ER Tension

Especificaciones Técnicas de Líneas Rurales de Media Tensión con Conductores de Acero y /

o Retorno por Tierra

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Consideraciones Generales Índice 1 Objeto y alcance ...........................................................................................5

2 Definiciones...................................................................................................5

2.1 Red Rural ( LMTR) ....................................................................................................5 2.2 Línea de Media Tensión Rural (LMTR) ....................................................................5 2.3 Línea de Derivación ...................................................................................................5 2.4 Puestos de transformación MT/BT (S.E.T) ................................................................5 2.5 Conductor ...................................................................................................................5 2.6 Apoyos........................................................................................................................5

2.6.1 Apoyo de Alineación..........................................................................................6 2.6.2 Apoyo de Desvío ................................................................................................6 2.6.3 Apoyo de Retención ...........................................................................................6 2.6.4 Apoyo de Cruce ..................................................................................................6 2.6.5 Apoyo de Terminal.............................................................................................6 2.6.6 Apoyo de Combinado.........................................................................................6 2.6.7 Apoyo de Especial ..............................................................................................6 2.6.8 Apoyo Adoptado como Nominal........................................................................6

2.7 Tiro .............................................................................................................................6 2.8 Aislación.....................................................................................................................6

2.8.1 Aislación de Apoyo ............................................................................................6 2.8.2 Aislación Suspendida .........................................................................................6

2.9 Dispositivos Antivibratorios.......................................................................................6 2.9.1 Dispositivos Pasivos o de Refuerzo ...................................................................6 2.9.2 Dispositivos Activos o Amortiguadores.............................................................6

2.10 Vano ...........................................................................................................................7 2.11 Flecha .........................................................................................................................7 2.12 Altura Libre ................................................................................................................7 2.13 Sistemas monofásicos MRT .......................................................................................7

2.13.1 Introducción........................................................................................................7 2.13.2 Sistema monofilar con retorno por tierra (Simple o Básico)..............................7 2.13.3 Sistema monofilar con retorno por tierra y transformador de aislamiento.........8 2.13.4 Sistema monofilar con retorno por tierra y neutro parcial..................................8

3 Consideraciones Técnicas para la Construcción de las Líneas...............9

3.1 Tensiones de Servicio.................................................................................................9 3.2 Caída de Tensión Admisible y Pérdidas Activas........................................................9 3.3 Conductores Utilizados ..............................................................................................9

3.3.1 Características del Conductor (Acero 10 mm2)..................................................9 3.3.2 Cincado del Alambre ........................................................................................10

3.4 Alturas Libres Mínimas ............................................................................................10 3.5 Disposiciones............................................................................................................10 3.6 Vanos Máximos y Flechas Admisibles ....................................................................10



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3.7 Tensado de Conductores...........................................................................................10 3.8 Tipos de Apoyo ........................................................................................................10 3.9 Tipo de Aislación .....................................................................................................10

3.9.1 Características generales de equipos y accesorios............................................10 3.10 Transformadores.......................................................................................................10 3.11 Dispositivos Antivibratorios.....................................................................................11 3.12 Nivel de Aislación ....................................................................................................11 3.13 Retenciones...............................................................................................................11 3.14 Coeficientes de Seguridad ........................................................................................11 3.15 Tensiones Admisibles en los Apoyos.......................................................................11 3.16 Hipótesis de Cálculo.................................................................................................11 3.17 Distancias Mínimas ..................................................................................................11 3.18 Empotramientos........................................................................................................11

3.18.1 Directo ..............................................................................................................11 3.18.2 Indirecto............................................................................................................12

3.19 Tendido y Fijación de Conductores..........................................................................13 3.20 Puesta a Tierra (P.A.T) .............................................................................................13 3.21 Crucetas y Accesorios ..............................................................................................13 3.22 Empalme del Conductor ...........................................................................................13 3.23 Comando y Protección de Líneas .............................................................................13

3.23.1 Protección contra sobrecorrientes.....................................................................13 4 Condiciones Técnicas para la Construcción de Líneas MRT ................14

4.1 Potencias...................................................................................................................14 4.2 Distancias .................................................................................................................14 4.3 Condiciones técnicas generales ................................................................................14

4.3.1 Tensiones primarias de suministro ...................................................................14 4.3.2 Caída de tensión admisible ...............................................................................14 4.3.3 Corriente admisible ..........................................................................................15 4.3.4 Interferencias electromagnéticas inducidas ......................................................15 4.3.5 Tensiones de paso y de contacto ......................................................................15 4.3.6 Conductores ......................................................................................................16 4.3.7 Puesta a tierra ...................................................................................................17

4.4 Pérdidas de transmisión ............................................................................................19 5 Acometida de medición..............................................................................19

5.1 Ubicación..................................................................................................................19 5.2 Tipos de medición ....................................................................................................19 5.3 Caja...........................................................................................................................20 5.4 Protección en baja tensión ........................................................................................20 5.5 Conexión provisoria .................................................................................................20 5.6 Conexión definitiva ..................................................................................................20

6 Lineamientos para la ejecución del proyecto ..........................................21

6.1 Pautas generales para su ejecución...........................................................................22 6.2 Aprobación de la documentación .............................................................................23 6.3 Ejecución de los trabajos ..........................................................................................23



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6.4 Verificación de la calidad de los materiales .............................................................23 6.5 Inspecciones de Cumplimiento.................................................................................24

7 Prescripciones especiales (Restricciones).................................................25

7.1 Impacto ambiental ....................................................................................................25 7.2 Franja de seguridad...................................................................................................25

7.2.1 Líneas Trifásicas y Bifásicas ............................................................................25 7.2.2 Líneas MRT......................................................................................................26

7.3 Tareas .......................................................................................................................27 7.4 Puesta a tierra en las alambradas ..............................................................................27 7.5 Servidumbres ............................................................................................................28

8 Mantenimiento ...........................................................................................28

8.1 Puesta a tierra ...........................................................................................................28 8.2 Transformadores de aislamiento...............................................................................29 8.3 Postes de madera ......................................................................................................29

9 Otras condiciones .......................................................................................30

9.1 Disposiciones generales............................................................................................30 10 Referencias y – Normas para Consulta ................................................31

Anexo“A”

METODOLOGÍA DEL ESTUDIO ECONÓMICO DE ALTERNATIVAS

DE LÍNEAS MONOFÁSICAS RURALES EN MT......................................33

Líneas Monofásicas y MRT .................................................................................................35 Alternativa de Al 25 mm2 PoPm .....................................................................................35 Alternativa de Acero 10 mm2 PoPm...............................................................................39 CONCLUSIONES............................................................................................................43

Líneas Trifásicas...................................................................................................................47 Alternativa de Al 25 mm2 PoPm.....................................................................................47 Alternativa de Acero 10 mm2 PoPm...............................................................................51 CONCLUSIONES............................................................................................................55

Anexo“B”

Tablas de Caídas de Tensión............................................................................56

Caída de tensión en Sistemas Monofásicos MRT ...............................................................56 Caída de tensión en Sistemas Trifásicos...............................................................................59

Anexo“C”

Tablas de Pérdidas Activas ..............................................................................62

Pérdidas Activas en Sistemas Monofásicos MRT...............................................................62 Pérdidas Activas en Sistemas Trifásicos ..............................................................................63



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CONSIDERACIONES GENERALES En la provincia existe una gran cantidad de zonas rurales que no poseen energía eléctrica debido a que los costos de llevar una línea a esas zonas, es elevado para el usuario y para la empresa distribuidora. Sabiendo que los márgenes de rentabilidad de la distribución de la energía eléctrica se reduce cuando se reduce el consumo de energía, y que los costos de obra son importantes frente a la potencia demandada, tal es el caso de los servicios rurales, estas consideraciones han hecho que las zonas rurales dispongan de poco desarrollo en la distribución eléctrica, siendo la misma el pilar de una mejor calidad de vida y el motor del desarrollo económico de dichas zonas. Es por ello que se ha desarrollado la presente Especificación Técnica, la que se basa fundamentalmente en dos modificaciones de los conceptos tradicionales, que son el empleo de conductores de acero y del retorno por tierra (sin neutro metálico) para extensiones monofásicas, bifásicas ó trifásicas. Cabe aclarar que estas líneas se utilizaran solo como derivaciones de las troncales. De esta manera se da solución tanto a un solo usuario de poca demanda a pocos kilómetros de un trayecto troncal, como a un grupo de usuarios distante, ofreciendo una alternativa para el desarrollo de la vida cotidiana, como el progreso en las actividades productivas rurales. En definitiva, con los acontecimientos sucedidos en la economía argentina, e importantes cambios en materia de ingeniería eléctrica, y del interés general de contar con una Reglamentación que regule en forma clara y precisa la ejecución de las instalaciones involucradas, propendiendo a la preservación de la seguridad de las personas, bienes y animales, la prevención de riesgos y el correcto funcionamiento de la instalación para el uso previsto, y adecuarse a la normativas nacionales como la de la AEA Reglamentación de Líneas Aéreas Exteriores de Media Tensión y Alta Tensión, Reglamentación de la Secretaria de Energía, las reglamentaciones y ET de la E.P.E.C., las normas IRAM de materiales o en su defecto de las IEC internacionales y otras internacionalmente reconocidas, da como resultado de los considerados mencionados y atendiendo a estos cambios, se dispone de la vigencia de la presente Reglamentación, en la que se han recibido valiosos aportes para el perfeccionamiento de la misma. Con el cumplimiento de las disposiciones de esta Reglamentación, en cuanto al proyecto y la ejecución de las instalaciones, y la utilización de materiales normalizados, todo bajo la responsabilidad de profesionales con incumbencias o competencias específicas, da garantía que la instalación eléctrica cuenta con un nivel adecuado de prestación y seguridad.



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1 Objeto y alcance La presente especificación técnica tiene como objeto reglamentar el proyecto y montaje de instalaciones de líneas aéreas de energía eléctrica en media tensión, ya sean estas trifásicas, bifásicas, ó monofilares con retorno por tierra (MRT), para uso en el ámbito rural, y que se realicen como derivaciones de líneas troncales trifásicas. Estas serán cedidas para su explotación a las cooperativas ó empresas Nota: No se permitirán en estos casos el uso de conductores de acero en los tramos que puedan representar una extensión de la línea troncal. Los materiales usados para la construcción de las líneas serán nuevos, sin uso y cumplirán con todas las especificaciones técnicas de las empresas, normas IRAM, IEC, VDE, según se establezca de forma tal que este garantizada una operación confiable y segura. Este tipo de líneas serán aptas para el trabajo con tensión cumpliendo con todas las condiciones mínimas de seguridad.

2 Definiciones

2.1 Red Rural ( LMTR) Se denominará así a la o las instalaciones trifásicas, bifásicas, ó monofásicas con o sin neutro metálico de media tensión que sirve para alimentar puestos de transformación de los usuarios rurales.

2.2 Línea de Media Tensión Rural (LMTR) Son aquellas líneas instaladas al aire libre, arriba del terreno y conformadas por conductores desnudos, suspendidos o soportados por los correspondientes aisladores, apoyos, y demás accesorios.

2.3 Línea de Derivación Es aquella que se dirige hacia el usuario rural o grupo de ellos partiendo de una línea troncal debiendo ser de características constructivas similares a estas. A diferencia con la línea troncal estas podrían salir de servicio sin afectar el sistema, o con tiempos de restablecimiento mas prolongados.

2.4 Puestos de transformación MT/BT (S.E.T) Serán estos los distintos puestos de reducción de media a baja tensión que son utilizados para brindar el servicio eléctrico en baja tensión a los usuarios.

2.5 Conductor Se denominará así genéricamente a:

• Conductores de energía ya sean estos de conformación multifilar ó unifilar. • Conductor de neutro.

2.6 Apoyos Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C.



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2.6.1 Apoyo de Alineación Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C.

2.6.2 Apoyo de Desvío Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C.

2.6.3 Apoyo de Retención Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C.

2.6.4 Apoyo de Cruce Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C.

2.6.5 Apoyo de Terminal Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C.

2.6.6 Apoyo de Combinado Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C.

2.6.7 Apoyo de Especial Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C.

2.6.8 Apoyo Adoptado como Nominal Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C.

2.7 Tiro Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C.

2.8 Aislación Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C.

2.8.1 Aislación de Apoyo Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C.

2.8.2 Aislación Suspendida Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C.

2.9 Dispositivos Antivibratorios

2.9.1 Dispositivos Pasivos o de Refuerzo Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C.

2.9.2 Dispositivos Activos o Amortiguadores Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C.



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2.10 Vano Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C.

