FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA …bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/11342/1/T1349.pdf · y...
209
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA PLANIFICACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA PARA LA DOTACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A UNA COMUNIDAD RURAL SIN ACCESO VIAL TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO ELÉCTRICO DORIS DAYANA ORTEGA CAICEDO QUITO, MAYO, 1998
Transcript of FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA …bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/11342/1/T1349.pdf · y...
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
PLANIFICACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA
PARA LA DOTACIÓN DE ENERGÍA
ELÉCTRICA A UNA COMUNIDAD RURAL
SIN ACCESO VIAL
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL
TITULO DE INGENIERO ELÉCTRICO
DORIS DAYANA ORTEGA CAICEDO
QUITO, MAYO, 1998
Certifico que la presente tesis fue
elaborada en su totalidad por la Srta.
Doris Ortega Caicedo bajo la dirección
y supervisión de quien suscribe la
presente
Ing. Milton Aivadeneira V.
/
AGRADECIMIENTO
Quiero dejar constancia de mi enorme
agradecimiento al Sr. Ing. Milton Rivadeneira,
por su valiosa colaboración y acertada dirección
en el desarrollo del presente trabajo de tesis.
De igual manera a todas aquellas personas que
directa e indirectamente contribuyeron en la
finalización del presente trabajo.
DEDICATORIA
A mis padres quienes con su amor y
estímulo han contribuido a la
culminación de mis estudios.
A Vanessa, mi hija, la razón de mi
vida.
INTRODUCCIÓN
Electrificación es sinónimo de desarrollo y el desarrollo guarda relación directa con el
nivel de vida de la humanidad; de conformidad con este enunciado, en los países de
menor desarrollo relativo entre los que se encuentra el nuestro, los procesos de
electrificación han alcanzado niveles insuficientes como respuesta a la demanda del
servicio eléctrico, no solamente en las áreas urbanas, sino también y con mayor
notoriedad, en las áreas rurales; por estas consideraciones la presente tesis enfoca el
universo técnico a considerarse en la implementacíón del servicio., tomando en
cuenta, adicionalmente, sus repercusiones en el campo social y económico.
El trabajo investigativo se inicia con una revisión general de ios programas de
electrificación implementados por el estado ecuatoriano en los últimos años,
destacando las obras de electrificación rural que han llegado a ejecutarse o el nivel en
el que se encuentran actualmente.
A continuación se describe con detenimiento el proceso técnico a aplicarse para la
determinación de parámetros de diseño en la dotación de servicio de energía eléctrica;
para este efecto se parte del estudio geológico y topográfico, es decir el estudio de la
superficie en la cual se va a realizar el tendido; para ello ha sido necesario contar con
el aporte de profesionales en esta materia, con lo que se inicia el estudio del
profesional en ingeniería eléctrica, partiendo del estudio mecánico de postes y
conductores, cálculo mecánico de las líneas de transmisión con ayuda del sistema
computacional, el proceso seguido para el trazado de líneas, dimensionamiento de
redes secundarias y transformadores, así como el dimensionamiento de redes
primarias y alimentadores principales, para concluir con el estudio eléctrico y la
protección de las líneas.
Con esta ñindamentación técnica el trabajo investigativo realiza el proyecto de
dotación de energía eléctrica a una comunidad rural, la que está ubicada en la
provincia del Carchi, cantón Bolívar, en la comunidad El Palmar Grande, la que por
su ubicación requiere de un diseño particularmente especial en lo relativo a transporte
y utilización de postes, transformadores, vanos, etc.
Una vez concluida la parte técnica del diseño, la presente tesis se orienta a definir el
sistema de trabajo con la determinación de las etapas de construcción, grupos de
trabajo así como el tiempo de implementación del proyecto, para dar paso al análisis
de costos y concluir con el desarrollo esperado para la comunidad.
Finalmente el presente trabajo detalla de manera general las conclusiones y
recomendaciones que podrían ser tomadas en consideración para casos similares.
OBJETIVO:
Formular la planificación técnico-económica del tendido eléctrico para dotar de
energía a una comunidad rural sin acceso vial,
ALCANCE:
1, Elaborar el diagnóstico de la electrificación rural.
2. Detallar los requerimientos técnicos indispensables para dotar de energía eléctrica a
Una comunidad rural tomando en consideración el trazado de líneas, los diseños
mecánicos de las mismas, tipos de postes, diseños eléctricos.
3. Elaborar un proyecto de aplicación para la dotación de energía a una comunidad
rural sin acceso vial.
4, Determinar las condiciones financieras del proyecto con miras a su ejecución.
ÍNDICE
INTRODUCCIÓN
OBJETIVO
ALCANCE
Págs
CAPITULO 1
EVALUACIÓN DE LA ELECTRIFICACIÓN RURAL
1.1 Antecedentes........ 1
1.1.1 Objetivos del programa de electrificación rural 3
1.1.2 Ejecución del programa de electrificación rural 3
1.1.3 Evaluación económica de los subproyectos identificados de electrificación
rural , 5
1.2 Visión general de la situación actual de la electrificación rural del
país 5
1.2.1 Ejecución de obras......... 7
CAPITULO 2
DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS DE DISEÑO
2.1 Estudio geológico y topográfico 16
2.1.1 Estudio de campo (Geológico) 16
2.1.2 Estudio topográfico 17
2.2 Estudio mecánico de postes y conductores.. 17
2.2.1 Esfuerzos a los que se encuentran sometidos los conductores en las líneas
de transmisión 17
2.2.2 Bases para el cálculo 22
2.2.3 Selección de la clase de poste, tensores y anclajes 28
2.3 Cálculo mecánico de una línea de transmisión asistido por
computador , 33
2.3.1 Cálculo de la catenaria del conductor 34
2.3.2 Cálculo de las cargas mecánicas en las diferentes estructuras 39
2.3.3 Cálculo y dimensionamiento de las estructuras de soporte 39
2.3.4 Ubicación de las estructuras de soporte 41
2.3.5 Cálculo del flechado 41
2.3.6 Comprobación de las distancias de seguridad 41
2.3.7 Cálculo de la capacidad térmica del conductor 42
2.4 Consideraciones para e! trazado de líneas 42
2.4.1 Reconocimiento del área 43
2.4.2 Trazado de líneas sobre planos... 43
2.4.3 Señalización de puntos de inflexión... 43
2.4.4 Verificación de alineaciones 43
2.5 Dimensionamiento de redes secundarias y transformadores 44
2.5.1 Disposición del sistema secundario...... 44
2.5.2 Información básica ., 44
2.5.3 Localización de transformadores...... 45
2.5.4 Trazado de circuitos secundarios 45
2.5.5 Determinación de la demanda de diseño... 45
2.5.6 Selección preliminar del conductor secundario,.. 48
2.6 Dimensionamiento de redes primarias y alimentadores
principales , 49
2.6.1 Tipos de circuitos 50
2.6.2 Calibres dé los conductores..... 51
2.6.3 Equilibrio de la carga. 52
2.6.4 Determinación del nivel de aislamiento , 52
2.6.5 Selección del número de aisladores en un alimentador 57
2.6.6 Niveles máximos de regulación 59
2.6.7 Factores para el dimensionamiento de líneas primarias. 60
2.7 Estudio eléctrico 63
2.7.1 Características eléctricas de los circuitos 63
2.7.2 Cálculos de regulación 66
2.7.3 Cálculos de pérdidas 69
2.8 Protección de las líneas 69
CAPITULO 3
APLICACIÓN A UNA COMUNIDAD RURAL
3.1 Antecedentes de la comunidad rural 72
3.2 Ubicación geográfica del proyecto 74
3.3 Localización del proyecto dentro del sistema eléctrico 75
3.4 Estudio geológico y topográfico de la comunidad ............................. 76
3.4.1 Introducción 76
3.4.2 Generalidades 77
3.4.3 Geología del área 80
3.4.4 Suelos 81
3.4.5 Riesgos potenciales 85
3.4.6 Materiales de construcción 86
3.4.7 Conclusiones del estudio geológico y topográfico 87
3.5 Estudio de la demanda 88
3.6 Trazado de líneas del proyecto.......... 88
3.7 Cálculo mecánico de conductores del proyecto 93
3.8 Estudio mecánico de postes del proyecto 101
3.8.1 Características de diseño 102
3.9 Esfuerzos a los que se encuentran sometidos los conductores en
el proyecto planteado 107
3.9.1 Esfuerzos en el conductor en el vano máximo postes 2 y 3 109
3.9.2 Desarrollo del conductor entre las estructuras 2 y 3 111
3.9.3 Esfuerzo longitudinal en el conductor 112
3.9.4 Presión del peso 112
3.10 Árbol de esfuerzos en el poste 113
3.11 Determinación de la ubicación y capacidad de transformadores...... 115
3.12 Determinación y cálculo de la caída de voltaje de la línea 116
3.12.1 Características de diseño eléctrico de la línea 116
3.12.2 Caída de voltaje en el secundario 118
CAPITULO 4
EVALUACIÓN TÉCNICA, ECONÓMICA Y SOCIAL
4.1 Consideraciones preliminares. 122
4.1.1 Etapas de construcción. 122
4.1.2 Grupos de trabajo 123
4.2 Evaluación técnica.............. 124
4.3 Tiempo de duración del proyecto 127
4.4 Costo del proyecto. 129
4.4.1 Costos directos 129
4.5 Desarrollo comunal esperado 145
4.5.1 Definiciones 145
4.5.2 Evaluación socio-económica del proyecto planteado 147
CAPITULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 Conclusiones 150
5.2 Recomendaciones 152
ANEXOS
1.1 Resumen histórico délas cotizaciones del dólar 153
2.1 Demanda máxima diversificada ., 154
2.2 Curvas para obtener el factor de diversidad (abonados tipo A,B y C) 157
2.3 Factor de caída de voltaje 158
2.4 Hoja guia para el cómputo de caída de voltaje........... 160
2.5 Valores referenciales de ímpedancía 161
2.6 Hoja guía para el cómputo de caída de voltaje primario 162
2.7 Conductor económico 163
3.1 Propiedades físicas de las secciones a analizar 164
4.1 Costo de la cuadrilla tipo 171
4.2 Costo por actividad 172
4.3 Presupuesto de materiales 188
5. Visualización del área que comprende el proyecto...... 194
BIBLIOGRAFÍA 196
TABLAS
2.1 Estándares para el cálculo de tensiones y flechas 23
2.2 Especificaciones de conductores 24
2.3 Postes de hormigón de sección circular más utilizados 25
2.4 Tipos de poste de madera 26
2.5 Diámetro de tensores 27
2.6 Tiro máximo de conductores 29
2.7 Tabla de resistencia de anclajes 31
2.8 Hoja tipo para el cálculo de la catenaria del conductor por el método
compuíacional 37
2.9 Niveles de aislamiento normalizados Rango A: 1KV < Um < 52 KV 54
2.10 Niveles de aislamiento normalizados Rango B; 52KV < Um < 300 KV.,.. 55
2.11 Datos para aplicación de aisladores de suspensión tipo estándar
254xl46mm(10x53/4plg) 58
2.12 Niveles de aislamiento al impulso para redes de distribución aéreas. 59
2.13 Límites de regulación 60
2.14 Distancias mínimas recomendables al suelo de acuerdo a las
características de la zona 66
3.1 Tabla de datos topográficos de "El Palmar Grande53.. 78
3.2 Diseño estructural de postes metálicos para líneas de transmisión 114
4.1 Rendimiento diario del grupo de trabajo 127
4.2 Días requeridos por etapa de construcción....... 128
4.3 Salario y categoría de los trabajadores... 130
4.4 Salarios totales por hora 130
4.5 Porcentaje de costos directos por actividad' 131
4.6 Costo por actividad 138
4.7 Estimación de costos indirecto 142
4.8 Porcentaje de costos indirectos 142
CUADROS
3.1 Tensiones finales, Zona 2. Línea Monte Olivo-El Palmar Grande.............. 95
3.2 Línea El Palmar Grande- Monte Olivo Desarrollo del conductor entre los
postes 2 y 3 Esfuerzo = 204 Kg 97
3.3 Línea El Palmar Grande- Monte Olivo
Desarrollo del conductor entre los postes 2 y 3 Esfuerzo - 209 Kg ......... 99
3.4 Parámetros para el diseño de postes 105
3.5 Cálculo de flechas para vanos de 100,150,180 y 200 metros...... 108
3.6 Resumen de las propiedades físicas del poste del proyecto : 115
4.1 Costo de vehículos Descripción de parámetros considerados 133
4.2 Total de costos fijos por hora por equipo 135
4.3 Costos variables por hora por equipo 137
4.4 Costos horarios totales por equipo ........ 137
4.5 Costo de mano de obra y equipo del proyecto 140
4.6 Costos de los materiales autilizar 141
4.7 Costos de ejecución de ia obra.' 143
4.8 Costo de energía eléctrica , 144
4.9 Precios de comercialización de mora a nivel de la provincia del Carchi...... 148
4.10 Precios de frascos de mermelada de 300 gramos 148
4.11 Resumen de productos del área ; 149
GRÁFICOS
1.1 Población urbana y rural según el censo de 1990 6
1.2 Electrificación de la población rural en 1990 6
3.1 Perfil topográfico de El Palmar Grande.. 89
3.2 Catenaria del conduct 98
FIGURAS
2.1 Elementos que intervienen en una línea 18
2.2 Plantilla representativa de la posición del conductor 32
2.3 Circuito equivalente para líneas cortas 66
2.4 Diagrama vectorial equivalente para líneas cortas 67
3.1 Plano de ubicación de usuarios 91
3.2 Plano básico de Planimetría 92
3.3 Representación de las características de diseño de los postes ................... 103
3.4 Representación de la placa de anclaje y canastilla de los postes 104
4.1 Flujo de inversiones del proyecto. 147
Pag. 1
CAPITULO 1
EVALUACIÓN DE LA ELECTRIFICACIÓN RURAL
1.1 ANTECEDENTES1"2'3
En el Ecuador se pueden observar con mayor claridad los desniveles de las condiciones de
vida existentes entre el campo y la ciudad; encontrándose el habitante del campo,
condenado a desenvolverse en un medio carente de los más esenciales servicios y obras de
infraestructura, aparte de que su situación en el aspecto social y económico es deprimente.
Esta situación se agrava por el costo cada vez mayor para extender el servicio eléctrico
hacia los sectores rurales y, más aún, por la débil densidad de usuarios del servicio
eléctrico por kilómetro de línea instalada y sus bajos niveles de consumo en relación con
los costos de instalación y operación del servicio eléctrico. Si a ello se añade la naturaleza
del terreno que deben atravesar las líneas eléctricas para llegar con el fluido eléctrico a los
pueblos, se eleva considerablemente el costo de los trabajos, mantenimiento y operación.
Al sector rural se le empezó a dar importancia a partir de 1963, con la visita realizada al
país por expertos de Estados Unidos en ésta área, quienes inspeccionaron ciertas zonas
rurales del Ecuador, y contando con la ayuda de organismos nacionales encargados de
electrificación se determinó la posibilidad de establecer proyectos cuya finalidad fuera la de
electrificar áreas rurales, por medio del sistema cooperativo, cuyas aplicaciones habían
demostrado tener éxito en otros países latinoamericanos.
Con la colaboración del INECEL (Instituto Ecuatoriano de Electrificación) y US ATP
(Agencia de Ayuda de Estados Unidos) se iniciaron los estudios de factibilidad de la
aplicación del sistema cooperativo de electrificación en el país.
Criterios Básicos en el diseño de proyectos de Electrificación Rural, César Orbe Morillo. Tesis, EPN. 19812 Electrificación del Valle de los Chillos I parte, Juan F. Escalante, Tesis EPN. 1991
Aspectos Institucionales y Administrativos de la Electrificación Rural, Rodrigo Arrobo Rodas, Tesis EPN. 1977
Pag. 2
De éstos se concluyó, que la zona de Santo Domingo de los Colorados tenía la primera
prioridad y la zona de Daule la segunda; convirtiéndose éstas dos regiones en proyectos
pilotos para la iniciación de la electrificación rural organizada en el país.
Mediante esta alternativa las denominadas cooperativas transformaban a los usuarios del
servicio en socios, propietarios y administradores de todo eí proceso de suministro de
energía eléctrica. El éxito de la cooperativa, radica en el esfuerzo conjunto que debían
realizar los miembros, por sacar adelante su proyecto; pero lamentablemente no se
obtuvieron los resultados esperados, porque las personas no veían justificación a sus
aportes, puesto que no mejoró la calidad en regulación de voltaje y disminución de
interrupciones del servicio,, en el transcurso del año, pero fundamentalmente porque no
obtuvieron rentabilidad financiera.
