

Las corrientes armónicas pueden crear tensiones adicionales y pérdidas de potencia.

En las luminarias de vapor de mercurio al igual que las de vapor de sodio se produce una

distorsión armónica menor al 35 %.

Con un factor de potencia del 0,9 y una distorsión armónica inferior al 20 %, los LED

superan cualquier combinación de lámpara AP (alta presión) + reactancia + condensador,

incluso cuando se pueden utilizar balastros electrónicos. (Ordoñez, 2015)

TABLA COMPARATIVA

Tabla 21: Características de comparación Sodio AP LED INDUCCIÓN

Filamento si no no

Factor de potencia 0,92 0,98 0,95

Temperatura de

funcionamiento (ºC)

350 40 110

Vida útil (horas) 10 000-35 000 50 000-100 000 50 000-100 000

Tiempo de encendido

(min)

5-10 0 0

Temperatura de color

(K)

2 000-3 500 3 000-6 000 3 500 – 4 100

CRI <50 ˃65 ˃65

Eficacia (lm/W) 80-150 ˃125 ˃100

Parpadeo Poco Ninguno Ninguno

Contenido de mercurio

(mg)

25 Ninguno 1,3

Brillo Mucho Ninguno Ninguno

Distorsión armónica <35% <10% <10%


Como se puede observar en la Tabla 21 los mejores resultados presenta la tecnología de

iluminación de Inducción y LED, aunque la iluminación por inducción presenta buenos

rendimientos el inconveniente de esta tecnología es que aún no existen plugins para poder

simular en los diferentes softwares de evaluación lumínico.

4.2.7 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA TECNOLOGÍA LED FRENTE A LAS

LÁMPARAS DE SODIO DE ALTA PRESIÓN

CONSUMO

Este es uno de los puntos más importantes en la iluminación ya que mediante la tecnología

LED’s, el flujo luminoso conseguido por vatio consumido es superior a los sistemas

actuales como son los de sodio a alta presión lo que implica un menor consumo de energía

y por ende un ahorro significativo de dinero.

DURABILIDAD

Al ser dispositivos en estado sólido, los LED’s son rígidos sin componentes frágiles

(como la bombilla de las demás tecnologías) teniendo así una mayor durabilidad. (Lojano,

2014)

MAYOR CONTROL DE DISTRIBUCIÓN DE LA LUZ

Los LED’s emiten luz en una dirección que luego puede esparcirse (mejor que las otras

fuentes de las cuales la luz se emite hacia todas direcciones y debe ser reflejada hacia la

dirección deseada). (Lojano, 2014)

VISIÓN NOCTURNA

Las condiciones de iluminación fijan los tipos de visión:

Escotópica (visión nocturna)

Mesótopica

Fotópica (visión diurna)

Figura 24: Respuesta espectral de la visión fotópica y escotópica en relación a la longitud de onda.


LÚMENES VISUALMENTE EFECTIVOS O VEL

𝑉𝐸𝐿 = 𝑃 (𝑆

𝑃)

𝑛

Donde n depende del tipo de actividad:

𝑛 = 0 Para situaciones de visión fotópica pura (diurna).

𝑛 = 1 𝑃ara situaciones de visión escotópica pura (nocturna) o trabajo con

ordenadores.

𝑛 = 0,78 Lectura (valor habitual).

La luz fría (>5 000 K) produce mayores valores S/P5, que una fuente de luz cálida (<3

300 K), de forma aproximada:

Luz de blanco frío 5 000 K, S/P = 2,1

Luz de blanco cálido 3 000 K, S/P = 1,4

Lámpara de vapor de sodio de alta presión, S/P = 0,64

Para el caso de las luminarias LED su valor varía entre 1,4 a 2,1. (Ordoñez, 2015)

RELACIÓN LUMEN PUPILA

Esta relación se refiere al efecto de la luz blanca sobre la visión en niveles de iluminación

bajos, la luz con componente de azul y un IRC superior a 65 (LED) nos proporciona mejor

visibilidad que la luz producida por las lámparas de sodio.

Tabla 22: Relación lumen pupila

Fuente de

luz

Condición

Fotópica (lm/W)

Condición

Estópica (lm/W) S/P

Sodio AP 126,9 80,5 0,63

LED 93,3 156 1,67


5 S/P: Valoración del comportamiento escotópico de una fuente de luz. Relación lumen pupila.

CONTROL

El control utilizado para las lámparas de vapor de sodio es el de doble nivel de potencia

el cual disminuye la potencia de la lámpara hasta un 70% en las horas cuando no es mucha

su exigencia.

El control usado en los LED es Electrónico – Dimerizable o mediante telegestión.

(Lojano, 2014)

CONTAMINACIÓN LUMÍNICA

Es la emisión de flujo luminoso de fuentes artificiales nocturnas en intensidades,

direcciones o rangos espectrales innecesarios para la realización de las actividades

previstas en la zona en que se han instalado las luminarias.

La polución lumínica es producida por la dificultad de controlar los haces de radiación

visible producida por las luminarias, y por la reflectividad de las áreas iluminadas, que

producen difusión de la luz a lugares no deseados.

Las lámparas de vapor de sodio consumen casi la mitad que las de vapor de mercurio y

lumínicamente contaminan menos.

En comparación con las lámparas mencionadas anteriormente la alta eficiencia energética

de los LED’s aseguran alumbrar sólo el lugar deseado, evitando así que luz se proyecte

hacia el cielo y evitando que se desperdicie la energía en forma de contaminación

lumínica. (Lojano, 2014)

IMPACTO AMBIENTAL

En cuanto a lo que tiene que ver con el impacto ambiental lo principal es que:

La tecnología LED, genera menor cantidad de residuos debido a su larga duración.

Las lámparas de LED, a diferencia de las demás, no necesitan de vapores o gases

contaminantes para su operación.

La reducción de emisiones de CO2 debido a la generación de electricidad a partir

de combustibles fósiles.

A un nivel general se tiene que:

Las lámparas LED generan ahorros en uso de menos componentes como cables,

soldaduras, etc. debido a que el mantenimiento es menor en comparación a las

convencionales

Las lámparas LED no contienen mercurio, ya que este representa un grave peligro

al medio ambiente y por ende a la sociedad. (Lojano, 2014)

MANTENIMIENTO

El alumbrado público reciben durante su vida útil la influencia de las condiciones de

operación y del entorno en el cual está operando, esta influencia afecta las condiciones

iniciales de su funcionamiento y las características físicas o químicas existentes

inicialmente, disminuyendo su vida útil, por lo que es importante llevar a cabo

inspecciones y mantenimiento a todos los elementos de la instalación.

Durante el tiempo de operación, la lámpara de sodio de alta presión aumenta su tensión

de arco y disminuye su corriente de operación sobre el valor inicial, hasta que alcanza

valores no aptos de operación, para los cuales la lámpara deja de ser estable

produciéndose apagados intempestivos, en estos casos la lámpara se considera agotada y

se recomienda su reemplazo.

Las bombillas de descarga de alta intensidad, como la bombilla de vapor de sodio alta

presión, deben cambiarse cuando la emisión del flujo luminoso haya descendido al setenta

por ciento (70%) de su valor inicial. En cuanto a las lámparas LED es conocida la poca o

ninguna necesidad de mantenimiento. (Lojano, 2014)

DESVENTAJAS

Como desventajas de la tecnología LED podemos mencionar las siguientes:

Elevado costo, aunque se espera una disminución progresiva para que pueda

convertirse en una tecnología competitiva.

A elevadas temperaturas los LED tienden a estropearse por lo que requieren una

alta disipación de calor. Si bien generan poco calor es importante disiparlo para

poder garantizar un mayor tiempo de vida.

Variedad limitada comparada con las demás tecnologías. (Lojano, 2014)

4.3 CAPÍTULO III: ANÁLISIS DEL POTENCIAL DE RADIACIÓN

PARA EL SENDERO ECOLÓGICO SUR-NORTE DE LA CIUDAD

DE LOJA.

4.3.1 INTRODUCCIÓN

El Ecuador es un país con características topográficas muy variadas, de gran diversidad

climática y condiciones únicas que le confieren un elevado potencial de energías

renovables y limpias, las cuales no pueden quedar al margen del Inventario de los

Recursos Energéticos para Producción Eléctrica, pues las condiciones de cobertura y

satisfacción de la demanda que se presentan en la actualidad, demuestran un estrecho

vínculo especialmente con la electrificación y energización rural.

El diseño de políticas, estrategias y medidas para incentivar el mayor uso de estas energías

limpias que promuevan el desarrollo especialmente en zonas rurales, se fundamenta en

su cuantificación, disponibilidad y distribución estacional en el territorio.

En ese sentido, la necesidad de contar con un documento técnico que cumpla con esta

exigencia a fin de impulsar el uso masivo de la energía solar como fuente energética es

lo que ha motivado al Consejo Nacional de Electricidad, ARCONEL, a presentar el “Atlas

Solar del Ecuador con fines de Generación Eléctrica”, el cual ha sido elaborado por la

Corporación para la Investigación Energética, CIE. (Conelec, 2008)

4.3.2 ENERGÍA SOLAR EN EL ECUADOR

La información base que se utilizó para el desarrollo del Atlas Solar del Ecuador con

Fines de Generación Eléctrica, fue generada por el Nacional Renewable Energy

Laboratory - NREL de los Estados Unidos, cuyas acciones están orientadas a la

investigación y desarrollo de energías renovables y eficiencia energética.

Dentro de este marco, el NREL desarrolló el modelo CRS (Climatological Solar

Radiation Model), que permite conocer la insolación diaria total sobre una superficie

horizontal en celdas de aproximadamente 40 km x 40 km alrededor del mundo y cuyos

resultados han sido validados a través de la medición de datos efectuados por estaciones,

estableciéndose que el error de los datos es del 10%. Utiliza información sobre traza de

gases, vapor de agua atmosférico, nubosidad, cantidad de aerosoles (Figura 25). El NREL

publica, en forma periódica, los valores de insolación promedio, para una locación dada

usando colectores fijos con cinco ángulos de inclinación: horizontal: (0°), latitud del lugar

menos 15°, latitud, latitud más 15°, y vertical (90°). Estos datos son complementados con

mediciones tomadas usando superficies colectoras móviles, las que son montadas en

aparatos que, automáticamente, siguen la trayectoria del sol. (Conelec, 2008)

Figura 25: NREL, insolación global horizontal en Sudamérica

Fuente: (Conelec, 2008)

Los datos representan la energía solar promedio mensual y anual de los valores diarios la

insolación total (directa y difusa) e insolación global sobre una superficie horizontal y

contiene los promedios mensuales (dentro del período mencionado) de cada una de ellas,

expresados en Wh/m2/día.

La Corporación para la Investigación Energética – CIE, utiliza la información generada

por los modelos CRS, filtrando en primera instancia el amplio volumen de información

proveniente de este modelo, hasta seleccionar aquellos que corresponden únicamente al

territorio continental ecuatoriano, y mediante códigos, ser exportados a una base de datos

para que sean compatibles con la plataforma de trabajo que se escogió, en este caso, un

Sistema de Información Geográfica (SIG). A través del SIG se convirtió las referencias

geográficas al Sistema de proyección y coordenadas escogidas para el país, en este caso

Universal Transverse de Mercator, WGS84, Zona 17 Sur.

La filtración de celdas, dio una cobertura de 472 puntos sobre el territorio continental

Ecuatoriano en celdas de 40 km x 40 km, que provienen de los datos originales (Figura

26). Esta versión del Atlas contiene al momento información sobre el Ecuador

continental, se está trabajando para en una futura versión, incorporar a la región insular

del país.

Los datos así, a través de su base de datos de respaldo, fueron analizados estadísticamente

para conocer su comportamiento y de esta manera escoger el interpolador que se asemeje

de mejor manera al fenómeno analizado, una vez escogido el interpolador, se obtuvieron

celdas de información con una resolución de 1 km2 (Figura 27).

Figura 26: Red NREL de puntos


Figura 27: Grilla de insolación solar


Este proceso se repitió para cada mes dentro de las insolaciones directa, difusa y global,

obteniéndose un total de 36 mapas mensuales, más 3 que corresponden a los promedios

anuales, dando un juego de 39 mapas. Cada grilla obtenida a través de este proceso,

generó una base de datos de aproximadamente 248 000 puntos para cada cobertura en

celdas de 1 km2, dando un total de 9 600 000 registros con información de los tres tipos

de insolaciones (Figura 28).

Figura 28: Mapa solar del Ecuador.


Se incorporó además para cada uno de los mapas, isohelias a distintos intervalos para

tener una mejor visualización de los Wh/m2/día presentes en las zonas del país.

4.3.3 ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA CIUDAD DE LOJA

En nuestro país el CONELEC actualmente llamado ARCONEL, es el encargado de la

regulación y de control del sector eléctrico ecuatoriano, realizo un documento llamado

“Atlas solar del Ecuador con fines de generación eléctrica” en el año 2008, en el cual se

evalúa el potencial solar de todo nuestro país desde enero hasta diciembre del mismo año.

Se puede observar que las ciudades de Quito, Imbabura, parte de Santo Domingo de los

Tsáchilas y Loja, son lugares con altos valores de radiación solar que están por el orden

de los 500 Wh/𝑚2/día (Conelec, 2008), aunque también influyan las condiciones

climáticas como humedad, y altura. Concretamente la Ciudad de Loja tiene valores de

radiación altos, así como los cantones de Zapotillo y Catamayo, con esto podemos decir

que en la región Sur, es viable la implementación de sistemas fotovoltaicos.

La Figura 29, muestra el potencial solar de la provincia de Loja, la misma que presenta

alta radiación de 5 100 Wh/𝑚2/día aproximadamente en la ciudad de Loja, dándonos una

pauta para el aprovechamiento de este tipo de energías que son limpias y renovables, que

no causan impacto ambiental como los combustibles fósiles de las centrales

termoeléctricas. (Conelec, 2008)

Figura 29: Radiación Solar de la provincia de Loja


4.3.4 ENERGÍA ELÉCTRICA A PARTIR DEL SOL

La producción está basada en el fenómeno físico denominado 'efecto fotovoltaico', que

básicamente consiste en convertir la luz solar en energía eléctrica por medio de unos

dispositivos semiconductores denominados células fotovoltaicas. Estas células están

elaboradas a base de silicio puro (uno de los elementos más abundantes, componente

principal de la arena) con adición de impurezas de ciertos elementos químicos (boro y

fósforo), y son capaces de generar cada una corriente de 2 a 4 A, a un voltaje de 0,46 a

0,48 V, utilizando como fuente la radiación luminosa1 (Figura 30).

Figura 30: Efecto Fotovoltaico.


Las células se montan en serie sobre paneles o módulos solares para conseguir un voltaje

adecuado. Parte de la radiación (insolación) incidente se pierde por reflexión (rebota) y

otra parte por transmisión (atraviesa la célula). El resto es capaz de hacer saltar electrones

de una capa a la otra creando una corriente proporcional a la insolación incidente. Una

capa antirreflejo aumenta la eficacia de la célula. (Conelec, 2008)

4.3.5 SISTEMA FOTOVOLTAICO

Un sistema fotovoltaico es un dispositivo que, a partir de la insolación, produce energía

eléctrica en condiciones de ser aprovechada por el hombre. El sistema consta de los

siguientes elementos:

• Un generador solar, compuesto por un conjunto de paneles fotovoltaicos, que captan

la insolación luminosa procedente del sol y la transforman en corriente continua a baja

tensión (12 ó 24 V).

• Un acumulador, que almacena la energía producida por el generador y permite disponer

de corriente eléctrica fuera de las horas de luz o días nublados.

• Un regulador de carga, cuya misión es evitar sobrecargas o descargas excesivas al

acumulador, que le produciría daños irreversibles; y asegurar que el sistema trabaje

siempre en el punto de máxima eficiencia.

• Un inversor (opcional), que transforma la corriente continua de 12 ó 24 V almacenada

en el acumulador, en corriente alterna de 230 V.

Una instalación solar fotovoltaica sin inversor, utiliza una tensión de 12Vcc.

Una instalación solar fotovoltaica con inversor, utilización a 220 Vca.

Una vez almacenada la energía eléctrica en el acumulador hay dos opciones: sacar una

línea directamente de éste para la instalación y utilizar lámparas y elementos de consumo

de 12 ó 24 Vcc o bien transformar la corriente continua en alterna de 220 V a través de

un inversor. (Conelec, 2008)

MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

El módulo fotovoltaico es el elemento fundamental de cualquier sistema solar

fotovoltaico. Tiene como misión captar la energía solar incidente y generar una corriente

eléctrica.

Un módulo fotovoltaico está formado por la interconexión de varias células solares en

serie y/o en paralelo, para adaptar el panel a los niveles de tensión y corriente, puesto que

cada célula puede suministrar del orden de 0,5 V. Para los paneles solares de uniones de

silicio y con conexiones de células en serie, los valores de tención por número de células

rondan las 36 células para 12 V y 72 células para 24 V. (Quinche & Soto, 2012)

El modulo fotovoltaico está compuesto por los siguientes elementos como se indica en la

Figura 31.

Figura 31: Partes de un módulo fotovoltaico

Fuente: (Quinche & Soto, 2012)

El marco metálico: Está fabricado de aluminio anodizado o de acero inoxidable, para

evitar su oxidación, envuelve a todo el conjunto del módulo. Tiene que ser una estructura

que asegure rigidez y estanqueidad al conjunto y que lleva los elementos necesarios

(generalmente taladrado) para el montaje del panel sobre la estructura de soporte o

bastidor. (Quinche & Soto, 2012)

Cubierta Exterior de Vidrio Templado: Es el encargado de facilitar al máximo la

transmisión luminosa, debe resistir las condiciones climatológicas más adversas y

soportar los cambios bruscos de temperatura.

Cubierta Posterior: Dota al módulo de protección y sirve de cerramiento. Suele ser de

vidrio. En ocasiones este recubrimiento es de color claro lo que supone una ventaja, ya

que la radiación solar que ha pasado entre las células es reflejada por esa superficie y

vuelve hacia el recubrimiento exterior, el cual vuelve a reflejar la radiación y es absorbida

por las células.

Encapsulante: Actúa como protección de las células. Para este fin se utiliza productos a

base de siliconas que son muy transparentes a la radiación solar, no se degradan

fácilmente con el tiempo y protegen a las células contra la acción de la humedad.

Caja de Terminales: Se sitúan el parte posterior del módulo, incorpora los bornes para

la conexión del módulo y con otros módulos o con el conductor exterior.

La alta calidad de los paneles ofrecidos a la venta se refleja en las amplias garantías

ofrecidas por los fabricantes (limitadas a un uso correcto) las que se extienden entre 20 y

25 años de uso.

Tipos de paneles: Las células solares o células fotovoltaicas más utilizadas son las

formadas por la unión P-N y construidas con silicio monocristalino.

Las células se fabrican mediante la cristalización del silicio, por lo que se encuentran tres

tipos principales (los más utilizados). (Quinche & Soto, 2012)

Silicio Monocristalino: Presenta una estructura cristalina completamente

ordenada, está formado por un único cristal se reconoce por su monocromía

azulada oscura y metálica, cuya red cristalina es idéntica en todo el cristal y

caracterizada por la solidificación de los átomos de silicio en tres direcciones

especiales perpendiculares entre sí y sin imperfecciones.

Silicio Policristalino: Presenta una estructura ordena por regiones separadas,

conformándose la célula mediante la unión de diferentes cristal. Las zonas

irregulares se traducen en una disminución del rendimiento. Se reconoce porque

en su superficie se distinguen distintos tonos de azules y grises metálicos.

Silicio Amorfo: Presenta un alto grado de desorden y un gran número de defectos

estructurales en su combinación química, en la cual no hay red cristalina alguna y

el material es depositado sobre finas capas que se unen entre sí. La potencia que

se obtiene es inferior a las células que utilizan silicio monocristalino o

policristalino.

Las más utilizadas en instalaciones aisladas son las de silicio monocristalino por ofrecer

un mejor rendimiento en la Tabla 23 se indican el rendimiento de los diferentes módulos

de acuerdo al material construido. (Quinche & Soto, 2012)

Tabla 23: Eficiencia de las Principales Tecnologías Fotovoltaicas

Materiales

Rendimiento

celda en

laboratorio

Rendimiento

célula industrial

Rendimiento

módulo industrial

Monocristalino (Si) 24,70% 18,00% 14,00%

Policristalino (Si) 19,80% 15,00% 13,00%

Amorfo (Si) 13,00% 10,50% 7,50%

Fuente: (Quinche & Soto, 2012)

ACUMULADORES Y BATERÍAS

Son los elementos encargados de realizar la función de almacenar energía cuando la

producción fotovoltaica exceda la demanda de la aplicación, para entregarla al usuario en

forma de corriente continua.

Este elemento resulta ser de gran importancia en la aplicación de paneles solares, debido

a su papel principalmente de acumulación de la energía y la estabilización de la tensión

de la respectiva instalación; por otro lado las baterías deben ser sometidas a ciclados

diarios y a ciclados estacionales. El ciclado diario se debe a la existencia de un consumo

de energía durante la noche. El ciclado estacionario está asociado a los periodos de baja

radiación cuyas características de profundidad y duración dependen del consumo diario

durante 24 h, y de la climatología del lugar. La relación costo-beneficio en las

instalaciones fotovoltaicas más características, conduce a baterías con una capacidad

utilizable en el rango de 3 a 8 veces la energía diariamente consumida por la carga. Los

requisitos exigibles a una batería fotovoltaica serán entonces la resistencia al ciclado y el

poco mantenimiento. En el mercado estas baterías se ofrecen con una vida útil superior a

10 años, aunque existen experiencias en la que la duración real ha superado los 12 años.

Los fabricantes garantizan un tiempo de vida de 7 años para las baterías estacionarias de

placa plana y de 10 años para las tubulares. Como valor de partida se considera de forma

muy conservadora 5 años, con periodos de mantenimiento de una o dos veces al año. El

uso conveniente de estas baterías en aplicaciones fotovoltaicas sugiere capacidades

grandes que limiten el valor de la profundidad de descarga diaria y utilizar un electrolito

de menor densidad al habitual, con el fin de disminuir la corrosión y alargar la vida de las

baterías.

La utilización de baterías en instalaciones fotovoltaicas no requiere precauciones muy

específicas y es suficiente con seguir las normas generales de mantenimiento que

aconsejan los fabricantes. No obstante conviene insistir sobre algunos aspectos relativos

a las cargas de igualación o ecualización.

Fenómenos como la pérdida de material, la pérdida de electrolito, asociadas a la conexión

en serie de estos elementos, pueden afectarlos en diferentes características y resultar

dañinos para la vida útil de la batería.

Los fenómenos de dispersión están asociados fundamentalmente a los procesos de

descarga y su permanencia en esta, este fenómeno se presenta principalmente al final de

las estaciones de mal tiempo y es allí donde conviene efectuar las cargas de igualación.

Existen dos tipos de baterías, las llamadas principales (que pierden su vida útil al

terminase el químico que la compone, y no son recargables), y las secundarias, que son

las recargables. (Calvo, 2009)

Tipos de baterías:

Batería de plomo ácido: Está constituida en esencia por un ánodo de bióxido de

plomo, un cátodo de plomo y un electrolito de ácido sulfúrico diluido en agua. Su

mayor inconveniente es que necesitan mucho tiempo para su fabricación lo cual

incrementa su costo. Además la penetración del electrolito en el interior de las

planchas, por su macicez, limita la velocidad de la carga y descarga de la batería.

(Calvo, 2009)

Batería Níquel – Cadmio “NiCd”: Son baterías recargables para uso residencial

e industrial cada vez se usan menos; tienen una desventaja y es su efecto memoria

y su componente químico el Cadmio que es altamente contaminante. Presenta

ciclos de carga y descarga entre 1 000 y 1 500 h. En condiciones normales

entregan un potencial de 1,3 V, adicionalmente estas baterías no se deben poner a

cargar preferiblemente hasta que estén totalmente descargadas, para evitar así su

deterioro.