2.11 Flecha Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C.

2.12 Altura Libre Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C.

2.13 Sistemas monofásicos MRT

2.13.1 Introducción Este tipo de sistema de distribución es usado en varios países del mundo para electrificación rural. Es destacable que la difusión del sistema se debe principalmente a la disminución considerable de costos y tiempos de construcción frente al de una línea convencional. Es además importante destacar que en general el tipo de consumo en las zonas rurales es de baja demanda, lo que hace al sistema mas apropiado para tal fin, además de las características antes mencionadas. Se pueden destacar tres configuraciones básicas usadas en general, pudiendo existir combinaciones entre ellas. Las configuraciones son:

• Sistema monofilar con retorno por tierra (Simple o Básico). • Sistema monofilar con retorno por tierra y transformador de aislamiento. • Sistema monofilar con retorno por tierra y neutro parcial.

2.13.2 Sistema monofilar con retorno por tierra (Simple o Básico) Este sistema esta constituido por un conductor único conectado a una de las fases, con tensión de alimentación de 7,62 [kV] (figura 1). Este conductor se encuentra vinculado a un extremo de la bobina primaria del transformador monofásico del usuario, estando el otro extremo de la bobina rígidamente a tierra. Con esta configuración se logra el equivalente a un sistema monofásico con neutro metálico convencional.

Figura 1: Sistema MRT sin transformador de aislamiento.



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2.13.3 Sistema monofilar con retorno por tierra y transformador de aislamiento En esta variante se repite como en el anterior una alimentación al usuario por medio de un sistema monofásico, pero con la inclusión de un transformador en el arranque de la línea (figura 2) que en general es de relación 1:1. Este transformador llamado de aislamiento, esta tomado a dos fases de la línea trifásica convencional, es decir con tensión de alimentación de 13,2 [kV]; siendo la tensión de distribución ahora esta.

Figura 2: Sistema MRT con transformador de aislamiento.

La inclusión de este transformador trae aparejadas las siguientes ventajas:

• Elevación de la tensión de distribución y con ello la extensión de la línea. • Limitación de las corrientes de corto circuito. • Pero también trae aparejadas las siguientes desventajas: • Mayor costo de instalación, por la inclusión del transformador de aislamiento. • Limitación de la potencia de la línea a la potencia efectiva del transformador. • Necesidad de mayor cuidado en la puesta a tierra (P.A.T) del transformador de

aislamiento.

2.13.4 Sistema monofilar con retorno por tierra y neutro parcial Esta configuración es similar a la de la figura 1, teniendo la particularidad que las P.A.T están interconectadas entre si, lo cual es necesario en lugares donde la resistividad del terreno es mala, logrando de esta forma bajar las resistencias de tierra a los valores necesarios. Esta solución es muy parecida a la convencional con neutro metálico, teniendo la particularidad que el sistema esta conectado en su retorno con la subestación transformadora (S.E.T) de origen a través de la tierra (figura 3).



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Figura 3: Sistema MRT con neutro parcial.

3 Consideraciones Técnicas para la Construcción de las Líneas

3.1 Tensiones de Servicio Las tensiones de servicio normalizadas para la distribución rural serán 13,2 kV entre fases y 7,62 kV entre fase y neutro.

3.2 Caída de Tensión Admisible y Pérdidas Activas Desde el punto de arranque del sistema de media tensión hasta el transformador o S.E.T máximo 5 %. Las pérdidas activas deberán ser determinadas tomando en cuenta solamente la parte activa de la potencia en la condición de plena carga, siendo el valor máximo a verificar de 1,48 % de la potencia a instalar.

3.3 Conductores Utilizados Se podrán utilizar los siguientes conductores de acero cincado tipo SAE 1050 sección 10 mm2

a 25 mm2 siendo de una sola sección o como formación de 7 hilos según lo establecen las normas IRAM 518 y 666.

3.3.1 Características del Conductor (Acero 10 mm2) Material: alambre de acero cincado SAE 1050 de alta resistencia. Sección real: 10,46 mm2 Formación: 1 x 3,65 (Nº x mm) Diámetro real: 3 65 mm Peso por metro: 0,0822 kg/m Carga de rotura mínima: 1.200 kg Tensión máxima admisible: 45,00 kg/ mm2

Tensión máxima admisible para el estado de carga de temperatura media anual sin sobrecarga de vientos: 19,00 kg/mm2 Módulo de elasticidad: 16.000 kg/ mm2 Coeficiente de dilatación térmica: 11 x 10-6 1/ºC



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Resistencia eléctrica: 16,3 Ω/km Largo normal de fabricación: 500 m

3.3.2 Cincado del Alambre La masa mínima de la capa útil de cinc electrolítico del alambre será de 140 g/m2 y ensayada según lo prescripto por norma IRAM 519.

3.4 Alturas Libres Mínimas Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C. punto 3.14.

3.5 Disposiciones Se utilizaran las disposiciones siguientes:

• Bifásicas y Trifásicas coplanar Horizontal sobre poste y cruceta. • Bifásicas Especiales con perno tipo “L” en el lateral del poste. • Monofásicas en la cima del poste con neutro en el lateral. • Monofásicas en la cima del poste con retorno por tierra.

3.6 Vanos Máximos y Flechas Admisibles Se tomará como vano máximo de 180 m para el tramo rural.

3.7 Tensado de Conductores Se tomará lo estipulado en la ET 1006 de E.P.E.C. punto 9.

3.8 Tipos de Apoyo Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C. puntos 4.2 y 5.5.

3.9 Tipo de Aislación Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C. punto 4.9. Además de las siguientes condiciones generales:

3.9.1 Características generales de equipos y accesorios

3.9.1.1 Tipos de aisladores

3.9.1.1.1 Aisladores de alineación Podrán ser de porcelana MN3 o similar en material orgánico, según ET 51 de la E.P.E.C..

3.9.1.1.2 Aisladores de retención Serán de material orgánico según ET 51 y ET 75 de la E.P.E.C..

3.10 Transformadores Deberán ser nuevos, bobinados en cobre, y cumplir en un todo las normas IRAM 2279. Deberá entregarse certificado con toma de muestra fehaciente y oblea “Libre de PCBs”, otorgada por CEQUIMAP o institución habilitada.



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3.11 Dispositivos Antivibratorios Estos podrán ser del tipo preformados o similar para los pasivos y del tipo con contrapesos para los activos de acuerdo a lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C.

3.12 Nivel de Aislación Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C. punto 3.4.

3.13 Retenciones Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C. punto 3.7.

3.14 Coeficientes de Seguridad Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C. punto 3.9.

3.15 Tensiones Admisibles en los Apoyos Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C. punto 3.10.

3.16 Hipótesis de Cálculo Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C. punto 3.12.

3.17 Distancias Mínimas Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C. punto 3.16.

3.18 Empotramientos

3.18.1 Directo

3.18.1.1 Apoyos de Madera • Los apoyos de madera se empotraran directamente en el suelo respetando las

disposiciones y constructivos estipulados en la ET 1002 de E.P.E.C. En ningún caso la profundidad de empotramiento será menor que:

m_80,010L

Le +

=

Siendo: Le = Longitud de empotramiento en metros [m]. L = Longitud del poste en metros [m].

• La diferencia entre el agujero y el poste se rellenara con tierra compactada por un pisón de hierro hasta el rechazo del terreno.

• En los casos que el ente de control lo crea necesario se realizara el relleno del espacio mencionado en el punto anterior, por medio de suelo-cemento ( una parte de cemento y diez de tierra de la misma extracción, mezclada en seco) y compactada con pisón de hierro hasta el rechazo del terreno.



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3.18.1.2 Apoyos de Hormigón

• Los soportes de alineación, angulares, y retención podrán ser enterrados directamente siempre que el suelo posea un coeficiente de compresión mayor de 4,5 kg / cm2. En cuyo caso el empotramiento nunca será menor que:

m_110L

Le +

=

Siendo:

Le = Longitud de empotramiento en metros [m]. L = Longitud del poste en metros [m]

• La diferencia entre el poste y el agujero (0,65 m mínimo) se rellenara ¼ desde la parte inferior con tierra de la misma extracción y el ¾ restante con hormigón simple como se indica en los puntos sucesivos.

• En casos especiales expresamente autorizados por el ente controlador el cemento simple se podrá cambiar por suelo-cemento ( una parte de cemento y diez de tierra de la misma extracción, mezclada en seco) y compactada con pisón de hierro hasta el rechazo del terreno.

3.18.2 Indirecto Los soportes dobles o aquellos que no cumplan las condiciones estipuladas en el punto 3.17.1 o que el ente de control crea necesario deberán llevar fundaciones en el empotramiento.

3.18.2.1 Fundaciones • Las fundaciones podrán ser de hormigón simple o armado tomando como

metodología de cálculo a las siguientes.

Tipo de Terreno Método de Cálculo Blandos o de baja presión admisible PHOL

Rígidos SULZBERGER Además, las condiciones mínimas a cumplir son:

• La longitud de empotramiento será en todos los casos mayor al 10 % de la longitud del poste.

• El espesor mínimo de las paredes del poste será de 0,15 m y no se considerara como espesor útil al sello que queda entre el hormigón y el poste.

• Espesor mínimo del fondo de la fundación 0,20 m y no menor que 31

de la altura de

este.

3.18.2.2 Dosaje y Calidad del Hormigón • La calidad de los hormigones será del Grupo H-1 Clase H-13 (s/CIRSOC 201)



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• La mezcla realizada deberá cumplir con todas las características estipuladas en las

normas IRAM 1254 y 1546, para probetas de 130 kg / cm2 con 28 días de antigüedad y un contenido mínimo de cemento de 300 kg / m3 .

• El dosaje usado será de 1:3:5 de cemento, arena gruesa del río Paraná o similar, y piedra partida de 1 a 3 cm respectivamente. El cemento no presentará signos de endurecimiento, no permitiéndose su tamizado total o parcial. La arena, piedras y demás aditivos deberán estar libres de impurezas y el tamaño máximo nominal para el agregado grueso y firmeza para la arena se estipularan según los limites de la CIRSOC 201.

• No deberá transcurrir mas de cinco (5) minutos entre la preparación de cada pastón y su utilización, excepto cuando se lo bata adecuadamente durante su transporte.

3.19 Tendido y Fijación de Conductores Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C. punto 4.10 y la ET 1006 de E.P.E.C. punto 11.

3.20 Puesta a Tierra (P.A.T) Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C. punto 4.8.

3.21 Crucetas y Accesorios Se tomará lo estipulado en la ET 1002 de E.P.E.C. punto 5.5.

3.22 Empalme del Conductor Se tomará lo estipulado en la ET 1006 de E.P.E.C. punto 10.

3.23 Comando y Protección de Líneas

3.23.1 Protección contra sobrecorrientes

3.23.1.1 Líneas Trifásicas, Bifásicas y Monofásicas con Neutro Para la protección y comando se usaran reconectadores automáticos en el punto de conexión a la red troncal, pudiendo usarse seccionadores fusibles automáticos MN 245 (uno por fase), o fusibles de reenganche secuencial o automáticos (para sistemas pequeños).

3.23.1.2 Línea MRT Solo se aceptarán seccionadores fusibles automáticos MN241 (100[A] 15[kV]), o similar, caña larga o en su defecto reconectadores automáticos. Nota: En cualquiera de las opciones se deberá verificar la correcta coordinación con las demás protecciones del sistema de distribución.

3.23.1.3 Protección contra sobretensiones Se instalaran en todos los casos descargadores de 5[kA] 15[kV], de marca reconocida, en cada fase lo mas cerca de la S.E.T posible.



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3.23.1.4 Protecciones en las derivaciones a usuario En la conexión de las derivaciones particulares a la línea troncal, o secundaria, deberán colocarse seccionadores fusible automático MN241-XS.

4 Condiciones Técnicas para la Construcción de Líneas MRT

4.1 Potencias En el caso de la potencia de transmisión esta quedara limitada por la corriente admisible del conductor, la caída de tensión a lo largo de la línea, pérdidas activas y las interferencias electromagnéticas provocadas a otras instalaciones (si existiesen). En el caso de los transformadores usados para las acometidas a usuarios serán del tipo monofásico, con relaciones de transformación 13,2/0,231 [kV] ó 7,62/0,231 [kV], siguiendo estos dos últimos la norma IRAM 2279. Nota: Ver en los anexos las tablas de caídas de tensión y pérdidas activas

4.2 Distancias En lo que a las distancias de extensión de la línea se refiere, su limitación lo establece las caídas de tensión y las pérdidas activas, debiendo considerarse el uso de una red trifásica convencional cuando se sobrepase la distancia máxima recomendada ya que podría ser antieconómica dicha distribución.

4.3 Condiciones técnicas generales

4.3.1 Tensiones primarias de suministro Las tensiones de servicio normalizadas para los sistemas rurales serán: 13,2 [kV] entre fases y 7,62 [kV] entre fase y neutro.