Con el convencimiento de que la electrificación rural es producto de una tendencia
globalizada, para modificar significativamente la situación de atraso del campo y de los
sectores rurales, se expidió la Ley Básica de Electrificación el 4 de septiembre de 1973 y
se empezó la primera fase del programa nacional de electrificación rural.
El estudio del programa fue realizado por INECEL en colaboración con las escuelas
politécnicas de Quito y Guayaquil y las empresas eléctricas beneficiarias, dicho estudio se
inició en octubre de 1976 y finalizó en octubre de 1978, teniendo que realizarse las
debidas actualizaciones y/o complementándose este estudio con cambios en magnitud de
obras y de costos.
El programa ftie planificado para el cuatrienio 1981-1984 y pretendió incorporar 500.000
habitantes de la zona rural, con una inversión de 3.300 millones de sucres (equivalente a
119 millones de dólares de acuerdo a las cotizaciones dadas en el anexo 1.1) que consistió
en: pequeñas centrales de generación, subestaciones de transformación, líneas de
transmisión, extensiones de líneas primarias de distribución y redes de baja tensión.
- Pag-. 3
1.1.1 Objetivos del programa de Electrificación Ruraf'5
• Elevar el nivel de vida de la población rural y contribuir a la orientación adecuada de las
corrientes migratorias, mediante la dotación de una infraestructura energética necesaria
para un desarollo integrado,
• Propiciar el aumento de la productividad del sector agropecuario y estimular al
establecimiento de la agroindustria,
• Sustituir por energía eléctrica el consumo de ciertos recursos energéticos que se
utilizan actualmente en el agro.
• Contribuir al incremento de fuentes de trabajo.
• Coadyuvar a la desagregación tecnológica a través de la participación nacional en la
construcción de obras civiles, hidromecánicas, montaje electromecánico y construcción
de líneas y redes de distribución.
• Respomder a las necesidades de la población y de la producción de ios sectores rurales
otorgando un nuevo impulso al desarrollo armónico e integral del Ecuador, ya que el
sector aropecuario es una de sus mayores fuentes de producción y riqueza.
1.1.2 Ejecución del Programa de Electrificación Rural4
En el año 1978, aproximadamente el 40% de la población dd Ecuador contaba con
servicio eléctrico; sin embargo en ciudades como Guayaquil y Quito alcanzaban el 80%, a
diferencia de otras como Babahoyo o Quevedo que apenas cubría un 15,2%.
El desequilibrio zonal fue notorio debido a que los programas de electrificación rural
habían sido desarrollados en áreas económicamente más rentables, donde la inversión en
electrificación producía mayor retorno.
* Programa Nacional de Electrificación Rural, I fase, INECEL, Quho - Ecuador, Junio 19S1.5 Electrificación Rural en el Ecuador. Departamento de Relaciones Públicas del INECEL, 1990
Pag. 4
Por tanto, el programa planteó invertir en todas las áreas rurales del país, poniendo énfasis
en aquellas provincias con bajos índices de electrificación, analizando la rentabilidad de las
inversiones a nivel nacional.
El programa de Electrificación Rural se lo dividió en tres subprogramas:
1. Subprograma Costa y Sierra:
Se Jo financió con aportes del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y fondos del
INECEL; para servir a 62.000 nuevos abonados, con la extensión de líneas y redes
eléctricas existentes.
2. Subprograma Los Ríos:
Contó con un crédito concedido por el banco Alemán de desarrollo para servir
aproximadamente a 9.500 abonados.
3. Subprograma de pequeñas centrales para Quilo y Galápagos:
Comprendió obras de generación y distribución principalmente para el Oriente con el
apoyo de créditos externos.
Para la selección de áreas a electrificarse, el programa de Electrificación Rural tomó en
cuenta:
a) Concentración de la población
b) Existencias de vías de comunicación, especialmente carreteras
c) Concentración de zonas productivas., por cultivos principales
d) Existencia de servicios de infrestructura básica como agua potable,
alcantarillado y equipamiento de salud.
e) Red eléctrica existente en construcción y proyectada
Pag. 5
Se eligieron sectores sujetos a electrificación, llegándose a determinar alrededor de 109
circuitos en todo el país, que estuvieron agrupados en 16 subproyectos que abarcan las
provincias de la Costa y la Sierra y distribuidos en los sistemas eléctricos regionales.
1.1.3 Evaluación Económica de los Subproyectos Identificados de Electrificación
Rural
Se la realizó en base al criterio de la tasa interna de retorno económica; entendiéndose
como tal la tasa que iguala la comente de beneficios financieros y sociales, con el monto
de las inversiones y gastos a realizar en un subproyecto actualizado.
Frente a las necesidades, del país no fue un programa muy ambicioso pero era el que en
ese entonces se podía financiar y abrir las puertas para ejecutar un programa continuo de
electrificación rural.
INECEL, a través de la Unidad Ejecutora del Programa de Electrificación Rural UNEPER
(creada en 1981 y eliminada en 1985), puso en marcha el programa; además, esta unidad
tenía como funciones específicas las siguientes:
• Elaboración y presentación de solicitudes de crédito y su administración,
• Elaboración de documentos de licitación y contratos respectivos, convenios de
subpréstamos y de ejecución con las empresas eléctricas; y,
• La supervisión administrativa, técnica y financiera de la ejecución del proyecto en todas
sus etapas.
1.2 VISION GENERAL DE LA SITUACIÓN ACTUAL DE LA
ELECTRIFICACIÓN RURAL DEL PAÍS5
De acuerdo con el censo de población realizado en 1990 por el Instituto Nacional de
Estadísticas y Censos, INEC, Ecuador tiene aproximadamente 9*622.600 habitantes de los
cuales en el campo residen estimativamente 4*317.000 habitantes.
Pag. 6
Como resultado de los estudios efectuados durante los años 1976 al 1978? se estableció
que aproximadamente un 13% de población rural contaba con el servicio de energía
eléctrica.
Para fines de 1991 se ha calculado que 1*050.000 habitantes contarían con energía
eléctrica que, frente a la población rural estimada para 1990, representan únicamente el
24,3%; restaba, por lo tanto, atender con el servicio a un gran porcentaje de la población
rural.
población Urbana y Rural según el Censo de 1990
R)blac¡ónRural
FbblaciónUrbana
Graf. 1.1
Electrificación de la población rural en 1990
Poblaciónrural sin
electrificar
Poblaciónrural
electrificada
Graf. 1.2
Pag. 7
Se ha mencionado anteriormente las diferencias zonales que existen en cuanto a
electrificación; podemos poner como ejemplo el caso de la electrificación rural a cargo de
la EEQSA6 (Empresa Eléctrica Quito Sociedad Anónima), que para 1993, tiene un 80%
de electrificación rural, porcentaje alto en relación a otras provincias, y en general con
respecto al país mismo, esto ocurre porque tanto en Quito como en Guayaquil se
concentran grandes inversiones y resulta rentable la electrificación en zonas aledañas a la
misma,
1.2.1 Ejecución de Obras5
La acción desplegada en forma permanente a partir de 1981 para dotar al agro del servicio
eléctrico se ha canalizado a través de la Unidad del Proyecto INECEL-BID, de la
Dirección Ejecutiva de Distribución y Comercialización (DISCOM) y de la Unidad de
Pequeñas Centrales Hidroeléctricas, así como con la labor mancomunada de las empresas
eléctricas y con la colaboración de organismos internacionales, seccionales y de los
propios usuarios.
Bajo la responsabilidad de la Dirección Ejecutiva de Distribución y Comercialización se
planifican, construyen, operan y mantienen centrales de generación termoeléctrica, líneas
de subtransmisión, líneas y redes de distribución construidas para atender las necesidades
energéticas de las áreas rurales de la región oriental y Galápagos.
Estas obras se ejecutan tanto por administración directa como a través de las empresas
eléctricas. Se financian con recursos propios del instituto, aportes gubernamentales, el
fondo de desarrollo para la electrificación rural, fondo especial para conexiones de
servicios a consumidores de bajos ingresos, convenios con organismos seccionales,
contribuciones de los beneficiarios y recursos provenientes de créditos otorgados por
entidades internacionales y proveedores.
6 Revista Gestión. EEQSA, 1984 - 1993
Pag, 8
Proyecto INECEL-BID
Con un crédito de 21*485.000 dólares (Un dólar = 1.106,62 sucres, anexo 1.1)
concedidos por el BID, y 8'684.000 dólares de recursos nacionales, el Instituto adelanta un
programa para la construcción de 1,300 kilómetros de líneas primarias, 280 kilómetros de
lineas mixtas y 580 kilómetros de redes secundarias para servir a unos 174.500 habitantes
asentados en cerca de 500 comunidades de las áreas rurales de las provincias de la Costa y
de la Sierra.
Las obras comprendieron 41 circuitos localizados en Esmeraldas, Manabí, Guayas, Los
Ríos, El Oro, Cotopaxi, Chimborazo, Cañar y Azuay. Los trabajos estuvieron concluidos
totalmente en el tercer trimestre de 1991.
En el mismo año comenzó a complementarse la adquisición de equipos y materiales para
operación y mantenimiento de las líneas, así como también el levantamiento de
información técnica y socio-económica para una evaluación ex-post del proyecto.
Como continuación del proyecto INECEL-BID se ha previsto la ejecución inmediata de
un proyecto de electrificación rural que comprende las siguientes obras:
• Realización de estudios, diseños, adquisición de materiales y construcción de 313
kilómetros de líneas y redes de distribución para servir a aproximadamente 5.792
abonados de pequeños sectores pobíacionales rurales, aledaños a las líneas de
distribución construidas dentro del proyecto INECEL-BID.
Este proyecto se financia con el Fondo de Electrificación Rural, decreto N-124 (año
1990) , recursos de INECEL y de las empresas eléctricas, materiales sobrantes de
Proyecto BID, fondos del decreto N- 549-B (año 1990) y el aporte de los abonados. El
costo total se ha estimado en 3.477*000.000 de sucres (3'150.000 dólares, anexo 1.1).
• Construcción de aproximadamente 400 kilómetros de líneas primarias en 13,2 y 22,8
kilovoltios y las correspondientes redes de distribución para servir a 35.000 habitantes
de las provincias de Carchi, Imbabura, Tungurahua, Bolívar y Loja.
Pag. 9
El presupuesto estimado, a precios de enero de 1991, es de 3.700*000.000 de sucres
(33343.998 dólares, anexo 1.1).
Como obras realizadas a diciembre de 1994 se tiene:7
Unidad Ejecutora: Dirección Distribución y Comercialización
Programa: Electrificación Rural
/. Subprograma: Distribución 13.8 KV
Proyecto: Oriente y Galápagos
Descripción:
Comprende la construcción y readecuación de lineas de distribución a 13.8 KV que
permitirán llevar energía eléctrica a varias poblaciones rurales de cinco provincias
orientales y Galápagos.
2. Subprograma: Distribución
Proyecto: Redes de Distribución Oriente y Galápagos
Descripción:
Comprende la construcción de redes de distribución en poblaciones rurales de las regiones
orientales e insular.
3. Subprograma: Distribución
Proyecto: Convenios Electrificación Rural-Decreto N-034 (1993)*
Descripción:
Líneas y redes de distribución a construirse para nuevos usuarios de los sectores rurales de
la Sierra y la Costa del país.
Este conjunto de obras representa realizaciones puntuales, generadas a base de
solicitudes de comunidades rurales, las cuales son financiadas con los recursos económicos
provenientes del decreto N-034, los mismos que pasarán como acciones de los consejos
provinciales en las correspondientes empresas eléctricas.
Informe ejecutivo de avance de proyectos de INECEL, Diciembre de 1994" Ley Especial de Electrificación Rural y Urbano-Marginal, aprobada el 6 de Mayo de 1993, publicada en el Registro Oficia! No.
221 de Junio de 1993
Pag. 10
4. Subprograma: Distribución
Proyecto: Empresas Eléctrícas-Convenios Recursos Propios
Descripción:
Construcción de lineas y redes de distribución en eí sector rural de varias provincias de la
Sierra y la Costa a través de convenios celebrados con las empresas eléctricas con
financiamiento de INECEL y de entidades seccionales o regionales.
5. Subprograma: Generación, Operación y Mantenimiento
Proyecto: Resumen
Descripción:
Instalación de equipos de generación térmica, para servir a las regiones insular y oriental.
Mantenimiento de centrales, equipos, lineas y redes.
6. Subprograma: Generación Térmica
Proyecto: Provincias Orientales y Galápagos
Descripción:
Comprende la instalación, en varias poblaciones de las provincias de Ñapo, Sucumbios,
Morona Santiago y Galápagos, de equipos de generación eléctrica.
7. Subprograma: Operación y Mantenimiento
Proyecto: Oriente y Galápagos
Descripción:
Comprende la adquisición de los insumos y contratación de la mano de obra necesarios
para operar y mantener las centrales de generación, lineas y redes instaladas en diferentes
localidades de la zona oriental y Galápagos.
8. Subprograma: Operación y Mantenimiento.
Proyecto: Central Jívino.
Descripción:
Comprende la adquisición de combustibles, lubricantes, equipos, herramientas, adquisición
de repuestos, operación y mantenimiento de las dos unidades de 1.500 KW, que se
Pag. 11
encuentran en servicio en la Central Jivino, la misma que suministra energía eléctrica a la
Provincia de Sucumbios.
Como obras realizadas a diciembre de 1996 se tiene:8
Unidad Ejecutora: Dirección Distribución y Comercialización
Programa: Electrificación Rural
1. Subprograma: Distribución
Proyecto: Convenios Electrificación Rural-Decreto N-034*
Descripción:
Líneas y redes de distribución a construirse para nuevos usuarios de los sectores rurales de
la Sierra y la Costa del país.
Este conjunto de obras representa realizaciones puntuales, generadas a base de solicitudes
de comunidades rurales, las cuales son financiadas con los recursos económicos
provenientes del decreto N-034, los mismos que pasarán como acciones de los consejos
provinciales en las correspondientes empresas eléctricas.
2. Subprograma: Distribución
Proyecto: Líneas y Redes de Distribución Oriente y Galápagos
Descripción:
Comprende la construcción de redes de distribución en poblaciones rurales de las regiones
orientales e insular.
3. Subprograma: Distribución
Proyecto: Convenios Electrificación Rural-Decreto N-034 (1993)*
Descripción:
Líneas y redes de distribución a construirse para nuevos usuarios de los sectores rurales de
la Sierra y la Costa del país.
Este conjunto de obras representa realizaciones puntuales, generadas a base de solicitudes
de comunidades rurales, las cuales son financiadas con los recursos económicos
Informe ejecutivo de avance de proyectos de INECEL, Diciembre de 1996
Pag. 12
provenientes del decreto N-034, los mismos que pasarán como acciones de los consejos
provinciales en las correspondientes empresas eléctricas.
3. Subprograma: Operación y Mantenimiento
Proyecto: Resumen
Descripción:
Instalación de equipos de generación térmica, para servir a las regiones insular y oriental.
Mantenimiento de centrales, equipos, líneas y redes.
4. Subprograma: Operación y Mantenimiento
Proyecto: Operación y Mantenimiento Oriente y Galápagos
Descripción:
Comprende la adquisición de los insumas y contratación de la mano de obra necesarios
para operar y mantener las centrales de generación, líneas y redes instaladas en diferentes
localidades de la zona oriental y Galápagos.
5. Subprograma: Operación y Mantenimiento
Proyecto: Convenios de Administración Empresas Eléctricas
Descripción:
Abarca la adquisición de combustibles, lubricantes, equipos, herramientas, adquisición de
repuestos y la contratación de mano de obra para realizar la operación y mantenimiento de
centrales, lineas y redes de distribución que se encuentran instaladas en diferentes
localidades conocidos con el nombre de Sistemas Aislados.
Programa: Sistemas Regionales
Subprograma: Distribución
Proyecto: Electrificación Rural-Varios Proyectos
Descripción:
Este proyecto contempla la construcción de líneas y redes de distribución en el sector
rural., obras que se ejecutan a través de convenios suscritos por las Empresas Eléctricas
Pag. 13
con entidades seccionales, usuarios, etc, y tienen el financiamiento de INECEL. (Decreto
N-034 año 1993).
Estas obras han sido planificadas para un período de ejecución de un año respectivamente.
algunas han tomado un tiempo mayor al previsto, habiendo sido ejecutadas con recursos
propios.