Tabla 24 : Características de las baterías usadas en las instalaciones fotovoltaicas

BATERÍAS Pb – ácido Ni – Cd

Tiempo de vida (h) 600 – 1 500 1 500 – 3 000

Eficiencia (%) 83 ˃ 90 71

Auto descarga (mensual, %) 3 - 10 6 - 20

Tensión máxima (V) 2,4 1,55

Temperatura (°C) -20 a + 40 -40 a + 50

Humedad (%) ˂95 ˂95

Fuente: (Calvo, 2009)

Las baterías pueden tener tiempos de trabajo entre 3 y 15 días, dependiendo de la cantidad

de irradiación solar presente en el momento, la batería normalmente será cargada durante

el día y descargada durante la noche, entre el 2% y el 20% de la carga de la misma, en el

verano la batería podrá operar entre el 80% y 100% de su carga, y el valor máximo de

carga de la batería, normalmente estará limitado por un regulador de voltaje.

Las baterías para uso fotovoltaico, se caracterizan principalmente por ser: abiertas,

reguladas con válvulas y selladas herméticamente ¨solo baterías Níquel Cadmio.¨

De las baterías secundarias, se puede decir que su principal característica es la capacidad

que estas presentan para el almacenamiento de energía eléctrica, expresada en amperios

horas: que a su vez puede variar con la temperatura del electrolito, la corriente de descarga

y el voltaje final de la batería. También se debe tener en cuenta que la capacidad de la

batería se calcula sobre el consumo diario y el número de días de autonomía considerado

conveniente.

Tabla 25: Capacidades típicas de las baterías en aplicaciones solares

Capacidad

(Ah) Corriente

(A)

Tiempo de

descarga

(h)

Voltaje final (12V)

Voltaje por celda

Pb - ácido

Voltaje por

celda Ní - Cd

C240 I240 240 1,90 1,00

C120 I120 120 1,85 1,00

C10 I10 10 1,80 1,00

C5 I5 5 1,75 1,00

Fuente: (Calvo, 2009)

Las baterías secundarias Pb-ácido deben ser protegidas contra sobrecargas para evitar que

pierdan la capacidad de almacenar carga por el fenómeno de sulfatación. Las baterías Ní–

Cd, normalmente no presentan este fenómeno. (Calvo, 2009)

REGULADOR DE CARGA

Son elementos que permiten cargar las baterías adecuadamente y evitar adicionalmente

sobrecargas y descargas excesivas de las baterías. Siempre que se use baterías en algún

sistema fotovoltaico debe haber también algún tipo de regulador que soporte las

necesidades de la batería.

Los reguladores actuales incluyen algunos tipos de protecciones tales como:

Protección contra corto circuito; que desconecta la salida de la carga, de hecho el

regulador, intentará restaurar la salida cada segundo. Cuando la falla desaparece, la salida

del circuito de carga, vuelve a restaurarse.

Protección contra sobre tensiones; estas normalmente en la mayoría de los casos es

causada por fenómenos naturales como son las descargas eléctricas, en este caso la

protección está conformada por varistores6 conectados tanto a la entrada como a la salida

de las líneas de alimentación. Cabe anotar además que algunos reguladores, permiten la

inversión de polaridad en los bornes de la batería y el panel solar. (Calvo, 2009)

INVERSOR O CONVERTIDOR DC/AC

Sabiendo que los paneles solares entregan corriente directa o continua, se hace necesario

el uso de inversores de corriente; para conversión de la misma; en caso de requerirse de

corriente directa o continua (DC o CC) a corriente alterna, para alimentar algunos puntos

de iluminación o electrodomésticos, que trabajan necesariamente con corriente alterna.

Normalmente los inversores están conformados por tres etapas, y a la salida se deberá

entregar una forma de onda seno apropiado, para suplir la necesidad requerida. (Calvo,

2009)

6 Varistores: suelen usarse para proteger circuitos contra variaciones de tensión al incorporarlos en el circuito de forma

que cuando se active la corriente no pase por componentes sensibles. Un varistor también se conoce como Resistor

Dependiente de Voltaje o VDR.

4.3.6 METODOLOGÍA DE TRABAJO PARA EL DISEÑO DE UN SISTEMA

FOTOVOLTAICO

DISEÑO DEL SISTEMA

Se le denomina dimensionado o diseño de un sistema solar fotovoltaico a una serie de

procesos de cálculo que logran optimizar el uso y la generación de la energía eléctrica de

origen solar, realizando con un balance adecuado entre ellas, desde los puntos de vista

técnico y económico.

El primer aspecto que debemos considerar a la hora de realizar el diseño, es el consumo

racional de la energía.

Para conocer cuánta energía eléctrica se requiere en el objetivo a electrificar, se deben

tener en cuenta las características eléctricas de los equipos a alimentar y el tiempo de

empleo por parte del usuario del sistema. Es decir, se hace necesario conocer o estimar la

corriente y la tensión o voltaje de trabajo de los equipos instalados y el número de horas

diarias de trabajo, teniendo en cuenta las posibles ampliaciones que en el futuro se hagan

en la instalación proyectada.

Como segundo aspecto a tener en cuenta en el diseño y no de menos importancia está la

disponibilidad en el sitio de instalación del recurso solar7. (Conelec, 2008)

EL CONSUMO DE ENERGÍA

El hallar el consumo de energía de un artefacto es sólo cuestión de multiplicar y sumar.

Supongamos que una radio utiliza 10 W y permanece encendida por 8 horas, entonces su

consumo de energía durante ese tiempo es 10 W por 8 horas = 80 Wh = 0,080 kWh.

(Conelec, 2008)

7 Importante: La cantidad de insolación global o total que incide al día sobre los módulos solares, se expresa

en kWh/m2/día ó su equivalente en horas de Sol máximo u horas de sol pico (HSP). Este dato se puede

obtener en el “Atlas Solar del Ecuador con fines de Generación Eléctrica”, dividiendo el valor dado por el Atlas entre

1 000 para obtener Kilovatios, ya que las unidades del Atlas están en Wh/m2/día.

DISEÑO DEL SISTEMA

Se debe tener en cuenta la cantidad de cargas, su potencia y el tiempo de funcionamiento

del mismo, se determinan las cargas de corriente alterna y las de corriente continua como

se presenta continuación:

Aa. DETERMINACIÓN DE LAS CARGAS EN CORRIENTE CONTINUA (12V CC)

Artefacto

CC

A1:

Cantidad

A2:

Potencia (W)

A3:

Uso (h/día)

A4:

Energía (Wh/día)

A5: CARGA CC TOTAL DIARIA (Sumar columna A4)

Ab. DETERMINACIÓN DE LAS CARGAS EN CORRIENTE ALTERNA (110V CA)

Artefacto

CA

A6:

Cantidad

A7:

Potencia (W)

A8:

Uso (h/día)

A9:

Energía

(Wh/día)

A10:

Carga pico

(W)

A11: CARGA CA TOTAL DIARIA (Sumar columna A9) (Wh/día)

A12: Factor inversor (CC – CA): Se utiliza 1,20 como factor inversor.

A13: Carga diaria CC equivalente (A11 x A12): El total de cargas en CA se transforma

en CC para estandarizar los cálculos posteriores. El factor 1,20 representa las pérdidas

del inversor de voltaje. (Wh/día)

A14: Carga máxima pico (A6 x A7) (W)

A15: Carga máxima pico CA (Sumar columna A10 + A14) (W)

CORRIENTE PICO DEL MÓDULO

B1: Carga diaria CC (A5) (W/h/día)

B2: Cargas CC (de cargas CA) diaria (A13) (W/h/día)

B3: Carga CC total diaria (B1 + B2) (W/h/día)

B4: Tensión CC del sistema (V)

B5: Carga diaria corriente CC (B3 / B4) (Ah)

B6: Factor de seguridad (pérdidas del sistema) = 1,20

B7: Carga corriente corregida (Ah)

B8: Radiación solar (kWh/m2): Recuerde que las unidades en el Atlas son Wh/m2/día

B9: Corriente pico del sistema (B7 / B8) (A)

DIMENSIONAMIENTO DEL MODULO FV

C1: Corriente pico del sistema (B9) (A)

C2: Corriente pico (ver información del catálogo) (A)

C3: Arreglo de módulos (C1 / C2)

C4: (Redondear C3): Arreglo de módulos en paralelo

C5: Tensión CC nominal del sistema (B4) (V)

C6: Tensión CC nominal del módulo (Ver información del catálogo) (V)

C7: (C5 / C6)

C8: Número total de módulos (C4 x C7)

IMPORTANTE:

Cuando queremos comprar un módulo FV, lo que debemos indicarle al proveedor es la

potencia que necesitamos. La potencia eléctrica de un módulo FV se expresa en Vatio

Pico (Wp). Esta medida nos dice que, en un día despejado y soleado, a las 12 del

mediodía, un módulo de 50 Wp produce 50 W a luz solar plena, indiferentemente de

dónde sea instalado. Esta potencia es medida en los laboratorios del fabricante y debe

garantizar ese valor. (Conelec, 2008)

DIMENSIONAMIENTO DEL BANCO DE BATERÍAS

D1: Carga CC total diaria (B7) (Ah)

D2: Días de reserva (emplear de 1 a 5 días máximo)

D3: Capacidad nominal banco de baterías (D1 x D2) (Ah)

D4: Profundidad de descarga (menor de 1.00)

D5: Capacidad corregida banco de baterías (D3 / D4) (Ah)

D6: Capacidad nominal de la batería (Ver información del catálogo) (Ah)

D7: Arreglo de baterías en paralelo (D5 / D6)

D8: Arreglo de baterías en paralelo (Redondear D7)

D9: Tensión CC nominal del sistema (B4) (v)

D10: Tensión CC nominal de la batería (Ver información del catálogo) (V)

D11: Número de baterías en serie (D9 / D10)

D12: Número total de baterías (D8 x D11)

DIMENSIONAMIENTO DEL INVERSOR

E1: Carga máxima continúa CA (A14) (W)

E2: Carga máxima pico CA (A15) (W)

E3: Capacidad máxima continúa CA del inversor (W): Ver información del catálogo

(debe ser mayor que E1).

E4: Capacidad máxima pico CA del inversor (W): Ver información del catálogo (debe

ser mayor que E2).

CAPACIDAD DE LA UNIDAD DE CONTROL

F1: Corriente pico del sistema (Ah)

Es importante preguntar al usuario si piensa ampliar su sistema en el futuro, para ver si la

unidad de control puede ser de mayor capacidad. (Conelec, 2008)

4.3.7 FOMENTO DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA EN ECUADOR

Al igual que en los países del primer mundo, Ecuador se involucra para ayudar en la

mitigación del problema ambiental del planeta Tierra, para ello se ha propuesto fomentar

la Ley de Eficiencia Energética, en nuestro país aún no existe dicha ley pero se está

haciendo gran énfasis para difundir esta problemática a todos los organismo, empresas

públicas y privadas, etc.

El gobierno local Ecuador mediante el decreto N° 1681 establece que los organismos

que conforman la administración del sector comercial, servicios y públicos, establezcan

un cambio de técnicas eficientes en la iluminación, para lo cual se organizará programas

de difusión de uso racional de energía, el mismo que será dirigido hacia todo su personal.

Mediante el “Plan del Buen Vivir” uno de los objetivos que se persigue es garantizar los

derechos de la naturaleza, promover un ambiente sano y sustentable, diversificando la

matriz energética nacional y promoviendo la eficiencia con mayor utilización de energías

renovables sostenibles este plan especifica lo siguiente: (SEMPLADES, 2009)

Aplicar programas, e implementar tecnología e infraestructura orientadas al

ahorro y a la eficiencia de las fuentes actuales y a la soberanía energética.

Aplicar esquemas tarifarios que fomenten la eficiencia energética en los diversos

sectores de la economía.

Promover investigaciones para el uso de energías alternativas renovables, incluyendo

la mareomotriz y la geotermia, bajo parámetros de sustentabilidad en su

aprovechamiento.

Reducir gradualmente el uso de combustibles fósiles en vehículos, embarcaciones y

generación termoeléctrica, y sustituir gradualmente vehículos convencionales por

eléctricos en el archipiélago de Galápagos.

Diversificar y usar tecnologías ambientalmente limpias y energías alternativas no

contaminantes y de bajo impacto en la producción agropecuaria e industrial y de

servicios.

El Ministerio de Electricidad y Energía Renovable busca desarrollar políticas y proyectos

que permitan satisfacer la demanda energética del país en el corto, mediano y largo plazo,

y diversificar paulatinamente la actual matriz energética. (SEMPLADES, 2009)

MATERIALES Y MÉTODOS

5.1 MATERIALES

Con el propósito de cumplir con los objetivos planteados, se utilizó diversos materiales

como:

Material para medición de distancias

GPS

Flexómetro

Materiales Tecnológicos

DIAlux ® - Simulación Luminotécnica

GPS TrackMaker

Internet

Geo portal de la EERSSA (SIG.)

Software AUTOCAD ® 2011

Microsoft Word

Microsoft Excel.

Microsoft Power Point.

Adobe Reader

Otros materiales

Cámara fotográfica digital

Ordenador portátil

Calculadora

Impresora

5.2 MÉTODOS

En el presente apartado se presenta la metodología aplicada, para la recopilación de datos,

uso de softwares, proceso de creación del mapa lumínico, diseños y dimensionamiento

del sistema de iluminación sendero ecológico sur – norte de la ciudad de Loja,

considerando dos escenarios, utilizando tecnologías convencionales (red soterrada y

lámparas de vapor de sodio) y tecnologías no convencionales (sistema fotovoltaico y

lámparas LED).

5.2.1 UBICACIÓN DE LOS SENDEROS SUR – NORTE DE LA CIUDAD DE LOJA

Se presenta un croquis para visualizar la ubicación exacta de los senderos sur y norte,

como se indica a continuación:

Sendero sur

Figura 32: Ubicación del sendero sur

Fuente: Google Maps

Sendero norte

Figura 33: Ubicación del sendero norte

Fuente: Google Maps

5.2.2 OBTENCIÓN DE COORDENADAS GEOGRÁFICAS DEL SECTOR A

REALIZAR EL ESTUDIO LUMINOTÉCNICO

Se realizó el levantamiento topográfico del terreno para generar sus coordenadas

geográficas del sector, por consiguiente se tomó datos con un GPS del trayecto del

sendero sur – norte, para conseguir un bosquejo de referencia para la creación del mapa

lumínico.

IMPORTACIÓN DE DATOS DEL GPS A EXCEL

Para importar los datos a Excel se lo realizó con un programa llamado GPS TrackMaker

el cual se baja los datos recolectados del GPS y se los ejecuta en dicho programa Figura

34, y los se guarda como formato txt.

Figura 34: Sendero Sur puntos en GPS TrackMaker

Fuente: GPS TrackMaker

Estos datos en formato txt se los copia y se los pega a Excel ya copiados estos datos dentro

de Excel existe un asistente para convertir el texto en columnas y así acomodarlo.

Figura 35: Excel asistente para convertir texto en columnas

Fuente: Excel

IMPORTACIÓN DE DATOS DE EXCEL A AUTOCAD ®

Para la importación a AutoCAD ® se tomó los datos ya importados en Excel de los

valores de las coordenadas del sendero, se procede a juntarlas mediante una función en

Excel para tenerla de tal forma para poderla insertar en AutoCAD ®, como se indica en

la Figura 36.

Figura 36: Ajuste de coordenadas en Excel

Fuente: Excel

Se copian los valores ya ajustados en Excel, se abre el software AutoCAD ® y escoge la

opción polilínea en la línea de comando se pega los valores ajustados y se presiona la

opción close, además en la línea de comandos se le da un zoom y se presiona extents.

IMPORTACIÓN DE DATOS DE AUTOCAD ® A DIALUX ®

Se abre el DIAlux ® en la opción archivo, opción importar (archivo DGW o DXF), se

busca el archivo procesado en AutoCAD ® se lo abre y se configura las unidades

correspondientes se recomienda dejar en unidades métricas (m).


ILUMINACIÓN DE TECNOLOGÍA LED

Después de haber realizado el levantamiento del terreno con GPS del trayecto del sendero

sur - norte se exporta las coordenadas obtenidas al Software AUTOCAD ® 2011 y de

este se exporta al Software DIAlux ®, puesto que se consideró el uso del software para

la simulación de la misma, ya que cuya utilización está garantizado por los organismos

que regulan las normativas de iluminación de interiores y exteriores.

Con la utilización de este software nos facilita la realización de los cálculos para la

implementación de nuevos sistemas de iluminación, a través de simulación con

parámetros y condiciones del área de estudio ya existentes. Además DIAlux ® dispone

de una amplia cantidad de catálogos de luminarias online de diversos fabricantes, donde

permiten obtener con facilidad las fotometrías necesarias para el diseño, en donde para

este caso se lo realizará con tecnología LED y de la marca SYLVANIA.


TECNOLOGÍA LED

Teniendo presente las características eléctricas y luminotécnicas del alumbrado del sector

a iluminar, se procede a seleccionar el tipo de luminaria de tecnología LED que mejor se

ajuste al sendero.

Para la obtención de sus características nos referimos a un manual de OSRAM para

alumbrado público donde se puedo identificar la altura, la separación y su potencia

luminosa.

Para la selección de las luminarias se investigó empresas que se encuentran ofertando en

el país, y se utilizó luminarias con tecnología LED de la empresa FEILO SYLVANIA,

de la marca SYLVANIA modelo Samsung Shark 90 Led Tabla 26.

A continuación se presenta algunas características de esta luminaria que se oferta en el

mercado nacional.

Tabla 26: Características de luminaria SYLVANIA modelo Samsung Shark 90 Led

Marca Eficacia

Luminosa

(lm/w)

Flujo

Nominal

(lm)

Potencia

(W) Temperatura

de Color (K)

Vida útil

promedio

(h)

SYLVANIA

Samsung

Shark 90 Led

> 110 9 900 90 5 000 >100 000

Fuente: Catalogo SYLVANIA

CONSTRUCCIÓN DEL MAPA LUMÍNICO EN DIAlux ®

Insertado el bosquejo exportado del Software AUTOCAD ® 2011, se procede a insertar

elementos de suelo y construir el escenario del sendero, en donde el estudio que se realizó

consiste en insertar las luminarias a lo largo del sendero sur – norte de la ciudad de Loja,

esta luminaria se puede escoger del banco de datos del usuario en el software DIAlux ®

o bien insertarlas manualmente, esta se selecciona del catálogo de SYLVANIA, desde el

cual se obtiene las características de la luminaria seleccionada y su fotometría como se

muestra en la Figura 37.

Figura 37: Datos técnicos de luminaria seleccionada DIAlux ®

Fuente: Simulación en DIAlux ®

Seleccionada la luminaria a utilizar, se procede a colocar cada una de estas a lo largo del

sendero y con la distancia que se exhibe en resultados y cumpliendo las normas INEN

069 para que su distribución sea uniforme, esta operación de distribución de luminarias

se la puede realizar de manera individual como insertar campo de luminarias en conjunto

Figura 38, se puede ejecutar la opción posición/rotación, por si se requiere una posición

exacta en el plano X, Y y Z.

Figura 38: Planificación de alumbrado Fuente: Simulación en DIAlux ®

A continuación se inserta la superficie de cálculo, en donde es la superficie que se va a

realizar el cálculo luminotécnico en este caso el sendero en sí. Por último se realiza el

cálculo de iluminación del área en estudio con las luminarias seleccionadas y ubicadas

según el diseño Figura 39.

Figura 39: Iniciar calculo

Fuente: Simulación en DIAlux ®

OBSERVACIÓN DEL SENDERO EN COLORES FALSOS

Los cálculos realizados por el software DIAlux ® y con los informes obtenidos de la

simulación, se puede observar el escena exterior que se presenta en la Figura 40,

procesado en 3D o en su defecto un procesado en colores falsos, en donde con la ayuda

de los colores podemos identificar el nivel iluminación o iluminancia que se encuentra en

cualquier parte del sendero, el resumen de los resultados se presentan en el informe Anexo

1

Figura 40: Observación del sendero sur en colores falsos

Fuente: DIAlux ® - Simulación Luminotécnica

DATOS LUMINOTÉCNICOS

Estos outputs (salidas) son gráficos o valores tabulados. Donde los gráficos nos dan en

formas de curvas isolux y los valores tabulados en tablas con valores ubicadas por

coordenadas, de las mismas se puede deducir el nivel de uniformidad en el transcurso del

sendero y lo permitido por la norma. Los datos obtenidos de la simulación se presenta en

resultados, y los reportes de todo el estudio se presentan en el Anexo 1.

OBSERVACIÓN DEL ESCENARIO ILUMINADO

El proceso de simulación terminado del escenario creado, nos da una idea general del

aspecto que tendrá nuestro sendero ecológico utilizando luminarias de tecnología LED,

parte del resultado de la simulación se presenta en la Figura 41, 42, 43, 44 y la

visualización total en Anexo 1

Figura 41: Sendero sur iluminado




Los valores obtenidos del proceso se expresan en la sección de resultados y los informes

técnicos resultantes del proyecto creado que emite el software se presentan en el Anexo

1

Figura 43: Sendero Norte iluminado


Figura 44: Sendero Norte iluminado Fuente: DIAlux ® - Simulación Luminotécnica


ILUMINACIÓN DE TECNOLOGÍA DE SODIO

De la misma forma anunciada en los párrafos anteriores, una vez obtenido el bosquejo

del área de estudio, se procede a la selección de la luminaria con tecnología de Sodio de

alta presión y la creación del mapa lumínico.


TECNOLOGÍA DE SODIO

Teniendo presente las características eléctricas y luminotécnicas del alumbrado del sector

a iluminar, se procede a seleccionar el tipo de luminaria de tecnología de Sodio de alta

presión que mejor se ajuste al sendero.

Para la obtención de sus características nos referimos a un manual de OSRAM para

alumbrado público donde se puedo identificar la altura, la separación y su potencia

luminosa.

Para la selección de las luminarias se investigó empresas que se encuentran ofertando en

el país, y se utilizó luminarias con tecnología de SODIO de la empresa FEILO

SYLVANIA, de la marca SYLVANIA modelo Urban I de Sodio Tabla 27.

A continuación se presenta algunas características de esta luminaria que se oferta en el

mercado nacional.

Tabla 27: Características de luminaria SYLVANIA modelo URBAN I de sodio 100

Marca Eficacia

Luminosa

(lm/w)

Flujo

Nominal

(lm)

Potencia

(W) Temperatura

de Color (K)

Vida útil

promedio

(h)

SYLVANIA

URBAN 123 10 160 100 2 050 30 000

Fuente: Catalogo SYLVANIA

CONSTRUCCIÓN DEL MAPA LUMÍNICO EN DIAlux ®

Insertado el bosquejo exportado del Software AUTOCAD ® 2011, se procede a insertar

elementos de suelo y construir el escenario del sendero, en donde el estudio que se realizó

consiste en insertar las luminarias a lo largo del sendero sur – norte de la ciudad de Loja,

esta luminaria se puede es coger del banco de datos del usuario en el software DIAlux ®

o bien insertarlas manualmente, esta se selecciona del catálogo de SYLVANIA, desde el

cual se obtiene las características de la luminaria seleccionada y su fotometría como se

muestra en la Figura 45.

Figura 45: Datos técnicos de luminaria seleccionada DIAlux ® Fuente: Simulación en DIAlux ®

Seleccionada la luminaria a utilizar, se procede a colocar cada una de estas a lo largo del

sendero y con la distancia que se exhibe en resultados y cumpliendo las normas INEN

069 para que su distribución sea uniforme, esta operación de distribución de luminarias

se la puede realizar de manera individual como insertar campo de luminarias en conjunto

Figura 46, se puede ejecutar la opción posición/rotación, por si se requiere una posición

exacta en el plano X, Y y Z.

Figura 46: Planificación de alumbrado Fuente: Simulación en DIAlux ®

A continuación se inserta la superficie de cálculo, en donde es la superficie que se va a

realizar el cálculo luminotécnico en este caso el sendero en sí. Por último se realiza el

cálculo de iluminación del área en estudio con las luminarias seleccionadas y ubicadas

según el diseño Figura 39.

OBSERVACIÓN DEL SENDERO EN COLORES FALSOS

Los cálculos realizados por el software DIAlux ® y con la información obtenida de la

simulación, se puede observar el escena exterior que se presenta en la Figura 47,

procesado en 3D o en su defecto un procesado en colores falsos, en donde con la ayuda

de los colores podemos identificar el nivel iluminación o iluminancia que se encuentra en

cualquier parte del sendero, el resumen de los resultados se presentan en el informe Anexo

2.