4.3.2 Caída de tensión admisible

4.3.2.1 Valor máximo Desde la conexión a la red troncal de media tensión hasta el transformador del usuario: máximo 5 %.

4.3.2.2 Cálculo La fórmula para el cálculo de la caída de tensión, expresada como porcentaje de la tensión de suministro es la siguiente:

100V10

)senXcosR(LN(%)V 2

S3

SS ⋅⋅

ϕ⋅+ϕ⋅⋅⋅=∆

Donde N = Carga en el ramal [kVA] ∆V % = Caída de tensión como porcentaje de la tensión de suministro [ %] L = Longitud del circuito [km] Rs = Resistencia equivalente del conductor de fase [Ω/km] Xs = Reactancia equivalente del conductor de fase [Ω/km] Vs = Tensión de suministro entre fase y tierra [kV]



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ϕ =Angulo del factor de potencia de la carga Para el cálculo de Rs y Xs, las fórmulas adoptadas son:

420S 10fRR −⋅⋅π+=

⋅⋅⋅π⋅= −

o

e4S D

Dln10f4X

Donde Ro = Resistencia del conductor en C.A., a la temperatura de operación [Ω / km] f = Frecuencia del sistema [Hz] De = Distancia entre el conductor de fase y el conductor ficticio de retorno, calculada por la fórmula:

f9,658De

ρ⋅=

Donde: ρ= Resistividad del suelo [Ωm] Do = Radio medio geométrico del conductor [m] Nota: No se considera el camino de retorno por tierra.

4.3.3 Corriente admisible La intensidad de corriente máxima que circulará por cada ramal será la resultante del diseño. Nota: Deben tenerse en cuenta los valores máximos sugeridos por otras entidades al respecto (Art. 6.9 AEA, CEPEL, ELETROBRAS, NZECP, etc.). Los mismos rondan entre 8 y 10 [A].

4.3.4 Interferencias electromagnéticas inducidas Se deberá verificar la inducción de interferencias electromagnéticas a todas las instalaciones susceptibles de este tipo de perturbación que se encuentren a una distancia menor de 80 [m] de la línea MRT, siguiendo las recomendaciones de la IEEE std 776-1992. Nota: Los valores máximos admitidos de interferencias los fijará el ente encargado de regular el servicio interferido.

4.3.5 Tensiones de paso y de contacto Se debe verificar que las tensiones de paso y de contacto no sobrepasen los limites admitidos, de forma tal que no puedan afectar a las personas y/o animales que puedan estar en las inmediaciones. El calculo y verificación de dichos parámetros se encuentran estipulados en la norma IRAM 2281, estando estos en función de la corriente que circula por la puesta a tierra en servicio y del tiempo que dura el fenómeno en eventos transitorios. En el caso particular del servicio se debe tener en cuenta que la corriente circulara en todo momento por la P.A.T, lo cual es un dato muy importante a tener en cuenta a la hora del calculo ya que se deberá verificar que dichos parámetros estén siempre por debajo de los valores seguros a plena carga, durante un tiempo que dependerá en este caso del transformador. Es decir por sus



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características de comportamiento frente a los corto circuitos, y la sobrecarga máxima admisible por él. Por otro lado la norma VDE 100 recomiendan como valores máximos admitidos a los siguientes:

• Tensión de Paso: será de 65 [V] con una corriente máxima de 30 [mA] • Tensión de Contacto: será de 24 [V]

Nota: Los valores antes mencionados deberán ser contrastados por los métodos de calculo desarrollados en la norma VDE 100, no pudiendo en ningún caso mezclarse ambos métodos de cálculo.

4.3.6 Conductores

4.3.6.1 Tipos Se aceptará el uso de los siguientes conductores para la transmisión de energía:

• Conductor de Acero cincado tipo SAE 1050 de alta resistencia • Conductor de aleación de aluminio (según IRAM 2212), como alternativa para el

sistema MRT.

4.3.6.2 Características • Conductor de Acero: Se tendrán en cuenta las especificaciones de las

características que se detallan para este conductor en la ET 1006 de la E.P.E.C. • Conductor de Aleación de Aluminio: Se deberá seguir lo especificado en la ET

1002 de la E.P.E.C. o en la IRAM 2212.

4.3.6.3 Secciones Las secciones a utilizar en las líneas MRT serán las que resulten del dimensionamiento en el proyecto. Teniendo como base para tal dimensionamiento a la ET 1002 de la E.P.E.C. o “Reglamentación para la ejecución de líneas aéreas exteriores” de la AEA. No pudiendo ser estas menor de 10 [mm2] para conductores de acero según lo indica la ET 1006 de la E.P.E.C., y 25 [mm2] para conductores de aleación de aluminio, según lo indicado en la ET 1002 de la E.P.E.C.

4.3.6.4 Disposición Se utilizará la disposición tipo mono poste con aislador de apoyo tipo MN3 como se muestra en la figura 4.



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Figura 4: Detalle de montaje del aislador.

4.3.6.5 Alturas libres y Distancias mínimas Se tomarán como referencia las distancias y alturas dispuestas en la ET 1002 de la E.P.E.C., las cuales serán no menores a:

• 6 [m] en el caso de propiedad privada, cruce o zona de camino rural, vera de camino distante de la calzada por lo menos 15 [m].

• 7 [m] en el caso de cruce de ruta o camino o a la vera del camino a menos de 10 [m] de la calzada.

4.3.6.6 Vanos máximos y tensado de conductores Se tomarán como referencia las disposiciones y cálculos dispuestos en la ET 1002 de la E.P.E.C. Se debe tener en cuenta que en este punto existe una particularidad, ya que si en la distribución se utilizan conductores de acero los vanos pueden llegar hasta aproximadamente 180 [m]. Siendo este valor aproximadamente el doble del vano máximo logrado con conductores de aleación de aluminio, lo cual es un dato a tener en cuenta ya que el mayor costo de este tipo de líneas será la postación. Es decir que cuanto menos postes se tenga mayor será la disminución del costo. Esta consideración permitirá la transformación de la configuración MRT a trifásica convencional, en caso de ser necesario.

4.3.6.7 Atadura En los apoyos de alineación, se sugiere adoptar las cruzadas y reforzadas que figuran en el plano de detalles constructivos TC1405 de la E.P.E.C.. No obstante ello se aceptará el tipo de atadura que se adopte en el proyecto.

4.3.7 Puesta a tierra

4.3.7.1 Puesta a tierra de servicio Se entiende por puesta a tierra de servicio a aquella que resulte de la vinculación de uno de los bornes del transformador rígidamente a tierra, pudiendo ser esta del transformador de usuario o la del transformador de aislamiento (si existiese). El valor máximo admitido para la resistencia de la puesta a tierra de servicio será de 2 [• ], medidos en la toma a tierra, de acuerdo a la “Reglamentación para la ejecución de líneas aéreas exteriores”, Art. 6.9. Por otro lado se deben tener en cuenta los siguientes recomendaciones para la ejecución de las obras: Colocación de un cartel que advierta los peligros de la rotura total o parcial de la PAT. Todas las bajadas de las P.A.T. de servicio deben estar aisladas al contacto por caños de pvc o algún otro método que asegure dicha aislación. Es recomendable realizar cercas perimetrales de protección en los lugares en donde pueda ser peligroso el acceso de personas o animales, como así también para la protección de las instalaciones.

4.3.7.2 Puesta a tierra de protección Será esta la que resulte de la vinculación física de todas las protecciones contra descargas atmosféricas, incluyendo los descargadores. Esta puesta a tierra de protección deberá estar



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como mínimo a 20 [m] de distancia de la puesta a tierra de servicio, por razones de independencia de funcionamiento de los sistemas. Se aceptara como valor límite máximo para la resistencia de puesta a tierra de protección a 10 [Ω], medidos en la toma de tierra. El conductor de vinculación con los dispersores deberá estar enterrado como mínimo 1 [m] de forma tal de no interferir con la puesta a tierra de servicio. Estos valores deberán estar en concordancia con lo especificado en la “Reglamentación para la ejecución de líneas aéreas exteriores” de la AEA, Art. 6.9.

4.3.7.3 En las subestaciones Deberán instalarse dos (2) puestas a tierra independientes, una para los descargadores y otra para neutro y masa del transformador. Sugerimos que ambos dispersores lleguen a la primera napa de agua, o en su defecto sean hincados a presión y que su parte superior quede a no menos de 0,80 [m] desde el nivel del terreno.

4.3.7.4 Métodos de puesta a tierra En general un sistema de P.A.T en este tipo de líneas con retorno por tierra, es utilizado en servicio continuo y no en forma esporádica como en las líneas convencionales. Por tal motivo el sistema de puesta a tierra debe incluir el estudio de los parámetros que contribuyen a la variación de la resistencia del suelo. El método que se utilizara para la puesta a tierra será el de tres jabalinas en disposición de triángulo como lo indica la figura 5.

Figura 5: Tres jabalinas formando un triángulo.

4.3.7.5 Cálculo Se recomienda el uso del método de cálculo y dimensionamiento de las puestas a tierra, estipulado por la norma IRAM 2281. Deberán ajustarse a los siguientes lineamientos generales:

• Las bajadas de P.A.T deberán estar aisladas o protegidas por un caño de pvc en todo su recorrido externo hasta por debajo del terreno aprox. 0,80 [m].

• En conductor será de Cobre (Cu) de 25 [mm2] de sección, o superior, debiendo ser verificado según el Art.15.12 de la “Reglamentación para la ejecución de líneas aéreas exteriores” de la AEA.



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• La bajada de P.A.T deberá realizarse por lo menos en dos (2) lugares diferentes del

poste por cuestiones de seguridad y poder mantener así una conexión permanente a tierra.

• No se admitirá en ningún caso uniones abulonadas o por terminales entre el cable de bajada y las jabalinas. Estas deberán ser del tipo soldadura cupro-aluminotermica o similar.

• El cable de unión entre jabalinas deberá estar enterrado por lo menos 0,80 [m], salvo en puesta a tierra de protección. Este deberá ser de cobre, de sección mínima de 25 [mm2].

• No admitiéndose en ningún caso el uso de otro material. • Las jabalinas serán de cobre con alma de acero (Ac-Cu), o totalmente de Cobre

(Cu), según norma IRAM 2309.

4.3.7.6 Medición • Las mediciones se realizarán ajustándose a los métodos estipulados en la norma

IRAM 2281. Se deberá realizar las siguientes mediciones en las puestas a tierra:

• Medición de la bajada de tierra. • Medición de la toma de tierra.

4.4 Pérdidas de transmisión En este sentido se puede decir que en este tipo de líneas MRT las pérdidas variaran de acuerdo al material utilizado como conductor. En este punto se debe tener en cuenta que el acero al tener mayor resistividad que el aluminio provocara obviamente mayores pérdidas, sin embargo según las investigaciones realizadas se ve que las pérdidas están dentro de los márgenes manejados ya sean monofásicas o trifásicas. Cave considerar también aquí que lo antes dicho se refiere solo a las pérdidas activas. Entonces al tomar en cuenta las pérdidas en el transformador de aislación, se provocara una modificación en el valor de estas pérdidas debido al bajo factor de uso que poseen estas líneas, por lo cual es importante tener transformadores de aislamiento de bajas pérdidas de forma tal de no ver incrementado el valor de las pérdidas

5 Acometida de medición

5.1 Ubicación En todos los casos el puesto de medición se ubicara fuera del puesto de transformación y a una distancia no mayor de 20 [m].

5.2 Tipos de medición Se usarán en este caso medición en baja tensión, con transformadores y medidores de energía estándar emplazados en una pilar normalizado para tal uso o directamente emplazado en el poste con la debida protección de las acciones climáticas.



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5.3 Caja Podrán ser metálicas cincadas, preferentemente con apertura lateral, de buena calidad y tener compartimiento para el medidor y el interruptor termomagnético, con su juego de fusibles NH. también podrán instalarse cajas construidas en material aislante antivandálico para la intemperie, con reseteo frontal de la llave termomagnética.

5.4 Protección en baja tensión Se hará con interruptor termomagnético con enganche tipo DIN, y/o fusibles NH ambos de marca reconocida.

5.5 Conexión provisoria El proveedor autorizará la conexión provisoria de la obra, una vez que asesores técnico de la misma suscriban el acta correspondiente y se encuentren cumplimentados los demás trámites administrativos, abonándose previamente los derechos correspondientes.

5.6 Conexión definitiva La conexión definitiva se concretará un año después si en ese lapso no se hubiesen detectado defectos en materiales y/o construcción, o vicios ocultos en la obra. En caso de detectarse se intimará al usuario titular del servicio para que los corrija, otorgándose al respecto un tiempo estimado para ello, caso contrario no se concretará la conexión definitiva, pudiéndose determinar el corte del servicio si se ve afectada su calidad o razones de seguridad lo hicieren recomendable.



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Figura 6: Detalle bajada para la S.E.T MRT.