Como obras realizadas para 1997 :9
Construcción de líneas y redes de distribución del sector rural, obras que se ejecutan a
través de convenios suscritos por las empresas eléctricas con entidades seccionales.,
usuarios y mediante el financiamiento del decreto No.034(1993) FERUM Nacional.
Provincia Pichincha
Proyecto Los Lindiches
100% de avance. Obra terminada.
Proyecto Barrio el Rosario U etapa
Continua el trámite de liquidación técnico-económico de la obra con la E.E.Q. 100% de
avance de la obra.
Proyecto San Juan de ChÜlogallo
Continúa el trámite de liquidación técnico-económico de la obra con la E.E.Q. 100% de
avance de la obra.
Proyecto La Dolorosa-Pucará
Continúa el trámite de liquidación técnico-económico de la obra con la E.E.Q. 100% de
avance de la obra.
Provincia de Esmeraldas
Proyecto el Rocío
Continúa la construcción; 95% de la obra.
Proyecto San Roque
Continúa la construcción; 80% de la obra.
gInforme ejecutivo de avance de proyectos de INECEL, Diciembre de 1997
Pag. 14
Provincia de Ñapo
Proyecto Paño-Tal ag
Tena, cambio de postes de madera a hormigón suspendida; 65% de la obra.
Proyecto derivación La Paz:
Se adjudicaron los equipos y materiales; 50% de la obra.
Proyecto Freddy Silva 1,11, adquirir materiales; 25% de la obra.
Proyecto San Antonio-Pozo 36:
Se entregó equipos y materiales; 55% de la obra.
Proyecto Bella Sombra:
Se entregaron equipos y materiales; 50% de la obra.
Proyecto km.28 a km. 3 6,construcción de la obra; 95% de la obra.
Proyecto Bella Unión del Ñapo. Se termina la costruccion el 25 de agosto de 1997.
Provincia de Sucumbías
Proyecto remodelación redes Tarapoa y Bellavista; 100% de la obra.
Proyecto redes Puerto el Carmen; 70% de la obra.
Proyecto Tarapoa-Cisne
Entrega de equipos y materiales; 55%de avance.
Proyecto Tarapoa-Bellavista
Entrega de equipos y materiales; 55%de avance.
Proyecto Tarapoa-San José
Entrega de equipos y materiales; 55%de avance.
Proyecto Los Teteres
Se procedió al análisis y adjudicación de la mano de obra. Avance 60% de la obra.
Provincia de Galápagos
Proyecto Redes Isabela
Adquisición de equipos y materiales; 15% de la obra.
Pag. 15
Otros Proyectos
Proyecto Remodelación Los Ríos:
Mano de obra a cargo del sistema eléctrico Tena; 100% avance de la obra.
Proyecto Remodelación Las Yerbitas:
Mano de obra a cargo del sistema eléctrico Tena, estación invernal a impedido avance.
Líneas y redes de distribución de Oriente y Galápagos;
Proporcionar servicio de energía eléctrica a poblaciones rurales ubicadas en las regiones
insular y Oriental.
En cuanto a obras para el año 1998, el FERUM (Fondo para Electrificación Rural y
Urbano Marginal), se financiaba con el 10% de las planillas de consumos eléctricos
industriales, fondos entregados a las empresas eléctricas^ para que dispongan de
financiamíento para obras de electrificación rural y urbano marginal, a excepción de las de
Quito y Guayaquil que entregaban el 50% de las recaudaciones a INECEL, para que éste
a su vez las distribuya entre todas las empresas eléctricas existentes. La Ley del Sector
Eléctrico, elimina el procedimiento y asigna al CONELEC (Consejo Nacional de
Electrificación), esta función, que al no haber sido creado en 1997, han dejado de hacerse
inversiones en el área rural, a pesar de haber las recaudaciones correspondientes.
Pag. 16
CAPITULO 2
DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS DE DISEÑO
Marco Teórico
La determinación de parámetros de diseño para la ejecución del tendido eléctrico en
las zonas que requieran de su servicio, es necesario proceder bajo un sistema de
normas técnicas previamente establecidas que consta de los siguientes pasos:
4 Estudio geológico y topográfico.
4 Estudio mecánico de postes y conductores.
4 Cálculo mecánico de líneas de transmisión asistido por computador.
4 Consideraciones para el trazado de líneas
4 Dimensionamiento de redes secundarias y transformadores.
4 Dimensionamiento de redes primarias y alimentadores principales.
4 Estudio Eléctrico.
4 Protecciones de las líneas.
2.1 ESTUDIO GEOLÓGICO Y TOPOGRÁFICO
La localización del Ecuador en el borde noroccidental del continente sudamericano,
implica para el país la presencia frecuente de fenómenos de naturaleza volcánica,
tectonismo y sismicidad sumamente activos; por ello, dependiendo de estos
antecedentes en la zona de estudio, tanto INECEL como las empresas particulares.,
requieren como elemento indispensable para el tendido eléctrico, el estudio geológico
y topográfico.
2.1.1 Estudios de campo (Geológico)10-
Los materiales básicos de la geología son las rocas de la corteza terrestre. Estos
materiales se encuentran, en el "campo". El estudio geológico de una área empieza
Geología - Física. Chester R. Longweí y Richar F. Flint México 1995
Pag. 17
con el trabajo de campo para determinar los tipos de roca que en ella existen, la
forma y tamaño de las masas de cada clase y las relaciones de éstas masas entre sí.
Generalmente un estudio completo también requiere estudios de laboratorio y análisis
de ciertas muestras claves recolectadas en el mismo.
Con éste estudio de campo se elabora un mapa que contiene básicamente:
• Formas de la superficie
• Distribución y posición de las unidades de roca
• Rasgos geográficos tales como montañas, ríos y mares, no como son actualmente,
sino reconstruidos respecto a períodos del pasado, de tal manera que se observen
las variaciones habidas y sus respectivas causas.
2.L2 Estudio Topográfico
Consiste en granear la superficie en forma tridimensional, es decir, tomando en cuenta
longitud, ancho y altura; la diferencia de altitud entre las partes altas y las bajas de la
superficie del terreno, da la topografía que se define como el relieve y la forma del
terreno, obteniéndose las llamadas curvas de nivel que son líneas que pasan a través
de puntos que tienen la misma elevación sobre el nivel del mar.
2.2 ESTUDIO MECÁNICO DE POSTES Y CONDUCTORES
2.2.1 Esfuerzos a los que se encuentran sometidos los conductores en las líneas
de transmisión
Recordando en términos generales, en un hilo de peso uniforme, o carga
uniformemente repartida, tendido entre dos apoyos situados a la misma altura forma
una curva llamada catenaria (Fig, 2.1); la distancia f, entre el punto más bajo situado
en el centro de la curva, y la recta AB, que une los apoyos, recibe el nombre de flecha
y se llama vano a la distancia (a), entre los mismos. En los cálculos mecánicos de una
línea, se designa por W la carga por unidad de longitud, T el esfuerzo mecánico que
sufre el conductor en el punto más bajo de la curva y (1) la longitud de dicho
conductor11
Curso de electrotecnia. José Morillo y Farfán. Madrid 1960
Pag. 18
Elementos que intervienen en una línea
Fig 2.1
Verificándose las siguientes relaciones:
a2*Wrri ,
8* f
La longitud del hilo es:
donde:
T = Tensión o esfuerzo mecánico
W = Carga por unidad de longitud
f = Flecha
I = Longitud del conductor
De las expresiones dadas anteriormente se deducen:
(VANO)
8*C
C=-EDS
Pag. 19
Considerando::
EDS = Esfuerzo permitido (every day stress). 17% de la tensión de ruptura
p = peso propio del conductor por metro
Las líneas de transmisión están también sometidas a las acciones del viento., las
variaciones de temperatura en las diferentes estaciones del año y al calentamiento de
los conductores debido al paso de intensidad de corriente a través de la resistencia
eléctrica del conductor, o Efecto Joule P = R I2(watios).
Estas acciones influyen en la resistencia mecánica de los conductores, por ello es
necesario que las secciones que se adopten puedan soportar dentro de los límites de
seguridad tolerados, los esfuerzos a los que serán sometidos.
La magnitud de los esfuerzos que debe considerarse en cada caso y las condiciones
con las que se supone han de actuar, se fijan en cada país o región, según sus propias
condiciones climáticas, y según los coeficientes de resistividad y peso específico
normalizados, según las dimensiones geométricas del conductor y material de
fabricación.
Se analizan los siguientes esfuerzos:
a. Peso Propio
Se refiere al peso en kilos por metro lineal en cada conductor, se obtiene a partir de
tablas de acuerdo a las distintas normas de fabricación, siendo las más usuales las
AWG (American Wire Gauge),
La fórmula a aplicar es:
p= 8S 103 Kg/m
donde:
5 = Densidad del material empleado
S = Sección del conductor en mm2
Pag. 20
b. Presión del viento12
Se considera que el viento actúa sobre los conductores en forma perpendicular a la
línea y horízontalmente, o sea que ia ataca en toda la longitud.
Debe considerarse además que :
• La velocidad del viento es proporcional a la distancia a la superficie terrestre.
• Las mayores velocidades no ocurren en la época fría, sino en el verano.
• En ciertos lugares especialmente cañones cordilleras, se producen condiciones
extraordinarias, tanto en la velocidad, como en la dirección del viento.
Si en los proyectos de lineas de transmisión se considera que el viento actúa sobre
la superficie proyectada del conductor, se tiene entonces una presión del viento
(Pv) que por razones prácticas se expresa en Kg/m2; esta presión esta directamente
relacionada con su velocidad; para conductores cilindricos compuestos, se tienen
las siguientes expresiones:
Pv = 0.061 V 2 Kg/m 2 si V m/s
Pv = 0.00471 V 2 Kg/m 2 si V km/h
• La velocidad del viento con respecto a la medida en una estación es:
V = Ki * Vo
donde:
Pv = Presión del viento
Ki = Factor de rugosidad del suelo ( varía entre 0,85 en zona con árboles y1,15 en la zona costera).
V = Velocidad del viento
Yo = Velocidad respecto a una estación
Líneas de transmisión y redes de distribución de potencia eléctrica. Gilberto Enríquez Harper. 1980
Pag. 21
• Las velocidades del viento son generalmente medidas a 10 m del suelo,
existiendo una variación del viento respecto a la altura sobre el suelo, en:
lOm del suelo = 1
30m del suelo =1.25
50m del suelo =1.47
150m del suelo =1.89
Esfuerzo del viento
La carga neta en Kg/m del conductor es:
F = Vv*Pv* <(>*1.5
F = Esfuerzo debido al viento
Pv = 17 presión del viento
4 > « 0.00802 m de diámetro
1.5= Factor de seguridad
Vv = (Vl+V2)/2 Vano viento: VI, V2 vanos anterior y posterior al poste
c. Acción de la temperatura
En el cálculo mecánico de conductores es necesario conocer los esfuerzos que
tendrán éstos, tanto en las condiciones normales de tiempo, como en las peores
condiciones, se deben conocer las variaciones máximas de temperatura y sobrecargas
que puede tener el conductor.
Las temperaturas máximas sirven para determinar flechas máximas del conductor,
para el cálculo de la distancia hasta el suelo, considerando el calentamiento producido
en los conductores por las pérdidas de efecto Joule P = R I2.
Pag. 22
el Peso adicional de la nieve o del hielo11
El efecto de la nieve es, naturalmente, el aumento en el peso del cable.
e. La elasticidad
Al tender un conductor con un esfuerzo T, se alarga en una cierta cantidad
proporcional de la longitud de dicho conductor, a este esfuerzo y al coeficiente de
alargamiento elástico e inversamente proporcional a su sección. Si por cualquiera de
las causas anteriores cambia el valor de T, varía también la longitud del hilo y, por
tanto, el esfuerzo final a que éste queda sometido, por ello es necesario el cálculo
adecuado del esfuerzo, para que en condiciones adversas el esfuerzo no sobrepase el
de rotura.
132.2.2 Bases para el Cálculo
Para determinar los valores de esfuerzos y flechas a ser considerados en el
dimensionamiento de las estructuras soporte y de sus elementos, se considera:
• Zonificación por temperatura ambiente:
De acuerdo a valores estadísticos registrados en las diferentes estaciones del
Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología, se divide al país en dos zonas, de
acuerdo a la altitud sobre el nivel del mar, la cual corresponde a:
Zona 1.- Áreas del país que tengan una elevación con relación al nivel del mar
inferiora ISOOm.
Zona 2.- Las restantes áreas con una elevación superior a 1800 m.
Si son áreas sobre los 3.500 m sobre el nivel del mar, se considera que es una
situación particular y se le analizará de acuerdo a la información específica
disponible.
Normas para distribución rural UNEPER. Cuenca-Ecuador. 1983
Pag. 23
• Estados de temperatura:
Se tiene una temperatura mínima, promedio y máxima del conductor.
• Velocidad del viento:
Se la ha obtenido de datos estadísticos como se verifica en la tabla 2.1
• Esfuerzo máximo admisible:
Se toma en cuenta las limitaciones por fatiga del material debido a vibraciones y el
factor de seguridad correspondiente, no debiendo los esfuerzos desarrolladas sobre
el conductor exceder dicho esfuerzo admisible.
Estas características se las puede observar en la siguiente tabla:
Tabla 2.1
Estándares para el cálculo de tensiones y flechas
fESTADO
I. Temp. Mínima
II. Viento máximo
III.Temperatura
promedio
[V, Temperatura
máxima del
conductor
Temperatura
n
5
15
25
55
Viento
(Kg/m)
44
Temperatura
(°>
-5
5
15
45
Viento
(Kg/m)
44
Esfuerzos máximos
admisibles
50% TR
50% TR
20% TR
TR: Tensión o esfuerzo de rotura
Pag. 24
Para determinar la temperatura máxima del conductor se considera un incremento de
20°C sobre la máxima del ambiente originado por el calentamiento de los conductores
debido al efecto Joule.
a. Conductores
Los conductores adoptados para sistemas rurales serán de aluminio reforzado con
núcleo de acero (ASCR) formación 6/1 que tienen las siguientes especificaciones:
Tabla 2.2
Especificaciones de conductores
ini!iiil mmB&m
| SWAN4
Diámetro, mm
Sección total,
Peso unitario,
mm"
Kg/Km
Peso específico, Kg/m.min2 x 1Q"3
Tensión rotura Kg
Carga unitaria de viento Kg/Kra
Módulo de eslaíicidad Kg/mm 2
Coeficiente de dilatación línea!
"CxlO*
6,36
24,71
85,30
3,452
SP ARROW 2
8,01
39,22
135,60
3,457
831 1 12701
280
8000
19,1
352
8000
19,1
jftfctfgtejrateftafit « ™*tt** •HBHBI»
RAYEN 1/0
ííiiMÜSfiHflSBiHHSili
QUAIL2/0 j PENQUIN 4/0
i10,11 11,34 | 14,31
62,38
215,90
3,461
1940
445
8000
19,1
í78,64 * 125,10
j
272,10 j 432,5*
3,460 | 3,457
2425
499
8000
19,1
'
3820
630
8000
19,1
b. Postes para Estructuras
Se tienen tres tipos de postes utilizados en redes de distribución de acuerdo a su
constitución o costrucción:
Pag. 25
Poste de hormigón armado:
Esta constituido por una estructura de hierro la que se cubre con hormigón
armado, la capacidad de carga del poste depende del número de varillas utilizadas
en su estructura. Son huecos por dentro, con la finalidad de llevar conductor o
conexión a tierra,
En el Tabla 2.3, se clasifican los postes de hormigón de sección circular más
utilizados, de acuerdo a sus altura y capacidad de carga horizontal y de rotura.
Tabla 2.3
Postes de hormigón de sección circular más utilizados
: 8.50
i 8.50
I 8.50
! 9.00í
; 9.00
í| 9.00i\ 10.00
i1
j 10.00*
| n.5
i; 11.5iI 11.5
¡
; 11.5i
350
500
575
350
500
575
350
575
350
475
500
575
4.520
6.350
11.900
4.285
6.100
11.285
3.815
10.100
3.085
6.000
4.790
7.950
Pag. 26
La carga de rotura horizontal es el esfuerzo máximo que puede soportar en sentido
perpendicular al eje del poste, y carga de rotura vertical es el esfuerzo máximo que
puede soportar en sentido paralelo (hacia abajo) al eje del poste.