Figura 47: Observación del sendero sur en colores falsos


DATOS LUMINOTÉCNICOS

Estos outputs (salidas) son gráficos o valores tabulados. Donde los gráficos nos dan en

formas de curvas isolux y los valores tabulados en tablas con valores ubicadas por

coordenadas, de las mismas se puede deducir el nivel de uniformidad en el transcurso del

sendero y lo permitido por la norma. Los datos obtenidos de la simulación se presenta en

resultados, y los reportes de todo el estudio se presentan en el Anexo 2.

OBSERVACIÓN DEL ESCENARIO ILUMINADO

El proceso de simulación terminado del escenario creado, nos da una idea general del

aspecto que tendrá nuestro sendero ecológico utilizando luminarias de tecnología de

SODIO, parte del resultado de la simulación se presenta en la Figura 48, 49 y la

visualización total en Anexo 2.



Figura 49: Sendero norte iluminado


5.2.5 DISEÑO DE UN SISTEMA FOTOVOLTAICO DE ACUERDO AL ATLAS

SOLAR DEL ECUADOR

El antiguo CONELEC ahora llamado ARCONEL, adjunto al atlas solar del Ecuador

propone una metodología para dimensionar correctamente un sistema de generación

fotovoltaica, expone lo siguiente:

Determinar la carga diaria en corriente continua [Wh/día]

Determinar la carga diaria en corriente alterna [Wh/día]

Transformación de las cargas en CA a CC multiplicando éstas por el factor de

inversión que representa las pérdidas del inversor de voltaje.

Adición de la carga diaria en CC más la carga transformada de CA.

CORRIENTE PICO DEL MÓDULO

Con la carga total en [Wh/día] y la tensión en CC del sistema se obtiene la carga diaria

en corriente.

𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒[𝐴ℎ] =𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙

𝑣𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎

[𝑤ℎ/𝑑]

𝑉 Ecuación 11

Se selecciona un factor de seguridad del sistema y se obtiene la carga diaria corriente

𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 [𝐴ℎ]

= 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑥 𝑓𝑠 [𝐴ℎ] Ecuación 12

Se determina la radiación solar global del atlas de radicación solar

Determinación de la corriente pico del sistema

𝐼𝑝 =𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎

𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 [𝐴] Ecuación 13

DIMENSIONAMIENTO DEL FV (panel solar)

Se consulta la corriente nominal del panel

Arreglo de módulos

A un módulo se lo considera a cada panel solar conectado en paralelo.

𝐴𝑟𝑟𝑒𝑔𝑙𝑜 𝑑𝑒 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 = 𝐼𝑝

𝐼𝑛 Ecuación 14

Se compara la tensión nominal de los módulos con la tensión del sistema y se las

divide.

# 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜 = 𝑉𝑛

𝑉𝑠 Ecuación 15

Número total de módulos

# 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑎𝑟𝑟𝑒𝑔𝑙𝑜 𝑑𝑒 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 × #𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜 Ecuación 16

DIMENSIONAMIENTO DEL BANCO DE BATERÍAS

Con la carga de corriente corregida y los días de autonomía se determina la capacidad

nominal del banco de baterías.

𝐶𝑛 = 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 𝑥 𝑑í𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑎𝑢𝑡𝑜𝑛𝑜𝑚í𝑎 Ecuación 17

Profundidad de descarga

Este dato lo brinda al fabricante.

Capacidad corregida del banco de baterías

𝐶𝑐 = 𝐶𝑛

𝑝𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑠𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 Ecuación 18

Capacidad nominal de batería

La da el fabricante

Arreglo de baterías en paralelo

# =𝐶𝑐

𝐶 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟í𝑎 Ecuación 19

DIMENSIONAMIENTO DEL INVERSOR

Carga máxima.

Capacidad máxima del inversor: Se escoge un valor mayor a la carga máxima.

CAPACIDAD DE LA UNIDAD DE CONTROL

Se lo escoge con el corriente pico del sistema.

DIMENSIONAMIENTO DEL CONDUCTOR

Área del conductor:

𝑆 =2𝐿𝐼

56(𝑉𝑎 − 𝑉𝑏) Ecuación 20

Diámetro del conductor:

𝐷(𝑚𝑚) = √4𝑆/𝜋 Ecuación 21

5.2.6 DISEÑO CONVENCIONAL

Para la construcción del diseño convencional se tomó las especificaciones que rigüe el

MEER cumpliendo con todas las normas establecidas por la misma tanto en la obra civil

como en los elementos y equipos que la conforman.

RESULTADOS

A continuación se presentan los resultados obtenidos de la investigación.

6.1 CÁLCULO DEL ALUMBRADO PÚBLICO

En el cálculo del alumbrado público se toma como referencia la metodología dada por la

regulación del ARCONEL y el manual de iluminación de OSRAM.

6.1.1 LOS PARÁMETROS FOTOMÉTRICOS SON LOS SIGUIENTES PARA VÍAS

DE USO PEATONAL.

Iluminancia Horizontal

Plano útil de trabajo a nivel del piso.

6.1.2 TIPO DE VÍAS

Tomando los valores del Anexo 3 y la Ecuación 8 se tiene:

𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑙𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑒 𝑖𝑙𝑢𝑚𝑖𝑛𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑃 = (6 − ∑𝑉𝑝𝑠)

𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑙𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑒 𝑖𝑙𝑢𝑚𝑖𝑛𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑃 = (6 − (1 + 0 + 1 + 0 − 1)

𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑙𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑒 𝑖𝑙𝑢𝑚𝑖𝑛𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑃 = 5

Se tiene una clase de iluminación P5 con este valor se observa la siguiente Tabla 4 y se

determina el nivel de iluminación requerida.

Para la clase P5 se tiene una iluminancia horizontal promedio de 3 lx a nivel del piso. Por

lo tanto este valor es una referencia que debe cumplir la iluminación del Sendero, en este

proyecto se cree conveniente que el nivel de iluminancia promedio al que vamos a diseñar

es de 10 lx, con este valor se cumplirá con el requerimiento de iluminación.

6.1.3 ALTURA DEL PUNTO DE LUZ

De acuerdo con la Tabla 8 y la luminaria que se va a instalar que tiene aproximadamente

10 000 lm de potencia luminosa se elige una altura del punto de luz de 8m.

6.1.4 DISPOSICIÓN DE LOS PUNTOS DE LUZ

De acuerdo a la Tabla 10 se tiene la siguiente relación.

𝑅𝑒𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 =𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑢𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑢𝑧

𝑎𝑛𝑐ℎ𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑎𝑙𝑧𝑎𝑑𝑎

𝑅𝑒𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 =8

4= 2

El tipo de disposición de acuerdo al valor de la relación es unilateral.

6.1.5 RELACIÓN ENTRE LA SEPARACIÓN Y LA ALTURA DE LOS PUNTOS DE

LUZ

Con esta relación se encuentra la separación entre luminarias Tabla 9.

𝑟𝑒𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 =𝑠𝑒𝑝𝑎𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛

𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎

𝑠𝑒𝑝𝑎𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑥 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎

𝑠𝑒𝑝𝑎𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 3,5 ∗ 8 = 28 𝑚

6.1.6 FACTOR DE UTILIZACIÓN

De acuerdo a la Figura 15 se tiene un fu=0,16

6.1.7 FACTOR DE CONSERVACIÓN

Se lo obtiene de las Anexo 4 y Anexo 5

Fc=0,75

6.1.8 CÁLCULO DE ALUMBRADO PÚBLICO POR EL MÉTODO DEL FLUJO

LUMINOSO NECESARIO

Se lo calcula mediante la Ecuación 10

𝜑 =𝐸𝑚𝑒𝑑 𝑥 𝐴 𝑥 𝐷

𝑓𝑢𝑥𝑓𝑐

𝜑 =10 𝑥 4 𝑥 28

0,16 ∗ 0,75

𝜑 = 10 001,6 𝑙𝑢𝑚

6.1.9 RESULTADOS OBTENIDOS

Tabla 28: Resultados de parámetros fotométricos para vías de uso peatonal

RESULTADOS

Iluminancia Promedio del

sendero 10 lx

Altura del punto de luz 8 m

Disposición de los puntos de luz Unilateral

Separación de los puntos de luz 28 m.

Flujo luminoso necesario de las

luminarias 10 001,6 lm

Fuente: El autor.

6.2 DISEÑO Y DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA DE

DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DE REDES SUBTERRÁNEAS

(CONVENCIONAL)

El diseño de distribución eléctrica para el sistema de iluminación con Sodio se la realizará

por redes subterráneas de acuerdo al manual de construcción del Ministerio de

Electricidad y Energía Renovable

6.2.1 RED ELÉCTRICA ACTUAL

Para la presente propuesta se utilizará las redes existes, tanto para el sendero sur como

para el sendero norte para las transiciones correspondientes, en la siguiente Tabla 29 se

mencionan dichas redes:

Tabla 29: Redes existentes para las transiciones

Transiciones Ubicación

(calle)

N°

De

Poste

Tipo de red Configuraci

ón de la red

Alimentador

Primario

Sendero

Sur

Transición 1

para

transformador

1 y 2

Reinaldo

Espinoza

#

169213

trifásico 3X4/0(2/0)

ACSR Cajanuma

Transición 2

para

transformador

3

Faraday #

144058 monofásica

1X2(2)

ACSR Cajanuma

Transición 3

para

transformador

4

Tomas

Alva

Edison

#63397 monofásica 1X2(2)

ACSR Pio Jaramillo

Sendero

Norte

Transición 4

para

transformador

1

General

Rodríguez

Lara


ACSR Consacola

Transición 5

para

transformador

2

Av. 8 de

Diciembre #61888 monofásica

1X2(2)

ACSR Motupe

Transición 6

para

transformador

3 y 4

Av. 8 de

Diciembre #169289 monofásica

1X2(2)

ACSR Motupe

Transición 7

para

transformador

5

Av. 8 de

Diciembre #140350 trifásico

3X2(2)

ACSR Motupe

Transición 8

para

transformador

6

Manuel

Rengel #140814 monofásica

1X2(2)

ACSR Motupe

Transición 8

para

transformador

7

Rafael

Sanzio #140169 monofásica

1X2(2)

ACSR Motupe

Transición 9

para

transformador

8

Lecaro

Francisco #131609 monofásica

1X2(2)

ACSR

Chuquiribam

ba

Transición 10

para

transformador

9

Homero

Idrovo #191416 trifásico

3X2(2)

ACSR

Chuquiribam

ba

Transición 11

para

transformador

10

Salvador

Bustamante

Celi


ACSR Motupe

Transición 12

para

transformador

11

Salvador

Bustamante

Celi

#131170 trifásico 3X1/0(2)

ACSR Motupe

Transición 13

para

transformador

12

Salvador

Bustamante

Celi

#131206 trifásico 3X2(2)

ACSR Motupe

Transición 14

para

transformador

13 y 14

Vancover #131251 trifásico 3X1/0(2)

ACSR

Chuquiribam

ba

Fuente: El autor.

6.2.2 RED ELÉCTRICA PROYECTADA

CONSIDERACIONES GENERALES DE DISEÑO

El diseño del circuito de distribución proyectado seguirá las normas establecidas por la

Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. (EERSSA).

Se utilizará conductores con los calibres que permitan mantener los valores de caída de

tensión dentro de los parámetros exigidos por la Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.

ver Anexo 15. Se utilizarán transformadores tipo pedestal monofásico de 10 kVA ver en

Anexo 6, situados en el centro de carga de cada uno de los circuitos.

El arranque de la red monofásica en media tensión (MT) de cada sistema se lo hará desde

los postes existentes expuestos en la Tabla 29 anterior.

La red proyectada tanto en media como en baja tensión será subterránea para lo cual se

utilizará los pozos de distribución subterránea teniendo en cuenta las necesidades a

cumplir y los parámetros establecidos por el MEER.

PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO

En cada uno de las transiciones de red aérea a red subterránea se instalará un seccionador

fusible para 15 kV- 100 A, de BIL 95 kV, con su respectivo tirafusible, además conforme

a lo establecido por el MEER se instalará un pararrayo que proteja cada una de las

instalaciones.

6.2.3 PUESTA A TIERRA

Para el diseño y cálculo de la puesta a tierra se usó la norma IEEE 80 std-2 000, teniendo

presente las condiciones y requerimientos que indica el Ministerio de electricidad y

energías renovables (MEER)

PUESTA A TIERRA DEL TRANSFORMADOR

Para el diseño de la malla de puesta a tierra, se procedió a la obtención de datos del suelo

donde se va a construir la malla, se tiene las siguientes dimensiones largo 6m; ancho 6m,

y que me de 5Ω o menos según como lo establece el MEER.

Tabla 30: Resistividad del terreno.

MEDIDA a (m) R(Ω) ρ (Ω. m.)

1 1 140 879,65

2 2 64 804,24

3 3 32 603,19

4 4 28 703,71

5 5 24 753,98

6 6 23 867,08

7 7 18 791,68

8 8 12 603,19

9 9 9 508,93

10 10 6 376,99

11 11 5,5 380,13

TOTAL 727,77

𝜌 promedio 661.16

Fuente: El autor.

Figura 50: Gráfica de resistividad del terreno.

Fuente: El autor.

El valor de la media aritmética con la Ecuación 22 de los valores presentados es:

𝛒𝐚 =∑ 𝛒𝐚𝐢

𝟓𝐢=𝟏

𝐧 Ecuación 22

𝝆𝒂 =𝟔𝟔𝟏. 𝟏𝟔

𝟏𝟏= 𝟔𝟎. 𝟏𝟏 𝛀 𝒎

Mediante inspección visual determinamos los valores de 𝝆𝟏 y 𝝆𝟐 (valor máximo y

mínimo de las asíntotas de la curva)

𝝆𝟏 = 𝟖𝟕𝟗, 𝟐 𝛀 𝒎

𝜌2 = 376,8 Ω 𝑚

Se determina el valor de 𝝆𝟏/𝝆𝟐, y el valor de 𝝆𝒂/𝝆𝟏

𝜌2

𝜌1=

376,8 Ω 𝑚

879,2 Ω 𝑚= 0,4285

𝜌𝑎

𝜌1=

661,16 Ω 𝑚

879,2 Ω 𝑚= 0,7520

Seleccionamos el valor de 𝜌𝑎/𝜌1 sobre el eje de las ordenadas dentro de la región

pendiente de la curva 𝜌2/𝜌1apropiada.

1, 879.22, 803.84

3, 602.88

4, 703.365, 753.6

6, 866.64

7, 791.28

8, 602.889, 508.68

10, 376.8 11, 379.94

0

200

400

600

800

1000

0 2 4 6 8 10 12

ρ=2πaR (Ωm)

ρ=2πaR (Ωm)

Figura 51: Curvas de Sunde.

Fuente: Sunde.

Tomamos el valor correspondiente a a/h sobre el eje de las abscisas. Al valor de a/h

corresponde a ¨2¨

Calculamos el valor de 𝝆𝒂.

𝝆𝒂 =𝝆𝒂

𝝆𝟏× 𝝆𝟏 = 𝟎, 𝟕𝟓 × 𝟖𝟕𝟗, 𝟐𝛀 𝒎 = 𝟔𝟔𝟏, 𝟏𝟓𝟖 𝛀 𝒎

En la Figura 52 leemos el valor correspondiente a A, para el valor de 661,16 Ωm de

resistividad.

Figura 52: Gráfica representativa para el valor 661,16 Ωm.

Fuente: El autor.

Valor correspondiente 2,7 m

Calculamos la profundidad de la capa superior mediante la relación a/h

𝐡 =𝐀

𝐚/𝐡=

𝟐, 𝟕 𝐦

𝟐= 𝟏, 𝟑𝟓 𝐦

Calcular una malla de forma rectangular con los siguientes datos:

Duración de la falla = duración del choque eléctrico; 𝑡𝑓 = 𝑡𝑐 = 0,5 𝑠𝑒𝑔.

Resistividad de gravilla: 𝜌𝑠 = 2 500Ω𝑚

Espesor de la gravilla: ℎ𝑠 = 0,13𝑚

Profundidad de enterramiento de la malla: ℎ = 1,35𝑚

Área disponible para el sistema de puesta a tierra: 𝐴 = 5𝑚 × 4𝑚

Temperatura ambiente: ta= 20 °C

Impedancia 4.49%

a. Datos de campo.

El área disponible para poder colocar la malla es de 20𝑚2. Se determinó una resistividad

promedio del terreno según las mediciones hechas en el mismo de 661,158 Ω 𝑚 la cual

es demasiada alta y no cumple los parámetros de diseño de la norma IEEE-80-STD, por

lo cual se tendría que disminuir la resistencia del suelo mediante procesos químicos y

mezclas de terreno con arcilla lo cual tiene un rango de resistencia 80 a 330 (Ω-m)

Análisis de la metodología.

Empleando el método de Wenner, las resistividades medidas en función de la profundidad

(o espaciamiento) para el terreno disponible del sendero son las que se presentan en la

Tabla 30.

La resistencia en esta ocasión es de 100 (Ω-m) una vez tratado el terreno.

La malla de puesta a tierra se colocaría dentro de un cuadrado de Ly=2m Lx= 2m para los

cálculos del diseño. Por tanto:

Área de la Malla:

𝐴 = 2𝑚 × 2𝑚 = 4𝑚2

Cálculo de longitud para el Conductor.

Número de conductores en el eje X:

D = 2 m

𝑁𝑐𝑥 =𝐿𝑥

𝐷+ 1

𝑁𝑐𝑥 =2

2+ 1 = 2

Número de conductores en el eje Y:

𝑁𝑐𝑦 =𝐿𝑦

𝐷+ 1

𝑁𝑐𝑦 =2

2+ 1 = 2

Longitud total de los conductores:

𝐿𝑐 = 𝑁𝑐𝑥 ∗ 𝐿𝑥 + 𝑁𝑐𝑦 ∗ 𝐿𝑦 Ecuación 23

𝐿𝑐 = 2 ∗ 2 + 2 ∗ 2 = 8 𝑚

Figura 53: Geometría de la malla puesta a tierra.

Fuente: IEEE 80.

b. Cálculo de la sección transversal del conductor:

El valor de la relación X/R para mallas de puesta a tierra para transformador es 10 y el

tiempo de duración de la falla es 𝑡𝑓 = 0,5 𝑠𝑒𝑔 según lo recomienda la IEEE 80,

obteniéndose un valor 𝐷𝑓 = 1,026. Ver Tabla 31.

Tabla 31: Duración de falla y factor de decremento.

Duración de falla, tf Factor de decremento, Df

Segundos Ciclos

en 60 Hz

X/R = 10 X/R = 20 X/R = 30 X/R = 40

0,00833 0,5 1,576 1,648 1,675 1,688

0,05 3 1,232 1,378 1,462 1,515

0,10 6 1,125 1,232 1,316 1,378

0,20 12 1,064 1,125 1,181 1,232

0,30 18 1,043 1,085 1,125 1,163

0,40 24 1,033 1,064 1,095 1,125

0,50 30 1,026 1,052 1,077 1,101

0,75 45 1,018 1,035 1,052 1,068

1,00 60 0,013 1,026 1,039 1,052 Fuente: IEEE 80.

Cálculo de corriente nominal en media tensión

Se realiza el cálculo de la corriente nominal del primario del transformador se hace uso

de la siguiente Ecuación 24.

𝐼𝑝𝑟𝑖 =𝑘𝑉𝐴 × 1 000

√3 + 𝐸 Ecuación 24

𝐼𝑝𝑟𝑖 =10 × 1 000

√3 + 13 800= 0,72 𝐴

Cálculo de corriente nominal en baja tensión

Se realiza el cálculo de la corriente nominal del secundario del transformador se hace uso

de la siguiente Ecuación 25

𝐼𝑠𝑒𝑐 =𝑘𝑉𝐴 × 1 000

√3 + 𝐸 Ecuación 25

𝐼𝑠𝑒𝑐 =10 × 1 000

√3 + 220= 45,09 𝐴

Cálculo de corrientes cortocircuito

El valor de corriente en corto circuito de media tensión se lo obtiene aguas arriba del

transformador de las líneas de transmisión que alimentan el proyecto, el valor expuesto

es el más alto dentro de la zona de estudio.

𝐼𝐶𝐶,𝑀𝑇 = 3920 𝐴 = 3,92𝑘𝐴

En baja tensión se hace uso de la siguiente Ecuación 26:

𝐼𝐶𝐶.𝐵𝑇 =𝑈

√3 × 𝑍𝐶𝐶

Ecuación 26

Cálculo de la corriente de falla simétrica

La corriente de falla simétrica, es usada para dimensionar el conductor.

𝐼𝐶𝐶,𝑚á𝑥 =100%

2%(𝐼𝑠𝑒𝑐) Ecuación 27

𝐼𝐶𝐶,𝑚á𝑥 =100%

4,49%(45,09) = 1 004,2 𝐴

La corriente de cortocircuito asimétrica será:

𝐼𝐶𝐶,𝐴𝑆𝐼𝑀𝐸 = 𝐼𝐶𝐶,𝑀𝐴𝑋 × 𝐷𝑓 Ecuación 28

𝐼𝐶𝐶,𝐴𝑆𝐼𝑀𝐸 = 1 004,2 𝐴 × 1,026 = 1 030,34 𝐴 𝑎𝑠𝑖𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜𝑠

Cálculo de la corriente máxima de falla

La corriente máxima que circulara por la malla se calcula de acuerde con:

𝐼𝐺 = 𝐷𝑓 × 𝐼𝑔 Ecuación 29

Donde:

Df= factor de asimetría

Ig= corriente de falla inyectada a la malla de tierra

IG= máxima corriente de falla asumida por la malla

Luego:

𝐼𝑔 = 𝑆𝑓 × 𝐼𝑓 Ecuación 30

Donde:

Sf: Factor divisor de corriente de falla

If: Corriente rms simétrica de falla a tierra

El factor de división de corriente (Sf) es el porcentaje de corriente que disipara la malla

de tierra, el resto retornara el sistema hasta ser despejada.

Para efectos de cálculo trabajamos con un valor de SF=0,20, de la Ecuación 30.

𝐼𝑔 = 0,20 × 1 030,34 𝐴 = 206,06 𝐴

Entonces de la Ecuación 29 tenemos:

𝐼𝐺 = 1,026 × 206,06 = 211,42 𝐴

Suponiendo el uso de acero recubierto de cobre con un 40% de conductividad respecto al

cobre puro y una temperatura ambiente de 20°C, la Tabla 32 es usada para obtener la

sección transversal de dicho conductor.

Propiedades del Conductor.

Tabla 32: Propiedades del conductor.

Descripción

Conductividad

del material

(%)

Factor

α a

20°

Ko

(1/αo)

a 0°

Temperatura

de fusión °C

ρr a

20°C

(μΩ/cm)

Factor

TCAP

(J/cm2/°C)

Cobre suave

recocido 100 0,0039 234 1 083 1,7241 3,422

Cobre duro 97 0,0038 242 1 084 1,7774 3,422

Cobre con alma

de acero 40 0,0037 245 1 084/1 300 4,397 3,486

Fuente: IEEE 80.

A MCM = I G197.4

√(TCAP

tc × αr × ρr) × ln (Ko + TmKo + Ta )

Ecuación 31

A MCM = 211,42 197.4

√(3.49

1 × 0,00378 × 4,4) × ln (245 + 1 084245 + 40

)

𝐴 𝑀𝐶𝑀 = 18,153 𝐾𝑐𝑚𝑖𝑙

𝐴 𝑚𝑚2 =18,15 × 103

1973,52= 9,19 𝑚𝑚2

Diámetro del Conductor:

𝑑 = √𝐴 𝑚𝑚2

𝜋

2

Ecuación 32

𝑑 = √9 𝑚𝑚2

𝜋

2

= 1,69 𝑚𝑚

De acuerdo a requerimientos de esfuerzo mecánico, el calibre mínimo a emplear es el #

2/0 AWG el cual que tiene un diámetro d = 0,0093m y un área de 133,1 MCM.

c. Cálculo de las máximas tensiones de contacto y de paso permisibles.

Las máximas tensiones de contacto y de paso permisibles, están determinadas por lo

siguiente. Se recomienda usar las ecuaciones de tensiones de contacto y paso para

personas de 50 Kg. por ser más conservadoras.

Factor de Reducción

𝐶𝑠 = 1 −0,09(1 −

𝜌𝜌𝑠

)

2ℎ𝑠 + 0,09 Ecuación 33

𝐶𝑠 = 1 −0.09 (1 −

1002 500

)

2(0,13) + 0,09= 0,753

Donde 𝜌

𝜌𝑠 vendría siendo la resistividad del suelo y la de la superficie, y ℎ𝑠 la profundidad

de la capa superficial, donde el factor de reducción (𝐶𝑠) es 0,753

Factor de Reflexión.