6 Lineamientos para la ejecución del proyecto El proyecto será realizado por un profesional competente, debidamente matriculado en el



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CIEC y habilitado.

6.1 Pautas generales para su ejecución Las pautas a considerar para la confección del proyecto serán las siguientes:

• Finalidad de la obra, destacando su necesidad o conveniencia. • Describir y definir la instalación y sus accesorios. • Ajustarse a las especificaciones técnicas de la presente reglamentación, elevándose

al ERSEP para el trámite de ley. • Preveer el punto de alimentación al sistema.

Documentación a presentar:

• Memoria descriptiva. Se incluirán aquí como mínimo los siguientes ítems: Denominación del prestatario del servicio. Indicación del área geográfica que abarca la obra eléctrica proyectada. Breve descripción de la obra.

• Planos del proyecto eléctrico. Este ítem constará de las siguientes partes: Traza de la línea georreferenciada con la ubicación de bases, postación y

elementos accesorios correspondientes. Ubicando el o los puntos de conexión a la red principal.

Documentación de la obra (proyecto ejecutivo y conforme a obra), utilizando las simbologías, materiales y tipos constructivos normalizados por la prestataria del servicio.

Fotocopia del o los impuesto/s inmobiliario/s correspondientes a los predios a electrificar.

Se deberá consignar el o los propietario/s o usufructuario/s del sistema eléctrico que se está proyectando.

Cronograma de ejecución de las obras. • Cálculos Eléctricos y Mecánicos:

Cálculo y dimensionamiento de las puestas a tierra (protección y usuario). Selección de los conductores a utilizar. Cálculo de las caídas de tensión y pérdidas activas. Selección de protecciones y selectividad de las mismas. Dimensionamiento mecánico de postes y estructuras. Cálculo de fundaciones de la postación (si correspondiese). Proyección de la demanda. Dimensionamiento mecánico de los accesorios (en caso que corresponda).

• Cómputo y presupuesto: Se confeccionará el computo métrico y presupuesto detallado de los elementos que componen la instalación discriminado por rubros (MT, BT, P.A.T, etc.), indicando los precios unitarios diferenciando, además los costos por materiales, mano de obra, IVA, otros impuestos y toda otra erogación que haga al costo de la obra.

• Convenios, contratos, permisos y/o servidumbres: Se deberán presentar todos los documentos pertinentes a la ejecución de la línea.



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6.2 Aprobación de la documentación La documentación presentada será analizada y como conclusión del análisis se calificará en una de las siguientes formas:

• Aprobada. • Aprobada con observaciones. • Rechazada.

La entrega de la documentación se hará por triplicado, siendo devuelta una copia al interesado pudiendo éste realizar consultas tendientes a facilitar la aprobación de aquellas obras rechazadas. El ente se reserva un plazo de quince (15) días corridos para la devolución de la documentación, como así también el interesado dispone del mismo tiempo para presentar la documentación corregida. La planimetría deberá contar con todos los accidentes topográficos, obstáculos, etc. relacionados con la traza de la línea y demás detalles importantes como caminos, líneas telefónicas, etc. serán realizadas en las escalas normalizadas por el ente aprobador de dicho proyecto. Adjunto a la documentación requerida se deberá entregar el total en soporte digital (cd-rom).

6.3 Ejecución de los trabajos Una vez aprobado el proyecto se autorizará la ejecución de los trabajos que deberán estar bajo la conducción de un profesional habilitado para tal fin. El ente aprobador designará un inspector de obras el cual tendrá a su cargo el seguimiento y recepción de la obra; o bien la cooperativa de distribución fijará el control. La obra se ejecutará respetando el proyecto ejecutivo, debiendo consultar con el inspector cualquier diferencia que surja en la ejecución de la misma debiendo quedar debidamente asentado por escrito la autorización. Estas diferencias deberán quedar plasmadas en el proyecto conforme a obra. Toda la documentación inherente a la ejecución de la misma como ordenes de servicio, pedido de inspección, ensayos de materiales, materiales utilizados, equipos a proveer, deberán ser canalizadas por medio de la inspección.

6.4 Verificación de la calidad de los materiales La empresa de servicio y/o cooperativa en cuestión verificará la calidad de los materiales que se instalen en la obra, mediante los recaudos que a continuación se describen. Protocolo de ensayo por parte del fabricante Se exigirá la copia certificada del documento para los siguientes materiales:

• Postes • Morsetería • Aisladores • Conductores • Seccionadores • Reconectadores • Descargadores • Transformadores



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Reserva de ensayo Adicional a lo anterior, y a cargo del contratista, la empresa de servicio y/o cooperativa en cuestión se reserva el derecho de solicitar ensayo específico para:

• Transformadores: Ensayos de rutina. • Postes de madera creosotados: Ensayo de retención y calidad de la creosota

6.5 Inspecciones de Cumplimiento 1. En razón de revestir, la línea necesaria para tomar servicio en el punto de conexión

autorizado, carácter privado al igual que su construcción, queda bajo total responsabilidad del propietario o solicitante del servicio el cumplimiento de las leyes laborales, de higiene y seguridad en el trabajo, provisionales y toda otra norma nacional o provincial que corresponda con motivo de la construcción de la obra objeto del presente.

2. La empresa de servicio y/o cooperativa en cuestión, a través de sus asesores técnicos, se reserva el derecho de verificar el cumplimiento de las condiciones mínimas en la obra (documentación, materiales y mano de obra), para lo cual el asociado o solicitante del servicio deberá proveer, y tomar a su cargo, la movilidad, equipamiento, instrumentos y personal necesario para llevarla a cabo, en forma segura. Esta verificación no libera al profesional contratado por el asociado o solicitante del servicio, de las responsabilidades que le caben por el proyecto, dirección y/o representación técnica, como así tampoco reemplaza ni sustituye las inspecciones que pudieren realizar los órganos provinciales de aplicación (ERSEP, CIEC).

3. Las etapas de verificación in-situ de la obra serán fijadas por la empresa de servicio y/o Cooperativa en cuestión en el acta de replanteo, y deberán ser solicitadas fehacientemente por el asociado solicitante del servicio, o su contratista, con por lo menos 48 horas de antelación a la necesidad de concreción.

4. En virtud de que el contrato de concesión suscripto entre la provincia de Córdoba y la empresa de servicio y/o Cooperativa en cuestión, impone a esta en su carácter de concesionaria, la obligación de dar cumplimiento a toda la legislación que por cualquier concepto le sea aplicable y evitar la competencia desleal; la empresa de servicio y/o cooperativa en cuestión podrá solicitar los comprobantes correspondientes que demuestren el cumplimiento de las normas citadas, sin cuya presentación en regla no podrá autorizarse la conexión provisoria. El usuario al momento de solicitar la conexión deberá presentar en original y copia las facturas de ley extendidas por el proyectista, director y locador de la obra ejecutada, a fin de probar su propiedad sobre la obra y la individualización de los responsables de la garantía de obra correspondiente.



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7 Prescripciones especiales (Restricciones)

7.1 Impacto ambiental Los requerimientos ambientales están regulados por la Resolución S.E. 77/1998 de la Secretaría de energía, denominada “Manual de Gestión Ambiental del Sistema de Transporte eléctrico”. En dicho manual se establecen los lineamientos que debe cumplir un proyecto, ejecución de una obra eléctrica y/o explotación de las mismas con la intención de minimizar el daño o el efecto sobre el medio ambiente circundante y remoto. Por otro lado las cuestiones mencionadas en el “Manual de Gestión Ambiental del Sistema de Transporte eléctrico” son las siguiente: Ocupación del espacio: Se deberá aquí estudiar el lugar y espacio a ocupar por las instalaciones ya que de este estudio surgirá el lugar mas conveniente para evitar daños mayores al ambiente. Impacto visual: Se estudiara en este punto que las obras influyan en el paisaje lo menos posible. Radio interferencia: Este punto se refiere como lo indica el titulo a las interferencias que puedan provocar las instalaciones a los radio receptores que se encuentren dentro de las zonas de influencia. Ruido: Se evaluaran los niveles máximos de ruidos a emitir por las instalaciones. Campos de baja frecuencia: Se refiere esto a la presencia de los campos eléctricos, magnéticos, tensiones, corrientes, etc. inducidas o provocadas por las instalaciones.

7.2 Franja de seguridad

7.2.1 Líneas Trifásicas y Bifásicas El ancho mínimo de la franja de seguridad, a tener en cuenta en el trazado de las líneas trifásicas y bifásicas se obtendrá de la siguiente formula:

[ ]m_d2f2aA ⋅+⋅+= Donde: A = Ancho total de la franja [m] a = Distancia horizontal entre los conductores externos [m] f = Declinación máxima del conductor obtenida en la hipótesis de cálculo que considere la máxima presión del viento [m] d = Distancia horizontal mínima de seguridad, a partir de la posición máxima del conductor, esta se fija en 3 [m] para 13,2 [kV]. Nota: podrá adoptarse d = 2 [m] (como caso de excepción) cuando exista imposibilidad material de guardar mayor distancia, en calles ya existentes (abiertas o que estén indicadas en fraccionamientos aprobados antes de la construcción de la línea).



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Figura 7: Detalle de la franja de seguridad en líneas trifásicas y bifásicas.

7.2.2 Líneas MRT El ancho mínimo de la franja de seguridad, a tener en cuenta en el trazado de las líneas se realizará de acuerdo con la siguiente fórmula:

d2f2A ⋅+⋅= Donde: A = Ancho total de la franja [m] f = Declinación máxima del conductor obtenida en la hipótesis de cálculo que considere la máxima presión del viento [m] d = Distancia horizontal mínima de seguridad, a partir de la posición máxima del conductor, esta se fija en 3 [m] para 13,2 [kV]. Nota: podrá adoptarse d = 2 [m] (como caso de excepción) cuando exista imposibilidad material de guardar mayor distancia, en calles ya existentes (abiertas o que estén indicadas en fraccionamientos aprobados antes de la construcción de la línea).



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Figura 8: Detalle de la franja de seguridad para líneas monofásicas con Neutro y MRT.

7.3 Tareas El solicitante del servicio no podrá realizar, por sí o por personas que de él dependan directa o indirectamente, tarea alguna en proximidad de la línea troncal sin contar previamente con la autorización por escrito de la empresa de servicio y/o cooperativa en cuestión , la que arbitrará las medidas necesarias para cortar el suministro eléctrico en el horario acordado. Deberá entenderse como proximidad a la línea troncal, la distancia en la que por el corte de conductores, o por maniobras con postes, grúas, escaleras u otros elementos, las personas o cosas puedan entrar en contacto con dicha línea o causar accidentes a las mismas. De igual manera, no se permitirá el trabajo en la línea, ni en la zona arriba indicada, de personas que no cuenten con los seguros y medidas de protección obligatorias, siendo el solicitante del servicio responsable de todo riesgo que pudiere generar accidentes o inconvenientes, quién expresamente libera a la cooperativa de toda responsabilidad.

7.4 Puesta a tierra en las alambradas Se deberá tener en cuenta que es posible la inducción de tensiones y corrientes en alambrados que se extiendan paralelamente o crucen por debajo de las líneas o instalaciones de metal, que podrían ser peligrosas para la vida humana o animal. Por tales motivos se deberán realizar en todos los casos sin excepción alguna bajadas o conexiones a tierra de todas estas instalaciones que puedan ser susceptibles a tales inducciones, en especial a las cercas o alambrados cercanos. Por los motivos expuestos anteriormente se realizara lo siguiente Las puestas a tierra se ubicarán cada 500 [m], asegurando continuidad en los rompe tramos y tranqueras. Serán realizadas con conductor de Cobre (Cu) de 25 [mm2] y jabalina de Ac-Cu.



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7.5 Servidumbres Se define como franja de servidumbre a aquella que existe a ambos lados de la línea con restricciones de su empleo. No siendo aplicables a espacios públicos, casos en los cuales se definirá una franja de seguridad establecidas por las distancias mínimas exigibles para la seguridad. Los lineamientos generales que establecen las características de la servidumbre se encuentran estipuladas por el código civil, y estando estudiadas desde el punto de vista técnico en el Art. 9 de la Reglamentación para la ejecución de líneas aéreas exteriores”de la AEA. En dicha reglamentación se encuentran los lineamientos para efectuar la servidumbre, como así también las restricciones y condiciones a tener en cuenta para la misma.

8 Mantenimiento En lo referido al mantenimiento de los sistemas monofilares con retorno por la tierra con respecto a los sistemas tradicionales trifilares es relativamente menor en lo que a la línea se refiere. Sin embargo, se debe tener en cuenta que es importante el mantenimiento de:

1. Puesta a tierra. 2. Transformadores de aislamiento. 3. Elementos de protección y maniobra. 4. Postes de madera.

Nota: En todos los trabajos o tareas antes mencionadas se deberán realizar sin tensión y siguiendo todas las medidas de seguridad especificadas para tales tareas por cada empresa. Siendo indispensable la coordinación de estas tareas con cada empresa encargada de prestar el servicio.