• Poste de madera tratada:
Se llama madera tratada porque se la somete a procesos con sales minerales para
endurecer la madera y alargar su vida útil.
Las características de los postes relevantes para el diseño de líneas son su "Clase"
que determina la carga de rotura, por una parte, y su longitud total por otra.
Se define como "carga de rotura" del poste, la carga aplicada a 0,60 m.desde el
extremo superior del poste hacia abajo, para que la rotura ocurra a 1,80 m, desde
el fondo.
Para líneas rurales se utilizan normalmente las que se indican en la siguiente
tabla:14
Tabla 2.4
Tipos de postes de madera
10
10
11
11
12
5
6
5
6
5
860
680
860
680
860
Egineering and operatíons manual for rural electric systems-distribution.LÍne design-REA 160-2 U.S.A.
Pag. 27
• Poste metálico:
Poste completamente elaborado con metal, son huecos por dentro.
Estos postes no tienen una clasificación definida, ya que se los fábrica de acuerdo a las
necesidades requeridas en cada caso.
Herrajes galvanizados y cables de acero
Son las estructuras metálicas que se montan en los postes, con la finalidad de actuar
como soporte de las redes de distribución, tales como; crucetas, pernos, bastidores,
abrazaderas, etc. Tienen que ser galvanizados para evitar una prematura degradación
del material por efectos de la oxidación.
c. Cable de Tensores
Transmiten los esfuerzos al bloque de anclaje, se ha adoptado el de acero galvanizado
de extra alta resistencia.
Tabla 2.5
Diámetro de tensores
y" (6 mm)
TENSIÓN DE ROTURA (Kg)
3023
5/16" (8mm) 5091
d. Bloque de Anclaje
El diseño para el bloque que será preferentemente de hormigón reforzado con acero,
considera el dimensionamiento para las siguientes resistencias de arrancamiento:
4000, 6000 y SOOOKg.
Pag. 28
La forma del anclaje depende del espacio que se tenga para su ubicación. Tiene mayor
utilización el de forma rectangular.
Si se desea una forma específica como la cilindrica, se deberían determinar las
dimensiones de acuerdo a la resistencia del anclaje deseado.
2.2.3 Selección de la clase de poste, tensores y anclajes13
Antes de determinar la selección de postes, tensores y anclajes es necesario revisar las
siguientes definiciones:
Vano medio.- Con relación a una estructura de soporte particular, es la
semisuma de los vanos adyacentes a la misma.
Vano regulador.- En un tramo de línea entre estructuras de retención, constituido
por más de dos vamos, es el valor promedio de los mismos que determinan las
condiciones a ser consideradas en la regulación de los conductores por esfuerzo y
flecha.
Esfuerzo unitario.- Es el esfuerzo horizontal por unidad de sección transversal del
conductor, que se desarrolla en el mismo, para un determinado estado de temperatura
y de presión de viento, expresado en Kg/mm2.
Carga de viento.- Es la fuerza en el sentido transversal a la línea, transmitida a los
puntos de fijación de los conductores sobre la estructura, debido a la presión de
viento sobre los mismos, en la longitud correspondiente al vano medio; a esta fuerza
deberá sumarse la fuerza originada por la presión de viento, actuante sobre la
estructura, en sentido transversal.
Tiro angular.- Es la fuerza originada por el efecto del cambio de dirección de
la línea, actuante en el sentido normal a la bisectriz del ángulo formado.
Tiro longitudinal- En posiciones terminales es la fuerza correspondiente al tiro
máximo del conductor, cuyos valores se establecen en la tabla 2.6,
Pag. 29
En las posiciones de retención intermedia, el tiro longitudinal de los conductores
sobre la estructura está determinado por la diferencia de los esfuerzos máximos
correspondientes a los vanos reguladores de los tramos en línea adyacentes o en los
puntos coincidentes con el cambio de tamaño de los conductores.
Tiro máximo.- Es la fuerza longitudinal máxima ejercida en el conductor y que
se la ha determinado de acuerdo al vano regulador.
A continuación se encuentran tabulados los valores de tiro máximo de los
conductores.
Tabla 2.6
Tiro máximo de los conductores
TAMAÑO
4
2
1/0
2/0
4/0
SECCIÓN
(mm2)
24,71
39,23
62,38
78,64
125,10
HASTA 200 m
272
431
686
865
1.376
DE 200 A 500 m
321
510
811
1.022
1.626 l
a. Selección del poste
El factor determinante para la selección del poste, es la carga transversal originada
por la presión del viento sobre el poste y sobre los conductores en la longitud
correspondiente al vano medio.
Pag. 30
En cuanto a ía longitud del poste para cada una de las posiciones localizadas sobre el
perfí] de trazado de la línea, se deberá tomar en cuenta las distancias mínimas de
seguridad establecidas.
b. Selección de tensores
Los tensores compensan tanto el tiro angular actuante en sentido transversal a la línea
como los tiros longitudinales en posiciones terminales y de retención intermedia tanto
por cambio de vano regulador en los tramos adyacentes como por cambio de tamaño
de conductores en los mismos.
Los ángulos formados por la dirección del cable tensor con la vertical al terreno en el
punto de sujección al poste deberán ser como mínimo 45°; se considera para el cable
tensor un factor de seguridad definido como la relación del esfuerzo de rotura al
esfuerzo máximo admisible de 1,15.
Para diseños de las estructuras de soporte, se consideran para ángulos entre 30 y 60°,
ía disposición vertical de los conductores y dos cables tensores para compensar los*
esfuerzos distribuidos en el poste; para ángulos entre 60 y 90° se mantiene la
disposición vertical pero se disponen los tensores en sentido de la línea y, en
consecuencia, las fuerzas transmitidas a los tensores equivalen a las desarrolladas en
una posición terminal.
De acuerdo a esto se determinan los siguientes límites de utilización:
• Líneas a un conductor de fase hasta 2/0 AWG y neutro:
Un cable tensor de 6mm de diámetro para todos los ángulos y para posiciones
terminales.
• Líneas a tres conductores de fase hasta 2/0 AWG y neutro #2AWG:
Un cable tensor de 6 mm de diámetro para ángulos de hasta 30° y dos cables del
mismo diámetro para ángulos de hasta 60° y terminales.
Pag. 31
Líneas a 3 conductores de fase 4/0 AWG y neutro 1/0 AWG:
Un cable tensor de 6 mm de diámetro para ángulos de hasta 20° un cable de 8 mm
de diámetro para ángulos de hasta 60° y terminales.
c. Selección de anclajes
Los anclajes deberán corresponder al diámetro del cable tensor seleccionado, de
acuerdo al valor de la resistencia mínima de arrancamiento así:
Tabla 2.7
Tabla de resistencia de anclajes
Jll'll
4.000
6.000
8.000— — .
1x6 mm
1x8 mm
2x6 mm
2.2.4 Locaüzación de Soportes
Para la localización de estructuras de soporte sobre el perfil del trazado, en el proceso
de estacamiento, las distancias de seguridad al terreno deben ser verificadas para la
temperatura máxima del conductor correspondiente al estado IV (máxima
temperatura), tabla 2.2, en las condiciones de falla.
Por otro lado si se presentan obstáculos, se deberá utilizar una plantilla representativa
de la posición del conductor entre los puntos de apoyo que determina
aproximadamente una parábola simétrica y cuya función en un sistema de
Pag. 32
coordenadas rectangulares (x,y), corresponde a la ecuación de la parábola Y = X2/2C}
donde C es el parámetro caracterizado por el peso específico del conductor y el
esfuerzo unitario para la condición considerada, observándose esto en la fig. 2.2.
Plantilla representativa de la posición de! conductor
_ry~ "X"Fig. 2.2
En la que:
Y =2C
C= a/y
donde:
a = vano horizontal (m).
f-flecha
C = relación entre el esfuerzo unitario y peso específico del conduxtor
a = esfuerzo unitario
y = peso específico del conductor
Las consideraciones dadas anteriormente se las debe tomar en cuenta al hacer nuestro
respectivo análisis y para tener ideas claras sobre los posibles materiales a utilizar, sin
Pag. 33
embargo, para éste estudio mecánico, ya se ha elaborado un programa computacional
que trata de abarcar lo dicho anteriormente, que se lo describe a continuación.
2.3 CALCULO MECÁNICO DE UNA LINEA DE TRANSMISIÓN
ASISTIDO POR COMPUTADOR16
Este programa soluciona rápida y eficientemente los problemas de cálculo mecánico
para el diseño de una línea de transmisión y subtransmisión en torres metálicas que
permite ampliar y profundizar en los siguientes aspectos:
• Ubicación de torres de transmisión y subtransmisión
• Especificación de cargas de las estructuras
• Tendido y flechado del conductor
• Cálculo y capacidad térmica de los conductores
Para el diseño de una línea de transmisión se deben considerar los siguientes puntos
principales:
1. Selección y definición de la ruta
2. Selección y definición del conductor económico
3. Cálculo y dimensionamiento de las estructuras de soporte
4. Cálculo del flechado para todos los tramos de la ruta
5. Comprobación de las distancias de seguridad para cada trayecto en especial tramos
con desnivel
6. Cálculo de la capacidad térmica del conductor
7. Cálculo de la catenaria del conductor para diferentes tramos de la ruta.
Cálculo mecánico de una linea de transmisión asistido por computador. Jomadas de Ingeniería Eléctrica. E.P.N. 1997. Ing.Raúl A. Canelos.
Pag. 34
El programa es un libro Excel de varías hojas el mismo que calcula los puntos 3,4,5,6
y 7 y ayuda considerablemente para el punto 1.
2.3.1 Cálculo de la Catenaria del Conductor (IJbro Excel, hoja 1)
Una vez definida la ruta, en la que se ha determinado los vértices, es decir, los
cambios de dirección de la línea de transmisión, y al haberse determinado el conductor
por el que se transmitirá la potencia requerida, es necesario proceder al cálculo de la
catenaria o curva que presentará el conductor bajo ciertas condiciones eléctricas de
carga, ambientales de temperatura y, condiciones mecánicas en las que influiría la
topología misma del terreno por la que pasaría cada vano entre las estructuras de la
línea.
El cálculo de la catenaria del conductor, parte de la resolución de la ecuación de
estado, la misma que describe el comportamiento del conductor para diferentes
variables.
La ecuación de estado viene dada por:
24 A. 2 . 212 t-t
w/)-
La(02-01)E
donde:
L = variación de la longitud del cable según el incremento de temperatura
a = coeficiente de dilatación
92_9t = variación de la temperatura
V = vano
Pag. 35
Wi,W2 pesos del cable a las temperaturas 1 y 2
t\,Í2 esfuerzos inicial y final
E = módulo de elasticidad
Dicha ecuación tiene su resolución en el esfuerzo horizontal T, a la que se verá
sometida la estructura de soporte y es así que siendo:
AL = Lo aAt ( efectos térmicos)
(efectos mecánicos)Lo
"AL
Igualando estas dos ecuaciones y planteando en función del esfuerzo se tiene una
ecuación de tercer grado.
donde:
24To2
(V1Po)2AE
24
cuyo significado es:
E: Módulo de elasticidad en (Kg/mm2 )
Pag. 36
A: Área del conductor en mm2
a: Coeficiente de dilatación térmica (I/ °C)
To:Esfuerzo en el estado "O" en Kg
Vi: Longitud del vano en "m"
P].- Carga por metro del conductor en el estado "1" (Kg/m)
?2. Carga por metro del conductor en el estado C0* (Kg/m)
TI: Esfuerzo en el estado "¡"(Kg)
Presentándose la tabla indicada a continuación:
Pag. 37
Tabla 2.8
Hoja tipo para el cálculo de la catenaria del conductor por método computacional
Mínima temperatura, máxima carga, emergencia.- Analiza los posibles estados del conductor.A nuestro país se lo ha codificado en, zona " 1", a la Costa u Oriente y zona "2" a la Sierra-Conductor tipo,- Indica si se quiere correr el programa para el conductor "Fliker" o "Hawk",cuyos datos se encuentran en la base de datos del programa.Datos ingresados por el usuario de acuerdoa la temperatura de la zona y características delconductor a analizar.
El usuario debe llenar las casillas marcadas con color gris en la tabla 2.8, lo demás se
recoge de la base de datos del Programa de Simulación de Esfuerzos o Tensiones
Mecánicas finales. Uno de los datos de ingreso es la "zona", esto es debido a que en
Pag. 38
nuestro país se tiene la zona Costa u Oriente codificada "1" y la zona Sierra
codificada como "2".
Para la resolución de la ecuación de estado se utiliza el método numérico de Newton-
Raphson, el mismo que consiste en realizar aproximaciones a través de la derivada de
la ecuación hasta establecer un valor de gran exactitud.
El cálculo se lo realiza a través de un programa de computación, que dependiendo de
los valores de cada una de las variables., resuelve rápidamente y encuentra la solución
requerida para el caso solicitado. Se utiliza el programa excel, mediante el lenguaje
visual basic.
Se calcula la catenaria y los esfuerzos horizontales o transversales para 4 estados
básicos:
1. Conductor frió temperatura ambiente (5°C en la Costa o -5°C Sierra) y viento
mínimo.
2. Conductor a temperatura ambiente (18°C Costa o 5°C Sierra) y viento a máxima
carga.
3. Conductor caliente, a 60° de temperatura con viento mínimo.
4. Conductor en emergencia a 80°C de temperatura viento mínimo.
Luego se procede a calcular el parámetro para el cual se diseña la línea de transmisión
el mismo que determinará la geometría para el vano de diseño y que se lo puede
considerar constante para el trayecto total de la línea.
Se pueden obtener sin dificultad valores de esfuerzo horizontal o la geometría de la
línea para cualquier vano o condición de temperatura, en un punto específico de la
misma.
Pag. 39
2. 3.2 Cálculo de las Cargas Mecánicas en las Diferentes Estructuras (Libro
Excel, hojas 2-6)
Para EMECEL existen cinco tipos principales de estructuras a saber:
Estructuras de suspensión liviana para trayectos rectos y ángulos máximos de hasta0.5°.
Estructuras de suspensión pesada para ángulos máximos de hasta 7°.
Estructuras de anclaje liviano para ángulos máximos de hasta 25° y pendientes de bajo
porcentaje.
Estructuras de anclaje y remate para ángulos máximos de hasta 50° y pendientes de
alto porcentaje.
Estructuras terminales o dead end para torres con vanos fuertes a un lado (frente a
subestaciones) en el otro.
El programa calcula los máximos esfuerzos a las que se verían sometidas las
estructuras en función de las máximas flechas, velocidad del viento y obviamente de
las características mecánicas del conductor tomando en cuenta además los cuatro
estados básicos descritos anteriormente; de cada uno de ellos el programa tomará los
valores necesarios para obtener las cargas que deberán soportar las estructuras en los
casos extremos.
2.3.3 Cálculo y Dimensionamiento de las Estructuras de Soporte
Acorde a las normas norteamericanas de diseño de las líneas de transmisión, Guide
For Design Of Steel Transmission Towers de la American Society of Civil Engineers,
éstas deben dimensionarse para soportar las máximas cargas posibles, las mismas que
se las calcula en base a situaciones o hipótesis que podrían presentarse a lo largo de la
vida útil de la línea. Se han clasificado en cuatro hipótesis principales:
• Hipótesis de carga de viento extremo o máximo., al cual se lo analiza para tres
direcciones respecto a la línea a 90,45 y 0°.
Pag. 40
• Hipótesis de sobrecarga vertical con viento de presión 1A de igual forma se lo analiza
para tres direcciones respecto a la de la línea a 90,45 y 0°.
• Hipótesis de rotura de conductor con viento de presión Vi de igual forma a 90,45 y 0°.
• Hipótesis de desequilibrio longitudinal con viento a !/2 presión y ángulo de O y 90°.
Adicionalmente habría una hipótesis de armado para la cual las estructuras deben
soportar cargas de 150 y 200 kg en los puntos de las crucetas.
Las cargas de las estructuras para todas las hipótesis se dividen en:
* Cargas Verticales: Las mismas que son función de los siguientes parámetros:
• Peso del conductor
• Peso de la cadena de aisladores y accesorios (amortiguadores)
• Vano peso
4 Cargas transversales: Para estas cargas se deben considerar las siguientes variables:
• Velocidad del viento de diseño (preferible entre 60 y 90 km/h)
• Características geométricas del conductor (sección, área)
• Ángulo máximo del conductor ( 1/2° para suspensión, 7° suspensión
pesada, 50° anclaje y remate, 15° Torre terminal )Esfuerzo en la cadena de
aisladores
+ Cargas Longitudinales: Estas cargas dependen de:
• Velocidad del viento de diseño (preferible entre 60 y 90 km/h)
• Características geométricas del conductor (sección, área)
• Dimensión de la flecha
• Esfuerzo en la cadena de aisladores
Pag. 41
Para todas las hipótesis el programa calcula todas las cargas de todos los tipos de
estructuras, y dibuja el "árbol de cargas" el cual es un resumen gráfico de los
esfuerzos resultantes para las peores condiciones de soporte.