𝐾 =𝜌 − 𝜌𝑠

𝜌 + 𝜌𝑠

Ecuación 34

𝐾 =100 − 2 500

100 + 2 500= −0,923

Tensión de Paso.

𝐸𝜌 50 = (1 000 + 6𝐶𝑠 ∗ 𝜌𝑠) ∗0.116

√𝑡𝑠 Ecuación 35

𝐸𝜌 50 = (1 000 + 6 ∗ 0,753 ∗ 2 500)0,116

√1= 1 426,22 𝑉

Tensión de Toque.

𝐸𝑡 50 = (1 000 + 6 𝐶𝑠 ∗ 𝜌𝑠) ∗0,116

√𝑡𝑠 Ecuación 36

𝐸𝑡 50 = (1 000 + 6 ∗ 0,753 ∗ 2 500) ∗0,116

√1= 1 426,22 𝑉

d. Resistencia de la malla puesta a tierra

Desde el punto de vista de protección de los equipos, la elevación de potencial de la red

obliga a coordinar el aislamiento para el equipo de control y comunicaciones, ya que por

norma el nivel de aislamiento de los mismos es de 5 kV (en algunos casos y debido a un

alto valor de IG se puede considerar 10 kV), por lo que éste valor se presentará como una

limitante para el valor de la resistencia de la red.

A partir de la expresión utilizada para calcular la elevación de potencial de la red, la

resistencia de la red se deberá limitar a:

𝑅𝑔 = 𝜌

[ 1

𝐿𝑐+

1

√20𝐴(

1 +1

1 + ℎ√20𝐴 )

]

Ecuación 37

Donde:

h → Profundidad de la malla en m.

Lc → Longitud total de conductores enterrados en m.

ρ → Resistividad del terreno Ω-m.

A → Área ocupada por la malla de tierra m2.

𝑅𝑔 = 100

[

1

15,20+

1

√20 × 4(

1 +1

1 + 1,35√204 )

]

Rg = 20,54 Ω ≥ 10 Ω

El valor de resistencia de la malla de puesta tierra calculada supera al valor máximo

permitido según el RETIE y por ende supera al valor permitido por el Manual de

Construcción del MEER, menor o igual a 5 ohmios. Para el presente caso, se opta por

disminuir la resistividad del terreno con tierra de cultivo (tierra vegetal).

Tomando los valores de resistividad de terreno de tierra de cultivo que oscila de 10 a 150

Ωm, tomamos un valor inferior a 30 Ωm para poder asegurar y obtener el valor indicado

y permitido por el MEER.

Tabla 33: Resistividad de terrenos

Naturaleza del suelo Resistividad Ωm

Terrenos pantanosos 10 a 30

Humus (tierra vegetal) 10 a 150

Limo (barro o cieno) 5 a 100

Turba húmeda (material de

descomposición) 10 a 150

Arena arcillosa 50 a 500

Arena silícea 200 a 3 000

Suelo pedregoso desnudo 1 500 a 3 000

Suelo pedregoso cubierto de césped 300 a 500

Calizas blandas 100 a 300

Calizas compactas 1 000 a 5 000

Calizas agrietadas 500 a 1 000

Pizarras 50 a 300

Rocas de mica y cuarzo (sílice o

cristal de roca) 500 a 8 000

Granitos (piedra de cantera) 1 500 a 10 000

Hormigón (piedra y mortero) 2 000 a 3 000

Grava 3 000 a 5 000 Fuente: IEEE 80.

Cálculo de malla de puesta a tierra con cambio de terreno

Factor de Reducción

Se utiliza la Ecuación 33 para encontrar el factor de reducción con el cambio del terreno.

𝐶𝑠 = 1 −0,09 (1 −

302 500

)

2(0,13) + 0,09= 0,745

Factor de Reflexión.

Se utiliza la Ecuación 34 para encontrar el factor de reflexión con el cambio del terreno.

𝐾 =30 − 2 500

30 + 2 500= −0,976

Tensión de Paso.

De la misma forma con la Ecuación 35

𝐸𝜌 50 = (1 000 + 6 ∗ 0,745 ∗ 2 500)0,116

√1= 1 412,3 𝑉

Tensión de Toque.

De la misma forma con la Ecuación 36.

𝐸𝑡 50 = (1 000 + 6 ∗ 0,745 ∗ 2 500) ∗0,116

√1= 1 412,3 𝑉

Resistencia de la malla puesta a tierra

La nueva resistencia de la malla con el cambio del terreno tomada de la Ecuación 37 es:

Rg = 4,93 Ω ≤ 10 Ω cumple según el MEER

e. Cálculo de la elevación de potencial de tierra (GPR)

El GPR se calcula de la siguiente manera:

GPR = IG × Rg Ecuación 38

GPR = 0,21 kA × 4,93 Ω = 1 ,12 kV

La máxima elevación de potencial del sistema de puesta a tierra, GPR calculado es menor

al valor de la tensión de contacto tolerable, Et50 por lo tanto, se encuentra en los

parámetros requeridos.

f. Cálculo de la tensión de malla y la tensión real de paso (Em, Ep).

Los valores de la tensión de paso y potencial de malla son obtenidos mediante la ecuación

como producto de factores geométricos (Ks y Km respectivamente), un factor de

corrección (Ki) el cual toma en cuenta los incrementos de la densidad de corriente en las

extremidades de la red, la resistividad del suelo y la densidad de corriente promedio por

unidad de longitud del conductor (IG/LM).

Tensión de Malla.

𝐸𝑚 =𝜌 ∗ 𝐼𝑔 ∗ 𝐾𝑚 ∗ 𝐾𝑖

𝐿𝑀 Ecuación 39

Dónde Km:

Km =1

2π[ln (

D2

16hdc+

(D + 2h)2

8Ddc−

h

4dc) +

Kii

khln (

8

π(2n − 1))]

𝑛 = 𝑛𝑎 ∗ 𝑛𝑏 =2𝐿𝑐

𝐿𝑝∗ √

𝐿𝑃

4√𝐴

𝑛 = 𝑛𝑎 ∗ 𝑛𝑏 =2(8 𝑚)

24,75 𝑚∗ √

24,75

4√20 = 0.76

𝐾𝑖𝑖 =1

(2𝑛)2 𝑛⁄=

1

(2 ∗ 0,76)2 0,76⁄= 0,33

𝐾ℎ = √1 + ℎ ℎ0⁄ = √1 + 1,35 1⁄ = 1,53

𝐾𝑚 =1

2𝜋[𝑙𝑛 (

32

16 ∗ 1,35 ∗ 0,0093+

(3 + 2 ∗ 1.35)2

8 ∗ 3 ∗ 0,0093−

1.35

4 ∗ 0,0093) +

0,33

1.53𝑙𝑛 (

8

𝜋(2 ∗ 0,76 − 1))]

𝐾𝑚 = 0.15

Dónde Ki y LM:

𝐾𝑖 = 0,644 + 0,148𝑛 = 0,644 + 0,148(0,75) = 0,755

𝐿𝑀 = 𝐿𝐶 + 𝐿𝑅 = 8 𝑚 + 3,5𝑚 = 11,5𝑚

La Tensión de la Malla es:

𝐸𝑚 =30 ∗ 211 ∗ 0,15 ∗ 0,755

11,5 𝑚= 11,56 𝑉

El voltaje de malla es menor que el voltaje tolerable de toque (Em ˂ Et50), el diseño

cumple con los parámetros y es completamente seguro.

Tensión real de paso

El valor de tensión real de paso se calcula mediante.

𝐸𝑃 =𝜌 ∗ 𝐼𝐺 ∗ 𝐾𝑆 ∗ 𝐾𝑖

𝐿𝑠 Ecuación 40

El valor de Ks se calcula si:

𝐾𝑠 =1

𝜋[1

2ℎ+

1

𝐷 + ℎ+

1

𝐷(1 − 0,5𝑛−2)]

𝐾𝑠 =1

𝜋[

1

2 ∗ 1,35+

1

3 + 1,35+

1

3(1 − 0,50,75−2)]

𝐾𝑠 = 0,05

Donde Ls se obtiene.

𝐿𝑠 = 0,75𝐿𝐶 + 0,85𝐿𝑅

𝐿𝑠 = 0,75(8) + 0,85(3,5)

𝐿𝑠 = 8,97 𝑚

∴ La Tensión real de paso es:

𝐸𝑃 =30 ∗ 211 ∗ 0,05 ∗ 0,755

8,97

𝐸𝑃 = 26,63 𝑉

Diseño cumple con la siguiente expresión (Ep ˂ Ep50), por lo que se puede afirmar que el

sistema es totalmente seguro.

PUESTA A TIERRA FINALES DE CIRCUITO

Los finales de circuito en baja tensión serán aterrados mediante conductor de cobre

desnudo # 2 AWG - cableado, este conductor a la vez, se conectará a una varilla

cooperweld de 5/8" x 1,8 metros por medio de suelda exotérmica.

6.2.4 OBRA CIVIL DEL DISEÑO

BANCO DE DUCTOS

Separadores de tuberías: Para la conservación de una distancia uniforme entre los

ductos estos deberán ser de láminas de PVC y la separación mínima horizontal y vertical

entre los ductos será de 5 cm, independiente del diámetro de la tubería y del nivel de

voltaje empleado y la distancia longitudinal entre cada separador será de 2,5 m. De

acuerdo al manual de construcción del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable.

(MEER, 2011)

Material de relleno de banco de ductos: El material de relleno de banco de ductos será

de arena y opcionalmente de hormigón de 140 𝑘𝑔/𝑐𝑚2 de requerirse una mayor

resistencia mecánica. (MEER, 2011)

Profundidad: La profundidad mínima a la que deben instalarse los ductos o banco de

ductos es de 0,6 m en lugares no transitados por vehículos, esta profundidad se debe

considerar con respecto a la parte superior de los ductos.

Zanjas: Debe permitir colocar la plantilla, hacer el acoplamiento sin dificultad y

compactar el relleno. Se colocará zanjas tipo 4 en aceras con un ancho de zanja de 0,6m

y 0,95m de fondo ver planos en Anexo 8. (MEER, 2011)

Cintas de señalización: Se colocará una cinta o banda de PVC en toda la trayectoria del

banco de ductos para indicar la existencia de ductos eléctricos. (MEER, 2011)

Ductos: Los cables están protegidos mediante tubería PVC, para su fácil manejo de

remplazo de cables o el cambio de calibre del mismo.

Para el caso se utilizará tubos PVC corrugados de 110mm de tipo B para la red de MT y

tubos de polietileno de 50 mm tipo II pesado para el alumbrado público. Anexo 7.

Nota: En todos los casos incluyendo las redes y acometidas en bajo voltaje, el número

máximo de conductores no puestos a tierra (fases), por ducto será 3, más el neutro.

Configuración de ductos: La configuración de los ductos será 2x2. (MEER, 2011).

POZOS

Se utilizará en cada punto de la luminaria, en puntos de transición y frente al

transformador, la distancia entre los pozos dependerá del diseño como se lo puede

apreciar en el plano ver anexo 10, los pozos serán construidos de mampostería de ladrillo

o bloque de hormigón pesado donde el espesor será de 12 cm como mínimo, y las paredes

interiores serán enlucidas con mortero 1:3 y alisadas con cemento. (MEER, 2011)

Dimensiones: El tipo de pozos a utilizar son el tipo A y B al pie de la luminaria según

los planos y pozos tipo C para transición, derivación y seccionamiento. El pozo tipo C irá

con dos tapas de hormigón que cubran con el área del pozo. (MEER, 2011)

Tabla 34: Dimensiones de pozos

TIPOS Largo

(m)

Ancho

(m)

Profundidad

(m) Aplicación

Tipo A 0,60 0,60 0,75 AP-ACOMETIDA

Tipo B 0,90 0,90 0,90 MV –BV-AP

Tipo C 1,20 1,20 1,20 MV –BV-AP

Fuente: (MEER, 2011)

Tapas de los pozos: Serán de hormigón armado tendrán un marco y brocal metálico. El

espesor de la losa de la tapa será de 70 mm

Pisos de los pozos: Contará de un piso sin hormigón y material filtrante, el piso del pozo

estará construido por una capa de material filtrante de 10 cm mínimo (grava) que ocupara

toda su área. (MEER, 2011)

Soportes: Los cables dentro de los pozos deberán quedar fácilmente accesibles y

soportados de forma que no sufran daño debido al peso de su propia masa, curvaturas o

movimientos durante su operación, por lo tanto se ocupara soportes de acero galvanizado

o fibra de vidrio para la sujeción de los conductores. Deberán estar sujetos por lo menos

10 cm arriba del piso para estar adecuadamente protegidos. (MEER, 2011)

6.2.5 EQUIPOS Y ACCESORIOS SELECCIONADOS

TRANSFORMADOR

Se utilizarán 18 transformadores tipo pedestal monofásico de 10 kVA en el transcurso de

todo el sendero como se muestra en los planos ver Anexo 6, de la empresa ECUATRAN.

Medidas del transformador monofásico tipo pedestal:

Tabla 35: Dimensiones transformador tipo pedestal

Potencia

Tipo Radial

Dimensiones Peso

kVA mm mm mm Kg

10 650 750 750 305

Fuente: autor

Características generales:

Los transformadores tipo pedestal se fabrican especialmente para aquellos sitios donde la

distribución de medio voltaje es subterránea o están ubicadas a la intemperie o donde no

exista espacio físico para la construcción de una cámara eléctrica a nivel. (MEER, 2011).

Características constructivas:

Serán del tipo malla o radial.

Los bushings de medio voltaje serán de tipo elastoméricos de accionamiento bajo

carga y frente muerto.

La estructura de los tanques deberá ser construidos con láminas de acero al carbón.

La protección de MV del transformador pedestal consiste en un fusible de

expulsión tipo bay-onet en serie con el fusible limitador de corriente. La

protección en BV consiste en un interruptor automático.

El fusible limitador de corriente es un fusible de respaldo que solo actúa en caso

de fallas internas del transformador. Las fallas externas de BV deben ser

despejadas por el interruptor automático de bajo voltaje y como respaldo el fusible

tipo bayoneta.

Para proteger el transformador contra sobre voltajes por maniobra se podrá exigir

de acuerdo con la ubicación, la instalación de pararrayos tipo codo. (MEER, 2011)

Aplicación:

Es apto para las aplicaciones que requieran una unidad de transformación compacta y

autoprotegida, que armonice con el medio ambiente, sin necesidad de construir una

cámara, constituyendo una alternativa de menor costo. (MEER, 2011)

EQUIPOS DE SECCIONAMIENTO Y PROTECCIÓN

Interruptor Termomagnético:

Interruptor termomagnético caja moldeada 2 polos 600 V. 10 A.

Boquilla tipo inserto doble:

Se utiliza para convertir los transformadores radiales en anillo o añadir un descargador o

pararrayos tipo codo y cumple con la especificación ANSI correspondiente a la

compatibilidad de la interface para el acoplamiento de las boquillas tipo pozo y conectores

tipo codo. (MEER, 2011)

En aplicaciones para instalar pararrayo tipo codo en transformadores o para derivación

desde un transformador a otro (convertir un transformador radial en malla).

Codo conector desconectable:

Se utiliza codos desconectables de 200 A clase 15 kV.

Barrajes Desconectables:

Son equipos diseñados para seccionar circuitos y hacer derivaciones en medio voltaje

para redes subterráneas. Se utilizan Barrajes de 200 A clase 15 kV a 3 vías.

CABLES

Cables para red de MV:

Para el sistema de distribución subterráneo de media tensión se utiliza cable unipolar de

cobre aislado XLPE, #2 AWG de 19 hilos con 100% de nivel de aislamiento para voltajes

de 15 kV. (MEER, 2011)

Cables para red de BV:

Para la red secundaria subterránea se utilizan conductor de cobre aislado, tipo TTU #6

AWG, aislamiento de 2 000 V. (MEER, 2011).

6.2.6 RESUMEN DE LOS ELEMENTOS QUE CONFORMA LA PROPUESTA

CONVENCIONAL

En la Tabla 36 se detalla un resumen de las cantidades de los elementos y equipos que

conforma la propuesta convencional.

Tabla 36: Resumen de elementos que confirma la propuesta convencional.

Proyecto: Propuesta de iluminación aplicando nuevas tecnologías para el

sendero ecológico sur-norte de la ciudad de Loja

PROPUESTA CONVENCIONAL

RUBRO DESCRIPCIÓN UNIDAD CANTIDAD

1 Transición Aérea - Subterránea 13800 V

GDRY/7967 V - Para una fase en

estructura volada

u 15

2 Banco de ductos configuración 1X2 110

mm + 1X2 50 mm m 2 370


mm m 1 147


mm m 7 340

5 Pozo tipo A u 393

6 Pozo tipo B u 126

7 Pozo tipo C u 33

8 Cable unipolar de Cu, Aislado 15 kV,

XLPE, AWG, 19 hilos, 100% #2 m 4 517

9 Conductor de cobre aislado, 2000 V, tipo

TTU #6 AWG m 9 410

10 Transformador monofásico tipo pedestal

10 kVA u 18

11 Barraje desconectable en Media tensión u 36

12 Codo conector desconectable 200 AMP -

para una fase u 36

13 Poste metálico + luminaria + accesorios u 499

14 Interruptor termomagnético caja moldeada

2 polos 600 V. 10 A. u 36

15 Puesta a tierra en Transformador pedestal u 18

16 Puesta a tierra en transición aérea -

subterránea u 15

17 Puesta a tierra en Pozo final del sistema u 36

Fuente: autor

6.3 DISEÑO DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO (NO CONVENCIONAL)

El diseño de distribución eléctrica para el sistema de iluminación con Led se la realizará

con sistemas fotovoltaico de acuerdo al ATLAS SOLAR DEL ECUADOR (ARCONEL).

6.3.1 DETERMINAR LA CARGA DIARIA EN CORRIENTE CONTINUA

[Wh/DÍA]

Tabla 37: Carga de energía diaria

POTENCIA HORAS DIARIAS ENERGÍA

92,4 W 11 h 970,2 Wh/día

Fuente: El autor

Carga máxima pico : 92,4 W

Factor inversor : 1,2

𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎 𝐶𝐶 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑣𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑒 [Wh/día] = 970,2 ∗ 1,2 = 1164,2 Wh/día

Carga diaria corriente:

Utilizando la Ecuación 11

𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒[𝐴ℎ] =1164,2

𝑊ℎ𝑑í𝑎

24 𝑉= 48,5 𝐴ℎ

Tensión del sistema: 24 V

Factor de seguridad: 1,2

Carga de corriente corregida


𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 [𝐴ℎ] = 48,5 𝐴ℎ 𝑥 1,2 = 58,21 𝐴ℎ

Radiación solar

Utilizando el atlas solar y tomando aproximadamente la curva de nivel en la región de

Loja se toma el valor de la Insolación global promedio al año y es 4,625 kWh/m2 ver

Anexo 15.

Determinación de la corriente pico del sistema


𝐼𝑝 =𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎

𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟=

58,21 𝐴ℎ

4,625𝑘𝑤ℎ𝑚2

= 12,58 𝐴

6.3.2 DIMENSIONAMIENTO DEL FV (panel solar)

Corriente nominal del panel : 9,68 A


𝐴𝑟𝑟𝑒𝑔𝑙𝑜 𝑑𝑒 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 = 𝐼𝑝

𝐼𝑛=

12,58

9,68= 1,29 𝐴

Tensión CC nominal del sistema = 24 v

Tensión CC nominal del módulo (Anexo 16) = 24 v

Diferencia entre ambas tensiones C7:

𝐶7 = Tensión CC nominal del sistema

Tensión CC nominal del módulo =

24

24= 1

𝑁° 𝑑𝑒 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝐹𝑉 = 1 ∗ 1,29 𝐴 = 1,29 = 1 Panel

Se elige un panel solar

Panel Solar 300W 24V Monocristalino SOLARTEC®

6.3.3 DIMENSIONAMIENTO DEL BANCO DE BATERÍAS

Días de autonomía : 2 días

Capacidad nominal del banco de baterías:

En la Ecuación 17 tenemos el siguiente:

𝐶𝑛 = 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 𝑥 𝑑í𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑎𝑢𝑡𝑜𝑛𝑜𝑚í𝑎

𝐶𝑛 = 58,21 𝐴ℎ 𝑥 2 𝑑í𝑎𝑠 = 116,42 𝐴ℎ

Profundidad de descarga

De acuerdo al fabricante = 0,7

Capacidad corregida del banco de baterías

Mediante la Ecuación 18

𝐶𝑐 = 𝐶𝑛

𝑝𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑠𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎= 116,42

𝐴ℎ

0,7= 166,31𝐴ℎ

Capacidad nominal de baterías (Anexo 17) = 200 Ah

Arreglo de baterías en paralelo Ecuación 19.

# =166,31 𝐴ℎ

200 𝐴ℎ= 0,83 = 1 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎

Se elige una batería

Batería 24V 200 Ah Formula Star FS Solar de plomo-acido.

6.3.4 DIMENSIONAMIENTO DEL INVERSOR

Carga máxima = 92,4W

Capacidad máxima del inversor

Se elige con capacidad mayor a la carga máxima del sistema (Anexo 18)

Inversor 200W 24V Renova Energía.

6.3.5 REGULADOR DE CARGA

La corriente pico del sistema es 12,56 A (Anexo 19)

Se elige un:

Regulador 30 A VICTRON ENERGY 12V-24V con Temporizador

6.3.6 CÁLCULO Y SELECCIÓN DEL CONDUCTOR

Utilizando la Ecuación 20 tenemos el área del conductor:

𝑆 =2(3𝑚)(9,68𝐴)

56(0,36)= 2,68𝑚𝑚2

Cálculo para la caída de voltaje: 3% × 12 = 0,36

La máxima corriente que admite el sistema fotovoltaico ya calculada será entre el panel

y la batería, la cual es 9,68 A, a una distancia de 3 m, y un porcentaje de caída de tensión

del 3%, la sección seria de 2,68 𝑚𝑚2

Utilizando la Ecuación 21 tenemos el diámetro del conductor:

𝐷(𝑚𝑚) = √4(2,68𝑚𝑚2)

𝜋= 1,84𝑚𝑚

Obteniendo un diámetro del conductor de 1,84 mm, el cual corresponde a un conductor

de cobre calibre 13 AWG

La distribución de las luminarias y componentes fotovoltaicos se muestran en Anexo 8.

6.3.7 RESUMEN DE LOS ELEMENTOS QUE CONFORMAN LA PROPUESTA NO

CONVENCIONAL

En la Tabla 38 se detalla un resumen de las cantidades de los elementos y equipos que

conforma la propuesta no convencional.

Tabla 38: Resumen de elementos que confirma la propuesta no convencional.


sendero ecológico sur-norte de la ciudad de Loja.

PROPUESTA NO CONVENCIONAL

RUBRO DESCRIPCIÓN UNIDAD CANTIDAD

1 Panel Solar 300W 24V Monocristalino

SOLARTEC® u 499

2 Batería 24V 200 Ah Formula Star FS

Solar de plomo-acido. u 499

3 Inversor 200W 24V u 499

4 Cable dúplex # 12 AWG m 2 994

5 Poste metálico + luminaria + accesorios u 499

6 Controlador de carga 30 A u 499

Fuente: autor

6.4 RESULTADOS DE SIMULACIÓN

Los resultados de la simulación son los siguientes:

6.4.1 PROPUESTA CON ILUMINACIÓN CON TECNOLOGÍA LED

GRÁFICOS DE RESULTADOS EN LUX

Figura 54: Isolineas (E)


Figura 55: Gráfico de valores (E) en lux.


Figura 56: Gama de grises (E)


UNIFORMIDAD

Los resultados entregados por el software DIAlux ® en cuanto a la uniformidad son:

Sendero Sur

Figura 57: Uniformidad sendero sur


Sendero Norte parte 1

Figura 58: Uniformidad sendero norte parte 1, tramo 1 Fuente: DIAlux ® - Simulación Luminotécnica

Figura 59: Uniformidad sendero norte parte 1, tramo 2 Fuente: DIAlux ® - Simulación Luminotécnica


Figura 60: Uniformidad sendero norte parte 2, tramo 1. Fuente: DIAlux ® - Simulación Luminotécnica


6.4.2 PROPUESTA CON ILUMINACIÓN CON TECNOLOGÍA DE SODIO

GRÁFICOS DE RESULTADOS EN LUX

Figura 64: Isolineas (E)


Figura 65: Gama de grises (E)


Figura 66: Gráfico de valores (E) en lux.