8.1 Puesta a tierra Puesta a Tierra de Servicio: En este sistema se debe tener especial atención a esta bajada ya que es la que realiza el cierre del circuito eléctrico haciendo de neutro de la línea. Es por esta razón que se deben realizar en este punto mantenimientos preventivos y correctivos (si fuesen necesarios), periódicos de modo tal de asegurar que las prestaciones mínimas exigidas para el correcto funcionamiento del sistema, las cuales deben permanecer en el tiempo lo mas constante posibles. En las tareas de mantenimiento se deben realizar como mínimo las tareas siguientes:

Inspección visual de las instalaciones: Esta inspección visual tiene por objetivo detectar los posibles daños, aflojes, corrosión, vandalismo, faltantes, etc. que pueda tener la instalación de bajada a tierra que perjudique el funcionamiento de la misma. Es claro que solo se podrá realizar esta inspección a las partes que se ven directamente, debiendo realizarse una inspección a las instalaciones bajo tierra, por lo menos una vez cada un (1) año, de forma tal de detectar los posibles puntos de corrosión ya que esto no se vera evidenciado en las mediciones de resistencia de tierra hasta que esta sea tal que no exista una solución tal que se pueda realizar una reparación rápida.

Medición de la resistencia de tierra: Esta se debe realizar con una periodicidad mínima de seis (6) meses durante el transcurso de los primeros dos (2) años de forma



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tal de poder realizar una estadística de valores que reflejen las variaciones de los valores. Es necesario establecer también en este lapso de dos (2) años una estadística de la variación de la acidez o pH del terreno de forma tal de poder establecer una agresividad y conductividad media del suelo correctamente. luego del transcurso de este lapso inicial se puede bajar el control a una vez por año esto si no existieran variaciones tales que no se tenga la certeza de los valores que se podrían presentar. En el caso del uso de un transformador de aislamiento las bajas de tierra de este deben ser controladas como mínimo cada seis (6) meses, debido a que este punto es de vital importancia para el funcionamiento del sistema completo, y no solo para un usuario. Estas tareas de medición de las resistencias de tierra, se debe realizar con un telurómetro siguiendo los métodos mencionados en la norma IRAM 2281.

Medición de la resistencia de la bajada: Esto se recomienda cuando exista alguna presunción de falla mecánica en el sistema, ya que un falso contacto, como cualquier tipo de daño en la bajada, podría provocar que la resistencia a tierra total sea mayor a lo requerido. Esta medición se debe realizar con un micro-ohmetro, tomándose la medida entre el terminal de tierra y todas las partes metálicas intervinientes en la bajada de puesta a tierra de servicio ya sea del usuario o del transformador de aislamiento. Esta proceso se puede realizar también para la bajada de tierra para descargas atmosféricas si es que existiera.

8.2 Transformadores de aislamiento En lo que se refiere a este tipo de transformadores el mantenimiento debe ser abordado como cualquier transformador de potencia, ya que su relación de transformación no modifica sus características. Estos sistemas de mantenimiento pueden ser variados y se encuentran normalizados por todas las empresas de energía, pudiéndose adoptar cualquiera de ellos ya que este equipo no requiere ningún tratamiento especial.

8.3 Postes de madera Si la madera esta impregnada, se han hecho estudios que demuestran que el deterioro comienza a ser de consideración a partir de los doce (12) años, luego de la instalación del poste. En este caso se estima que se puede prolongar la vida útil del poste hasta aproximadamente 40 años, realizándole a estos controles cada 2 años y realizándoles una re-impregnación cada 8 años de forma tal que se mantengan las características de resistencia a las agresiones del medio. Se debe tener en cuenta que este tratamiento se debe realizar también a todos los otros componentes accesorios al poste como crucetas, etc. El tratamiento de re-impregnación de los postes se puede realizar usando el siguiente procedimiento: inspección visual de la zona aérea del poste para detectar posibles daños excavación alrededor del poste, hasta 50 [cm] de profundidad y 20 [cm] de ancho Verificación de huecos internos por medio de golpeteo sobre la superficie del poste hasta aproximadamente dos (2) [m]. Verificación y comprobación de los posibles huecos internos por medio de perforaciones en el mismo. Remoción de las partes putrefactas y de las suciedades adheridas a la superficie de forma tal de poder apreciar correctamente el estado de la superficie del poste. De los puntos antes mencionados se recolectara la información necesaria para poder decidir si el poste debe ser reemplazado o si es posible una recuperación o mantenimiento en el mismo.



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9 Otras condiciones

9.1 Disposiciones generales Para todas las características no especificadas en la presente reglamentación en lo que a dimensionamiento mecánico se refiere, se tomarán como referencia las disposiciones estipuladas en la ET 1002, 1006 de la E.P.E.C., Norma de Electrificación Rural de la Secretaria de Energía de la Nación. Cuando por razones justificables sea necesario modificar esta especificación, las mismas serán determinadas o aprobadas por el ERSEP y se incorporaran a las especificaciones particulares, prevaleciendo entonces sobre lo aquí consignado.



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10 Referencias y – Normas para Consulta [1] Reglamentación para la ejecución de Líneas Aéreas Exteriores, AEA, edición 2003. [2] líneas Aéreas Rurales de Media Tensión con Neutro (ETN 90), EPE, 2003. [3] Rural Distribution System Design Comparison, Nguyen, Burke, IEEE, 2000. [4] IEEE Recommended Practice for Inductive Coordination of Electric Supply and Communication Lines (IEEE std 776-1992), IEEE, 1992. [5] Manual de Gestión Ambiental del Sistema de Transporte eléctrico (Resolución 77/98), Secretaría de energía, 1998. [6] New Zealand Electrical Code of Practice for Single Wire Earth Return Systems, Ministry of Comerse, 1993. [7] Curso de Perfeccionamiento de electrificación Rural - Sistema Monofilar con Retorno por Tierra (MRT), Espiritu, Cabral y otros, 1992. [8] Sistemas de distribución de Media Tensión con Conductores de Acero y/o Retorno por Tierra, Universidad Nacional de Río Cuarto, 2003. [9] Sistemas SWER - Un Interesante método para la electrificación Rural, Simon, Revista Electrotécnica Argentina, Septiembre / Diciembre 1972. [10] Experiencia Brasileña con Redes Monofilares en electrificación Rural, Hisbello Campos, Publicación 5a. CEDE, 1986. [11] análisis de la utilización del Retorno por Tierra en la distribución Rural de Media Tensión, Chobadindegui, Publicación 5a. CEDE, 1986. [12] Experiencia en Sistemas Monofásicos de Retorno por Tierra, Fernandez, Publicación 6a. CEDE, 1988. [13] Cálculo y Proyecto en línea Monofilar con Retorno por Tierra, Serrante Ruiz, Publicación 6a. CEDE, 1988. [14] Puesta a Tierra en los Sistemas de electrificación Rural con Retorno por Tierra, Raffo, Di Livello, Publicación 6a. CEDE, 1988. [15] Sistemas de distribución Rural Monofilar con Alambre de Acero Galvanizado, Espiritu, y otros, Publicación 6a. CEDE, 1988. [16] electrificación Rural para Todos, gallego y otros, Publicación 6a. CEDE, 1988. [17] solución a la electrificación Rural Domiciliaria. Una Nueva Propuesta, un Viejo Sistema, Publicación 6a. CEDE, 1988. [18] distribución Rural de Media Tensión Sistema Monofilar con Retorno por Tierra (MRT): Una Alternativa para el Empleo de una línea Subterránea., Martinez, Publicación 7a. CEDE, 1990. [19] La distribución de energía eléctrica con Líneas monofásicas con Retorno por Tierra. Consideraciones para su Implementación, Publicación 7a. CEDE, 1990. [20] Prescripciones para la electrificación Rural Mediante Líneas monofásicas con Retorno por Tierra (Resolución 1159/97), MOSP Provincia de Buenos Aires, 1997. [21] Recomendaciones Técnicas ELETROBRAS, ELETROBRAS, Brasil. [22] Recomendaciones Técnicas CEPEL, CEPEL, Brasil. [23] Especificaciones Técnicas E.P.E.C.4, 19, 17.1, 15, 18.1,1002,1006, CT25, CT41, PT1, E.P.E.C.



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[24] Códigos de Practica de Puesta a Tierra de Sistemas Eléctricos (IRAM 2281), IRAM. [25] Medidas de protección (VDE 100), VDE. [26] Conductores Eléctricos de aleación de Aluminio para Líneas Aéreas de energía, (IRAM 2212), IRAM. [27] Materiales para Puesta a Tierra - Jabalinas Cilíndricas de Ac-Cu y sus Accesorios (IRAM 2309), IRAM. [28] Transformadores Monofásicos para electrificación Rural con Tensión Primaria en 7,62 y 13,2 kV - Características Generales y Tipificación de Accesorios (IRAM 2279), IRAM. [29] Reglamentación Técnica y Normas Generales para el Proyecto y Ejecución de Obras de Electrificación Rural, Secretaria de Energía de la Nación. [30] Costo de Operaciones y Mantenimiento en Redes de Media Tensión Rurales, ERSEP, 2004. [31] Cuadro Tarifario E.P.E.C., Septiembre de 2004



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Anexo“A” METODOLOGÍA DEL ESTUDIO ECONÓMICO DE ALTERNATIVAS

DE LÍNEAS MONOFÁSICAS RURALES EN MT Se compararán líneas convencionales monofásicas con las MRT de acero

El cálculo se realiza sin considerar el transformador.

Características Planteadas Potencia [kVA] 25 Transformador Tensión [kV] 7,63 Monofásica Longitud [km] 8 Resistencia p./ fase [Ω/Km] 16,3 Alambre Acero 10 mm2 Resistencia p./ fase [Ω/Km] 1,304 Aluminio 25 mm2 Cos ϕ 0,8 Factor de Demanda 0,6 Corriente p./Fase [A] 3,277 Factor de Carga 0,2 o factor de uso del ERSEP

3 % Hasta el Décimo (10) año Tasa de Crecimiento de la Carga

3 % Hasta el fin de la vida útil Tasa de Act. Capital 7% Amortización 4 % Costo Extras 1%

10 % Sobre la facturación sin impuestos (Valor variable) 842 $ / Km x Año de Al 25 mm2 (Valor fijo)

Costo de Mantenimiento (sin impuestos)

421 $ / Km x Año de Acero 10 mm2 (Valor fijo) Vida Util 25 Años Costo Energía usuarios rural de EPEC 12/04 0,201 $/ kW-h consumidos (Sin impuestos)

Incremento de pérdidas en acero 0,0150 kW/ km x I2 Costo por Km de la línea

MRT 5446 $ / Km de Acero 10 mm2 con PoPm MRT (Valores sin impuestos)

Monofásica 13800 $ / Km de Al 25 mm2 con PoPm Convencional (Valores sin impuestos)

Honorarios Ingeniería 9 % El costo total de cada alternativa estará constituido por el costo de Inversión más los costos anualizados

actualizados al valor presente, de la inversión originada en la explotación anual a través del horizonte

temporal de análisis.