2.3.4 Ubicación de las Estructuras de Soporte (Libro Excel, hoja 7)
Esta hoja es prácticamente elaborada en su totalidad por el usuario, en la cual se
colocan todos los datos de las cotas y absisas de cada torre que el proyectista
determina que deben ir ubicadas las estructuras.
En esta hoja el programa solamente va calculando la longitud de los diferentes vanos
y diferencias en Jas cotas.
2.5.5 Cálculo del Flechado (Libro Excel, hoja 8)
El programa toma los datos de las tablas de ubicación, calcula las flechas entre 10 y
22°C en la zona Sierra y de 14 a 32°C, que son las temperaturas a las que se tendería
el cable en la Costa, el intervalo es de 2°C, con el objeto de dar una mayor exactitud
antes de el engrape del cable a las respectivas estructuras de soporte.
Se ha considerado el vano regulador para cada tramo de la línea entre estructuras de
anclaje y remate, de tal forma que el cálculo del flechado sea lo más exacto posible.
Obviamente para el cálculo del esfuerzo transversal o vertical se emplea la ecuación
de estado del conductor, lo que garantiza ua valor de flecha modelado con la realidad.
2.3.6 Comprobación de las Distancias de Seguridad (Libro Excel, hoja 9)
Para cada proyecto, en especial tramos con desnivel, el programa puede calcular y
dibujar la catenaria del conductor y se puede visualizar de esta manera si se van a
cumplir los requerimientos de distancias mínimas de seguridad, o en su defecto si el
tramo de línea es muy difícil, se puede observar si la ubicación de la estructura es
correcta o no.
El proyectista de la línea podrá entonces decidir una mejor ubicación de la misma. Al
trabajar el programa con la ecuación de estado, el gráfico de la curva del conductor
Pag. 42
resulta io más próximo a la realidad, constituyéndose esta hoja de cálculo de una gran
utilidad para el diseño.
En otra parte de la hoja de cálculo se puede obtener el valor de la cota para cualquier
punto de la catenaria.
2.3. 7 Cálculo de la Capacidad Térmica del Conductor (Libro Excel, hoja 10)
El programa también calcula la capacidad térmica del conductor la misma que es
función de varias variables tales como: diámetro y tipo del conductor, voltaje de
transmisión, la velocidad del viento, incidencia de rayos solares, temperatura
ambiente, temperatura de trabajo del conductor, etc. las mismas que son llenadas por
el usuario y acorde a las condiciones de trabajo, se entrega la máxima capacidad de
transmisión tanto a nivel del mar como a 3000 m.s.n.m (metros sobre el nivel del
mar).
132.4 CONSIDERACIONES PARA EL TRAZADO DE LINEAS
Para iniciar la fase de diseño se debe disponer de los siguientes antecedentes:
• Definición del área de influencia del proyecto
• Cartas geográficas del área a escalas 1:50.0000 y/o 1:25.000
• Planos actualizados de las vías de comunicación existentes
• Planimetría a escala 1:5.000 a lo largo de la ruta de las vías de comunicación
principales, con curvas de nivel a intervalos de 5m y con una cobertura transversal
de hasta 500m a cada lado de la vía.
• Ubicación de los centros de carga de mayor importancia en el área y localización
de los consumidores dispersos existentes a ser incorporados en la etapa inmediata.
• Planos a escala 1:2.500 de las áreas que corresponden a los centros poblados
principales
Pag. 43
• Localización del punto del sistema existente en operación a partir del cual se
suministrará la energía al área del proyecto.
2.4.1 Reconocimiento del Área
Se deberá efectuar un reconocimiento detenido del área del proyecto para
familiarizarse con las características del terreno y realizar modificaciones geográficas,
en caso necesario, en los planos obtenidos como referencia.
2.4.2 Trazado de Líneas Sobre Planos
Se utilizará como plano básico el de planimetría a escala 1:5.000, realizándose el
trazado previo de las líneas que conforman el sistema de distribución proyectado y
tomando puntos adecuados que permitan la materialización de dichos puntos sobre el
terreno.
2.4.3 Señalización de Puntos de Inflexión
Estos puntos de inflexión deberán ser marcados sobre el terreno mediante señales
visibles colocados en lugares destacados de la vía de acceso más próxima y que
faciliten la ubicación de las mismas durante el reconocimiento del trazado de líneas.
2.4.4 Verificación de Alineaciones
Ubicados y señalizados los puntos de inflexión se verificará si esa opción es factible o
se introducirá nuevas alternativas que pudieran constituir soluciones más
convenientes.
2.4.5 Aprobación del Trazado
Una vez establecido el trazado de líneas se procederá a la aprobación de la entidad
correspondiente, ésta la aceptará o planteará el estudio de otras alternativas para la
mejora de dicho trazado, repitiéndose el procedimiento planteado, hasta lograr su
aprobación.
Al seleccionar el trazado se debe considerar la practicidad de acceso a los puntos de
Pag. 44
implantación de las estructuras desde las vías existentes para la construcción y
mantenimiento de las líneas, por una parte y por otra el aprovechamiento de los
accidentes naturales del terreno para alcanzar el máximo vano medio posible, que
consiste en un factor determinante en la optimización del costo del proyecto y por lo
tanto, el proyectista debe emplear el mayor empeño para el análisis de alternativas y la
determinación de la solución más conveniente.
2.5 DIMENSIONAMIENTO DE REDES SECUNDARIAS
TRANSFORMADORES
2.5.1 Disposición del Sistema Secundario
Para los circuitos secundarios, se adopta en todos los casos la disposición radial a
partir de los terminales del transformador de distribución.
En general, los circuitos secundarios serán monofásicos o tres conductores de fase y
el conductor neutro de sección reducida, continuo desde la subestación y conectado
efectivamente a tierra en múltiples puntos.
Para cargas especiales que requieran voltaje trifásico, se considerarán bancos de dos o
tres transformadores monofásicos, los mismos que deberán ser localizados en la
posición más próxima a la instalación del consumidor.
2.5.2 Información Básica
Para iniciar la fase de diseño se requerirá los píanos generales del área y particulares
de los centros poblados, con la localización e identificación de los consumidores a ser
incorporados al servicio en la etapa considerada.
Información socio-económica del área que permita establecer los parámetros para su
clasificación en fiínción de los valores tipo de la demanda de diseño adoptadas.
Información sobre la población actual y tasa de crecimiento.
Pag. 45
2.5.3 Localización de Transformadores
En zonas rurales caracterizadas por la dispersión de los consumidores, el proyectista
deberá determinar, grupos de consumidores que limiten la extensión de los circuitos
secundarios a longitudes del orden de SOOm, medidas desde el transformador que
deberá ubicarse'en una posición central con respecto a los extremos. En todos los
casos, los transformadores se localizarán en posiciones próximas a las cargas de
mayor significación ubicadas en su área de influencia.
2.5.4 Trazado de Circuitos Secundarios
Una vez localizado el transformador y limitada el área de influencia, se procederá al
trazado que deberá alcanzar hasta los puntos más próximos a las instalaciones de las
cuales se derivarán las acometidas.
2.5.5 Determinación de la Demanda de Diseño
a. Clasificación de Consumidores
Se los ha enmarcado de acuerdo a las siguientes categorías:
Categoría A
Consumidores localizados en áreas rurales marginales o en zonas que por las
condiciones climáticas o de calidad de suelo, la producción es limitada o estacional.
Categoría B
Consumidores localizados en áreas que se encuentran en proceso de desarrollo, que
disponen de vías de comunicación de segundo orden.
Las características del área son favorables para la explotación agrícola y ganadera
intensiva y para el asentamiento de nuevos poblados.
Pag. 46
Categoría C
Consumidores localizados en áreas próximas a los centros urbanos principales, que
disponen de vías de comunicación de primer orden y de una infraestructura
desarrollada en cuanto a servicios públicos.
Por el tipo de consumidor INECEL ha definido dos clases, tomando en consideración
el incremento de ia población:l
Clase 1 tasa de incremento hasta el 2% anual.
Clase 2 tasa de incremento mayor al 2% anual.
b. Tasas de Crecimiento1
Las tasa de crecimiento de consumo y demanda dependerán de las condiciones
iniciales del proyecto que se establecerán de los datos de localización de
consumidores, incluyendo aquellos de características especiales, de las metas de
cubrimiento del proyecto y de la política de incorporación de nuevos abonados.
Las tasas de crecimiento serán analizadas en forma individual y colectiva, en base de
consideraciones de tipo general, que en la mayor parte de los casos representará la
situación de mayor crecimiento,
c. Procedimiento para Determinar las Demandas de Diseño
Para determinar las demandas de diseño se procede a:
+ Definir el tipo de consumidor
4 En base a tablas dadas en el Anexo 2.1 de demanda máxima diversificada vs.
Número de consumidores determinados por INECEL para los diferentes grupos de
consumidores se han determinado los factores de diversidad dadas por las curvas
del anexo 2.2.
Se ha considerado conveniente tomar un período de 8 años para el diseño de
transformadores y redes de distribución,, por cuanto después de ese tiempo suelen
necesitarse cambios en las redes y reubicación de transformadores.
Pag. 47
Se procede a determinar el número de consumidores en base a la expresión
siguiente:
Donde:
Nc: Número de consumidores proyectados a 8 años
Neo: Número de consumidores potenciales actuantes que se obtiene de la encuesta de
consumidores en el sitio. Se entiende por consumidor potencial a aquel que se
encuentra en la zona de influencia de la red (transformador) aun cuando no exprese su
deseo de conectarse al servicio iniciaímente.
Te: tasa de crecimiento del número de consumidores en (%).
4- La demanda de diseño para cada tramo está dada por:
Nc(Dmu)8Dd=
Fdiv
Donde Dmu es la demanda máxima proyectada por consumidor
Este valor de demanda de diseño se toma como referencia para obtener potencias
nominales de transformadores monofásicos adoptados en función de los valores
normalizados para su fabricación que son: 3; 5; 15; 25; 37,5 y 50 kVA.
Pag. 48
2.5.6 Selección Preliminar del Conductor Secundario13
Se recomienda el siguiente procedimiento:
* Establecer el número total de consumidores (N) que inciden sobre el transformador
en la sección del circuito más solicitado.
4 Establecer ía longitud en metros, de la sección desde los terminales del
transformador hasta el extremo más alejado de la carga (Lm).
4 Determinar la demanda máxima diversificada (DMD), para los N consumidores, de
las tablas del Anexo 2.1 y obtener el producto 0,7 DMD Lm en kVA-m.
* Con el valor de KVA-ro, determinar del Anexo 2.3, Tabla A, ía combinación de
conductores para un factor de caída de voltaje (FDV) próximo superior al obtenido
del cálculo.
Se recomienda mantener el tamaño de los conductores uniforme en los circuitos
secundarios correspondientes a cada transformador, reduciendo el tamaño únicamente
en las derivaciones de extensión limitada.
2.5. 7 Computo de Caída de Voltaje Secundario
Se procede a llenar la hoja guía para el cómputo de la caída de voltaje, Anexo 2.4,
la cual consta del tipo de proyecto, número de consumidores, características e
identificación del transformador, se representa el esquema del circuito secundario, se
enumeran postes y ubican las distancias respectivas.
Los datos y resultados se colocan en la planilla de la siguiente forma;
1. Referenciando el tramo, por la numeración de sus puntos-extremos.
2. Longitud en km.
3. Número de consumidores que inciden en el tramo, considerando para ello todos los
consumidores localizados desde el punto inicial del tramo inclusive, hacia el
extremo del circuito opuesto al transformador.
Pag. 49
4. Obtener del anexo 2.1, el valor de la demanda máxima diversificada (DMD)
correspondiente al tramo.
5. Consignar para cada tramo o para el circuito total, el número de fases y de
conductores previsto, utilizando la notación: 1F4C; 1F3C; 1F2C.
6. Anotar tamaño del conductor preseleccionado.
7. Anotar el FDV, obtenido del Anexo 2.3, tabla A, para el conductor
correspondiente.
8. Anotar el valor del producto de los valores de las columnas 2 y 4 (2x4).
9. Anotar el cuociente de los valores de las columnas 8 y 7 (8/7) que corresponde a la
caída de voltaje (DV).
lO.En esta columna se anota la sumatoria de los valores de DV, siguiendo el camino
más desfavorable para llegar desde el extremo más alejado del circuito a los
terminales del transformador, el total representa la caída máxima de voltaje
(DVM), valor que deberá ser en todo caso igual o menor que el límite máximo
admisible.
2.6 DIMENSIONAMIENTO DE REDES PRIMARIAS Y ALIMENTADORES
PRINCIPALES1
Antes de proceder al dimensionamiento se dirá que la disposición de distribución
primaria más utilizado en electrificación rural en nuestro medio, es el sistema radial,
por cuanto es la disposición mas sencilla, económica y de fácil operación, y presenta
la ventaja de poder ser usado en áreas de diferente densidad de carga, situación, que
se da comunmente en las áreas rurales, sin embargo el más utilizado y que mejor se
adapta a las necesidades de la electrificación rural es el sistema radial simple.
Pag. 50
Este posee la ventaja que alimenta a lo largo a todos los circuitos, presentando el
inconveniente que si se produce una falla en cualquier sitio, interrumpe toda la carga
conectada; hecho controlable mediante la adecuada coordinación de elementos de
protección.
También se pueden efectuar interconexiones entre circuitos radiales adyacentes por
medio de seccionadores que permanecen normalmente abiertos y se cierran para
transferir ía carga del circuito bajo falla.
2.6.1 Tipos de Circuitos
Los más adecuados a usarse en electrificación rural son:
4 Circuito trifásico con neutro (estrella conectada a tierra)
Posee 4 conductores: tres a las fases y el restante al neutro.
En un sistema equilibrado por norma se ha adoptado utilizar conductores de igual
calibre para las fases y uno de menor calibre para eí neutro, el mismo que transportará
la corriente de retorno en el caso de existir un desequilibrio de cargas.
Permite una mejor optimización en la distribución de cargas.
* Circuito trifásico sin neutro
Tiene iguales características físicas que el anterior, con excepción del hilo neutro que
en este caso ha sido suprimido, la variación conduce a dos tipos:
• Trifásico en estrella (Y)
Al no tener conductores de retorno de ía corriente proveniente del
desbalanceamiento de las cargas, se produce un desplazamiento del neutro del
sistema, lo que ocasiona variaciones de voltaje que a ía postre representan
disminución de la vida útil de los aparatos conectados a la red o daños en los
mismos., por lo que en nuestro medio prácticamente no se usa.
Pag. 51
• Trifásico en triángulo
Esta conexión es preferida en aquellos sistemas industriales, donde la gran cantidad
de motores produce perturbaciones en el sistema, ocasionando molestias a los
abonados residenciales. En electrificación rural, donde no existe industrias grandes,
éste circuito no es mayormente utilizado.
+ Circuito monofásico con neutro
Denominado también "monofásico con retorno metálico", se halla formado por una
fase y el hilo neutro.
Este es el circuito más utilizado para derivaciones relativamente cortas, y de carga
pequeña, y es ideal para sitios de situación económica baja, ya que su inversión
inicial es bastante inferior a las anteriores.
4- Circuito monofásico sin neutro
Conocido como "monofásico con retorno por tierra" tiene solamente una fase y utiliza
la tierra como conductor de retorno.
Por tener un solo conductor, es el de más bajo costo, pero su principal problema
radica en el mantenimiento periódico de las barras, o varillas de puesta a tierra, de
cuya óptima condición dependerá el que no se presenten voltajes peligrosos.
2.6.2 Calibres de ¡os Conductores
4 Calibres de los conductores a utilizarse en las fases
Para electrificación rural INECEL ha establecido utilizar calibres de conductor ASCR
que van desde el #4 al 4/0. Características mecánicas de conductores más pequeños al
#4ASCR darían vanos demasiados cortos utilizándose mayor cantidad de postes
pequeños, aumentando el costo de las líneas. Conductores mayores al #4/0
ocasionarían por su gran peso costos de construcción más altos.