UNIFORMIDAD

Los resultados entregados por el software DIAlux ® en cuanto a la uniformidad son:

Sendero Sur

Figura 67: Uniformidad sendero sur. Fuente: DIAlux ® - Simulación Luminotécnica

6.5 ESTUDIO TÉCNICO – ECONÓMICO

6.5.1 INTRODUCCIÓN

Para el análisis técnico económico se evaluó, las dos propuestas de sistemas de

iluminación, determinando el coste total de cada sistema y comparándolos tanto técnico

como económico, entre las cuales se recomendará la que presente el menor costo total en

toda su vida útil y cumpla con los requisitos de estética y confort.

6.5.2 ANÁLISIS TÉCNICO

Para el análisis técnico es necesario describir las características fotométricas, cromáticas,

técnicas y de duración entre ambas tecnologías de iluminación ya que estos factores

influyen a la hora de elegir las fuentes luminosas.

COMPARACIÓN DE CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Y FOTOMÉTRICAS

En este apartado se presenta las características técnicas, dimensiones y fotometrías de las

luminarias de las dos propuestas, para la iluminación del sendero sur - norte de la ciudad

de Loja:

Tabla 39: Datos técnicos de luminaria LED.

DESCRIPCIÓN Shark 90

ESPECIFICACIONES GENERALES

Tipo de luminaria Modulo Led

Temperatura de color (K) 5 000

Factor de potencia >0,95

Distorsión armónica total THD (%) < 20

Voltaje de alimentación (V) 100 - 277

Frecuencia (Hz) 50/60

Potencia nominal de la luminaria (W) 90

Flujo útil total por luminaria (lm) 9 900

Eficacia luminosa (lm/W) > 110

Vida útil (h) >100 000

LED

Marca Samsung

Modelo 351B

Cantidad de Leds por luminaria 54

Reproducción de color (CRI) > 70 %

Corriente de trabajo (mA) 350 - 700

Eficacia luminosa (lm/W) >125

DIMENSIONES Y PESO

Largo (mm) 690

Ancho (mm) 305

Alto (mm) 135

Peso (kg) 4,6 / 9,0

Fuente: Catalogo SYLVANIA.

Tabla 40: Datos técnicos de luminaria de Vapor de Sodio.

DESCRIPCIÓN URBAN I

ESPECIFICACIONES GENERALES

Tipo de lámpara SODIO

Temperatura de color (K) 2 050

Protección IP 65

Casquillo E40

IRC 20

Voltaje de alimentación (V) 208-220-240

Frecuencia (Hz) 60

Potencia nominal de la luminaria (W) 100

Flujo útil total por luminaria (lm) 10 160

Eficacia luminosa (lm/W) > 123

Vida útil (h) >30 000

DIMENSIONES Y PESO

Largo (mm) 620

Ancho (mm) 251

Alto (mm) 155

Peso (kg) 4,2 / 9,5


Distribuciones fotométricas

Figura 74: Esquema de fotometría luminaria Samsung Shark 90 Led

Fuente: Informe DIAlux ®

Figura 75: Esquema de fotometría luminaria URBAN I

Fuente: Informe DIAlux ®

VIDA ÚTIL

Tiempo en horas de la vida útil de las luminarias a utilizar para las dos propuestas:

Tabla 41: Vida útil de las lámparas

Descripción Vida útil (h)

Lámpara de vapor de sodio 30 000

Lámpara LED 100 000


La vida útil expresada en años:

𝑉𝑖𝑑𝑎 ú𝑡𝑖𝑙 𝑙á𝑚𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑠𝑜𝑑𝑖𝑜 =30 000

365 ∗ 24= 3,40 ≈ 3 𝑎ñ𝑜𝑠

𝑉𝑖𝑑𝑎 ú𝑡𝑖𝑙 𝑙á𝑚𝑝𝑎𝑟𝑎 𝐿𝐸𝐷 =100 000

365 ∗ 24= 11,58 ≈ 12 𝑎ñ𝑜𝑠

Analizando la vida útil de las dos propuestas se presenta que en transcurso de 12 años se

necesita cambiar 4 veces las lámparas de sodio mientras que las lámparas LED se

mantienen con la lámpara inicial.

6.5.3 ANÁLISIS ECONÓMICO

También se debe considerar los elementos que inciden en la implementación de las dos

propuestas de los sistemas de iluminación tanto convencional como no convencional de

esta manera compararlos a estos con los costos de operación, los precios fueron

establecidos de casas comerciales a nivel del país y de datos de proyectos anteriores.

ANÁLISIS DE COSTOS UNITARIOS DEL SISTEMA NO CONVENCIONAL

(FOTOVOLTAICO) Y TECNOLOGÍA DE ILUMINACIÓN LED

En este análisis se presenta el presupuesto total que representa la propuesta de iluminación

no convencional, en la Tabla 42 se describen los elementos y equipos que conformará

este sistema.

Tabla 42: Análisis de precios unitarios

ANÁLISIS DE PRECIOS UNITARIOS



TABLA DEL PRESUPUESTO GENERAL DE LA OBRA

RUBRO DESCRIPCIÓN UND. CANTIDA

D

PRECIO

UNITARIO

COSTO

TOTAL

1 Panel Solar 300W 24V Monocristalino

SOLARTEC® u 499 485,14 242 084,86

2 Batería 24V 200 Ah Formula Star FS

Solar de plomo-acido. u 499 465,69 232 379,31

3 Inversor 200W 12V u 499 77,14 49 261,28

4 Cable dúplex # 12 AWG m 2 994 3,32 9 940,08

5 Poste metálico + luminaria + accesorios u 499 1 044,14 698 869,46

6 Regulador de carga 12/24 V 30A u 499 63,16 31 516,84

TOTAL 1 264 051,83

Fuente: El autor

En la Tabla 42 anterior se presenta un resumen del presupuesto total para esta propuesta,

los detalles de cada uno de los elementos, mano de obra, transporte e imprevistos se los

puede ver en Anexo 20.

ANÁLISIS DE COSTOS UNITARIOS DEL SISTEMA CONVENCIONAL

(REDES SUBTERRÁNEAS) Y TECNOLOGÍA DE ILUMINACIÓN DE SODIO

En este análisis se presenta el presupuesto total que representa la propuesta de iluminación

no convencional, en la Tabla 43 se describen los elementos y equipos que conformará

este sistema.

Tabla 43: Análisis de precios unitarios




TABLA DEL PRESUPUESTO GENERAL DE LA OBRA

RUBRO DESCRIPCIÓN UND. CANTIDAD PRECIO

UNITARIO

COSTO

TOTAL

1

Transición Aérea - Subterránea 13800

V GDRY/7967 V - Para una fase en

estructura volada

u 15 745,54 11 183,10

2 Banco de ductos configuración 1X2

110 mm + 1X2 50 mm m 2 370 49,15 116 485,50

3 Banco de ductos configuración 1X2

110 mm m 1 147 37,27 42 748,69


mm m 7 340 34,18 250 881,20

5 Pozo tipo A u 393 109,89 43 186,77

6 Pozo tipo B u 126 144,89 18 256,14

7 Pozo tipo C u 33 224,91 7 422,03

8 Cable unipolar de Cu, Aislado 15 kV,

XLPE, AWG, 19 hilos, 100% #2 m 4 517 26,77 120 920,09

9 Conductor de cobre aislado, 2000 V,

tipo TTU #6 AWG m 9 410 15,39 144 819,90

10 Transformador monofásico tipo

pedestal 10 kVA u 18 4 592,82 82 670,76

11 Barraje desconectable en Media tensión u 36 261,23 9 404,28

12 Codo conector desconectable 200 AMP

- para una fase u 36 204,42 7 359,12

13 Poste metálico + luminaria + accesorios u 499 1 213,70 605 636,30

14 Interruptor termomagnético caja

moldeada 2 polos 600 V. 10 Amp. u 36 41,65 1 499,4

15 Puesta a tierra en Transformador

pedestal u 18 399,84 7 197,12

16 Puesta a tierra en transición aérea -

subterránea u 15 217,20 3 258,00

17 Puesta a tierra en Pozo final del sistema u 36 51,33 1 847,88

TOTAL 1 474 776,28 Fuente: El autor

En la Tabla 43 anterior se presenta un resumen del presupuesto total para esta propuesta,

los detalles de cada uno de los elementos, mano de obra, transporte e imprevistos se los

puede ver en Anexo 21, según la sección 4 de la homologación del MEER, el manual de

construcción, en el cual se detalla los materiales y elementos que componen el sistema de

distribución subterránea, donde se indica la cantidad necesaria de dichos materiales para

las necesidades del diseño.

TABLA DE RESULTADOS DE COSTOS DE INVERSIÓN

Los costos de inversión sin la aplicación de los factores sociales y sin el impuesto al valor

agregado (IVA), para ambas propuestas se presentan en la siguiente Tabla 44:

Tabla 44: Valor por luminaria del presupuesto final.

Lámpara Valor por luminaria

(USD)

Valor total

(USD)

Convencional Sodio 2 781,92 1 474 776,28

No Convencional Led 2 533,17 1 264 051,83

Fuente: El autor

COSTOS DE CONSUMO DE ENERGÍA

El valor de energía eléctrica según el pliego tarifario para las empresas eléctricas es de

0.093 USD/kWh, para alumbrado público.

Tabla 45: Costos de consumo de energía con propuesta de Vapor de Sodio

N° de Lámparas 499

Potencia (W) 120

Valor de energía eléctrica (USD/kWh) 0,093

Potencia total de las lámparas

incluyendo el consumo de equipos

auxiliares (kW)

59,880

Tiempo de encendido por día (h) 12

Tiempo de encendido por año (h) 4 380

Tiempo de encendido por 12 años (h) 52 560

Costo anual de energía (USD) 24 391,52

Costo de energía a 12 años (USD) 292 698,23

Fuente: El autor

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (O&M)

En la presente se detalla los valores de operación y mantenimiento (O&M), en un tiempo

de evaluación para ambas propuestas de 20 años, igual al promedio de vida útil de los

sistemas proyectados.

Tabla 46: Costos de operación y mantenimiento.

CONVENCIONAL NO CONVENCIONAL

Ítem Costo (USD) Costo (USD)

Costo de energía 24 391,52 -

Mano de obra 18 300 15 600

Mantenimiento 19 126,67 13 456,3

Total Anual 33 991,52 29 056

Fuente: El autor

6.5.4 VALOR ACTUAL NETO (VAN)

El VAN es un indicador financiero que mide los flujos de los futuros ingresos y egresos

que tendrá un proyecto, para determinar, si luego de descontar la inversión inicial, nos

quedaría alguna ganancia. Si el resultado es positivo, el proyecto es viable, para el

presente proyecto se establece una tasa de descuento del 12%.

𝑉𝐴𝑁 =𝐷

(1 + 𝑑)+

𝐷

(1 + 𝑑)2+

𝐷

(1 + 𝑑)3+ ⋯+

𝐷

(1 + 𝑑)𝑛− 𝐼 Ecuación 41

Donde:

D: Representa el valor de los flujos de caja para cada uno de los ejercicios.

d: La tasa de descuento.

n: El número de periodos.

I: Inversión inicial.

Cuando el VAN es mayor a cero el proyecto es rentable; igual a cero el proyecto es

rentable, porque ya está incorporado ganancia y cuando el VAN es menor a cero el

proyecto no es rentable

VALOR ACTUAL NETO DE LA PROPUESTA NO CONVENCIONAL

Utilizando la Ecuación 41 se procede a realizar el cálculo del (VAN), para esta propuesta

no se consideró los valores de energía ya que este sistema es autónomo pero se consideró

el valor de mantenimiento y la reposición de equipos.

𝑉𝐴𝑁 = −$1 264 051,83 + $ 29 056 ((1 + 0,12)20 − 1

0,12 ∗ (1 + 0,12)20)

𝑉𝐴𝑁 = −$1 047 019,67

VALOR ACTUAL NETO DE LA PROPUESTA CONVENCIONAL

Utilizando la Ecuación 41 se procede a realizar el cálculo del (VAN),

𝑉𝐴𝑁 = −$1 474 776,28 + $ 33 991,52 ((1 + 0,12)20 − 1

0,12 ∗ (1 + 0,12)20)

𝑉𝐴𝑁 = −$1 144 284,54

Para ambas propuestas el VAN es negativo lo que demuestra que el proyecto no es

rentable, por esta razón se buscó hacer una evaluación económica con enfoque social, en

estos casos, se reconoce que los beneficios son deseados por la sociedad, por lo tanto, se

realizará una evaluación bajo un enfoque costo-eficiencia en donde no se valoran los

beneficios, sino sólo sus costos involucrados.

6.5.5 EVALUACIÓN SOCIAL DEL PROYECTO

La evaluación social de proyectos determina la conveniencia de ejecutar un proyecto

desde la perspectiva de la sociedad. Para esta evaluación se utiliza como metodología la

propuesta por el Ministerio de Desarrollo Social del Gobierno de Chile, para proyectos

sociales.

Los indicadores económicos típicamente utilizados para la evaluación de los proyectos

son:

El enfoque costo - beneficio: donde su indicador principal es el (VAN, TIR)

El enfoque costo - eficiencia: donde su indicador principal es el (VAC, CAE), en

donde comúnmente en proyectos de iluminación se utiliza este tipo de enfoque ya

que los beneficios son difíciles de cuantificar o valorar.

Para este caso, vamos a utilizar un enfoque costo – eficiencia, esta perspectiva se aplica

cuando existe dificultad para cuantificar y/o valorar los beneficios del proyecto,

especialmente cuando esto conlleva la aplicación de juicios de valor. En estos casos, se

reconoce que los beneficios son deseados por la sociedad y por lo tanto, el criterio a

aplicar será el de mínimo costo. Por lo tanto, para la evaluación bajo un enfoque costo-

eficiencia no se valoran los beneficios, sino sólo sus costos involucrados.

Valor Actual de Costos (VAC)

El Valor actual de los costos, es un indicador para aquellos proyectos en que se hace

imposible la valoración de beneficios o si, entre dos alternativas, solo existen diferencias

en los costos. El VAC es similar al VAN pero tomando solo los egresos del proyecto. Por

tanto serán seleccionados aquellos proyectos en que presenten el menor VAC. Su fórmula

es similar a la del VAN.

𝑉𝐴𝐶 𝑠𝑜𝑐𝑖𝑎𝑙 = 𝐼𝑆 + ∑𝐶𝑆𝑡

(1 + 𝑟𝑠)𝑛

𝑛

𝑡=1

Ecuación 42

Costo Anual Equivalente (CAE)

El Costo Anual Equivalente es un indicador para proyectos en que los beneficios pueden

identificarse pero no cuantificarse ni valorarse.

𝐶𝐴𝐸 𝑠𝑜𝑐𝑖𝑎𝑙 = 𝑉𝐴𝐶 𝑠𝑜𝑐𝑖𝑎𝑙 × [𝑟𝑠 × (1 + 𝑟𝑠)

𝑛

(1 + 𝑟𝑠)𝑛 − 1] Ecuación 43

Donde:

IS: inversión valorada a precios sociales

CSt: costos de operación y mantención de cada año, valorados a precios sociales

rs : tasa social de descuento

n : horizonte de evaluación

PRECIOS SOCIALES

En la evaluación socioeconómica deberán utilizarse precios sociales o los factores de

corrección social Tabla 47. Los precios sociales se definen como el costo económico o de

oportunidad de los bienes y servicios producidos y consumidos en la sociedad. Tabla 48.

Tabla 47: Factores de corrección.

NOMBRE DEL PARÁMETRO VALOR

Factor de corrección para la inversión 0,830

Factor de corrección para la

operación y mantenimiento 0,846

Mano de Obra Calificada 0,909

Fuente: El autor

Tabla 48: Precios sociales.

CONVENCIONAL NO CONVENCIONAL

Ítem

Costo

privado

(USD)

Factor

de

correcci

ón

Costo

social

(USD)

Costo

privado

(USD)

Factor

de

correcc

ión

Costo social

(USD)

Inversión

inicial 1 474 776,28 0,830 1 224 064,3 1 264 051,83 0,830 1 049 163

Costo de

energía 24 391,52 0,846 20 635,22 - - -

Mano de

obra 18 300 0,909 16 362 15 600 0,909 14 180,4

Manteni

miento 19 126,67 0,846 16 181,16 13 456,3 0,846 11 384,02

Fuente: El autor

Los factores de corrección para los costos sociales se los tomo del Ministerio de

Desarrollo Social del Gobierno de Chile.

TASA SOCIAL DE DESCUENTO

La Tasa Social de Descuento (TSD) representa el costo en que incurre la sociedad cuando

el sector público extrae recursos de la economía para financiar sus proyectos.

Se utiliza para transformar a valor actual los flujos futuros de beneficios y costos de un

proyecto en particular. La utilización de una única tasa de descuento permite la

comparación del valor actual neto de los proyectos de inversión pública.

Tasa Social de Descuento General

La Tasa Social de Descuento General es equivalente a 10% y la Tasa Social de Descuento

Nominal es 12%.

Si la evaluación del proyecto se realiza a precios reales o constantes se debe utilizar la

Tasa Social de Descuento General. Si la evaluación se realiza a precios nominales o

corrientes se debe utilizar la Tasa Social de Descuento Nominal.

EVALUACIÓN SOCIAL CON ENFOQUE COSTO – EFICIENCIA PARA

AMBAS PROPUESTAS.

El tiempo de evaluación para ambas propuestas será de 20 años, igual al promedio de vida

útil de los sistemas proyectados, con una tasa social de descuento del 10% y los valores

de inversión, operación y mantenimiento valorados a precios sociales. Tabla 49.

Tabla 49: Costos de inversión, operación y mantenimiento en valores de precios sociales.

Ítem Propuestas

Convencional No convencional

Inversión 1 224 064,3 1 049 163

Costos de operación y

mantenimiento 53 178,38 25 564,42

Fuente: El autor

En esta investigación de obtención de la mejor alternativa para la iluminación del sendero

ecológico sur-norte de la ciudad de Loja, debe ser evaluado contrastando las tecnologías

antes señaladas mediante el indicador de rentabilidad VAC, dado que se ha supuesto una

vida útil de los sistemas de 20 años.

Para esto se construye los flujos actualizados a una tasa social de descuento del 10% desde

el año cero al año veinte y se suman para obtener un VAC por alternativa tecnológica.

Utilizando la Ecuación 42 encontramos el VAC para cada una de las propuestas como se

muestra en la Tabla 50.

Tabla 50: Flujo de costos para la propuesta convencional y no convencional.

Años

Convencional No convencional

Flujo neto Flujo

actualizado Flujo neto

Flujo

actualizado

0 1 224 064,3 1 224 064,3 1 049 163 1 049 163

1 53 178,38 48 343,98 25 564,42 23 240,38

2 53 178,38 43 949,07 25 564,42 21 127,62

3 53 178,38 39 953,70 25 564,42 19 206,93

4 53 178,38 36 321,55 25 564,42 17 460,84

5 53 178,38 33 019,59 25 564,42 15 873,49

6 53 178,38 30 017,81 25 564,42 14 430,45

7 53 178,38 27 288,92 25 564,42 13 118,59

8 53 178,38 24 808,11 25 564,42 11 925,99

9 53 178,38 22 552,82 25 564,42 10 841,81

10 53 178,38 20 502,57 25 564,42 9 856,19

11 53 178,38 18 638,70 25 564,42 8 960,17

12 53 178,38 16 944,27 25 564,42 8 145,61

13 53 178,38 15 403,88 25 564,42 7 405,10

14 53 178,38 14 003,53 25 564,42 6 731,91

15 53 178,38 12 730,48 25 564,42 6 119,92

16 53 178,38 11 573,16 25 564,42 5 563,56

17 53 178,38 10 521,06 25 564,42 5 057,78

18 53 178,38 9 564,60 25 564,42 4 597,99

19 53 178,38 8 695,09 25 564,42 4 179,99

20 53 178,38 7 904,63 25 564,42 3 799,99

VAC $ 1 471 699,57 $ 1 168 208,60

CAE $ 172 865,28 $ 137 217,34 Fuente: El autor

En esta investigación se concluye que lo más conveniente económicamente es seleccionar

la propuesta no convencional, donde el criterio de decisión al utilizar el VAC es la

alternativa evaluada que presente menor valor actual de costos, de igual forma para el

CAE la alternativa con menor valor actual de costos es la más conveniente.

DISCUSIÓN

El presente proyecto se desarrolló para obtener la mejor propuesta de iluminación del

sendero sur-norte de la ciudad de Loja, que garantice los niveles de iluminación y

uniformidad que establece las normas vigentes del país, mediante el uso de normas y

metodologías para las propuestas de diseño planteadas.

Observando la necesidad de desarrollar un sistema de iluminación eficiente, económica

y amigable con el medio ambiente, se recomienda utilizar la propuesta no convencional

que utiliza energía limpia proveniente del sol, ya que esta no causa impactos negativos en

el medio y por la utilización de tecnología de iluminación LED, que a diferencia de las

convencionales nos otorga un índice de reproducción cromática mayor al 60%, que

permite que la visión del ojo humano se adapte mejor a la luz, donde su temperatura es

ocho veces menor, su distorsión armónica es menor al 10% y su tiempo de vida es tres

veces mayor a las convencionales, por estas razones la mejor alternativa técnica es la

tecnología LED.

El cálculo del alumbrado público se utilizó la metodología que otorga la regulación

008/11, de la Agencia de Regulación y Control de Electricidad (ARCONEL) de acuerdo

con los requisitos para alumbrado público que establece la norma INEN 069, de esta

forma se dio a conocer una distancia de 28m entre puntos de luz, una iluminancia

horizontal promedio de 10 lux, con una uniformidad promedio del 40%, al ser

comparados los resultados de la metodología con los resultados del software DIAlux® se

pudo observar un margen de error mínimo, se muestra con mayor detalle los nivel de

iluminancia en cada parte del sendero y la uniformidad promedio que rodea el 40% como

lo establece las normas vigentes del país.

Para la propuesta convencional en lo que respecta a la obra civil, el manual de

construcción del MEER para sistemas de distribución subterránea donde nos permite

dimensionar y diseñar la infraestructura de los mismos, establecer la cantidad y tipo de

materias a utilizar, en donde el manual especifica que para las distancias entre pozos

dependerá del diseño, esta distancia estará entre 30 a 60 m. En cuanto a los sistemas de

puesta a tierra se los diseño de acuerdo a los datos obtenidos del terreno, para ello se

deberá cambiar el tipo de terreno con una resistividad menor o igual a 30 Ω m como es el

terreno de cultivos (humus), con esto aseguramos una resistencia menor a 5 Ω según como

lo establece MEER. En lo que respecta a conductores deben ser de cobre respetando lo

establecido por el MEER, pudiendo utilizar el conductor de aluminio que se asemejan las

características técnicas entre los dos materiales, pero con un importante ahorro en

cuestión económica.

Para la propuesta no convencional se utilizó el atlas solar del Ecuador (ARCONEL) para

el dimensionamiento fotovoltaico nos presenta una insolación global promedio para la

ciudad de Loja de 4.62 kWh/m2 donde las provincias con mayor insolación global

promedio del país son Pichincha, Imbabura y Loja. En cuanto al dimensionamiento se

utilizó paneles nomocristalinos por lo que tienen mayor eficiencia y porque este tipo de

panel le favorece en climas fríos, en cambio un módulo policristalino produce más energía

en condiciones de temperaturas elevadas.

Para obtener un proyecto viable en estos casos de punto de vista económico, se mide con

el beneficio que va a obtener la sociedad, de esta forma se realizó una evaluación social

utilizando un enfoque costo – eficiencia, este enfoque se aplica cuando existe dificultad

para cuantificar y/o valorar los beneficios del proyecto. En estos casos, se reconoce que

los beneficios son deseados por la sociedad y por lo tanto, el criterio a aplicar será el de

mínimo costo.