Entonces:



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CIOCCMCPCT +++=

En donde: CT Costo total - Valor Actual neto de la alternativa CP Costo de las pérdidas activas adicionales anuales CM Costo de mantenimiento y operación anual CI Costo de la inversión inicial OC Otros costos anuales, como Amortización y costos extras Los cálculos de cada concepto es:

( )

⋅

⋅⋅⋅

+⋅⋅⋅⋅

=

⋅

1000

1001/$8760

2

22

U

PLRC

kWhFdFc

CP

J

Nota: Para el caso de Al con conductor de retorno hay que multiplicar x 2 para obtener las pérdidas totales activas 8760 = horas anuales J = año de estudio C = tasa de crecimiento anual de la potencia Fc = Factor de carga Fd = Factor de demanda CM = Valor Fijo por Tipo de línea constructiva por año

100

cos1000

1)/($8760 ϕ⋅⋅

+⋅⋅⋅⋅⋅

=

PC

MkWhFdFc

CM

J

M = % cuota de mantenimiento s / facturación de energía J = año de estudio C = tasa de crecimiento anual de la potencia CI = Costo / Km de linea x L( sin considerar transformador ) OC = Amortiz ( 4% de CI ) + Costos Extras 1% ( s/ facturación en MRT)



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Cálculo del valor actual neto Se tomará la alternativa cuya VAN de Costo Total sea menor, lo que implica que tiene ventajas

económicas para el inversionista

Líneas Monofásicas y MRT

Alternativa de Al 25 mm2 PoPm Con costos de mantenimientos fijos Tiempo de Estudio

-1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Costo Inversión -110400

Costos de Pérdidas -50,21 -53,27 -56,51 -59,95 -63,60 -67,48 -71,59 -75,95 -80,57 -85,48 -90,68 -96,21 -102,07 Costos de Mantenimiento por costos fijos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Otros Costos

Amortiz. 4% -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416

Costos Extras 1% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Honorarios Ingeniería -9936

Saldos -120336 -4466,21 -4469,27 -4472,51 -4475,95 -4479,60 -4483,48 -4487,59 -4491,95 -4496,57 -4501,48 -4506,68 -4512,21 -4518,07

Saldos Actuales -120336 -4174,03 -3903,63 -3650,90 -3414,68 -3193,90 -2987,53 -2794,64 -2614,35 -2445,84 -2288,32 -2141,09 -2003,47 -1874,84 Saldos Actuales Acumulad -120336 -124510,03 -128413,66 -132064,56 -135479,24 -138673,14 -141660,67 -144455,31 -147069,66 -149515,50 -151803,82 -153944,92 -155948,39 -157823,23



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Tiempo de Estudio

14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Costo Inversión

Costos de Pérdidas -108,28 -114,88 -121,87 -129,29 -137,17 -145,52 -154,38 -163,78 -173,76 -184,34 -195,57 -207,48 Costos de Mantenimiento por costos fijos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Otros Costos

Amortiz. 4% -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416

Costos Extras 1% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Honorarios Ingeniería

Saldos -4524,28 -4530,88 -4537,87 -4545,29 -4553,17 -4561,52 -4570,38 -4579,78 -4589,76 -4600,34 -4611,57 -4623,48

Saldos Actuales -1754,59 -1642,20 -1537,13 -1438,92 -1347,12 -1261,30 -1181,07 -1106,08 -1035,97 -970,43 -909,15 -851,87

Saldos Actuales Acumulad -159577,82 -161220,02 -162757,15 -164196,08 -165543,19 -166804,49 -167985,57 -169091,65 -170127,61 -171098,04 -172007,20 -172859,07

VAN $ -172.859,07



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Alternativa de Al 25 mm2 PoPm Con costos de mantenimientos variables

Tiempo de Estudio

-1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13


Costos de Pérdidas -50,21 -53,27 -56,51 -59,95 -63,60 -67,48 -71,59 -75,95 -80,57 -85,48 -90,68 -96,21 -102,07 Costos de Mantenimiento por costos variables -435,26 -448,32 -461,77 -475,62 -489,89 -504,59 -519,72 -535,31 -551,37 -567,92 -584,95 -602,50 -620,58

Otros Costos

Amortiz. 4% -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416

Costos Extras 1% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Honorarios Ingeniería -9936

Saldos -120336 -4901,47 -4917,58 -4934,28 -4951,57 -4969,49 -4988,06 -5007,31 -5027,26 -5047,95 -5069,39 -5091,64 -5114,71 -5138,64

Saldos Actuales -120336 -4580,81 -4295,21 -4027,84 -3777,53 -3543,18 -3323,76 -3118,30 -2925,91 -2745,75 -2577,02 -2419,00 -2270,99 -2132,35

Saldos Actuales Acumulad -120336 -124916,81 -129212,02 -133239,86 -137017,39 -140560,57 -143884,33 -147002,63 -149928,54 -152674,29 -155251,31 -157670,31 -159941,30 -

162073,66



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Tiempo de Estudio

14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Costo Inversión

Costos de Pérdidas -108,28 -114,88 -121,87 -129,29 -137,17 -145,52 -154,38 -163,78 -173,76 -184,34 -195,57 -207,48

Costos de Mantenimiento por costos variables -639,19 -658,37 -678,12 -698,46 -719,42 -741,00 -763,23 -786,13 -809,71 -834,00 -859,02

Otros Costos

Amortiz. 4% -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416 -4416

Costos Extras 1% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


Saldos -5163,47 -5189,24 -5215,99 -5243,76 -5272,59 -5302,52 -5333,61 -5365,91 -5399,47 -5434,34 -5470,59 -5508,27

Saldos Actuales -2002,48 -1880,82 -1766,84 -1660,04 -1559,97 -1466,19 -1378,31 -1295,94 -1218,73 -1146,36 -1078,51 -1014,89

Saldos Actuales Acumulad -

164076,14 -165956,96 -167723,80 -169383,84 -170943,81 -172410,00 -173788,31 -175084,24 -176302,97 -177449,33 -178527,84 -179542,74

VAN $ -179.542,74



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Alternativa de Acero 10 mm2 PoPm Con costos de mantenimientos fijos

Tiempo de Estudio

-1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13


Costos de Pérdidas -313,81 -332,92 -353,19 -374,70 -397,52 -421,73 -447,42 -474,66 -503,57 -534,24 -566,77 -601,29 -637,91 Costos de Mantenimiento por costos fijos -421 -421 -421 -421 -421 -421 -421 -421 -421 -421 -421 -421 -421

Otros Costos

Amortiz. 4% -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72

Costos Extras 1% -43,53 -44,83 -46,18 -47,56 -48,99 -50,46 -51,97 -53,53 -55,14 -56,79 -58,50 -60,25 -62,06

Honorarios Ingeniería -3921,12

Saldos -47489,12 -2521,05 -2541,47 -2563,09 -2585,99 -2610,23 -2635,91 -2663,11 -2691,91 -2722,43 -2754,75 -2788,99 -2825,26 -2863,69

Saldos Actuales -47489,12 -2356,13 -2219,82 -2092,25 -1972,84 -1861,06 -1756,42 -1658,45 -1566,72 -1480,82 -1400,37 -1325,03 -1254,45 -1188,33

Saldos Actuales Acumulad -47489,12 -49845,25 -52065,06 -

54157,31 -

56130,15 -

57991,21 -

59747,62 -

61406,07 -

62972,79 -

64453,61 -

65853,99 -

67179,02 -

68433,46 -69621,79



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Tiempo de Estudio

14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Costo Inversión

Costos de Pérdidas -676,76 -717,97 -761,70 -808,08 -857,29 -909,50 -964,89 -1023,65 -1086,00 -1152,13 -1222,30 -1296,73 Costos de Mantenimiento por costos fijos -421 -421 -421 -421 -421 -421 -421 -421 -421 -421 -421 -421

Otros Costos

Amortiz. 4% -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72

Costos Extras 1% -63,92 -65,84 -67,81 -69,85 -71,94 -74,10 -76,32 -78,61 -80,97 -83,40 -85,90 -88,48


Saldos -2904,40 -2947,53 -2993,23 -3041,65 -3092,96 -3147,32 -3204,94 -3265,99 -3330,69 -3399,25 -3471,92 -3548,93

Saldos Actuales -1126,37 -1068,32 -1013,91 -962,91 -915,09 -870,26 -828,22 -788,78 -751,78 -717,06 -684,48 -653,89

Saldos Actuales Acumulad -70748,17 -71816,49 -72830,40 -

73793,30 -

74708,40 -

75578,66 -

76406,88 -

77195,65 -

77947,43 -

78664,50 -

79348,97 -

80002,86

VAN $ -80.002,86



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Alternativa de Acero 10 mm2 PoPm Con costos de mantenimientos Variables

Tiempo de Estudio

-1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13


Costos de Pérdidas -313,81 -332,92 -353,19 -374,70 -397,52 -421,73 -447,42 -474,66 -503,57 -534,24 -566,77 -601,29 -637,91 Costos de Mantenimiento por costos variables -435,26 -448,32 -461,77 -475,62 -489,89 -504,59 -519,72 -535,31 -551,37 -567,92 -584,95 -602,50 -620,58

Otros Costos

Amortiz. 4% -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72

Costos Extras 1% -43,53 -44,83 -46,18 -47,56 -48,99 -50,46 -51,97 -53,53 -55,14 -56,79 -58,50 -60,25 -62,06


Saldos -47489,12 -2535,31 -2568,79 -2603,86 -2640,61 -2679,12 -2719,50 -2761,83 -2806,23 -2852,80 -2901,66 -2952,94 -3006,76 -3063,26

Saldos Actuales -47489,12 -2369,45 -2243,68 -2125,52 -2014,51 -1910,18 -1812,12 -1719,93 -1633,25 -1551,74 -1475,06 -1402,92 -1335,04 -1271,14

Saldos Actuales Acumulad -47489,12 -49858,57 -52102,25 -54227,78 -56242,28 -58152,46 -59964,57 -61684,50 -63317,75 -64869,49 -66344,55 -67747,47 -69082,51 -70353,65



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Tiempo de Estudio

14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Costo Inversión


Costos de Mantenimiento por costos variables -639,19 -658,37 -678,12 -698,46 -719,42 -741,00 -763,23 -786,13 -809,71 -834,00 -859,02 -884,79

Otros Costos

Amortiz. 4% -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72 -1742,72

Costos Extras 1% -63,92 -65,84 -67,81 -69,85 -71,94 -74,10 -76,32 -78,61 -80,97 -83,40 -85,90 -88,48


Saldos -3122,59 -3184,90 -3250,35 -3319,11 -3391,37 -3467,32 -3547,17 -3631,11 -3719,40 -3812,26 -3909,94 -4012,73

Saldos Actuales -1210,99 -1154,35 -1101,01 -1050,75 -1003,39 -958,74 -916,66 -876,96 -839,52 -804,18 -770,83 -739,34

Saldos Actuales Acumulad -71564,64 -72719,00 -73820,00 -74870,75 -75874,13 -76832,88 -77749,53 -78626,50 -79466,01 -80270,20 -81041,03 -

81780,37

VAN $ -81.780,37



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CONCLUSIONES

Facturación 1er año -$ 4.353

A los 25 años -$ 8.848 Facturación vida útil $ 158.692,55 Total

Relación CI de Al / Acero 2,53 Es decir que el costo de inversión en linea

convencional es más del doble de la alternativa de acero Relación de VAN de Al / Acero Con Costo Fijos de Mantenimiento

2,16 El valor Total a lo largo de la vida útil actualizado VAN es casi el doble en lineas convencionales que la alternativa de acero

Relación de VAN de Al / Acero Con Costo variables de mantenimiento

2,20 El valor Total a lo largo de la vida útil actualizado VAN es más del doble en lineas convencionales que la alternativa de acero

1,09

Al 25 mm2

1,13

0,50

Relación VAN/FACT. Total

Ac 10 mm2

0,52

Facturación Vida útil $ 158.692,55 Este coeficiente indica que la relación de la VAN con respecto a la facturación es siempre mayor en líneas convencionales que en las de acero, otorgando una ventaja a estas últimas Todos estos indicadores establecen que la inversión en líneas no convencionales ( con conductores de

acero), es una alternativa viable y económica, favoreciendo el crecimiento rural de zonas retrasadas

económicamente habrá que prestar atención al aumento de la demanda durante la vida últil, ya que de

mantenerse el Fc y la tasa de crecimiento durante el horizonte temporal, al cabo de la vida útil se

mantendran los valores de caída de tensión crecimiento durante el horizonte temporal, al cabo de la vida últil

se mantendran los valores de caída de tensión y la relación de pérdidas activas, dos factores a controlar en

función de la variación de los parámetros considerados en el tiempo analizado



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METODOLOGÍA DEL ESTUDIO ECONÓMICO DE ALTERNATIVAS DE LÍNEAS TRIFÁSICAS RURALES EN MT

Se compararán líneas convencionales monofásicas con las MRT de acero

El cálculo se realiza sin considerar el transformador.

Características Planteadas Potencia [kVA] 25 Transformador Tensión [kV] 7,63 Monofásica Longitud [km] 8 Resistencia p./ fase [Ω/Km] 16,3 Alambre Acero 10 mm2 Resistencia p./ fase [Ω/Km] 1,304 Aluminio 25 mm2 Cos ϕ 0,8 Tensión entre fases [kV] 13,2 Factor de Demanda 0,6 Corriente p./Fase [A] 3,277 Factor de Carga 0,2 o factor de uso del ERSEP

3 % Hasta el Décimo (10) año Tasa de Crecimiento de la Carga

3 % Hasta el fin de la vida útil Tasa de Act. Capital 7% Amortización 4 % Costo Extras 1%

10 % Sobre la facturación sin impuestos (Valor variable) 1010 $ / Km x Año de Al 25 mm2 (Valor fijo)

Costo de Mantenimiento (sin impuestos)

525 $ / Km x Año de Acero 10 mm2 (Valor fijo) Vida Útil 25 Años Costo Energía usuarios rural de EPEC 12/04 0,201 $/ kW-h consumidos (Sin impuestos)

Incremento de pérdidas en acero 0,0150 kW/ km x I2 Costo por Km de la línea

7104 $ / Km de Acero 10 mm2 con PoPm MRT (Valores sin impuestos) Trifásica

16280 $ / Km de Al 25 mm2 con PoPm Convencional (Valores sin impuestos)

Honorarios Ingeniería 9 % El costo total de cada alternativa estará constituido por el costo de Inversión más los costos anualizados

actualizados al valor presente, de la inversión originada en la explotación anual a través del horizonte

temporal de análisis.