Pag. 52
Calibres a utilizarse en el neutro
El calibre del conductor neutro dependerá del tipo de circuito y del calibre del
conductor de fase.
En las líneas con uno o dos conductores de fase se utiliza el mismo calibre en el
neutro, habida cuenta que la corriente que circula por el neutro es aproximadamente
igual a la de la fase.
Para líneas trifásicas se ha previsto para el neutro un conductor de calibre inmediato
inferior al de la fase. Teniéndose los calibres #4,2,2/0 y 4/0 AWG, las combinaciones
fase-neutro serán: 4/0-2/0; 2/0-2;2-4;4-4; esto nos permite un desbalanceamiento tal
que la corriente en el neutro sea 2/3 de la corriente en la fase.
2.6.3 Equilibrio de la Carga3
Al efectuar el diseño de circuitos primarios que alimentan cargas monofásicas y
bifásicas, debe efectuarse una distribución razonablemente balanceada de éstos entre
las fases, de manera que la carga trifásica total, vista desde la subestación que la
alimenta, sea aproximadamente equilibrada. Se admite como desequilibrio máximo
normal de las cargas en el punto de alimentación desde la subestación, el valor de
10%, con la máxima regulación admisible, ya que se ha podido observar que mayores
desbalances ocasionan que el rendimiento del sistema disminuya considerablemente.
172.6.4 Determinación del Nivel de Aislamiento
La Aislación externa se ve afectada intrínsicamente por el medio ambiente,
considerándose dos tipos de aislamiento:
• El aislamiento a través del aire o el medio que rodea los componentes de un
sistema, que se hallan sometidos a diferente potencial eléctrico. Este aislamiento
se conforma y caracteriza por la llamada "distancia de arqueo".
Características técnicas. Plan Nacional de Elecirificación Rural, 198517 Apuntes de selección y coordinación de aislamienío. Ing. Paúl Ayora, 1995
Pag. 53
En este caso, al aislamiento le-afectan la presión atmosférica, la humedad y la
contaminación presentes en el ambiente en forma simultánea.
El aislamiento superficial existente en la interfaz formada por el medio circundante
y el cuerpo de los aisladores sólidos que separan electrodos sometidos a diferente
potencial. Este aislamiento se caracteriza por la llamada "distancia superficial de
contorneo". A este aislamiento le afecta, por una parte la presión atmosférica
instantánea y, por otra, la contaminación ambiental depositada en la superficie
aislante, según sea su tipo, la cantidad y la humedad presente.
La instalación externa en su conjunto se caracteriza por los denominados "Voltajes de
Contorneo de Aislador", esto es el valor del voltaje de frecuencia industrial y el de
impulso que pueden provocar un arco a través de las distancias que conforman esta
aislación.
Al seleccionar la aislación externa, su nivel de aislamiento original debe corregirse por
los efectos de los elementos antes indicados.
Para efectos de normalizar las características de los equipos en función de su
aislamiento. La Comisión Electrotécnica Internacional (C.E.I) divide los voltajes
máximos de los equipos (Um) en tres grupos, que son:
Rango A: desde 1KV hasta los menores a 52KV.
Rango B: desde 52KV hasta los menores a 300 KV.
Rango C: desde los 300KV hacia arriba.
Para poder obtener las distancias de aislamiento de una línea debemos contar con el
voltaje nominal tolerable de impulso por rayos, el mismo que se obtiene de la Tabla
2.9 y Tabla 2.10 de acuerdo al rango requerido .
Tabla 2.9
Niveles de aislamiento normalizados
Rango A: 1KV <; Um <; 52KV
Serie I: basada en la práctica europea
Pag. 54
^UVoitáje tolcirtóe ioi ittaj de jnjpíilsQ ; —Voltaje Nomina!;
^v;;;;-;:;.:" -,';por^{Sy)ef ;-VV;;;;;;V'ÍT6lerable.decorta.
: Lista 1Í•;•*.;.,'•_-;;-'•''-;^í"-U.,';"'.
Üsta2
; duración a frecuentia
industrial
(KVJef
3.6
7.2
12
,7.5
1
Í 24i
Í 36¡
20
40
60
75
95
145
40
60
75
95
125
170
10
20
28
38
50
70
Nota: La selección entre las listas 1 y 2 deberá hacerse considerando el grado de exposición del equipo a
los rayos y sobrevoltajes de maniobra, el tipo del sistema de conexión del neutro a tierra y el tipo de
dispositivos de protección contra sobrevoltajes.
Pag. 55
Tabla 2.10
Niveles de aislamiento normalizados
Rango B: 52KV < Um <; 300KV
¡^JÍ iÉ'1
: ;'£>f"T";ysi•/,"•-V •„•;;•:='¿ 'í í S'Á-•* -'íí': !.'.:*••.''«':'•;•';"
52....._
72.5
123
145
170
245
250
325
450
550
450
550
650
550
650
750
650
750
850
950
1.050
95
140
185
230
185
230
275
230
275
325
275
325
360
395
460
Nota: Cuando existe más de un nivel de aislamiento, y el factor de falla a tierra es mayor a 1.4, en el
sitio de instalación, se recomienda utilizar el valor máximo.
Pag. 56
Para poder utilizar dichas tablas debemos conocer el voltaje máximo del equipo Um, y
para esto analizamos la siguiente ecuación:
= U(1.05)
donde:
U: Voltaje nominal
Para este valor escojemos un valor de nivel de aislamiento (VTNIR), si el elemento a
protegerse no se encuentra a la intemperie, éste sería el valor de aislamiento, caso
contrario se constituiría el nivel de aislamiento interno.
Al valor obtenido, tomando en cuenta que "Los niveles de aislamiento de la líneas de
transmisión son usualmente 25 a 30% mayores que los niveles de aislamiento del
equipo que se halla a sus terminales" escogemos un voltaje nominal tolerable de corta
duración a frecuencia industrial (VINCDFI)18 .
Pero por efectos de presión, temperatura y humedad se produce lo que se conoce
como devaluación del nivel de aislamiento por lo que el nivel de aislamiento externo
debe ser corregido, ayudándonos de la siguiente ecuación:1
Vf = Vtablas ( 6/k)
donde:
Vf: Voltaje real de aislamiento
Vtablas: Voltaje obtenido de tablas
5: Factor de correción por efectos de presión atmosférica y temperatura.
K: factor por correción de humedad
Efectuando el factor de corrección por presión y temperatura y utilizando la práctica
europea tenemos:
Selección y coordinación de aislamineto para el sistema de transmisión Paute - Guayaquil. Ing. Víctor Orejuela, 1972
Pag. 57
b
0,298273 + t
Donde:
b = Presión atmosférica (milibares)
t = temperatura ambiente (grados centígrados)
Al valor obtenido verificamos, si es menor que el aislamiento seleccionado, tomamos
la alternativa mayor de la tabla, caso contrario se lo toma como valor de aislamiento.
2. 6.5 Selección del Número de Aisladores en un Alimentado^2
Para la selección del número de aisladores por cadena hay varios métodos a escoger,
pero todos consideran para su estudio dos grupos de sobrevoítajes, de origen interno
a 60 Hz y de origen externo.
Para sobrevoítajes a la frecuencia de 60 Hz, el voltaje de flameo en húmedo se obtiene
como:
Voltaje de flameo en húmedo = 1,1 (2.2(KV) + 20)
donde:
KV = Voltaje del sistema
De acuerdo a la siguiente tabla 2.11 se obtiene la cantidad de aisladores requerida.
Pag. 58
Tabla 2.11
Datos para Aplicación de Aisladores de Suspensión tipo Estándar 254x146mm(10x53/4 plg)
Tención xíe^
flameo en
húmedo KV
2
3
4
5
6
260
350
430
510
600
155
215
270
325
380
i
90 1¡i
130 |
i170 |
if
215 ¡
*255 |
i
Del proceso dado para determinar el nivel de aislamiento se obtiene el nivel básico de
aislamiento al impulso (voltaje que debe soportar un aislamiento bajo condiciones
transitorias), con dicho valor se obtiene de la tabla 2.12, si el número de aisladores
escogido resiste dicho voltaje de flameo.
Pag. 59
Tabla 2.12
Niveles de Aislamiento al Impulso para Redes de Distribución Aéreas
, -. :.-, i :• '¡í.'.'íX'.; v.'.'-";-:,." "". ..-. > • • ' . - Y - ' ' - - . ." • % : - ' ' . •-.•'•: •'.,' " • - . . • \
1
2.
5.
8.
1
2
43
5
2
5
0
7
5
3
.5
30
30
45
60
75
95
125
170
Las cadenas de voltaje llevan un aislador más que las cadenas de suspensión con
objeto de que la probabilidad de flameo sea mayor en éstas.
2.6.6 Niveles Máximos de Regulación1
En el diseño de un proyecto de Electrificación rural, la caída de voltaje debe
considerarse desde la subestación de origen del aümentador de los circuitos
programados, hasta el sitio de acometida de los puntos más lejanos, si sale fuera de
los límites será necesario rehacer la línea, hasta la subestación de alimentación más
cercana.
Los valores límites de regulación admisibles y aceptados como norma por INECEL
para condiciones de carga máxima son los siguientes:
Tabla 2.13
Límites de Regulación
Primarios: Desde la S/E de alimentación hasta el último transformador
Pag. 60
i Transformadores de distribución|
| Secundarios: Desde los terminales de salida del transformador hasta la acometida más !
] lejana !
Acometida
TOTAL 14
.132.6.7 Factores para el dimensionamiento de líneas primarias
La potencia máxima a transmitir por una linea está limitada por:
• Costo de operación que determina el conductor económico
• Magnitud de la caída de voltaje que es función de los parámetros característicos
del conductor y de la distancia del punto de alimentación al punto de aplicación de
la carga.
a. Cómputo de caídas de voltaje en líneas primarias
De acuerdo a la hoja guía dada en el anexo 2.6 , se procede a llenar los datos
generales del proyecto, que consta, básicamente de la distribución de carga, nivel de
voltaje, longitud total, número de tramos y relación de carga, seguidamente se hace
un esquema de la red,
En las columnas correspondientes se procede a :
Pag. 61
1. Designar del tramo
2. Longitud del tramo en Km.
3. Carga(CA) correspondiente al tramo y obtenida del esquema
4. 5. y 6. Anotar los datos correspondientes al conductor, obtenidos de la siguiente
manera 4. y 5.: número de fases y el tamaño del conductor, respectivamente,
seleccionados en forma preliminar por el factor económivo de las tablas del anexo
2.7, tabla A, 6.: factor de caída de voltaje (FDV), correspondiente a la
combinación adoptada, obtenido de las tablas del anexo 2.3, tabla B.
Para la columna 7. Se consigana el valor del producto de la carga del tramo por la
longitud del mismo (2x3), en KVAxKm.
Para la columna 8 se obtiene de 7/6, que representa el valor de la caída de voltaje en
eí tramo expresada en porcentaje del valor nominal.
En la columna 9 se consigna el valor acumulado que deberá ser próximo e inferior al
límite admisible, de superarlo se deberá incrementar el número de los conductores o el
tamaño previamente seleccionados, con el propósito de satisfacer la limitación
impuesta.
12b. Conductor Económico
Dada la potencia a transmitir y su variación en función del tiempo, el costo inicial de
la línea, las cargas financieras y el costo de la energía, es posible establecer en cada
caso el número y tamaño de los conductores que determina el costo mínimo de
operación.
En los sistemas rurales de distribución, debido a su configuración característica y a la
magnitud de las cargas, el factor conductor económico,en general, no es determinante
para su dimensionamiento frente a la incidencia del factor caída de voltaje.
Pag. 62
En el caso de aíimentadores o lineas de transmisión el concepto caída de voltaje tiene
menos importancia que el costo de la pérdidas de energía y el costo inicial y la mayor
área de un conductor da el menor costo de la energía ya que se tendrán menores
pérdidas, pero por otra parte se tendrá un incremento en el costor inicial lo que
establece un compromiso entre estos dos factores ,
Si por otro lado se considera que normalmente la construcción de una línea de
transmisión se hace con alguna forma de financiamiento en el que se paga algún
interés anual, suma a la que deberá agregarse los costos anuales por depreciación,
mantenimiento, reemplazo de aisladores, torres y conducores.
Estos puntos se los analiza a partir de la Ley de Kelvin que dice: "La sección
transversal mas económica de un conductor es aquella que hace que los costos
anuales por pérdidas de energía sean iguales a los costos anuales por interés y cargas
por depreciación sobre el costo inicial del material únicamente".
Esta ley es bastante simple pero tiene los siguientes limitantes:
1. Se la obtiene de la suposición que los costos de las torres, aisladores y montaje son
independientes del costo obtenido para la sección del conductor, y en la práctica
los costos se incrementan con la sección del conductor.
2. En el caso de muy altos voltajes y en las líneas con conductores ASCR el costo
del material conductor no representa la mayor parte de la inversión inicial.
3. En altos y extra altos voltajes las pérdidas por corona son comparables con las
pérdidas en el cobre y en la ley de Kelvin solo se consideran estas últimas.
4. Las corrientes difícilmente se pueden obtener por adelantado.
5. La sección transversal obtenida con la ley de Keívin sólo considera el hecho
económico y no verifica factores tales como: densidad de corriente, caída de
voltaje, pérdidas por corona y resistencia a los esfuerzos mecánicos.
Pag. 63
En términos generales resulta útil en sistemas de subtransmisión de arriba de 33KV,
para niveles de tensión altos se puede tener un error del orden del 20%,
2.7 ESTUDIO ELÉCTRICO
2.7.1 Características Eléctricas de los Circuitos1
En cálculos posteriores de regulación y pérdidas se requerirá del conocimiento de la
impedancia por unidad de longitud y el limite térmico de los circuitos. La impedancia
está compuesta básicamente por la resistencia y la reactancia inductiva, la resistencia
capacitiva es despreciable en circuitos de distribución, la impedancia total está
expresada por:
Z = (r + jx)L
Donde:
Z — impedancia total de conductor
r = resistencia por unidad de longitud
x = reactancia total de la línea por unidad de longitud
L — longitud considerada del conductor
Estos valores de resistencia y reactancia dependerán del tipo de circuito y de su
disposición.
En el Anexo 2.5 se indican valores referenciales de impedancia
a. Límite térmico
Una vez que se determine el calibre del conductor a utilizarse en un circuito
determinado, deberá verificarse que la corriente de carga no sobrepase la capacidad
de transporte del conductor, la cual puede ser encontrada en las tablas normalizadas
de cualquier manual de electricidad.
Pag. 64
La corriente será calculada de acuerdo con la siguiente fórmula:
P
I - - en circujtos trifásicos
Pen circuitos monofásicos
donde: •
I — corriente de carga por fase en amperios
P = carga total del circuito en KW
VL-L ~ voltaje entre fase en KV
VL-H — voltaje fase-neutro en KV
cosíj) = factor de potencia
b. Distancia mínima entre conductores
La separación mínima entre conductores viene dada por la ecuación:
Para conductores de línea mayores y menores que el número 2AWG se tiene que;
c = 0.3 * KV +
donde:
e = separación entre conductores en la estructura (pulgadas)
f = flecha fina) sin carga de hielo, o Kg/m2 de viento y 15°C
Pag. 65
La flecha final calculada con los parámetros anteriores da la separación mínima
horizontal entre conductores y es válida para todas las disposiciones de la línea con
diferentes flechas y por tanto con diferentes condiciones.
c. Distancia entre conductores y masa1'19
Las distancias mínimas de los conductores y sus accesorios a superficies próximas de
madera o de concreto se calculan con la siguiente ecuación:
c(m) = 0,1 + KV/150
donde:
KV — voltaje entre fase
Esta será la distancia mínima para conductores soportados rígidamente en aisladores
tipo "PIN" y la máxima de acercamiento de la cadena para conductores soportados
sobre cadenas de suspensión.
d Distancia de linea a tierra
En terreno plano la distancia mínima del conductor inferior es una exigencia de
seguridad que limita el vano.
El vano puede agrandarse hasta llegar al vano máximo permitido en terreno quebrado
o en el cruce de cauces profundos., en donde la limitación de la distancia al suelo
puede desaparecer.