CONCLUSIONES

En cuanto a la evaluación de tecnologías de iluminación se identificó que los

mejores resultados presentan las lámparas LED y de inducción, aunque la

iluminación por inducción presenta buenos rendimientos el inconveniente de esta

tecnología es que aún no existen plugins para poder simular en los diferentes

softwares de evaluación lumínico. Por ende para el diseño lumínico se tomó la

tecnología LED para la propuesta no convencional y la tecnología de sodio de alta

presión para la propuesta convencional,

Con la ayuda del software DIAlux ®, se elaboró el mapa lumínico y los resultados

de simulación para las dos propuestas del sendero ecológico sur-norte de la ciudad

de Loja. Esto permitió obtener dos perspectivas entre ambas propuestas en cuanto

a la calidad lumínica, distribución y uniformidad. Los señalan que la tecnología

LED otorga la mejor distribución y uniformidad con un promedio del 41,6%,

cumpliendo con el Reglamento Técnico ecuatoriano RTE INEN 069

En el diseño y el dimensionamiento para ambas propuestas, se consideran 499

luminarias, con una distancia entre puntos de luz de 28 m, los principales

elementos para complementar cada propuesta son:

Propuesta convencional: 18 transformadores, 552 pozos subterráneos, 15

transiciones, conductores y componentes de sección y protección.

Propuesta no convencional: 499 paneles solares, 499 baterías, 499

inversores y 499 controladores de carga.

Para ambas propuestas el VAN es negativo lo que demuestra que no se obtiene

beneficio y no es rentable, por esta razón se buscó hacer una evaluación con

enfoque social, donde se reconoce que los beneficios son deseados por la

sociedad, por lo tanto se realiza una evaluación bajo una perspectiva costo-

eficiencia en donde no se valoran los beneficios, sino sólo sus costos involucrados.

En la presente investigación se concluye que la propuesta no convencional es la

más conveniente económicamente. La inversión inicial es de $ 1,26 millones, el

valor actual de costos-VAC de $ 1 168 208,60 y un costo anual equivalente-CAE

de $ 137 217,3

RECOMENDACIONES

Realizar el análisis con otras tecnologías de iluminación y sus formas de

alimentación considerando la parte económica, eficiencia e impacto ambiental y

comparar los resultados obtenidos con los de la presente tesis.

Implementar en los equipos de iluminación un sistema de doble nivel de potencia

que contempla una reactancia para ahorrar energía. Su principio se basa en un

timer que controla la reactancia en horas nocturnas predefinidas. Este hecho logra

que a ciertas horas de la noche el nivel de iluminación se reduzca hasta un 40%

sin que ello afecte la visibilidad mínima requerida técnicamente.

Implementar en la propuesta no convencional luminarias LED que trabajen con

corriente continua, para evitar los gastos en la adquisición de inversor y el montaje

del mismo.

Considerar una mejor disposición de luminarias para mejorar la iluminación a

nivel del suelo, o abarcar mayor terreno con menor cantidad de luminarias.

Para la propuesta no convencional, se debe considerar la ubicación de los paneles

solares para evitar sombras de los objetos que se encuentre a su alrededor como,

edificaciones o árboles que pueden opacar la irradiación solar.

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Taboada, J. (1983). Manual Osram sobre electricidad, luminotecnia y lámparas. Madrid:

Dossat, S. A.

ANEXOS

En la presente tabla se presenta los anexos, la forma de visualizar los archivos del presente

proyecto, debido al tamaño de algunos de los archivos no pueden ser presentados en

físico, estos se presentaran en formato digital en CD.

Tabla 51: Detalles de los anexos del presente proyecto.

ANEXO CONTENIDO ARCHIVO

1 Informe de Diseño Luminotécnico

con tecnología LED Físico

2 Informe de Diseño Luminotécnico

con tecnología de SODIO Físico

3 Parámetros para vías peatonales Físico

4 Factor de conservación de lámparas Físico

5 Factor de conservación de Luminaria Físico

6 Dimensionamiento del transformador Físico

7 Banco de ductos Físico

8 Planos banco de ductos (zanjas) Físico

9 Detalle de transición aérea – subterránea Físico

10 Detalle de pozos tipo A, B y C Físico

11 Planos tendido eléctrico MT y AP sendero sur

con propuesta convencional Físico

12 Planos tendido eléctrico MT y AP sendero norte

con propuesta convencional Digital

13 Planos tendido eléctrico MT y AP sendero sur

con propuesta no convencional Físico

14 Planos tendido eléctrico MT y AP sendero norte

con propuesta no convencional Digital

15 Insolación Global Promedio de Ecuador Físico

16 Características técnicas del panel solar Físico

17 Características técnicas de baterías Físico

18 Características técnicas del inversor Físico

19 Características técnicas del regulador BlueSolar

12/24V 10 A con temporizador. Físico

20 Análisis de precios unitarios sistema fotovoltaico. Físico

21

Análisis de precios unitarios sistema no

convencional

(red subterránea)

Físico

22 Caídas de voltaje en sendero sur baja tensión. Digital

23 Caídas de voltaje en sendero norte baja tensión. Digital Fuente: El autor

Anexo 1: Informe de Diseño Luminotécnico con tecnología LED

DISEÑO LUMINOTÉCNICO DEL SENDERO SUR – NORTE DE LA CIUDAD DE

LOJA

Carrera: Ingeniería Electromecánica


Fecha: 12-12-2016


LOJA-ECUADOR

2016- 2017

Anexo 2: Informe de Diseño Luminotécnico con tecnología de SODIO

DISEÑO LUMINOTÉCNICO DEL SENDERO SUR – NORTE DE LA CIUDAD DE

LOJA



Fecha: 12-12-2016


LOJA-ECUADOR

2016- 2017

Anexo 3: Parámetros para vías peatonales

Parámetro Opciones Valor de Ponderación

de Vp

Velocidad

Bajo 1

Muy Bajo 0

Volumen del

Tráfico

Elevado 1

Alto 0,5

Moderado 0

Bajo -0,5

Muy Bajo -1

Composición

de Tráfico

Peatones, ciclistas

y tráfico

motorizado

2

Peatones y tráfico

motorizado 1

Peatones y

ciclistas solamente 1

Peatones

solamente 0

Ciclistas

solamente 0

Vehículo

Parqueados

Se permite 0,5

No se permite 0

Iluminación

Ambiental

Alta 1

Moderada 0

Baja -1


Anexo 4: Factor de conservación de lámparas

Tipo de lámpara Factor orientativo

Incandescentes 0,8

Luz Mezcla 0,75

Mercurio a alta presión 0,80

Sodio a alta presión 0,80

Sodio a baja presión 0,90


Anexo 5: Factor de conservación de Luminaria

Tipo de luminaria Factor recomendado

Hermética 0,87 a 0,80

Ventilada 0,80 a 0,70

Abierta 0,75 a 0,65


Anexo 6: Dimensionamiento del transformador

DIMENSIONAMIENTO DEL TRANSFORMADOR

Circuito

Nº

Cantidad Servicio Potencia

individual

Carga

Instalada

(Watts)

Factor de

Demanda

(FD)

Demanda

(Wats)

1 28 Alumbrado 120 3360 1,00 3360,00

3360

3360

Demanda no Coincidente

3.360,00 W

Factor de Coincidencia

1

Demanda Coincidente

3,36

KW

Factor de Potencia

0,92

Demanda Total

3,65

KVA

Fuente: El autor.

Anexo 7: Banco de ductos

Calibre del

conductor

(AWG o kcmil)

Tensión

(kV)

Diámetro del

ducto (mm)

Transición

Ducto (mm)

1/0, 2/0, 3/0, 4/0,

250, 300, 350, 500 35 160 160

2, 1/0, 2/0, 3/0,

4/0, 250, 300, 350 15-25 110 110

500 15-25 160 160

4, 2, 1/0, 2/0, 3/0,

4/0 0.6 110 110

6, 4, 2, 1/0

0.6 (Alumbrado

Público y

acometidas)

50 50

Fuente: (MEER 2011)

Anexo 8: Planos banco de ductos (Zanjas)

PLANOS DETALLE DEL BANCO DE DUCTOS DEL SENDERO SUR – NORTE

DE LA CIUDAD DE LOJA


Fecha: 20-05-2017


LOJA-ECUADOR

2016- 2017

Anexo 9: Detalle de transición aérea – subterránea

DETALLE DE TRANSICIÓN AÉREA – SUBTERRÁNEA


Fecha: 20-05-2017


LOJA-ECUADOR

2016- 2017

Anexo 10: Detalle de pozos tipo A, B y C

DETALLE DE POZOS TIPO A, B Y C


Fecha: 20-05-2017


LOJA-ECUADOR

2016- 2017

Anexo 11: Planos tendido eléctrico MT y AP sendero sur

con propuesta convencional

PLANOS TENDIDO ELÉCTRICO MT Y AP SENDERO SUR

CON PROPUESTA CONVENCIONAL


Fecha: 20-05-2017


LOJA-ECUADOR

2016- 2017

Anexo 13: Planos tendido eléctrico MT y AP sendero sur

con propuesta no convencional

PLANOS TENDIDO ELÉCTRICO MT Y AP SENDERO SUR

CON PROPUESTA NO CONVENCIONAL


Fecha: 20-05-2017


LOJA-ECUADOR

2016- 2017

Anexo 15: Insolación Global Promedio de Ecuador


Anexo 16: Características técnicas del panel solar

Fuente: Catalogo SOLARTEC

Anexo 17: Características técnicas de baterías

Fuente: Catalogo Formula STAR.

Anexo 18: Características técnicas del inversor

Fuente: Catalogo Renova Energía.

Anexo 19: Características técnicas del regulador BlueSolar 12/24V 10 A con

temporizador.

Fuente: Catalogo VITRON ENERGY

Anexo 20: Análisis de precios unitarios sistema fotovoltaico.


Proyecto: PROPUESTA DE ILUMINACIÓN APLICANDO NUEVAS TECNOLOGÍAS PARA EL SENDERO ECOLÓGICO SUR-NORTE DE LA CIUDAD DE LOJA.

SISTEMA FOTOVOLTAICO

PANELES MATERIALES

ÍTEM

DESCRIPCIÓN UNIDAD CANTIDAD PRECIO

UNITARIO COSTO

1 Panel Solar 300W 24V Policristalino SIMAX U 1 390,00 390,00

Subtotal Materiales (M) 390,00

EQUIPOS

ÍTEM

DESCRIPCIÓN CANTIDA

D TARIFA COSTO HORA

RENDIMIENTO

COSTO

1 Seguridad Industrial (5% Mano de Obra) 0,513

2 Herramientas manuales (5 % Mano de Obra) 0,513

Subtotal Equipos (E) 1,03

MANO DE OBRA

ÍTEM


D JORNAL

/HR COSTO HORA

RENDIMIENTO

COSTO

1 Ayudante de electricista 1,00 3,30 3,30 1,00 3,30

2 Maestro eléctrico 1,00 3,30 3,30 1,00 3,30

3 Supervisor eléctrico general 1,00 3,66 3,66 1,00 3,66

Subtotal Mano de Obra (MO) 10,26

TRANSPORTE

ÍTEM

DESCRIPCIÓN UNIDAD CANTIDAD TARIFA COSTO

1 Camión u 1,00 3,00 3,00

Subtotal Transporte (T) 3,00

TOTAL COSTO DIRECTO (MxExMOxT) 404,29

INDIRECTO 20% 80,86

UTILIDAD 0% 0

COSTO TOTAL DEL RUBRO 485,14

VALOR OFERTADO 485,14

BATERÍAS MATERIALES

ÍTEM

DESCRIPCIÓN UNIDAD CANTIDAD PRECIO

UNITARIO COSTO

1 Batería 24V 200 Ah Formula Star FS Solar de plomo-acido.

u 1,000 376,79 376,79


EQUIPOS

ÍTEM

DESCRIPCIÓN CANTIDAD

TARIFA COSTO HORA RENDIMIE

NTO COSTO




MANO DE OBRA

ÍTEM

DESCRIPCIÓN CANTIDAD

JORNAL/HR

COSTO HORA RENDIMIE

NTO COSTO





TRANSPORTE

ÍTEM

DESCRIPCIÓN UNIDAD CANTIDAD TARIFA COSTO

1 Camión U 0,00 0,00 0,00



INDIRECTO 20% 77,62

UTILIDAD 0% 0



INVERSORES MATERIALES

ÍTEM

DESCRIPCIÓN UNIDAD CANTIDA

D PRECIO

UNITARIO COSTO

1 Inversor 200W 12V U 1,000 67,98 67,98


EQUIPOS

ÍTEM


D TARIFA

COSTO HORA

RENDIMIENTO

COSTO




MANO DE OBRA

ÍTEM


D JORNAL/H

R COSTO HORA

RENDIMIENTO

COSTO





TRANSPORTE

ÍTEM


D TARIFA COSTO

1 Camión U 1,00 3,00 3,00



INDIRECTO 20% 16,45

UTILIDAD 0% 0



CONDUCTORES MATERIALES

ÍTEM


D PRECIO

UNITARIO COSTO

1 Cable dúplex # 12 AWG M 1,00 1,75 1,75


EQUIPOS

ÍTEM


D TARIFA

COSTO HORA

RENDIMIENTO

COSTO




MANO DE OBRA

ÍTEM


D JORNAL/H

R COSTO HORA

RENDIMIENTO

COSTO


2 Maestro eléctrico/liniero 1,00 3,30 3,30 0,09 0,30



TRANSPORTE

ÍTEM


D TARIFA COSTO



INDIRECTO 20% 0,55

UTILIDAD 0% 0


VALOR OFERTADO 3,32

ALUMBRADO PÚBLICO MATERIALES

ÍTEM


D PRECIO

UNITARIO COSTO

1 Poste metálico (tronco cónico) galvanizado 8,5 metros con caja de inspección, diámetro de la punta 60 mm, diámetro de base 219 mm, espesor 4 mm.

u 1,000 513,00 513,00

2 Luminaria SYLVANIA ECUADOR SHARK LED 90W u 1,000 520,00 520,00

3 Perno de anclaje diámetro 19 mm, longitud 1200 mm, curvatura de 100 mm al externo fundido, enroscado y galvanizado al extremo exterior 75 mm.

u 4,000 12,00 48,00

4 Arandela plana galvanizada NTC 2070 u 4,000 0,12 0,48

5 Arandela de presión helicoidal 4mm u 4,000 0,15 0,60

6 Tuerca hexagonal galvanizada para perno de 22 mm. u 4,000 0,54 2,16

7 Tubo conduit flexible de PVC, diámetro 1/2'' m 2,000 1,40 2,80

8 Estribos de acero 8 mm. u 9,000 1,13 10,17

9 Base de Hormigón fc 210 kg/cm2 m3 0,223 90,00 20,07

10 Brazo de luminaria 60x1100 mm de diámetro, espesor 2mm. (tubería estructural ASTM)

u 1,000 11,00 11,00

Subtotal Materiales (M) 1 128,28

EQUIPOS

ÍTEM


D TARIFA

COSTO HORA

RENDIMIENTO

COSTO




MANO DE OBRA

ÍTEM


D JORNAL/H

R COSTO HORA

RENDIMIENTO

COSTO




4 Albañil 1,00 3,30 3,30 2,00 6,60

5 Peón 1,00 3,36 3,36 2,00 6,72


TRANSPORTE

ÍTEM


D TARIFA COSTO

1 Camión u 1,00 5,00 5,00


TOTAL COSTO DIRECTO (MxExMOxT) 1 167,12

INDIRECTO 20% 233,42

UTILIDAD 0% 0

COSTO TOTAL DEL RUBRO 1 400,54

VALOR OFERTADO 1 400,54

REGULADOR DE CARGA MATERIALES

ÍTEM


D PRECIO

UNITARIO COSTO

1 Regulador BlueSolar 12/24v 30A con temporizador Victron Energy

u 1,00 41,35 41,35


EQUIPOS

ÍTEM


D TARIFA

COSTO HORA

RENDIMIENTO

COSTO




MANO DE OBRA

ÍTEM


D JORNAL/H

R COSTO HORA

RENDIMIENTO

COSTO





TRANSPORTE

ÍTEM


D TARIFA COSTO



INDIRECTO 20% 10,53

UTILIDAD 0% 0



Anexo 21: Análisis de precios unitarios sistema no convencional (red subterránea)


Proyecto: PROPUESTA DE ILUMINACIÓN APLICANDO NUEVAS TECNOLOGÍAS PARA EL SENDERO

ECOLÓGICO SUR-NORTE DE LA CIUDAD DE LOJA.

ESTRUCTURAS EN REDES SUBTERRANEAS DE DISTRIBUCIÓN

BANCO DE DUCTOS CON CONFIGURACIÓN 1X2 DE 110 mm + 1X2 50 mm

MATERIALES

ÍTE

M DESCRIPCIÓN UNIDAD

CANTID

AD

PRECIO

UNITARI

O

COSTO

01 Tubo PVC pared estructurada interior lisa y exterior

corrugada de 110 mm m 2,000 3,69 7,38

2 Tubo PVC pesado tipo II 50mm m 2,000 2,40 4,80

3 Separador de tubería PVC 1 Fila x 2 columnas ancho 320

mm x 90 mm de alto. u 4,000 0,50 2,00


mm x 60 mm de alto. u 4,000 0,40 1,60

5 Cinta de señalización ancho 250 mm x 0,175 mm de

espesor u 2,000 0,10 0,20

6 Arena m3 0,193 19,00 3,67

7 Ripio m3 0,060 13,00 0,78

8 Material de relleno m3 0,180 14,50 2,61

9 Hormigón de 140 kg/cm2 m3 0,047 75,00 3,53

10 Tubo de polietileno, triducto de 40 mm m 1,000 4,25 4,25


EQUIPOS

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD TARIFA

COSTO

HORA

RENDIM

IENTO COSTO




MANO DE OBRA

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD

JORNAL/

HR

COSTO

HORA

RENDIM

IENTO COSTO

1 Peón 1,00 3,25 3,25 0,85 2,76


3 Albañil 1,00 3,30 3,30 0,85 2,81


TRANSPORTE

ÍTE


CANTID

AD TARIFA COSTO

1 Camión u 0,00 0,00 0,00



INDIRECTO 20% 8,19

UTILIDAD 0% 0



BANCO DE DUCTOS CON CONFIGURACIÓN 1X2 50 mm

MATERIALES

ÍTE


CANTID

AD

PRECIO

UNITARI

O

COSTO

1 Tubo PVC pesado tipo II 50mm m 2,000 2,40 4,80


mm x 60 mm de alto. u 4,000 0,50 2,00


espesor u 2,000 0,10 0,20

4 Arena m3 0,080 19,00 1,52


6 Ripio m3 0,060 14,50 0,87




EQUIPOS

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD TARIFA

COSTO

HORA

RENDIM

IENTO COSTO




MANO DE OBRA

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD

JORNAL/

HR

COSTO

HORA

RENDIM

IENTO COSTO

1 Peón 1,00 3,25 3,25 0,85 2,76


3 Albañil 1,00 3,30 3,30 0,85 2,81


TRANSPORTE

ÍTE


CANTID

AD TARIFA COSTO

1 Camión u 0,00 0,00 0,00



INDIRECTO 20% 5,70

UTILIDAD 0% 0



BANCO DE DUCTOS CON CONFIGURACIÓN 1X2 DE 110 mm

MATERIALES

ÍTE


CANTID

AD

PRECIO

UNITARI

O

COSTO

1 Tubo PVC pared estructurada interior lisa y exterior

corrugada de 110 mm m 2,000 3,69 7,38


mm x 90 mm de alto. u 4,000 0,50 2,00


espesor u 2,000 0,10 0,20

4 Arena m3 0,090 19,00 1,71


6 Ripio m3 0,050 14,50 0,73




EQUIPOS

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD TARIFA

COSTO

HORA

RENDIM

IENTO COSTO




MANO DE OBRA

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD

JORNAL/

HR

COSTO

HORA

RENDIM

IENTO COSTO

1 Peón 1,00 3,25 3,25 0,85 2,76


3 Albañil 1,00 3,30 3,30 0,85 2,81


TRANSPORTE

ÍTE


CANTID

AD TARIFA COSTO

1 Camión u 0,00 0,00 0,00



INDIRECTO 20% 6,21

UTILIDAD 0% 0



TRANSICIÓN DE REDES AÉREAS A SUBTERRÁNEAS DE DISTRIBUCIÓN

13200 V GRDY / 7620V - 13800 V GDRY/7967 V

Para una fase en estructura volada

MATERIALES

ÍT

EM DESCRIPCIÓN UNIDAD

CANTI

DAD

PRECIO

UNITARIO COSTO

1 Cruceta Acero Galvanizado, Perfil "L" 75 X 75 X 6 X

1200 mm u 2 17,00 34,00

2

Perno "U" Acero Galvanizado, con 2 Tuerca,

Arandelas: 2 Planas y 2 Presión de 16 X 150 mm (5/8"

X 6"), Ancho dentro

u 1 7,00 7,00

3 Pie Amigo de Acero Galvanizado, Perfil "L" 38 X 38 X

6 X 711 mm (1 1/2 X 1/4 X 28") u 3 8,32 24,96

4 Perno Máquina Acero Galvanizado, Tuerca, Arandela

Plana Y Presión, 16 X 38 mm (5/8 X 1,5") u 3 0,90 2,70

5

Perno espárrago o de rosca corrida de acero

galvanizado, 16 mm (5/8") de diámetro x 300 mm (12")

de long., con 4 tuercas, 2 arandelas planas y 2 de

presión

u 2 5,00 10,00

6

Perno ojo de acero galvanizado, 16 mm (5/8") de

diámetro x 245 mm (10") de longitud, con 4 tuercas, 2

arandelas planas y 2 de presión

u 1 5,22 5,22

7 Seccionador Fusible Unipolar, Tipo Abierto 15 KV -

100 u 1 75,00 75,00

8 Aislador de suspensión, porcelana, clase ANSI 52-1 u 1 6,46 6,46

9 Tirafusible cabeza removible tipo k 4A u 1 3,20 3,20

10 Pararrayos Clase Distribución Polimérico, Óxido

Metálico, 10 kV, con desconectador u 1 76,25 76,25

11 Cable unipolar de Cu, Aislado 15 kV, XLPE, 2 AWG,

19 hilos, 100% #2 m 10 6,75 67,50

12 Terminal de medio voltaje para exteriores con

aislamiento 15 kV (juego 3 und) u 1 110,00 110,00

13 Cable de Cu, cableado aislado 600 V, TW, 10 AWG m 3 1,5 4,50

14 Conector tipo estribo para derivación , aleación Cu-Sn u 1 3,5 3,50

15 Grapa terminal apernada tipo pistola de aleación de Al u 1 12,00 12,00

16 Grapa de aleación de Al (tipo perico), Derivación para

línea en caliente, Rango 4 - 2/0 u 1 11,79 11,79

17 Reversible EMT 110 mm u 1 25,00 25,00

18 Tubo Rígido de acero galvanizado 110mm - 6 metros u 1 60,00 60,00

19 Fleje de acero inoxidable, 0,76mm de espesor x

19,05mm de ancho + Hebilla m 3 0,80 2,40

20 Codo de acero galvanizado inoxidable de 110mm curva

amplia de 90 grados. u 1 5,00 5,00

21 Unión para Tubo Rígido Conduit de acero galvanizado

110mm u 1 4,00 4,00

22 Abrazadera acero galvanizado, pletina, 3 pernos, 38 X 4

X 140 - 160 mm (1 1/2 X 11/64 X 5 1/2 - 6 1/2") u 2 9,26 18,52

23 Accesorio de sujeción para terminal u 1 35,00 35,00


EQUIPOS

ÍT

EM DESCRIPCIÓN

CANTID

AD TARIFA

COSTO

HORA

RENDIMIEN

TO COSTO


2

Herramientas manuales (5 % Mano de

Obra) 0,513


MANO DE OBRA

ÍT

EM DESCRIPCIÓN

CANTID

AD

JORNAL

/HR

COSTO

HORA

RENDIMIEN

TO COSTO





TRANSPORTE

ÍT


CANTI

DAD TARIFA COSTO

1 Camión u 1,00 6,00 6,00




UTILIDAD 0% 0



POZOS PARA REDES SUBTERRÁNEAS TIPO A

MATERIALES

ÍTE


CANTI

DAD

PRECIO

UNITARIO COSTO

1 Mampostería de ladrillo con enlucido m2 2,700 7,70 20,79

3 Soporte para cables u 2,000 3,85 7,70

4 Tapón ciego para ductos libres u 2,000 0,25 0,50

5 Tapón para ductos con cables u 2,000 0,25 0,50

6

Tapa para pozos de hormigón armado con losa de 70mm

de espesor con marco y brocal

metálico galvanizado espesor de 4mm y 50mm de base x

75mm de alto ,abertura de 110° de

700mm x 700mm interior y 755mm x 755mm exterior

u 1,000 40,00 40,00

7 Material filtrante para piso de pozo (grava) m3 0,018 13,20 0,24


EQUIPOS

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD TARIFA

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO




MANO DE OBRA

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD

JORNAL

/HR

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO

1 Peón 1,00 3,25 3,25 1,50 4,88


3 Albañil 1,00 3,30 3,30 1,50 4,95


TRANSPORTE

ÍTE


CANTI

DAD TARIFA COSTO

1 Camión u 1,00 5,00 5,00



INDIRECTO 20% 18,31

UTILIDAD 0% 0



POZOS PARA REDES SUBTERRÁNEAS TIPO B

MATERIALES

ÍTE


CANTI

DAD

PRECIO

UNITARIO COSTO


2 Hormigón para piso y soporte de tapa 180kg/cm2 m3 0,167 85,00 14,20


4 Tapón ciego para ductos libres u 4,000 0,25 1,00


6

Tapa para pozos de hormigón armado con losa de 70mm

de espesor con marco y brocal metálico galvanizado

espesor de 4mm y 50mm de base x 75mm de alto,

abertura de 110°.