Entonces:



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CIOCCMCPCT +++=

En donde: CT Costo total - Valor Actual neto de la alternativa CP Costo de las pérdidas activas adicionales anuales CM Costo de mantenimiento y operación anual CI Costo de la inversión inicial OC Otros costos anuales, como Amortización y costos extras Los cálculos de cada concepto es:

( )

⋅⋅

⋅⋅⋅

+⋅⋅⋅⋅

=

⋅

31000

1001/$8760

2

22

U

PLRC

kWhFdFc

CP

J

Nota: Para el caso de Al con conductor de retorno hay que multiplicar x 2 para obtener las pérdidas totales activas 8760 = horas anuales J = año de estudio C = tasa de crecimiento anual de la potencia Fc = Factor de carga Fd = Factor de demanda CM = Valor Fijo por Tipo de línea constructiva por año

100

cos1000

1)/($8760 ϕ⋅⋅

+⋅⋅⋅⋅⋅

=

PC

MkWhFdFc

CM

J

M = % cuota de mantenimiento s / facturación de energía J = año de estudio C = tasa de crecimiento anual de la potencia CI = Costo / Km de linea x L( sin considerar transformador ) OC = Amortización ( 4% de CI ) + Costos Extras 1% ( s/ facturación en MRT)



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Cálculo del valor actual neto

Se tomará la alternativa cuya VAN de Costo Total sea menor, lo que implica que tiene ventajas económicas para el inversionista

Líneas Trifásicas

Alternativa de Al 25 mm2 PoPm Con costos de mantenimientos fijos

Tiempo de Estudio -1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13


Costos de Pérdidas -8,37 -8,88 -9,42 -9,99 -10,60 -11,25 -11,93 -12,66 -13,43 -14,25 -15,11 -16,03 -17,01 Costos de Mantenimiento por costos fijos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Otros Costos

Amortiz. 4% -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 Costos Extras 1% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Honorarios Ingeniería -11721,6

Saldos -141961,6 -5217,97 -5218,48 -5219,02 -5219,59 -5220,20 -5220,85 -5221,53 -5222,26 -5223,03 -5223,85 -5224,71 -5225,63 -5226,61 Saldos Actuales -141961,6 -4876,61 -4558,02 -4260,27 -3982,00 -3721,93 -3478,87 -3251,71 -3039,40 -2840,98 -2655,54 -2482,22 -2320,24 -2168,86 Saldos Actuales Acumulad -141961,6 -146838,21 -151396,23 -155656,50 -159638,50 -163360,43 -166839,30 -170091,01 -173130,41 -175971,39 -178626,93 -181109,16 -183429,40 -185598,26



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Tiempo de Estudio

14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Costo Inversión

Costos de Pérdidas -18,05 -19,15 -20,31 -21,55 -22,86 -24,25 -25,73 -27,30 -28,96 -30,72 -32,59 -34,58 Costos de Mantenimiento por costos fijos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Otros Costos

Amortiz. 4% -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6

Costos Extras 1% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


Saldos -5227,65 -5228,75 -5229,91 -5231,15 -5232,46 -5233,85 -5235,33 -5236,90 -5238,56 -5240,32 -5242,19 -5244,18

Saldos Actuales -2027,37 -1895,14 -1771,55 -1656,05 -1548,10 -1447,20 -1352,91 -1264,78 -1182,41 -1105,43 -1033,48 -966,24 Saldos Actuales Acumulad -187625,63

-189520,77

-191292,32

-192948,37

-194496,46

-195943,67

-197296,58

-198561,36

-199743,77

-200849,20

-201882,68 -202848,91

VAN $ -202.848,91



Diciembre de 2004

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Alternativa de Al 25 mm2 PoPm Con costos de mantenimientos variables

Tiempo de Estudio -1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13


Costos de Pérdidas -8,37 -8,88 -9,42 -9,99 -10,60 -11,25 -11,93 -12,66 -13,43 -14,25 -15,11 -16,03 -17,01

Costos de Mantenimiento por costos variables

-435,26 -448,32 -461,77 -475,62 -489,89 -504,59 -519,72 -535,31 -551,37 -567,92 -584,95 -602,50 -620,58

Otros Costos

Amortiz. 4% -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6

Costos Extras 1% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


Saldos -141961,6

-5653,23 -5666,80 -5680,79 -5695,21 -5710,09 -5725,43 -5741,25 -5757,57 -5774,40 -5791,76 -5809,67 -5828,14 -5847,19

Saldos Actuales -141961,6

-5283,39 -4949,60 -4637,21 -4344,85 -4071,21 -3815,10 -3575,36 -3350,96 -3140,89 -2944,24 -2760,13 -2587,76 -2426,37

Saldos Actuales Acumulad

-141961,6

-147244,99 -152194,59 -156831,80 -161176,65 -165247,87 -169062,96 -172638,33 -175989,29 -179130,18 -182074,42 -184834,55 -187422,31 -189848,69



Diciembre de 2004

Página 50 de 65

Tiempo de Estudio 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Costo Inversión

Costos de Pérdidas -18,05 -19,15 -20,31 -21,55 -22,86 -24,25 -25,73 -27,30 -28,96 -30,72 -32,59 -34,58 Costos de Mantenimiento por costos variables -639,19 -658,37 -678,12 -698,46 -719,42 -741,00 -763,23 -786,13 -809,71 -834,00 -859,02 -884,79

Otros Costos

Amortiz. 4% -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6 -5209,6

Costos Extras 1% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


Saldos -5866,84 -5887,12 -5908,03 -5929,61 -5951,88 -5974,85 -5998,56 -6023,03 -6048,27 -6074,33 -6101,22 -6128,97

Saldos Actuales -2275,26 -2133,76 -2001,26 -1877,16 -1760,95 -1652,10 -1550,14 -1454,64 -1365,17 -1281,36 -1202,83 -1129,26


VAN $ -209.532,58



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Alternativa de Acero 10 mm2 PoPm Con costos de mantenimientos fijos

Tiempo de Estudio

-1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13



Costos de Mantenimiento por costos fijos -525 -525 -525 -525 -525 -525 -525 -525 -525 -525 -525 -525 -525

Otros Costos

Amortiz. 4% -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28

Costos Extras 1% -43,53 -44,83 -46,18 -47,56 -48,99 -50,46 -51,97 -53,53 -55,14 -56,79 -58,50 -60,25 -62,06


Saldos -61946,88 -2946,41 -2954,08 -2962,19 -2970,74 -2979,78 -2989,32 -2999,39 -3010,03 -3021,27 -3033,15 -3045,70 -3058,96 -3072,97

Saldos Actuales -61946,88 -2753,65 -2580,21 -2418,03 -2266,37 -2124,54 -1991,91 -1867,87 -1751,87 -1643,37 -1541,90 -1446,99 -1358,21 -1275,17




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Tiempo de Estudio

14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Costo Inversión


Costos de Mantenimiento por costos fijos -525 -525 -525 -525 -525 -525 -525 -525 -525 -525 -525 -525

Otros Costos

Amortiz. 4% -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28

Costos Extras 1% -63,92 -65,84 -67,81 -69,85 -71,94 -74,10 -76,32 -78,61 -80,97 -83,40 -85,90 -88,48


Saldos -3087,78 -3103,44 -3119,99 -3137,49 -3155,99 -3175,55 -3196,23 -3218,11 -3241,25 -3265,72 -3291,61 -3319,00

Saldos Actuales -1197,50 -1124,83 -1056,85 -993,25 -933,74 -878,07 -825,97 -777,22 -731,59 -688,89 -648,93 -611,52


VAN $ -97.435,33



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Alternativa de Acero 10 mm2 PoPm Con costos de mantenimientos variables

Tiempo de Estudio

-1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13



Costos de Mantenimiento por costos variables -435,26 -448,32 -461,77 -475,62 -489,89 -504,59 -519,72 -535,31 -551,37 -567,92 -584,95 -602,50 -620,58

Otros Costos

Amortiz. 4% -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28

Costos Extras 1% -43,53 -44,83 -46,18 -47,56 -48,99 -50,46 -51,97 -53,53 -55,14 -56,79 -58,50 -60,25 -62,06


Saldos -61946,88 -2856,67 -2877,40 -2898,96 -2921,36 -2944,67 -2968,90 -2994,11 -3020,35 -3047,65 -3076,07 -3105,65 -3136,46 -3168,55

Saldos Actuales -61946,88 -2669,78 -2513,23 -2366,41 -2228,69 -2099,51 -1978,30 -1864,58 -1757,87 -1657,72 -1563,72 -1475,47 -1392,63 -1314,84




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Tiempo de Estudio

14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Costo Inversión


Costos de Mantenimiento por costos variables -639,19 -658,37 -678,12 -698,46 -719,42 -741,00 -763,23 -786,13 -809,71 -834,00 -859,02 -884,79

Otros Costos

Amortiz. 4% -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28 -2273,28

Costos Extras 1% -63,92 -65,84 -67,81 -69,85 -71,94 -74,10 -76,32 -78,61 -80,97 -83,40 -85,90 -88,48


Saldos -3201,98 -3236,81 -3273,11 -3310,95 -3350,40 -3391,55 -3434,46 -3479,24 -3525,96 -3574,73 -3625,64 -3678,80

Saldos Actuales -1241,78 -1173,17 -1108,72 -1048,16 -991,26 -937,79 -887,53 -840,28 -795,86 -754,08 -714,78 -677,82


VAN $ -98.000,87



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CONCLUSIONES

Facturación 1er año $ 4.353

A los 25 años $ 8.848 Facturación vida útil $ 158.692,55 Total

Relación CI de Al / Acero 2,29 Es decir que el costo de inversión en linea

convencional es más del doble de la alternativa de acero Relación de VAN de Al / Acero Con Costo Fijos de Mantenimiento

2,08 El valor Total a lo largo de la vida útil actualizado VAN es casi el doble en lineas convencionales que la alternativa de acero

Relación de VAN de Al / Acero Con Costo variables de mantenimiento

2,14 El valor Total a lo largo de la vida útil actualizado VAN es más del doble en lineas convencionales que la alternativa de acero

1,28

Al 25 mm2

1,32

0,61

Relación VAN/FACT. Total

Ac 10 mm2

0,62

Facturación Vida útil $ 158.692,55 Este coeficiente indica que la relación de la VAN con respecto a la facturación es siempre mayor en líneas convencionales que en las de acero, otorgando una ventaja a estas últimas Todos estos indicadores establecen que la inversión en líneas no convencionales ( con conductores de

acero), es una alternativa viable y económica, favoreciendo el crecimiento rural de zonas retrasadas

económicamente habrá que prestar atención al aumento de la demanda durante la vida últil, ya que de

mantenerse el Fc y la tasa de crecimiento durante el horizonte temporal, al cabo de la vida útil se

mantendran los valores de caída de tensión crecimiento durante el horizonte temporal, al cabo de la vida últil

se mantendran los valores de caída de tensión y la relación de pérdidas activas, dos factores a controlar en

función de la variación de los parámetros considerados en el tiempo analizado



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Anexo“ B” Tablas de Caídas de Tensión

Caída de tensión en Sistemas Monofásicos MRT

Para líneas Monofásicas con retorno por tierra / MRT en 7,63 Kv Máxima admisible 5%

Potencia [kVA] 25 Tensión [kV] 7,621 Longitud [km] 8 Resist.p/fase [Ω/km] 16,3 angulo ϕ 0,6435 React.p/fase [Ω/km] 0,4973

Tabla I de Caídas de Tensión Porcentual cos ϕ = 0,80

Potencias Para cos ϕi = 0,8 5,00 10,00 16,00 25,00 40,00 63,00

2,00 0,23 0,46 0,73 1,15 1,84 2,89 3,00 0,34 0,69 1,10 1,72 2,76 4,34 4,00 0,46 0,92 1,47 2,30 3,67 5,79 5,00 0,57 1,15 1,84 2,87 4,59 7,23 6,00 0,69 1,38 2,20 3,44 5,51 8,68 7,00 0,80 1,61 2,57 4,02 6,43 10,13 8,00 0,92 1,84 2,94 4,59 7,35 11,57 9,00 1,03 2,07 3,31 5,17 8,27 13,02 10,00 1,15 2,30 3,67 5,74 9,19 14,47 12,00 1,38 2,76 4,41 6,89 11,02 17,36 14,00 1,61 3,22 5,14 8,04 12,86 20,26 16,00 1,84 3,67 5,88 9,19 14,70 23,15 18,00 2,07 4,13 6,61 10,33 16,54 26,04 20,00 2,30 4,59 7,35 11,48 18,37 28,94 22,00 2,53 5,05 8,08 12,63 20,21 31,83 24,00 2,76 5,51 8,82 13,78 22,05 34,72 26,00 2,99 5,97 9,55 14,93 23,88 37,62 28,00 3,22 6,43 10,29 16,08 25,72 40,51