Las distancias al suelo deben tomarse en el punto de máxima flecha del conductor , y
las más recomendables se dan en la siguiente tabla:
19 Líneas de transmisión. Luís María Checa. México 1973.
Pag. 66
Tabla 2.14
Distancias mínimas recomendables al suelo de acuerdo a Jas características de la
zona
13.2KV
4.5
23 KV
[ZONA POBLADAiZONA DESPOBLADAi
¡CRUCES DE CARRETERA TRONCAL Y LINEAS FÉRREAS
5.5
4.0
t6 |
5 fi
5.5 ¡ 6 ji , ,
5.5
CAMINOS PEATONALES
VÍAS FLUVIALES HASTA EL PUNTO MAS ALTO DE LA
EMBARCACIÓN
OLEODUCTOS O GASODUCTOR
*
4.5
2.0
4.0
4.5
2.0
4.0
2. 7.2 Cálculos de Regulación29
Para electrificación rural la mayor parte de líneas son cortas, nos basaremos en el
circuito equivalente para estas líneas, la cual se observa en la Fig.2.3
Circuito equivalente para líneas cortas
VF
R
D
Fig. 2.3
Ve
Apuntes de Sistemas Eléctrico*; ds Potencia. Ing. Víctor Org'uela,
Pag. 67
De la Fig. 2.3 se obtiene el diagrama vectorial equivalente dado a continuación:
Diagrama vectorial equivalente para líneas cortas
E
O
Fig. 2.4
Del cual se extraen las siguientes relaciones:
AV=|VF| -|Vcf
|VF| '= |OE| = |OD| = |OC| + |CD| = |OC| + 8 * |OC|
|OC| = |OA| + |AC| = Ve + IcRCos $ + IcXSen 4»
|AV| = IcRCos 4 + IcXSen 4> = Ic(rCos 4> + x Sen (j))L
Ic =KVAT
Nf*KVfn
AVAV% *• -100
Pag. 68
KVAT (rCos tb + x Sen é)LAV%= —
Nf *KVfn Kvfn * 10
AV% = KVATL'FCV
Frv= Cos(() + y Sen $
NF*KVfn2*10
donde:
KVAT = Carga total (KVA)
Nf= Número de fallas
KVfh = Voltaje fase neutro (KV)
AV% = Caida de voitaja en porcentaje
R,X = Reactancia y resistencia totales (ohmios)
r,x = Resistencia y reactancia por unidad de longitud (ohmios/Km)
L — Longitud entre fuente y carga (Km)
FCV - Factor de caida de voltaje
Se puede ver que en líneas trifásicas r y x son los valores de resistencia y reactancia
por unidad de longitud de cada una de las fases. En líneas monofásicas son los valores
de resistencia y reactancia por unidad de longitud del conductor de ida más la
resistencia y reactancia de retorno.
Pag, 69
2.7.3 Cálculo de Pérdidas1
Para el análisis de pérdidas se parte del circuito dado en la Fig. 2.3. La corriente Ic
circula por R.
La potencia disipada es:
Ppérdida = Ic R
Las pérdidas por calor dependen del valor de la intensidad de corriente que circula por
la resistencia.
En general, el objeto de un circuito de transmisión de potencia es suministrar ésta a un
receptor. La potencia en cuestión viene dada por la expresión:
Pe = Ve Ic eos 4>
siendo § en ángulo de fase entre Ve e Ic de aquí se deduce:
Ic = Pc/(Vccos <(>)
Ppérdida = (PC/VC COS tf R
En muchos casos es de mayor interés conocer las pérdidas en un año} en cuyo caso se
puede utilizar la siguiente fórmula:
Ppírdidastaflo) = ((KWpico)2(resistefic¡a por fase por km)(Fp) 8760) /(KV2{Co»4>)2 Nf (1000))
en donde el factor de pérdidas esta dado: Fp = 0,7 fe 2 + 03 fe (fórmula empírica)
KV: voltaje fase-neutro
Fp : factor de potencia
2.8 PROTECCIONES DE LAS LINEAS
Debido a la falta de selectividad de los elementos de protección, y a veces a su
errónea localización, fallas temporales que suelen ocurrir con mucha frecuencia,
Pag. 70
pueden ocasionar interrupciones permanentes de grandes tramos de línea. Para evitar
esto será necesario realizar un estudio de coordinación de los diferentes aparatos de
protección, tratando de minimizar las interrupciones.
Como elementos de protección contra sobrecorrientes tenemos:
• Interruptor de potencia automático
Es un dispositivo normalmente utilizado en una subestación de distribución para
proteger alimentadores con cargas relativamente grandes. El medio de interrupción
puede ser vacío, aceite o SFe. La extinción del arco puede ser por medio de aceite o
chorro de aire. La operación de interrupción está ligada a un sistema de relés de
sobrecorriente y tierra cuyas características son generalmente de tiempo inverso.
Adicionalmente estos relés pueden calibrarse para una operación instantánea cuando
la corriente de falla supere un múltiplo predeterminado.
• Reconectador automático.
Los reconectadores automáticos han sido usados con buen resultado en circuitos
rurales por muchos años. Los reconectadores son utilizables con un amplio margen de
corrientes y voltajes y son adecuados para ser utilizados en todos los tipos de
circuitos de distribución.
El reconectador automático es un interruptor que puede detectar una sobrecorriente
interrumpiendo el flujo de corriente y luego de un tiempo predeterminado cerrar
automáticamente para volver a energizar la línea, pudiéndose repetir esta operación
hasta tres veces. Después de la cuarta operación abre definitivamente si la falla
persiste y debe accionarse manualmente para restablecer el servicio.
Esta característica del reconectador es muy importante si se tiene en cuenta que según
las estadísticas alrededor del 80% de las fallas son. de carácter transitorio.
Pag. 71
• Seccionalízador.
Es básicamente un interruptor de aceite monofásico o trifásico que trabaja en
coordinación con un reconectador automático. No interrumpe corriente de falla ni
tiene curvas características.
Cuenta cada vez que el reconectador interrumpe una falla y después de un número de
aperturas de éste. El seccionalizador hace un conteo siempre que el circuito sea
interrumpido. Su selección y especificación se basa en el voltaje nominal, corriente
nominal, y máxima de falla.
El seccionalizador se utiliza para aislar una sección de línea fallosa y sobre todo en
ramales del circuito donde;
• Cargas pequeñas no justifican el uso de un reconectador.
• Es deseable establecer un punto de seccíonalización automática en donde la
coordinación de la curva tiempo-corriente con otros aparatos de
seccionalización es muy difícil o es imposible.
• Fusible
Es un elemento de protección que funde en un tiempo inversamente proporcional a la
magnitud de la corrientes de falla.
El fusible tiene dos curvas características:
• La de mínimo tiempo de fusión, o sea el tiempo entre la iniciación de la
corriente de falla y la iniciación del arco.
• La de máximo tiempo de despeje, que es el tiempo comprendido entre la
iniciación de la corriente de falla y la extinción total del arco.
Las características de los fusibles pueden alterarse al someterse a una serie de ondas
de baja magnitud de corriente.
Pag. 72
CAPITULO 3
APLICACIÓN A UNA COMUNIDAD RURAL
3.1 ANTECEDENTES DE LA COMUNIDAD RURAL
La Comunidad El Palmar Grande pertenece a la Parroquia Monte Olivo, Cantón
Bolívar, Provincia de Carchi; esta ubicada ai sur-este de la Población de Monte Olivo,
a una distancia aproximada de dos kilómetros.
La Comunidad de El Palmar Grande nació hace más de 55 años, su existencia es
anterior a ia formación de la Comunidad de Monte Olivo, según varios de sus
fundadores.
Desde hace 40 años cuenta con una escuela, a la que asisten treinta niños en seis
grados de primaria; la escuela tiene dos Aulas y un Salón de Actos, que se lo acaba de
construir en base de varias mingas, dirigidas por el Presidente de la Comunidad.
En la actualidad El Palmar Grande cuenta con 45 viviendas unifamiliares, es una
comunidad muy organizada y progresista, su principal fuente de recursos es el cultivo
y comercialización de moras y frutas de clima frío que se comercializan en el mercado
de El Juncal e Ibarra; su producción alcanza a cerca de cuarenta quintales al mes,
explotan también la madera de eucalipto.
El acceso es a lomo de muía o a pié, a través de un puente colgante capaz de resistir
unas pocas personas simultáneamente., luego se asciende un sinuoso camino de
herradura en pendiente de hasta 40°. El transporte de la fruta y la madera, en el
trayecto de El Palmar Grande a Monte Olivo, se lo hace utilizando lomo de
muía, y desde Monte Olivo, utilizan los camiones de una Empresa.
Pag. 73
A pesar de la riqueza agrícola de la comunidad y del trabajo productivo de sus
habitantes, El Palmar Grande no cuenta con vía carrosable, según los directivos, la
están gestionando desde hace quince años, tampoco tienen servicio de electricidad,
que también lo han solicitado por más de dieciséis años.
El servicio eléctrico es ansiado por los moradores de El Palmar Grande para atender
las necesidades de sus hogares, especialmente la iluminación, así como la
refrigeración, empacado y elaboración de derivados de su principal producto, la mora,
como la mermelada y el "arrope", típico de Ibarra y el sector; así como posibles
aserraderos.
•
CE
NT
RA
L C
EN
TR
AL
JOR
DÁ
N
OU
TU
QO
CE
NT
RA
L C
OT
AC
AC
HI
CE
NT
RA
L E
L A
NO
EL
C.T
ER
MIC
A T
ULC
AN
CE
NT
RA
L J
AH
OA
BR
IEL
CE
NT
RA
L A
TUN
TAO
UI
3.3
LOC
ALI
ZA
CIO
N D
EL
PR
OY
EC
TO D
EN
TRO
DE
L S
ISTE
MA
ELÉ
CTR
ICO
Oí
Pag. 76
3.4 ESTUDIO GEOLÓGICO Y TOPOGRÁFICO DE LA COMUNIDAD27
3.4.1 Introducción
Existen algunas áreas dentro del territorio ecuatoriano, particularmente en la zona
andina, que presentan antecedentes de poseer una dinámica bastante activa en cuanto
a movimientos de terreno se refiere. Estas áreas requieren de una evaluación
geológica y geotécnica individualizada, especialmente en el caso de que se vayan a
desarrollar obras de infraestructura en ellas, evaluación cuyo nivel de detalle
dependerá de la magnitud y del tipo de obra que se pretenda implementar.
En el caso de un Proyecto de Electrificación Rural, de la magnitud y características
que tiene el que es objeto del presente estudio, resulta indispensable el realizar una
evaluación de la capacidad de carga admisible y de la estabilidad de los suelcjs, así
como una evaluación geológica general del área, con miras a determinar potenciales
riesgos de origen geológico que pudieran afectar a la obra propuesta.
La zona comprendida entre Pimampiro y Monte Olivo es una zona a la cual se
considera como muy activa en cuanto a movimiento de terreno., por cuanto en ella se
han producido en las últimas décadas algunos deslizamientos importantes, como el de
Ramos Danta, acaecido en 1975, que represó al río Chamachan. La posterior ruptura
de ese represamíento causó considerables daños aguas abajo en las poblaciones de
Juncal y Carpuela por las aguas descargadas hacia los ríos Escudilla y Chota. La zona
entre Monte Olivo y El Palmar Grande, objeto del presente estudio, comparte muchas
de las características geológicas y morfológicas de la zona aludida, por lo cual se
justifica el realizar la evaluación en los términos enunciados en el párrafo anterior.
Como antecedente adicional importante que debe tomarse en cuenta, está el hecho de
que el área de Monte Olivo ha sido afectada en el pasado reciente por fenómenos de
deslizamientos de tierras, de los cuales se pensó en un momento determinado que
podían poner en peligro la seguridad misma de la población. Es así que en la década
27 VÜlalba Fabío. Estudio geológico y topográfico do lacomunidaíi E! Palmar Grande
Pag. 77
de los setenta se llegó a plantear un proyecto de reasentamiento de la población, el
cual se ejecutó parcialmente.
3.4.2 Generalidades
CL Morfología
El Proyecto de Electrificación de la Comunidad El Palmar Grande se desarrollará en/
la zona entre la población de Monte Olivo y la mencionada comunidad, las cuales
están dentro de la jurisdicción del cantón Bolívar, provincia del Carchi. La comunidad
El Palmar Grande está ubicada al SE de Monte Olivo, a una distancia horizontal de
aproximadamente dos kilómetros.
El trayecto Monte Olivo - El Palmar Grande se inicia a una cota del orden de 2300
m.s.n.m., atraviesa luego en primer término el profundo cauce del río San Miguel, a
partir del cual la topografía sube de una forma bastante abrupta hasta la comunidad
Palmar Grande, la mayor parte de la cual está diseminada aproximadamente entre las
cotas 2600 y 2900.
La población de Monte Olivo está asentada sobre una conspicua terraza en forma de
lengua, de tope plano y pendiente muy leve, delimitada en sus flancos noroeste y
sureste por los ríos El Carmen y San Miguel, respectivamente. La diferencia de
altitud entre la población y el río San Miguel está en el orden de los 90 metros, y los
flancos de la terraza tienen pendientes muy pronunciadas, de entre 75 y 80°.
Inmediatamente al SE del río San Miguel la topografía presenta pendientes del orden
de 40°, la cual se mantiene con algunas variaciones hasta las inmediaciones de la cota
2600. De allí en adelante la pendiente se modera, presentando valores de entre 20 y
30° en el resto del recorrido.
La elevación en la cual se asienta El Palmar Grande presenta un desarrollo muy
incipiente de quebradas, y ofrece a la vista un aspecto mas bien macizo y coherente,
con una superficie de ondulaciones suaves, sin que se adviertan en ella accidentes
geográficos de magnitud. La elevación constituye un ramal derivado de la cordillera
Real de los Andes.
Pag. 78
Los datos topográficos obtenidos para la comunidad El Palmar Grande son los
siguientes:
Tabla 3.1
Tabla de datos Topográficos de'*EI Palmar Grande"
-887.5
; -soo.o-730.0
< -631.3i| -537.5
| -496.3i; -416.3
1 . -337.5í
-137.5
i -40.0
0.01
65.5ii 95.0
162.5
220.0
261.31
298.8
351.3
397.5
476.3
576.3
761.3í
971.3
1126.3
1200.0
1275.0
1352.5
1468.8
87.5
70
98.75
93.75
41.25
80
78.75
200
97.5
40
62.5
32.5
67.5
57.5
41.25
37.5
52.5
46.25
78.75
100
185
210
155
73.75
75
77.5
116.25
2480
2440
2400
2360
2320
2280
2250
2280
2300
2320
2320
2200
2280
2320
2360
2400
24.40
24.80
2520
2560
2600
2640
2680
2720
2780
2800
2840
2870
-40
0
-40
-40
-40
-30
30
20
20
0
-120
80
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
60
20
40
30
-24.5672..
-29.7449
-22.0511
-23.1063
-44.1186
-20.556
20.85446
5.710593
11.59218
0
-62.488
67.89055
30.65067
34.82449
44.1186
46.84761
37.30395
40.85538
26.92768
21.80141
12.20047
10.7843
14.47029
39.1304
14.93142
27.29957
14.47029
Río el Carmen
Monte Olivo
Origen
Río Sn,Miguel
.
;
FIN
Los valores dados anteriormente se utilizaron para realizar el Perfil Topográfico
área del proyecto analizado, el cual damos a continuación:
del
Met
ros
ES
CU
ELA
PO
LIT
ÉC
NIC
A N
AC
ION
AL
PR
OY
EC
TO
DE
ELE
CT
RIF
ICA
CIÓ
N D
ELA
CO
MU
NID
AD
EL
PA
LMA
R G
RA
ND
E
PE
RF
IL T
OP
OG
RÁ
FIC
O(U
S
VD
Gra
f. 3.
1
Pag. 80
b. Accesibilidad
El acceso a la comunidad El Palmar Grande es practicable a través del camino de
herradura que partiendo de Monte Olivo desciende en primer lugar hasta el río San
Miguel, al cual atraviesa mediante un puente colgante, y que luego asciende en un
amplio zig-zag de pendiente moderada por la ladera de la loma, hasta la cota 2600. A
partir de ella, el camino sigue la cresta de la loma, en donde tiene pequeños tramos de
pendientes algo más pronunciadas.
Al constituirse el camino de herradura la única vía de acceso, todos los bienes e
insumos tienen que ser transportados por él ya sea a lomo de muía o a hombros
humanos.
c. Otras Características
Las laderas de la elevación al SE del río San Miguel son utilizados para la agricultura
y el pastoreo. La zona de mayor pendiente, más cercana ai río, está cubierta por
matorrales bajos, de densidad variable. Es notoria la escasa presencia de árboles en el
área, ya que se reducen a unos pocos ejemplares dispersos en los flancos de la loma.