u 1,000 40,00 40,00



EQUIPOS

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD TARIFA

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO




MANO DE OBRA

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD

JORNAL

/HR

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO

1 Peon 1,00 3,25 3,25 1,50 4,88


3 Albañil 1,00 3,30 3,30 1,15 3,80


TRANSPORTE

ÍTE


CANTI

DAD TARIFA COSTO

1 Camión u 1,00 5,00 5,00



INDIRECTO 20% 24,15

UTILIDAD 0% 0



POZOS PARA REDES SUBTERRÁNEAS TIPO C

MATERIALES

ÍTE


CANTI

DAD

PRECIO

UNITARIO COSTO


2 Hormigón para piso y soporte de tapa 180 kg/cm2 m3 0,250 82,30 20,58


4 Tapón ciego para ductos libre u 2,000 0,25 0,50


6 Tapa para pozos de hormigón armado con losa de 70mm

de espesor con marco y brocal metálico galvanizado u 2,000 38,30 76,60

espesor de 4mm y 50mm de base x 75mm de alto,

abertura de 110° (excepto un lado a 90°)



EQUIPOS

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD TARIFA

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO




MANO DE OBRA

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD

JORNAL

/HR

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO

1 Peón 1,00 3,25 3,25 1,50 4,88


3 Albañil 1,00 3,30 3,30 1,50 4,95


TRANSPORTE

ÍTE


CANTI

DAD TARIFA COSTO

1 Camión u 1,00 5,00 5,00



INDIRECTO 20% 37,48

UTILIDAD 0% 0



Conductor de Media Tensión

MATERIALES

ÍT


CANTI

DAD

PRECIO

UNITARIO COSTO

1 Cable unipolar de Cu, Aislado 15 kV, XLPE, AWG, 19

hilos, 100% #2 m 2,00 6,92 13,84


EQUIPOS

ÍT

EM DESCRIPCIÓN

CANTID

AD TARIFA

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO


2


Obra) 0,385


MANO DE OBRA

ÍT

EM DESCRIPCIÓN

CANTID

AD

JORNAL

/HR

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO





TRANSPORTE

ÍT


CANTI

DAD TARIFA COSTO



INDIRECTO 20% 4,46

UTILIDAD 0% 0



Conductor de Baja Tensión

MATERIALES

ÍT


CANTI

DAD

PRECIO

UNITARIO COSTO

1 Conductor de cobre aislado, 2000 V, tipo TTU #6

AWG m 2 2,18 4,36


EQUIPOS

ÍT

EM DESCRIPCIÓN

CANTID

AD TARIFA

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO


2


Obra) 0,385


MANO DE OBRA

ÍT

EM DESCRIPCIÓN

CANTID

AD

JORNAL

/HR

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO





TRANSPORTE

ÍT


CANTI

DAD TARIFA COSTO



INDIRECTO 20% 2,56

UTILIDAD 0% 0



TRANSFORMADOR MONOFÁSICO TIPO PEDESTAL

MATERIALES

ÍT

E

M

DESCRIPCIÓN UNIDAD CANTI

DAD

PRECIO

UNITARIO COSTO

1 Transformador monofásico tipo pedestal 10 kVA.

13200 - 127 / 220 V. o 13800 - 127 / 220 V. u 1,00 3 655,60 3 655,60

2 Boquilla tipo inserto doble 15 kV u 1,00 117,00 117,00

Subtotal Materiales (M) 3 772,60

EQUIPOS

ÍT

E

M

DESCRIPCIÓN CANTID

AD TARIFA

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO


2


Obra) 2,034


MANO DE OBRA

ÍT

E

M

DESCRIPCIÓN CANTID

AD

JORNAL

/HR

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO

1 Ayudante de electricista 2.00 3,30 3,30 3,00 19.80



Subtotal Mano de Obra (MO) 40.68

TRANSPORTE

ÍT

E

M

DESCRIPCIÓN UNIDAD CANTI

DAD TARIFA COSTO

1 Camión u 2,00 5,00 10,00




UTILIDAD 0% 0



SECCIONAMIENTO Y PROTECCIÓN EN REDES SUBTERRÁNEAS 13800 GRdy /

7967 V.

Para una fase - Barraje desconectable en Media tensión

MATERIALES

ÍTE


CANTI

DAD

PRECIO

UNITARIO COSTO

1 Barraje desconectable 200 A. Clase 15 kV. 3 vías u 1,00 150,00 150,00

2 Conductor Cu desnudo, cableado suave 2 AWG 7 hilos m 2,00 6,75 13,50

3 Bushing de parqueo aislado u 1,00 45,60 45,60

4 Tapón aislado u 0,00 24,56 0,00

5 Pernos expansores de 12,7 mm x 75 mm u 4,00 0,45 1,80


EQUIPOS

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD TARIFA

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO




MANO DE OBRA

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD

JORNAL

/HR

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO





TRANSPORTE

ÍTE


CANTI

DAD TARIFA COSTO



INDIRECTO 20% 43,54

UTILIDAD 0% 0



PARA UNA FASE - CODO CONECTOR DESCONECTABLE 200 AMP.

MATERIALES

ÍT


CANTID

AD

PRECIO

UNITARIO COSTO

1 Codo conector desconectable 200 amp. Clase 15 kV. u 1,00 152,25 152,25

2 Conductor Cu aislado PVC, 600 V, TFF 10 AWG m 2,00 6,23 12,46

3 Kit de aterrizamiento para cable 2 - 4/0 AWG u 0,00 24,40 0,00


EQUIPOS

ÍT

EM DESCRIPCIÓN

CANTID

AD TARIFA

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO


2


Obra) 0,257


MANO DE OBRA

ÍT

EM DESCRIPCIÓN

CANTID

AD

JORNAL

/HR

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO





TRANSPORTE

ÍT


CANTID

AD TARIFA COSTO



INDIRECTO 20% 34,07

UTILIDAD 0% 0



ALUMBRADO PÚBLICO

MATERIALES

ÍT


CANTI

DAD

PRECIO

UNITARIO COSTO

1 Poste metálico (tronco cónico) galvanizado 8,5 metros

con caja de inspección, diámetro de la punta 60 mm,

diámetro de base 219 mm, espesor 4 mm.

u 1,000 630,00 630,00

2 Luminaria SYLVANIA ECUADOR URBAN I 100W

SHP 49SYL04 u 1,000 223,00 223,00

3

Perno de anclaje diámetro 19 mm, longitud 1200 mm,

curvatura de 100 mm al externo fundido, enroscado y

galvanizado al extremo exterior 75 mm.

u 4,000 12,00 48,00

4 Arandela plana galvanizada NTC 2070 u 4,000 0,12 0,48

5 Arandela de presión helicoidal 4mm u 4,000 0,15 0,60

6 Tuerca hexagonal galvanizada para perno de 22 mm. u 4,000 0,54 2,16

7 Tubo conduit flexible de PVC, diámetro 1/2'' m 2,000 1,40 2,80

8 Estribos de acero 8 mm. u 9,000 1,13 10,17

9 Base de Hormigón fc 210 kg/cm2 m3 0,223 90,00 20,07

10 Brazo de luminaria 60x1100 mm de diámetro, espesor

2mm. (tubería estructural ASTM) u 1,000 11,00 11,00

11 Sistema de control (fotocelda) u 1,000 24,30 24,30


EQUIPOS

ÍT

EM DESCRIPCIÓN

CANTID

AD TARIFA

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO


2


Obra) 1,538


MANO DE OBRA

ÍT

EM DESCRIPCIÓN

CANTID

AD

JORNAL

/HR

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO




4 Albañil 1,00 3,30 3,30 2,00 6,60

5 Peón 1,00 3,36 3,36 2,00 6,72


TRANSPORTE

ÍT


CANTI

DAD TARIFA COSTO

1 Camión u 1,00 5,00 5,00




UTILIDAD 0% 0



CON INTERRUPTOR TERMOMAGNÉTICO

MATERIALES

ÍT


CANTI

DAD

PRECIO

UNITARIO COSTO

1 Interruptor termomagnético caja moldeada 2 polos 600

V. 10 Amp. u 1,00 23,42 23,42


EQUIPOS

ÍT

EM DESCRIPCIÓN

CANTID

AD TARIFA

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO


2


Obra) 0,872


MANO DE OBRA

ÍT

EM DESCRIPCIÓN

CANTID

AD

JORNAL

/HR

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO





TRANSPORTE

ÍT


CANTI

DAD TARIFA COSTO



INDIRECTO 20% 6,94

UTILIDAD 0% 0



PUESTA A TIERRA EN REDES SUBTERRÁNEAS

EN TRANSFORMADORES TIPO PEDESTAL

MATERIALES

ÍTE


CANTID

AD

PRECIO

UNITARIO COSTO

1 Cable de Cu, Desnudo, Cableado Suave, 2/0 AWG, 19

hilos m 24,00 8,00 192,00

2 Varilla para puesta a tierra, Acero con Recubrimiento de

Cu, 16 X 1 800 mm (5/8 X 71") u 6,00 7,85 47,10

3 Suelda Exotérmica 35mm (2/0 AWG) 90 u 6,00 12,00 72,00

4 Terminal aleación de Cu, de compresión tipo ojo, calibre

2/0 AWG u 2,00 2,25 4,50


EQUIPOS

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD TARIFA

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO




MANO DE OBRA

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD

JORNAL

/HR

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO




4 Operador de excavadora 1,00 3,66 3,66 0,65 2,38

5 Peón 1,00 3,36 3,36 1,00 3,36


TRANSPORTE

ÍTE


CANTID

AD TARIFA COSTO



INDIRECTO 20% 66,64

UTILIDAD 0% 0




EN TRANSICIÓN AÉREA - SUBTERRÁNEA

MATERIALES

ÍTE


CANTID

AD

PRECIO

UNITARIO COSTO

1 Cable de Cu, Desnudo, Cableado Suave, # 2 AWG, 19

hilos m 10,00 4,50 45,00

2 Varilla para puesta a tierra , Acero con Recubrimiento de

Cu, 16 X 1 800 mm (5/8 X 71") u 6,00 7,85 47,10

3 Suelda Exotérmica 35mm (2 AWG) 90 u 6,00 12,00 72,00

4 Conector aleación de Cu-Sn, de compresión tipo "H",

Principal 2 - 4/0 AWG, DERIVADO 2 - 4/0 AWG u 2,00 3,70 7,40


EQUIPOS

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD TARIFA

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO




MANO DE OBRA

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD

JORNAL

/HR

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO




4 Operador de excavadora 1,00 3,66 3,66 0,50 1,83

5 Peón 1,00 3,36 3,36 0,50 1,68


TRANSPORTE

ÍTE


CANTID

AD TARIFA COSTO



INDIRECTO 20% 36,20

UTILIDAD 0% 0




EN POZOS FINAL DEL SISTEMA

MATERIALES

ÍTE


CANTID

AD

PRECIO

UNITARIO COSTO

1 Cable de Cu, Desnudo, Cableado Suave, # 8 AWG, 19

hilos m 13,00 0,75 9,75

2 Varilla para puesta a tierra , Acero con Recubrimiento de

Cu, 16 X 1 800 mm (5/8 X 71") u 1,00 7,85 7,85

3 Suelda Exotérmica 35mm (8 AWG) 90 u 1,00 12,00 12,00

4 Conector aleación de Cu-Sn, de compresión tipo "H",

Principal 8 - 2 AWG, DERIVADO 8 - 2 AWG u 1,00 3,70 3,70


EQUIPOS

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD TARIFA

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO




MANO DE OBRA

ÍTE

M DESCRIPCIÓN

CANTID

AD

JORNAL

/HR

COSTO

HORA

RENDIMIE

NTO COSTO





TRANSPORTE

ÍTE


CANTID

AD TARIFA COSTO



INDIRECTO 20% 8,55

UTILIDAD 0% 0



Anexo 22: Caídas de voltaje en sendero sur baja tensión.

REDES

SECUNDARIAS PROYECTO DE ELECTRIFICACIÓN CÓMPUTO DE CAÍDA DE VOLTAJE

PROVINCIA: LOJA CANTÓN: LOJA PARROQUIA: BARRIO: 14/12/2016

C.

TRANSFORMACIÓN

No.

1

C. ABONADO: NÚMERO DE ABONADOS

DATOS DEL TRANSFORMADOR POTENCIA 10 kVA PROYECTISTA Camilo Alvarado

REFERENCIA V. NOMINAL AT 13,8/7,96kV RESPONSABLE Camilo Alvarado

NÚMERO DE FASES 1 V. NOMINAL BT 240-120 V REVISO

ESQUEMA:

0 1514m

12314 16 17 2814m28m28m28m 28m 28m 28m

TUT-1P10

10kVA

CO0-0P2X6(6) CO0-0P2X6(6) CO0-0P2X6(6)CO0-0P2X6(6)CO0-0P2X6(6)CO0-0P2X6(6)

Datos del Vano

# lámparas

Alumb.

Público

(KVA)

C O N D U C T O R C A L C U L O S

Tipo

Conductor

N° Fases /

Nº Conduc.

Calibre

(AWG)

F D V

(KVA-

M)

Momento

(KVA-M)

Caída Tensión

Ref. Log. (m) Parcial Acumul.

1 - 2 14,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,138

2 - 3 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,395

3 - 4 19,25 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 30,13 0,163 0,558

4 - 5 28,00 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 40,17 0,217 0,775

5 - 6 28,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 36,52 0,197 0,972

6 - 7 27,00 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 31,70 0,171 1,144

7 - 8 28,00 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,22 0,158 1,302

8 - 9 24,75 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 22,60 0,122 1,424

9 - 10 16,25 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 12,72 0,069 1,492

10 - 11 28,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 18,26 0,099 1,591

12 - 13 24,75 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 9,68 0,052 1,722

13 - 14 28,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,30 0,039 1,762

14 - 15 19,25 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 2,51 0,014 1,775

1 - 16 14,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,138

16 - 17 19,25 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,64 0,176 0,315

17 - 18 24,75 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 38,74 0,209 0,524

18 - 19 28,00 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 40,17 0,217 0,741

19 - 20 16,50 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 21,52 0,116 0,858

20 - 21 28,00 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,87 0,178 1,035

21 - 22 28,00 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,22 0,158 1,193

22 - 23 26,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 23,74 0,128 1,321

23 - 24 28,00 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 21,91 0,118 1,440

24 - 25 28,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 18,26 0,099 1,539

25 - 26 28,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,61 0,079 1,618

26 - 27 28,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,96 0,059 1,677

27 - 28 28,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,30 0,039 1,716

28 - 29 28,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,65 0,020 1,736

REDES



C.

TRANSFORMACIÓN

No.

2


DATOS DEL TRANSFORMADOR POTENCIA 10kVA PROYECTISTA Camilo Alvarado



ESQUEMA:

0 1514m

12314 16 17 2814m28m28m28m 28m 28m 28m

TUT-1P10

10kVA


Datos del Vano # lámparas C O N D U C T O R C A L C U L O S

Alumb.

Público

(KVA)

Tipo

Conductor

N° Fases /

Nº Conduc.

Calibre

(AWG)

F D V

(KVA-

M)

Momento

(KVA-M)

Caída Tensión


1 - 2 12,38 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 22,60 0,122 0,122

2 - 3 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,379

3 - 4 28,00 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 43,83 0,237 0,616

4 - 5 24,75 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 35,51 0,192 0,808

5 - 6 28,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 36,52 0,197 1,005

6 - 7 28,00 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,87 0,178 1,183

7 - 8 24,75 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,83 0,140 1,322

8 - 9 24,75 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 22,60 0,122 1,444

9 - 10 24,75 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 19,37 0,105 1,549

10 - 11 24,75 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 16,14 0,087 1,636

11 - 12 24,75 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 12,91 0,070 1,706

12 - 13 24,75 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 9,68 0,052 1,759

13 - 14 28,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,30 0,039 1,798

14 - 15 24,75 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,23 0,017 1,816

1 - 16 12,38 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,53 0,079 0,079

16 - 17 28,00 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,22 0,158 0,236

17 - 18 28,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,375

18 - 19 28,00 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 21,91 0,118 0,493

19 - 20 28,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 18,26 0,099 0,592

20 - 21 28,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,61 0,079 0,671

21 - 22 28,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,96 0,059 0,730

22 - 23 28,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,30 0,039 0,770

23 - 24 28,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,65 0,020 0,789

REDES



C.

TRANSFORMACIÓN

No.

3

C. ABONADO: NÚMERO DE ABONADOS DATOS DEL TRANSFORMADOR POTENCIA 10kVA PROYECTISTA Camilo Alvarado



ESQUEMA:

0 1514m

12314 16 17 2814m28m28m28m 28m 28m 28m

TUT-1P10

10kVA



Alumb.

Público

(KVA)

Tipo

Conductor

N° Fases /

Nº Conduc.

Calibre

(AWG)

F D V

(KVA-

M)

Momento

(KVA-M)

Caída Tensión


1 - 2 14,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,138

2 - 3 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,395

3 - 4 19,25 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 30,13 0,163 0,558

4 - 5 28,00 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 40,17 0,217 0,775

5 - 6 28,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 36,52 0,197 0,972

6 - 7 19,25 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 22,60 0,122 1,094

7 - 8 24,75 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,83 0,140 1,234

8 - 9 28,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 1,372

9 - 10 28,00 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 21,91 0,118 1,491

10 - 11 28,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 18,26 0,099 1,589

11 - 12 28,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,61 0,079 1,668

12 - 13 24,75 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 9,68 0,052 1,721

13 - 14 24,75 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 6,46 0,035 1,756

14 - 15 24,75 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,23 0,017 1,773

1 - 16 14,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,138

16 - 17 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,395

17 - 18 16,50 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,83 0,140 0,534

18 - 19 16,50 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 23,67 0,128 0,662

19 - 20 16,50 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 21,52 0,116 0,779

20 - 21 19,25 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 22,60 0,122 0,901

21 - 22 28,00 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,22 0,158 1,059

22 - 23 26,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 23,74 0,128 1,187

23 - 24 19,25 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 15,07 0,081 1,269

24 - 25 28,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 18,26 0,099 1,367

25 - 26 28,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,61 0,079 1,446

26 - 27 28,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,96 0,059 1,505

27 - 28 19,25 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 5,02 0,027 1,533

REDES



C.

TRANSFORMACIÓN

No.

4





ESQUEMA:

0 1514m

12314 16 17 2814m28m28m28m 28m 28m 28m

TUT-1P10

10kVA



Alumb.

Público

(KVA)

Tipo

Conductor

N° Fases /

Nº Conduc.

Calibre

(AWG)

F D V

(KVA-

M)

Momento

(KVA-M)

Caída Tensión


1 - 2 12,37 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 22,59 0,122 0,122

2 - 3 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,379

3 - 4 28,00 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 43,83 0,237 0,616

4 - 5 28,00 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 40,17 0,217 0,833

5 - 6 28,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 36,52 0,197 1,030

6 - 7 19,25 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 22,60 0,122 1,152

7 - 8 28,00 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,22 0,158 1,310

8 - 9 26,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 23,74 0,128 1,439

9 - 10 16,50 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 12,91 0,070 1,508

10 - 11 19,25 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 12,55 0,068 1,576

11 - 12 28,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,61 0,079 1,655

12 - 13 28,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,96 0,059 1,714

13 - 14 19,25 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 5,02 0,027 1,742

14 - 15 28,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,65 0,020 1,761

1 - 16 12,38 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 17,76 0,096 0,096

16 - 17 28,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 36,52 0,197 0,293

17 - 18 27,00 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 31,70 0,171 0,465

18 - 19 24,75 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,83 0,140 0,604

19 - 20 24,75 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 22,60 0,122 0,727

20 - 21 28,00 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 21,91 0,118 0,845

21 - 22 28,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 18,26 0,099 0,944

22 - 23 26,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 13,57 0,073 1,017

23 - 24 24,75 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 9,68 0,052 1,069

24 - 25 28,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,30 0,039 1,109

25 - 26 24,75 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,23 0,017 1,126

Anexo 23: Caídas de voltaje en sendero norte baja tensión.

REDES



C.

TRANSFORMACIÓN

No.

1





ESQUEMA:

0 1514m

12314 16 17 2814m28m28m28m 28m 28m 28m

TUT-1P10

10kVA



Alumb.

Público

(KVA)

Tipo

Conductor

N° Fases /

Nº Conduc.

Calibre

(AWG)

F D V

(KVA-

M)

Momento

(KVA-M)

Caída Tensión


1 - 2 14,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,138

2 - 3 24,75 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 41,97 0,227 0,365

3 - 4 28,00 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 43,83 0,237 0,602

4 - 5 28,00 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 40,17 0,217 0,819

5 - 6 28,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 36,52 0,197 1,017

6 - 7 28,00 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,87 0,178 1,194

7 - 8 28,00 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,22 0,158 1,352

8 - 9 28,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 1,490

9 - 10 24,75 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 19,37 0,105 1,595

10 - 11 28,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 18,26 0,099 1,694

11 - 12 28,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,61 0,079 1,773

12 - 13 28,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,96 0,059 1,832

13 - 14 28,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,30 0,039 1,871

14 - 15 16,50 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 2,15 0,012 1,883

1 - 16 14,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,138

16 - 17 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,395

17 - 18 28,00 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 43,83 0,237 0,632

18 - 19 28,00 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 40,17 0,217 0,849

19 - 20 28,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 36,52 0,197 1,046

20 - 21 28,00 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,87 0,178 1,224

21 - 22 28,00 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,22 0,158 1,382

22 - 23 28,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 1,520

23 - 24 28,00 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 21,91 0,118 1,639

24 - 25 28,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 18,26 0,099 1,737

25 - 26 28,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,61 0,079 1,816

26 - 27 28,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,96 0,059 1,875

27 - 28 28,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,30 0,039 1,915

28 - 29 28,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,65 0,020 1,935

REDES



C.

TRANSFORMACIÓN

No.

2





ESQUEMA:

0 1514m

12314 16 17 2814m28m28m28m 28m 28m 28m

TUT-1P10

10kVA



Alumb.

Público

(KVA)

Tipo

Conductor

N° Fases /

Nº Conduc.

Calibre

(AWG)

F D V

(KVA-

M)

Momento

(KVA-M)

Caída Tensión


1 - 2 12,37 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 22,59 0,122 0,122

2 - 3 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,379

3 - 4 26,00 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 40,70 0,220 0,599

4 - 5 19,75 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 28,34 0,153 0,752

5 - 6 27,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 35,22 0,190 0,942

6 - 7 28,00 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,87 0,178 1,120

7 - 8 24,75 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,83 0,140 1,260

8 - 9 26,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 23,74 0,128 1,388

9 - 10 24,75 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 19,37 0,105 1,493

10 - 11 24,75 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 16,14 0,087 1,580

11 - 12 28,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,61 0,079 1,659

12 - 13 28,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,96 0,059 1,718

13 - 14 28,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,30 0,039 1,757

14 - 15 27,50 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,59 0,019 1,777

1 - 16 12,37 15 1,957 Cobre 2f/3c 6(6) 185 24,20 0,131 0,131

16 - 17 28,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 51,13 0,276 0,407

17 - 18 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,664

18 - 19 24,75 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 38,74 0,209 0,873

19 - 20 24,75 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 35,51 0,192 1,065

20 - 21 24,75 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,28 0,175 1,240

21 - 22 24,75 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,05 0,157 1,397

22 - 23 24,75 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,83 0,140 1,536

23 - 24 27,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 24,65 0,133 1,670

24 - 25 16,50 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 12,91 0,070 1,739

25 - 26 16,50 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,76 0,058 1,798

26 - 27 19,75 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,30 0,056 1,853

27 - 28 19,75 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,73 0,042 1,895

28 - 29 16,50 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 4,30 0,023 1,918

REDES



C.