Long

itud

30,00 3,44 6,89 11,02 17,22 27,56 43,41

cos ϕ radianes 1 0

0,95 0,315 0,9 0,451

0,85 0,5548 0,8 0,6435



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Tabla II de Caídas de Tensión Porcentual cos ϕ =0,90


2,00 0,26 0,51 0,82 1,28 2,05 3,23 3,00 0,38 0,77 1,23 1,92 3,08 4,84 4,00 0,51 1,03 1,64 2,56 4,10 6,46 5,00 0,64 1,28 2,05 3,20 5,13 8,07 6,00 0,77 1,54 2,46 3,84 6,15 9,69 7,00 0,90 1,79 2,87 4,49 7,18 11,30 8,00 1,03 2,05 3,28 5,13 8,20 12,92 9,00 1,15 2,31 3,69 5,77 9,23 14,53 10,00 1,28 2,56 4,10 6,41 10,25 16,15 12,00 1,54 3,08 4,92 7,69 12,30 19,38 14,00 1,79 3,59 5,74 8,97 14,35 22,61 16,00 2,05 4,10 6,56 10,25 16,40 25,84 18,00 2,31 4,61 7,38 11,53 18,46 29,07 20,00 2,56 5,13 8,20 12,82 20,51 32,30 22,00 2,82 5,64 9,02 14,10 22,56 35,53 24,00 3,08 6,15 9,84 15,38 24,61 38,76 26,00 3,33 6,66 10,66 16,66 26,66 41,99 28,00 3,59 7,18 11,48 17,94 28,71 45,21

Long

itud

30,00 3,84 7,69 12,30 19,22 30,76 48,44



Diciembre de 2004

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Tabla III de Caídas de Tensión Porcentual cos ϕ = 1

Potencias Para cos ϕi = 1 5,00 10,00 16,00 25,00 40,00 63,00

2,00 0,28 0,56 0,90 1,40 2,25 3,54 3,00 0,42 0,84 1,35 2,10 3,37 5,30 4,00 0,56 1,12 1,80 2,81 4,49 7,07 5,00 0,70 1,40 2,25 3,51 5,61 8,84 6,00 0,84 1,68 2,69 4,21 6,74 10,61 7,00 0,98 1,96 3,14 4,91 7,86 12,38 8,00 1,12 2,25 3,59 5,61 8,98 14,14 9,00 1,26 2,53 4,04 6,31 10,10 15,91 10,00 1,40 2,81 4,49 7,02 11,23 17,68 12,00 1,68 3,37 5,39 8,42 13,47 21,22 14,00 1,96 3,93 6,29 9,82 15,72 24,75 16,00 2,25 4,49 7,18 11,23 17,96 28,29 18,00 2,53 5,05 8,08 12,63 20,21 31,83 20,00 2,81 5,61 8,98 14,03 22,45 35,36 22,00 3,09 6,17 9,88 15,44 24,70 38,90 24,00 3,37 6,74 10,78 16,84 26,94 42,43 26,00 3,65 7,30 11,68 18,24 29,19 45,97 28,00 3,93 7,86 12,57 19,65 31,43 49,51

Long

itud

30,00 4,21 8,42 13,47 21,05 33,68 53,04



Diciembre de 2004

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Caída de tensión en Sistemas Trifásicos

Para líneas trifásicas con tensión de línea 13,2 kV Máxima admisible 5%

Potencia [kVA] 25 Tensión [kV] 13,2 Longitud [km] 8 Resist.p/fase [Ω/km] 16,3 angulo ϕ 0,6435 React.p/fase [Ω/km] 0,4973

Tabla I de Caídas de Tensión Porcentual cos ϕ = 0,80


2,00 0,08 0,15 0,24 0,38 0,61 0,96 3,00 0,11 0,23 0,37 0,57 0,91 1,44 4,00 0,15 0,30 0,49 0,76 1,22 1,92 5,00 0,19 0,38 0,61 0,95 1,52 2,40 6,00 0,23 0,46 0,73 1,14 1,83 2,88 7,00 0,27 0,53 0,85 1,33 2,13 3,36 8,00 0,30 0,61 0,98 1,52 2,44 3,84 9,00 0,34 0,69 1,10 1,71 2,74 4,32 10,00 0,38 0,76 1,22 1,90 3,05 4,80 12,00 0,46 0,91 1,46 2,29 3,66 5,76 14,00 0,53 1,07 1,71 2,67 4,27 6,72 16,00 0,61 1,22 1,95 3,05 4,88 7,68 18,00 0,69 1,37 2,19 3,43 5,49 8,64 20,00 0,76 1,52 2,44 3,81 6,10 9,60 22,00 0,84 1,68 2,68 4,19 6,71 10,56 24,00 0,91 1,83 2,93 4,57 7,31 11,52 26,00 0,99 1,98 3,17 4,95 7,92 12,48 28,00 1,07 2,13 3,41 5,33 8,53 13,44

Long

itud

30,00 1,14 2,29 3,66 5,71 9,14 14,40

cos ϕ radianes 1 0

0,95 0,315 0,9 0,451

0,85 0,5548 0,8 0,6435



Diciembre de 2004

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Tabla II de Caídas de Tensión Porcentual cos ϕ =0,90


2,00 0,09 0,17 0,27 0,43 0,68 1,07 3,00 0,13 0,26 0,41 0,64 1,02 1,61 4,00 0,17 0,34 0,55 0,85 1,36 2,15 5,00 0,21 0,43 0,68 1,06 1,70 2,68 6,00 0,26 0,51 0,82 1,28 2,04 3,22 7,00 0,30 0,60 0,95 1,49 2,39 3,76 8,00 0,34 0,68 1,09 1,70 2,73 4,29 9,00 0,38 0,77 1,23 1,92 3,07 4,83 10,00 0,43 0,85 1,36 2,13 3,41 5,37 12,00 0,51 1,02 1,64 2,56 4,09 6,44 14,00 0,60 1,19 1,91 2,98 4,77 7,51 16,00 0,68 1,36 2,18 3,41 5,45 8,59 18,00 0,77 1,53 2,45 3,83 6,13 9,66 20,00 0,85 1,70 2,73 4,26 6,81 10,73 22,00 0,94 1,87 3,00 4,68 7,50 11,81 24,00 1,02 2,04 3,27 5,11 8,18 12,88 26,00 1,11 2,21 3,54 5,54 8,86 13,95 28,00 1,19 2,39 3,82 5,96 9,54 15,03

Long

itud

30,00 1,28 2,56 4,09 6,39 10,22 16,10



Diciembre de 2004

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Tabla III de Caídas de Tensión Porcentual cos ϕ = 1

Potencias Para cos ϕi = 1 5,00 10,00 16,00 25,00 40,00 63,00

2,00 0,09 0,19 0,30 0,47 0,75 1,18 3,00 0,14 0,28 0,45 0,70 1,12 1,77 4,00 0,19 0,37 0,60 0,94 1,50 2,36 5,00 0,23 0,47 0,75 1,17 1,87 2,95 6,00 0,28 0,56 0,90 1,40 2,25 3,54 7,00 0,33 0,65 1,05 1,64 2,62 4,13 8,00 0,37 0,75 1,20 1,87 2,99 4,71 9,00 0,42 0,84 1,35 2,10 3,37 5,30 10,00 0,47 0,94 1,50 2,34 3,74 5,89 12,00 0,56 1,12 1,80 2,81 4,49 7,07 14,00 0,65 1,31 2,10 3,27 5,24 8,25 16,00 0,75 1,50 2,39 3,74 5,99 9,43 18,00 0,84 1,68 2,69 4,21 6,74 10,61 20,00 0,94 1,87 2,99 4,68 7,48 11,79 22,00 1,03 2,06 3,29 5,15 8,23 12,97 24,00 1,12 2,25 3,59 5,61 8,98 14,14 26,00 1,22 2,43 3,89 6,08 9,73 15,32 28,00 1,31 2,62 4,19 6,55 10,48 16,50

Long

itud

30,00 1,40 2,81 4,49 7,02 11,23 17,68



Diciembre de 2004

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Anexo“ C” Tablas de Pérdidas Activas

Pérdidas Activas en Sistemas Monofásicos MRT Máxima admisible 1,48% Relacion Pérdidas Activas Respecto de los kVA Instalados

Potencia [kVA] 25 Tensión [kV] 7,63 Longitud [km] 8 Resist.p/fase [Ω/km] 16,3 angulo ϕ 0,6435 React.p/fase [Ω/km] 0,4973 Corriente p/Fase [A] 3,277

Tabla I de Pérdidas Activas con Respecto a los kVA Instalados

Potencias 5,00 10,00 16,00 25,00 40,00 63,00

2,00 0,28 0,56 0,90 1,40 2,24 3,53 3,00 0,42 0,84 1,34 2,10 3,36 5,29 4,00 0,56 1,12 1,79 2,80 4,48 7,06 5,00 0,70 1,40 2,24 3,50 5,60 8,82 6,00 0,84 1,68 2,69 4,20 6,72 10,58 7,00 0,98 1,96 3,14 4,90 7,84 12,35 8,00 1,12 2,24 3,58 5,60 8,96 14,11 9,00 1,26 2,52 4,03 6,30 10,08 15,88 10,00 1,40 2,80 4,48 7,00 11,20 17,64 12,00 1,68 3,36 5,38 8,40 13,44 21,17 14,00 1,96 3,92 6,27 9,80 15,68 24,69 16,00 2,24 4,48 7,17 11,20 17,92 28,22 18,00 2,52 5,04 8,06 12,60 20,16 31,75 20,00 2,80 5,60 8,96 14,00 22,40 35,28 22,00 3,08 6,16 9,86 15,40 24,64 38,81 24,00 3,36 6,72 10,75 16,80 26,88 42,33 26,00 3,64 7,28 11,65 18,20 29,12 45,86 28,00 3,92 7,84 12,54 19,60 31,36 49,39

Long

itud

30,00 4,20 8,40 13,44 21,00 33,60 52,92

Nota: Las Celdas marcadas en amarillo cumplen con la caida de tensión admisible, pero no con la relacion

de pérdidas activas de acuerdo a lo estipulado en la reglamentación de la secretaria de energia

cos ϕ radianes 1 0

0,95 0,315 0,9 0,451

0,85 0,5548 0,8 0,6435



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Pérdidas Activas en Sistemas Trifásicos Máxima admisible 1,48% Relación Pérdidas Activas Respecto de los kVA Instalados

Potencia [kVA] 25 Tensión [kV] 13,2 Longitud [km] 8 Resist. p/ Fase [Ω/km] 16,3 angulo ϕ 0,6435 React.p/ Fase [Ω/km] 0,4973 Corriente p/ Fase [A] 1,092

Tabla II de Pérdidas Activas con Respecto a los kVA Instalados

Potencias 5,00 10,00 16,00 25,00 40,00 63,00

2,00 0,093 0,187 0,299 0,467 0,747 1,176 3,00 0,140 0,280 0,448 0,700 1,120 1,764 4,00 0,187 0,373 0,597 0,933 1,493 2,352 5,00 0,233 0,467 0,747 1,167 1,867 2,940 6,00 0,280 0,560 0,896 1,400 2,240 3,528 7,00 0,327 0,653 1,045 1,633 2,613 4,116 8,00 0,373 0,747 1,195 1,867 2,987 4,704 9,00 0,420 0,840 1,344 2,100 3,360 5,292 10,00 0,467 0,933 1,493 2,333 3,733 5,880 12,00 0,560 1,120 1,792 2,800 4,480 7,056 14,00 0,653 1,307 2,091 3,267 5,226 8,232 16,00 0,747 1,493 2,389 3,733 5,973 9,408 18,00 0,840 1,680 2,688 4,200 6,720 10,584 20,00 0,933 1,867 2,987 4,666 7,466 11,759 22,00 1,027 2,053 3,285 5,133 8,213 12,935 24,00 1,120 2,240 3,584 5,600 8,960 14,111 26,00 1,213 2,427 3,882 6,066 9,706 15,287 28,00 1,307 2,613 4,181 6,533 10,453 16,463

Long

itud

30,00 1,400 2,800 4,480 7,000 11,199 17,639

Nota: Las Celdas marcadas en amarillo cumplen con la caida de tensión admisible, pero no con la relacion

de pérdidas activas de acuerdo a lo estipulado en la reglamentación de la secretaria de energia

cos ϕ radianes 1 0

0,95 0,315 0,9 0,451

0,85 0,5548 0,8 0,6435

ER Tension

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