TRANSFORMACIÓN

No.

3





ESQUEMA:

0 1514m

12314 16 17 2814m28m28m28m 28m 28m 28m

TUT-1P10

10kVA


Datos del Vano

# lámparas

Alumb.

Público

(KVA)


Tipo

Conductor

N° Fases /

Nº Conduc.

Calibre

(AWG)

F D V

(KVA-

M)

Momento

(KVA-M)

Caída Tensión


1 - 2 12,37 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 22,59 0,122 0,122

2 - 3 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,379

3 - 4 26,00 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 40,70 0,220 0,599

4 - 5 19,75 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 28,34 0,153 0,752

5 - 6 27,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 35,22 0,190 0,942

6 - 7 28,00 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,87 0,178 1,120

7 - 8 24,75 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,83 0,140 1,260

8 - 9 26,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 23,74 0,128 1,388

9 - 10 24,75 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 19,37 0,105 1,493

10 - 11 24,75 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 16,14 0,087 1,580

11 - 12 28,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,61 0,079 1,659

12 - 13 28,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,96 0,059 1,718

13 - 14 28,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,30 0,039 1,757

14 - 15 27,50 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,59 0,019 1,777

1 - 16 12,37 15 1,957 Cobre 2f/3c 6(6) 185 24,20 0,131 0,131

16 - 17 28,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 51,13 0,276 0,407

17 - 18 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,664

18 - 19 24,75 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 38,74 0,209 0,873

19 - 20 24,75 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 35,51 0,192 1,065

20 - 21 24,75 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,28 0,175 1,240

21 - 22 24,75 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,05 0,157 1,397

22 - 23 24,75 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,83 0,140 1,536

23 - 24 27,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 24,65 0,133 1,670

24 - 25 16,50 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 12,91 0,070 1,739

25 - 26 16,50 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,76 0,058 1,798

26 - 27 19,75 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,30 0,056 1,853

27 - 28 19,75 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,73 0,042 1,895

28 - 29 16,50 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 4,30 0,023 1,918

29 30 19,75 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 5,15 0,028 1,929

30 31 26,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,39 0,018 1,948

REDES



C.

TRANSFORMACIÓN

No.

4





ESQUEMA:

0 1514m

12314 16 17 2814m28m28m28m 28m 28m 28m

TUT-1P10

10kVA



Caída Tensión

Ref. Log. (m)

Alumb.

Público

(KVA)

Tipo

Conductor

N° Fases /

Nº Conduc.

Calibre

(AWG)

F D V

(KVA-

M)

Momento

(KVA-M) Parcial Acumul.

1 - 2 14,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,138

2 - 3 16,50 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 27,98 0,151 0,289

3 - 4 25,40 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 39,76 0,215 0,504

4 - 5 26,00 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 37,30 0,202 0,706

5 - 6 24,75 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,28 0,175 0,880

6 - 7 28,00 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,87 0,178 1,058

7 - 8 28,00 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,22 0,158 1,216

8 - 9 24,75 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 22,60 0,122 1,338

9 - 10 16,50 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 12,91 0,070 1,408

10 - 11 16,50 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,76 0,058 1,466

11 - 12 19,75 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,30 0,056 1,522

12 - 13 24,75 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 9,68 0,052 1,574

13 - 14 19,75 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 5,15 0,028 1,602

14 - 15 28,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,65 0,020 1,622

1 - 16 14,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,138

16 - 17 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,395

17 - 18 19,75 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 30,91 0,167 0,562

18 - 19 28,00 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 40,17 0,217 0,779

19 - 20 24,75 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,28 0,175 0,954

20 - 21 24,75 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,05 0,157 1,111

21 - 22 24,75 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,83 0,140 1,250

22 - 23 28,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 1,388

23 - 24 28,00 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 21,91 0,118 1,507

24 - 25 26,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 16,96 0,092 1,599

25 - 26 27,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,09 0,076 1,675

26 - 27 24,75 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 9,68 0,052 1,727

27 - 28 19,50 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 5,09 0,027 1,755

28 - 29 16,50 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 2,15 0,012 1,766

REDES



C.

TRANSFORMACIÓN

No.

5





ESQUEMA:

0 1514m

12314 16 17 2814m28m28m28m 28m 28m 28m

TUT-1P10

10kVA



Caída Tensión

Ref. Log. (m)

Alumb.

Público

(KVA)

Tipo

Conductor

N° Fases /

Nº Conduc.

Calibre

(AWG)

F D V

(KVA-

M)

Momento


1 - 2 14,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,138

2 - 3 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,395

3 - 4 16,50 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,83 0,140 0,534

4 - 5 28,00 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 40,17 0,217 0,752

5 - 6 28,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 36,52 0,197 0,949

6 - 7 28,00 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,87 0,178 1,127

7 - 8 26,00 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 27,13 0,147 1,273

8 - 9 24,75 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 22,60 0,122 1,395

9 - 10 27,00 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 21,13 0,114 1,510

10 - 11 27,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 17,61 0,095 1,605

11 - 12 19,75 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,30 0,056 1,661

12 - 13 26,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,17 0,055 1,716

13 - 14 24,75 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 6,46 0,035 1,750

14 - 15 24,75 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,23 0,017 1,768

1 - 16 14,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,138

16 - 17 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,395

17 - 18 28,00 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 43,83 0,237 0,632

18 - 19 16,75 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 24,03 0,130 0,762

19 - 20 24,75 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,28 0,175 0,936

20 - 21 24,75 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,05 0,157 1,093

21 - 22 28,00 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,22 0,158 1,251

22 - 23 28,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 1,389

23 - 24 28,00 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 21,91 0,118 1,508

24 - 25 28,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 18,26 0,099 1,606

25 - 26 28,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,61 0,079 1,685

26 - 27 24,75 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 9,68 0,052 1,738

27 - 28 24,75 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 6,46 0,035 1,773

28 - 29 26,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,39 0,018 1,791

REDES



C.

TRANSFORMACIÓN

No.

6





ESQUEMA:

0 1514m

12314 16 17 2814m28m28m28m 28m 28m 28m

TUT-1P10

10kVA



Caída Tensión

Ref. Log. (m)

Alumb.

Público

(KVA)

Tipo

Conductor

N° Fases /

Nº Conduc.

Calibre

(AWG)

F D V

(KVA-

M)

Momento


1 - 2 14,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,138

2 - 3 24,75 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 41,97 0,227 0,365

3 - 4 27,00 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 42,26 0,228 0,593

4 - 5 19,75 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 28,34 0,153 0,747

5 - 6 28,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 36,52 0,197 0,944

6 - 7 28,00 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,87 0,178 1,122

7 - 8 28,00 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,22 0,158 1,280

8 - 9 28,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 1,418

9 - 10 28,00 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 21,91 0,118 1,536

10 - 11 28,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 18,26 0,099 1,635

11 - 12 28,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,61 0,079 1,714

12 - 13 24,75 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 9,68 0,052 1,766

13 - 14 24,75 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 6,46 0,035 1,801

14 - 15 28,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,65 0,020 1,821

1 - 16 14,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,138

16 - 17 16,50 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 27,98 0,151 0,289

17 - 18 24,75 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 38,74 0,209 0,499

18 - 19 28,00 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 40,17 0,217 0,716

19 - 20 24,75 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,28 0,175 0,890

20 - 21 24,75 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,05 0,157 1,048

21 - 22 28,00 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,22 0,158 1,205

22 - 23 28,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 1,344

23 - 24 26,00 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 20,35 0,110 1,454

24 - 25 24,75 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 16,14 0,087 1,541

25 - 26 28,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,61 0,079 1,620

26 - 27 28,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,96 0,059 1,679

27 - 28 28,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,30 0,039 1,719

28 - 29 28,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,65 0,020 1,738

REDES



C.

TRANSFORMACIÓN

No.

7





ESQUEMA:

0 1514m

12314 16 17 2814m28m28m28m 28m 28m 28m

TUT-1P10

10kVA



Caída Tensión

Ref. Log. (m)

Alumb.

Público

(KVA)

Tipo

Conductor

N° Fases /

Nº Conduc.

Calibre

(AWG)

F D V

(KVA-

M)

Momento


1 - 2 14,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,138

2 - 3 24,75 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 41,97 0,227 0,365

3 - 4 24,75 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 38,74 0,209 0,574

4 - 5 28,00 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 40,17 0,217 0,792

5 - 6 28,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 36,52 0,197 0,989

6 - 7 28,00 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,87 0,178 1,167

7 - 8 19,75 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 20,61 0,111 1,278

8 - 9 28,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 1,416

9 - 10 28,00 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 21,91 0,118 1,535

10 - 11 28,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 18,26 0,099 1,633

11 - 12 16,50 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 8,61 0,047 1,680

12 - 13 24,75 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 9,68 0,052 1,732

13 - 14 26,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 6,78 0,037 1,769

14 - 15 28,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,65 0,020 1,789

1 - 16 14,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,138

16 - 17 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,395

17 - 18 28,00 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 43,83 0,237 0,632

18 - 19 24,75 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 35,51 0,192 0,824

19 - 20 24,75 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,28 0,175 0,998

20 - 21 19,75 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 23,18 0,125 1,124

21 - 22 19,75 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 20,61 0,111 1,235

22 - 23 28,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 1,373

23 - 24 24,75 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 19,37 0,105 1,478

24 - 25 26,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 16,96 0,092 1,569

25 - 26 24,75 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 12,91 0,070 1,639

26 - 27 28,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,96 0,059 1,698

27 - 28 16,50 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 4,30 0,023 1,722

28 - 29 16,50 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 2,15 0,012 1,733

REDES



C.

TRANSFORMACIÓN

No.

8





ESQUEMA:

0 1514m

12314 16 17 2814m28m28m28m 28m 28m 28m

TUT-1P10

10kVA


Datos del Vano

# lámparas

Alumb.

Público

(KVA)


Tipo

Conductor

N° Fases /

Nº Conduc.

Calibre

(AWG)

F D V

(KVA-

M)

Momento

(KVA-M)

Caída Tensión


1 - 2 9,87 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 18,02 0,097 0,097

2 - 3 26,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 44,09 0,238 0,336

3 - 4 24,75 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 38,74 0,209 0,545

4 - 5 24,75 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 35,51 0,192 0,737

5 - 6 24,75 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,28 0,175 0,912

6 - 7 24,75 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,05 0,157 1,069

7 - 8 19,75 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 20,61 0,111 1,180

8 - 9 26,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 23,74 0,128 1,308

9 - 10 27,00 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 21,13 0,114 1,423

10 - 11 27,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 17,61 0,095 1,518

11 - 12 28,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,61 0,079 1,597

12 - 13 19,75 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,73 0,042 1,638

13 - 14 28,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,30 0,039 1,678

14 - 15 28,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,65 0,020 1,698

1 - 16 9,87 15 1,957 Cobre 2f/3c 6(6) 185 19,31 0,104 0,104

16 - 17 19,75 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 36,07 0,195 0,299

17 - 18 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,556

18 - 19 28,00 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 43,83 0,237 0,793

19 - 20 24,75 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 35,51 0,192 0,985

20 - 21 26,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 33,91 0,183 1,168

21 - 22 19,75 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 23,18 0,125 1,293

22 - 23 19,75 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 20,61 0,111 1,405

23 - 24 16,50 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 15,07 0,081 1,486

24 - 25 28,00 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 21,91 0,118 1,605

25 - 26 24,75 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 16,14 0,087 1,692

26 - 27 16,50 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 8,61 0,047 1,739

27 - 28 28,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,96 0,059 1,798

28 - 29 24,75 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 6,46 0,035 1,833

29 30 24,75 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,23 0,017 1,850

REDES



C.

TRANSFORMACIÓN

No.

9





ESQUEMA:

0 1514m

12314 16 17 2814m28m28m28m 28m 28m 28m

TUT-1P10

10kVA



Caída Tensión

Ref. Log. (m)

Alumb.

Público

(KVA)

Tipo

Conductor

N° Fases /

Nº Conduc.

Calibre

(AWG)

F D V

(KVA-

M)

Momento


1 - 2 12,37 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 22,59 0,122 0,122

2 - 3 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,379

3 - 4 28,00 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 43,83 0,237 0,616

4 - 5 28,00 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 40,17 0,217 0,833

5 - 6 28,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 36,52 0,197 1,030

6 - 7 28,00 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,87 0,178 1,208

7 - 8 26,00 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 27,13 0,147 1,355

8 - 9 19,75 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 18,03 0,097 1,452

9 - 10 24,75 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 19,37 0,105 1,557

10 - 11 27,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 17,61 0,095 1,652

11 - 12 26,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 13,57 0,073 1,725

12 - 13 24,75 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 9,68 0,052 1,778

13 - 14 24,75 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 6,46 0,035 1,812

14 - 15 28,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,65 0,020 1,832

1 - 16 12,37 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 22,59 0,122 0,122

16 - 17 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,379

17 - 18 27,00 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 42,26 0,228 0,607

18 - 19 27,00 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 38,74 0,209 0,817

19 - 20 28,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 36,52 0,197 1,014

20 - 21 28,00 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,87 0,178 1,192

21 - 22 28,00 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,22 0,158 1,350

22 - 23 28,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 1,488

23 - 24 26,00 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 20,35 0,110 1,598

24 - 25 26,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 16,96 0,092 1,689

25 - 26 26,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 13,57 0,073 1,763

26 - 27 26,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,17 0,055 1,818

27 - 28 24,75 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 6,46 0,035 1,853

28 - 29 27,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,52 0,019 1,872

REDES



C.

TRANSFORMACIÓN

No.

10





ESQUEMA:

0 1514m

12314 16 17 2814m28m28m28m 28m 28m 28m

TUT-1P10

10kVA


Datos del Vano

# lámparas

Alumb.

Público

(KVA)


Tipo

Conductor

N° Fases /

Nº Conduc.

Calibre

(AWG)

F D V

(KVA-

M)

Momento

(KVA-M)

Caída Tensión


1 - 2 14,00 15 1,957 Cobre 2f/3c 6(6) 185 27,39 0,148 0,148

2 - 3 27,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 49,30 0,267 0,415

3 - 4 27,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 45,78 0,247 0,662

4 - 5 28,00 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 43,83 0,237 0,899

5 - 6 19,75 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 28,34 0,153 1,052

6 - 7 19,75 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,76 0,139 1,191

7 - 8 16,50 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 19,37 0,105 1,296

8 - 9 27,00 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 28,17 0,152 1,448

9 - 10 28,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 1,587

10 - 11 16,90 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 13,23 0,071 1,658

11 - 12 26,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 16,96 0,092 1,750

12 - 13 24,75 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 12,91 0,070 1,819

13 - 14 26,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,17 0,055 1,874

14 - 15 26,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 6,78 0,037 1,911

15 - 16 28,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,65 0,020 1,931

1 - 17 14,00 15 1,957 Cobre 2f/3c 6(6) 185 27,39 0,148 0,148

17 - 18 24,75 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 45,20 0,244 0,392

18 - 19 19,75 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 33,49 0,181 0,573

19 - 20 24,75 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 38,74 0,209 0,783

20 - 21 26,00 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 37,30 0,202 0,984

21 - 22 26,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 33,91 0,183 1,168

22 - 23 26,00 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 30,52 0,165 1,333

23 - 24 24,75 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,83 0,140 1,472

24 - 25 28,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 1,611

25 - 26 16,50 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 12,91 0,070 1,680

26 - 27 16,50 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,76 0,058 1,738

27 - 28 26,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 13,57 0,073 1,812

28 - 29 28,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,96 0,059 1,871

29 30 24,75 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 6,46 0,035 1,906

30 31 28,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,65 0,020 1,926

REDES



C.

TRANSFORMACIÓN

No.

11


DATOS DEL TRANSFORMADOR POTENCIA PROYECTISTA Camilo Alvarado



ESQUEMA:

0 1514m

12314 16 17 2814m28m28m28m 28m 28m 28m

TUT-1P10

10kVA


Datos del Vano

# lámparas

Alumb.

Público

(KVA)


Tipo

Conductor

N° Fases /

Nº Conduc.

Calibre

(AWG)

F D V

(KVA-

M)

Momento

(KVA-M)

Caída Tensión


1 - 2 14,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,138

2 - 3 27,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 45,78 0,247 0,386

3 - 4 26,00 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 40,70 0,220 0,606

4 - 5 27,00 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 38,74 0,209 0,815

5 - 6 26,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 33,91 0,183 0,998

6 - 7 28,00 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,87 0,178 1,176

7 - 8 28,00 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,22 0,158 1,334

8 - 9 16,50 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 15,07 0,081 1,415

9 - 10 24,75 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 19,37 0,105 1,520

10 - 11 24,75 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 16,14 0,087 1,607

11 - 12 26,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 13,57 0,073 1,681

12 - 13 28,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,96 0,059 1,740

13 - 14 27,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,04 0,038 1,778

14 - 15 24,75 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,23 0,017 1,795

1 - 16 14,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,138

16 - 17 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,395

17 - 18 27,00 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 42,26 0,228 0,623

18 - 19 24,75 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 35,51 0,192 0,815

19 - 20 28,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 36,52 0,197 1,013

20 - 21 24,75 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,05 0,157 1,170

21 - 22 24,75 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,83 0,140 1,309

22 - 23 27,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 24,65 0,133 1,443

23 - 24 16,50 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 12,91 0,070 1,512

24 - 25 16,50 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,76 0,058 1,571

25 - 26 27,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,09 0,076 1,647

26 - 27 26,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,17 0,055 1,702

27 - 28 28,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,30 0,039 1,741

28 - 29 27,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,52 0,019 1,760

REDES



C.

TRANSFORMACIÓN

No.

12





ESQUEMA:

0 1514m

12314 16 17 2814m28m28m28m 28m 28m 28m

TUT-1P10

10kVA



Caída Tensión

Ref. Log. (m)

Alumb.

Público

(KVA)

Tipo

Conductor

N° Fases /

Nº Conduc.

Calibre

(AWG)

F D V

(KVA-

M)

Momento


1 - 2 14,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,138

2 - 3 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,395

3 - 4 24,75 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 38,74 0,209 0,604

4 - 5 27,00 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 38,74 0,209 0,814

5 - 6 27,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 35,22 0,190 1,004

6 - 7 24,75 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,05 0,157 1,161

7 - 8 16,50 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 17,22 0,093 1,254

8 - 9 16,50 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 15,07 0,081 1,336

9 - 10 19,75 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 15,46 0,084 1,419

10 - 11 28,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 18,26 0,099 1,518

11 - 12 24,75 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 12,91 0,070 1,588

12 - 13 26,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,17 0,055 1,643

13 - 14 27,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,04 0,038 1,681

14 - 15 26,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,39 0,018 1,699

1 - 16 14,00 15 1,957 Cobre 2f/3c 6(6) 185 27,39 0,148 0,148

16 - 17 27,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 49,30 0,267 0,415

17 - 18 19,75 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 33,49 0,181 0,596

18 - 19 24,75 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 38,74 0,209 0,805

19 - 20 19,75 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 28,34 0,153 0,958

20 - 21 19,75 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,76 0,139 1,097

21 - 22 26,00 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 30,52 0,165 1,262

22 - 23 26,00 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 27,13 0,147 1,409

23 - 24 28,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 1,547

24 - 25 24,75 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 19,37 0,105 1,652

25 - 26 28,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 18,26 0,099 1,751

26 - 27 26,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 13,57 0,073 1,824

27 - 28 28,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,96 0,059 1,883

28 - 29 26,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 6,78 0,037 1,920

29 30 26,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,39 0,018 1,938

REDES



C.

TRANSFORMACIÓN

No.

13





ESQUEMA:

0 1514m

12314 16 17 2814m28m28m28m 28m 28m 28m

TUT-1P10

10kVA



Alumb.

Público

(KVA)

Tipo

Conductor

N° Fases /

Nº Conduc.

Calibre

(AWG)

F D V

(KVA-

M)

Momento

(KVA-M)

Caída Tensión


1 - 2 14,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,138

2 - 3 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,395

3 - 4 28,00 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 43,83 0,237 0,632

4 - 5 27,00 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 38,74 0,209 0,841

5 - 6 28,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 36,52 0,197 1,039

6 - 7 28,00 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 32,87 0,178 1,216

7 - 8 24,75 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,83 0,140 1,356

8 - 9 28,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 1,494

9 - 10 19,75 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 15,46 0,084 1,578

10 - 11 27,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 17,61 0,095 1,673

11 - 12 28,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,61 0,079 1,752

12 - 13 27,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,57 0,057 1,809

13 - 14 27,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,04 0,038 1,847

14 - 15 28,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,65 0,020 1,867

1 - 16 14,00 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 25,57 0,138 0,138

16 - 17 26,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 44,09 0,238 0,376

17 - 18 27,00 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 42,26 0,228 0,605

18 - 19 16,50 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 23,67 0,128 0,733

19 - 20 16,50 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 21,52 0,116 0,849

20 - 21 24,75 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,05 0,157 1,006

21 - 22 19,75 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 20,61 0,111 1,118

22 - 23 16,50 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 15,07 0,081 1,199

23 - 24 19,75 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 15,46 0,084 1,283

24 - 25 19,75 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 12,88 0,070 1,352

25 - 26 28,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,61 0,079 1,431

26 - 27 28,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,96 0,059 1,490

27 - 28 28,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,30 0,039 1,530

28 - 29 24,75 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,23 0,017 1,547

REDES



C.

TRANSFORMACIÓN

No.

14





ESQUEMA:

0 1514m

12314 16 17 2814m28m28m28m 28m 28m 28m

TUT-1P10

10kVA


Datos del Vano

# lámparas

Alumb.

Público

(KVA)


Tipo

Conductor

N° Fases /

Nº Conduc.

Calibre

(AWG)

F D V

(KVA-

M)

Momento

(KVA-M)

Caída Tensión


1 - 2 9,75 14 1,826 Cobre 2f/3c 6(6) 185 17,80 0,096 0,096

2 - 3 28,00 13 1,696 Cobre 2f/3c 6(6) 185 47,48 0,257 0,353

3 - 4 28,00 12 1,565 Cobre 2f/3c 6(6) 185 43,83 0,237 0,590

4 - 5 28,00 11 1,435 Cobre 2f/3c 6(6) 185 40,17 0,217 0,807

5 - 6 27,00 10 1,304 Cobre 2f/3c 6(6) 185 35,22 0,190 0,997

6 - 7 27,00 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 31,70 0,171 1,169

7 - 8 27,00 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 28,17 0,152 1,321

8 - 9 16,50 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 15,07 0,081 1,402

9 - 10 16,50 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 12,91 0,070 1,472

10 - 11 27,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 17,61 0,095 1,567

11 - 12 28,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,61 0,079 1,646

12 - 13 24,75 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 9,68 0,052 1,699

13 - 14 24,75 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 6,46 0,035 1,734

14 - 15 24,75 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,23 0,017 1,751

1 - 16 9,75 9 1,174 Cobre 2f/3c 6(6) 185 11,45 0,062 0,062

16 - 17 28,00 8 1,043 Cobre 2f/3c 6(6) 185 29,22 0,158 0,220

17 - 18 27,00 7 0,913 Cobre 2f/3c 6(6) 185 24,65 0,133 0,353

18 - 19 28,00 6 0,783 Cobre 2f/3c 6(6) 185 21,91 0,118 0,472

19 - 20 28,00 5 0,652 Cobre 2f/3c 6(6) 185 18,26 0,099 0,570

20 - 21 27,00 4 0,522 Cobre 2f/3c 6(6) 185 14,09 0,076 0,646

21 - 22 28,00 3 0,391 Cobre 2f/3c 6(6) 185 10,96 0,059 0,706

22 - 23 28,00 2 0,261 Cobre 2f/3c 6(6) 185 7,30 0,039 0,745

23 - 24 28,00 1 0,130 Cobre 2f/3c 6(6) 185 3,65 0,020 0,765

CARATULA UNIVERSIDAD NACIONAL DE LOJA · 2017-10-12 · caratula universidad nacional de loja...

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