En las inmediaciones de Ja comunidad El Palmar Grande existe un mayor número de
árboles, pero igualmente están en su mayoría dispersos.
3.4.3 Geología del área
Desde el punto de vista geológico, se distinguen dos grandes unidades en la zona
estudiada. La primera abarca la terraza sobre la cual descansa la parroquia Monte
Olivo, en tanto que la segunda comprende a la elevación sobre la que se asienta la
comunidad El Palmar Grande.
Monte Olivo se encuentra asentada sobre una terraza aluvial conformada por
conglomerados mal sorteados de cantos rodados de rocas metamórficas, poco
cohesionados, con matriz arcillo- arenosa. La terraza es resultante del acarreo de
material erosionado de la cordillera Real y transportado fundamentalmente por los
ríos El Carmen y San Miguel. La unidad es de edad holocénica. Esta unidad está
depositada sobre rocas metamórficas que constituyen la segunda unidad, como se
describirá en el sigiente párrafo.
Pag, 81
En el cauce del Río San Miguel y hacia el este y sureste, aflora una secuencia de rocas
metamórficas deformada, diaclasadas, fracturadas y con diferentes grados de
meteorización. En esta secuencia están expuestos principalmente esquistos verdes,
esquistos muscovíticos y cuarcitas. A esta secuencia se le considera de edad
Paleozoica.
La secuencia está cubierta por espesores variables de suelos. En el cauce del río, las
rocas metamórficas presentan una esquístosidad con rumbos de entre N20°E y
N55°E, con buzamientos de entre 40 y 70°0.
De acuerdo a la bibliografía, en la terraza de Monte Olivo se han reportado en el
pasado grietas longitudinales relacionadas con los deslizamientos que en ella se
produjeron. En la actualidad no se aprecian en el área tales rasgos.
Al sur de El Palmar Grande existe una notoria lineación de tipo regional, a lo largo de
la cual están alineados, de este a oeste, la quebrada Espejo y los ríos Escudillas y
Chota, la cual ha sido interpretada, sin confirmación, como una falla geológica. En la
zona de El Palmar Grande no se detectaron en el campo rasgos asociados a
fallamiento tectónico, debido a la cobertura de suelos.
3.4.4 Suelos
a. Metodología
Para la evaluación de las condiciones de los suelos se partió de un reconocimiento
geológico local del área en una franja de aproximadamente 300 m de ancho entre
Monte Olivo y El Palmar Grande. Posteriormente se practicaron diez calicatas
excavadas a mano, en sitios seleccionados tomando como criterios básicos las
variaciones morfológicas y de pendiente del terreno y su proximidad a una direccional
tomada tentativamente en primera instancia como eje de una trazado para el tendido
de la línea de conducción eléctrica.
.Pag. 82
Las calicatas ubicadas en ios márgenes del río San Miguel tuvieron una sección de 0.7
por 0.7 metros y una profundidad de 1.5 metros, en tanto que las restantes fueron de
1 metro de profundidad y la misma sección.
Se realizó una descripción de campo de las características físicas de los suelos
observadas en las calicatas y a partir del fondo de ellas se tomaron muestras de suelo
mediante un muestreador manual de tipo auger hasta una profundidad de 1 metro
adicional en donde fue posible hacerlo.
b. Características Físicas de los Sítelos
La granulometría de los suelos encontrados en la zona, es a base a muestras de las
calicatas. A continuación se resumirán las características encontradas en la evaluación
de los suelos a partir de las calicatas,
Calicata I.
Cubierta superficial de 0.5 m de espesor de material removido, con grava de
fragmentos rocosos de hasta 0.4 m de diámetro. A continuación paquete de suelo de
textura arenoso-arcilloso con fragmentos centimétricos de rocas, estructuras masiva a
granular, consistencia compacta, color café oscuro, con un espesor de 1.3 m.
Calicata 2.
Paquete muy uniforme de suelo de textura arenoso-limosa con fragmentos
centimétricos de roca, de estructura masiva, consitencia compacta, color marrón
grisácea a marrón rojizo, su espesor es de 1,75 m.
Calicata3.
Suelo de textura arenosa con fragmentos de cuarzo, estructura granular, consistencia
algo suelta, color pardo grisáceo, de un espesor de 1.2 m. Por debajo de él aparece la
roca madre, que corresponde a una cuarcita.
Pag. 83
Calicata 4.
Se presenta un suelo de textura arcilloso-limosa, cuyo primer metro superior está
enriquecido en materia orgánica. Su estructura es masiva., consistencia levemente
plástica, color negro a pardo negruzco. Tiene un espesor de 1.6 m.
Calicata 5.
Por debajo de una cubierta de material orgánico de 0.15 m existe una capa de 0.4 m
de espesor desgrava. A continuación se aprecia una capa de suelo de textura arenosa
que contiene cuarzo y micas, estructura granular, consistencia compacta, color
pardo grisáceo o rojizo, cuyo espesor es de 0.9 m.
Calicata 6.
Por debajo de una capa de material orgánico de 0.15 m aparece un paquete de textura
arenoso limosa, con fragmentos centimétricos de roca. Su estructura es granular a
masiva, consistencia compacta., color amarillento rojizo, con un espesor de 1.6m.
Calicata 7.
En primer lugar aparece una capa de material orgánico de 0.15 m de espesor. Por
debajo de ella está un suelo de textura arcillosa, estructura masiva, consistencia
levemente plástica, color pardo negruzco con tintes rojizos,, su espesor es del orden de
1.5m.
Calicata 8.
Paquete de textura arcilloso-limosa, aunque algo más arenoso en los primeros 0.3 m.
Su estructura es masiva, consistencia algo friable, color pardo rojizo, con un espesor
superior a 1.5 m.
Calicata 9.
Suelo de textura arenoso-limosa, estructura masiva. Su consistencia es relativamente
dura en los primeros 0.2 m y compacta más abajo. Tiene un color pardo rojizo, y un
espesor de al menos 2 m.
Pag. 84
Calicata 10.
Suelo de textura arenosa, con abundantes fragmentos decimétricos de roca, estructura
granular, consistencia mas bien suelta, color café rojizo, espesor 1.2 metros.
La ubicación de la calicatas se indican en el Plano Básico de Planimetría.
c. Valoración Mecánica de los Suelos
Dadas las características de la obra a construirse en la zona estudiada, es decir, el
tendido de líneas de transmisión eléctrica, se considera que los suelos presentes en la
zona, desde el punto de vista mecánico., poseen condiciones favorables para el
emplazamiento y cimentación de postes ó torres. De acuerdo con las tablas de valores
desarrolladas por Castillo, M, (1981) para suelos similares, los suelos existentes en el
área tienen capacidades de carga admisibles de entre 13 y 27 Ton/m2 para terrenos de
pendientes de entre 10 y 30° respectivamente, y de hasta 70 Ton/m2 para terrenos
horizontales.
Por otra parte, se debe señalar que en la mayoría de los casos los suelos tienen un
espesor que supera a 1.5 metros, por lo cual las cimentaciones deberán realizarse en
suelo, con escasas opciones de cimentación sobre roca.
d. Estabilidad
La investigación de campo en la faja de terreno señalada permitió establecer que en
términos generales, a partir de la calicata 3 hacia arriba, los suelos no muestran
evidencia de haber sufrido movimientos en masa de cualquier tipo y representan
esencialmente a suelos residuales desarrollados en el sitio.
En el tramo comprendido entre las calicatas 2 y 3, si bien se trata de un tramo de
pendiente relativamente pronunciada, tampoco se observan evidencias de alteraciones
ó movimientos importantes del suelo, por lo que se puede considerar estable a esa
zona.
Pag. 85
El tramo entre la calicata 2 y el río San Miguel presenta una morfología que en
principio podría indicar susceptibilidad a movimientos en masa del terreno; sin
embargo, tampoco se encuentran en él evidencias de tales fenómenos, estimándose
que la disposición estructural de ia roca madre subyacente en esta zona específica
proporciona un buen soporte a los suelos que la recubren.
En cuanto a la ubicación de la calicata 13 el suelo en ese lugar no presenta signo
alguno de inestabilidad y puede por lo tanto soportar bien una estructura de soporte
de tendido de líneas eléctricas.
No obstante, si se mira un poco más regionalmente y se analizan las laderas de la
quebrada Espejo y en el flanco nororiental del valle del río Escudillas inmediatamente
al este de El Palmar Grande, es decir, zonas que comparten las mismas características
geomorfológicas del área investigada, son claramente identificables varias zonas que
han sido afectadas en el pasado por grandes deslizamientos en masa, con
desplazamientos de significativos volúmenes de material. Por otra parte, en el flanco
oriental del valle del río El Carmen, al frente de la población de Monte Olivo, son
también claramente visibles deslizamientos de terreno que afectan a suelos de
condiciones semejantes a los del tramo estudiado,
3.4.5 Riesgos Potenciales
A continuación se señalan riesgos geológicos que pudieran presentarse, y que tendrían
influencia sobre la obra objeto de estudio. Ellos son los siguientes:
• Sismicidad: La zona estudiada se encuentra a distancia relativamente corta de nidos
sísmicos asociados a zonas de fallamíento en la zona de las estribaciones orientales
de la cordillera Real. Este sería un fenómeno de índole regional contra el cual no se
puede tomar ninguna previsión en relación con la protección de la obra propuesta.
• Erosión de Suelos: Este sería un fenómeno de índole más local que puede ser
incrementado y agravado con el tiempo como consecuencia de inadecuadas
prácticas de utilización del suelo tanto para fines agrícolas como ganaderos y
Pag. 86
forestales. La destrucción del suelo puede poner en peligro en sitios puntuales a
postes ó torres del tendido eléctrico.
• Deslizamientos: Considerando las características y antecedentes de la zona, la
susceptibilidad para deslizamientos de terreno sería mayor en el sector de Monte
Olivo. La ocurrencia de períodos de lluvia extremadamente intensos en la cordillera
Real podría ocasionar crecidas en los ríos El Carmen y San Miguel, las cuales a su
vez podrían minar la estabilidad de la terraza de Monte Olivo. En el resto de la
zona este riesgo es muy limitado, pero podría incrementarse en el caso de que se
construyesen acequias o canales de regadío que propicien la infiltración de agua
hacia la base de la capa de suelo.
• Fenómenos Atmosféricos: Pobladores de El Palmar Grande reportan la ocurrencia
de fuertes vientos en los meses de verano -entre junio y agosto- que en ocasiones
son tan violentos que han desarraigado y derribado árboles. Los vientos tienen en
esa época una dirección dominante E-O, y pueden representar un riesgo para el
tendido eléctrico.
• Crecidas: Aunque no están.disponibles datos sobre crecidas de los ríos en el área,
es evidente que han sucedido y han sido importantes en períodos muy recientes, a
juzgar por las versiones de los pobladores y por las evidencias verifícables en el
área, tales como destrucción de obras de infraestructura. Este tipo de eventos
tendría sobre el proyecto una incidencia muy localizada, circuscrita, con baja
probabilidades de ocurrencia, al sector de Monte Olivo.
3.4.6 Materiales de Construcción
Como parte del estudio se realizó también una prospección expeditiva de materiales
de construcción a ser utilizados específicamente como áridos para el hormigón que se
empleará en la cimentación de torres y postes.
Pag. 87
La prospección se orientó a la identificación de depósitos de áridos de tamaño de
bloques, grava y arena, dando como resultado lo siguiente:
• Existe suficiente cantidad de bloques de roca -decenas de metros cúbicos- de
diámetros de entre 20 y 60 cm en todo el sector del camino de herradura entre
Monte Olivo y El Palmar Grande. En su gran mayoría se trata de fragmentos
angulosos sueltos, que deberán ser recolectados manualmente y transportados
directamente a los lugares en los cuales serán utilizados. Esta actividad no
demandaría un gran consumo de tiempo.
• Una consideración enteramente similar se aplica para el caso de la grava, que existe
en suficientes volúmenes en el mismo sector, y que puede ser recolectada de
idéntica manera.
• Desafortunadamente no se pudo ubicar en la zona ni en sus inmediaciones
volúmenes de arena suficientes para los requerimientos de construcción del
proyecto de calidad adecuada para hormigón. Se tomaron muestras en los ríos El
Carmen, San Miguel y en la zona de El Aguacate, pero en los tres casos el análisis
granuloméírico reveló excesiva presencia porcentual de limos y arcillas. Por lo
tanto, se recomienda transportar un volumen suficiente de arena de buena calidad
desde la fuente de suministro más próxima, esto es, Ambuquí.
3.4.7 Conclusiones del Estudio Geológico y Topográfico
Desde el punto de vista geológico-geotécnico, es factible la construcción de una línea
de tendido eléctrico entre la parroquia Monte Olivo y la comunidad El Palmar
Grande. Los suelos presentan condiciones geotécnícas favorables pues soportan
cargas importantes y tienen márgenes de estabilidad aceptables.
Pag. 88
3.5 ESTUDIO DE LA DEMANDA
Considerando que la comunidad El Palmar Grande, cuenta con 45 viviendas
unifamiliares y que su principal fuente de recursos es el cuitivo y comercialización de
moras y frutas del clima frío, así como la explotación de madera de eucalipto; se tiene
que de acuerdo a las especificaciones dadas por el INECEL, se la ha clasificado en la
Categoría A, la cual dice que pertenecen a este grupo consumidores localizados en
áreas rurales marginales o en zonas que por las condiciones climáticas o de calidad de
suelo, su producción es limitada o estacional., y de Clase 2 que considera un
incremento poblacional mayor aí 2% anual.
Con esto, y, considerando que en el levantamiento de campo del lugar , se determinó
la ubicación de los usuarios, se procedió a la utilización de las tablas del anexo 2.1 de
Demanda Máxima Diversificada, que determina la demanda de acuerdo al número de
usuarios, obteniéndose en puntos específicos a analizar ( capítulo 3, punto 3.12.2,
Caídas de voltaje en el secundario) valores de demanda de la comunidad El Palmar
Grande.
3.6 TRAZADO DE LINEAS DEL PROYECTO
Se determina la ruta más conveniente para la ubicación de la línea, con criterios de
accesibilidad, mínimo costo y disponibilidad de recursos para la construcción.
Conocido el Estudio de Suelos que determina la factibilidad geológica y geotécnica de
realizar el proyecto eléctrico, se hizo un reconocimiento detenido del área del
proyecto, se procedió a trazar la ruta de las líneas primarias y secundarias.
Se considera la ruta óptima de entre varias alternativas, por cuanto se tiene el vano
más corto de cruce de la quebrada, y además tiene acceso directo a la línea primaria
existente en el sector.
Pag. 89
La ruta óptima comprende:
Desde el punto O hasta A desde la intersección de las calles Bolívar y Juan
Montalvo de Monte Olivo, Fig. 3.2
Desde el punto A hasta eí punto B cruza la quebrada y sube al punto B en la loma
con pendientes de hasta 40°, en posiciones cercanas al camino de herradura, como
se puede observar en el gráfico 3.1.
PGRRL TOPOGRÁFICO DE B. PALNWR GRAMDE
32COT
2000--
2800 •
2600--
8•g 24X)
3
2200--
2000
A
_f—,_
r-T td" o?" r-"- r— c o r — es
Gráf. 3.1
En el Plano de ubicación de usuarios, figura 3.1, se puede observar la disposición
de la red de bajo voltaje, que empieza a partir del poste P3, llegando al punto B y
finalizando en los puntos extremos D y E.
Fig.
3.1
SlM
BO
LO
GlA
20 1
3.8 K
V E
xist
ente
. -L
/T 1
¿ 13
.8 K
V P
roye
ctad
a
-Red
10
22Ó
/110
V
Pro
yect
ada
O F
bsíe
de
horm
igón
exi
sten
te
o P
oste
-M
etál
ico
^Tra
nsf
orm
ad
or
10 K
VA
-"T
en
sor
en A
V
Tens
or e
n BV
Tens
or e
n AV
y B
V
Viv
iend
as
¿
Esc
uela
ES
CU
ELA
P
OLI
TÉC
NIC
A N
AC
ION
AL
PR
OY
EC
TO D
E E
LEC
TR
IFIC
AC
IÓN
CO
MU
NID
AD
"E
L P
AL
MA
R G
RA
ND
E"
PLA
NO
D
E U
BIC
AC
IÓN
CE
US
UA
RIO
STE
SIS
D
E G
RA
DO
Esc
ala
1:4.
500
Ela
bo
rad
o :D
oris
Ort
ega
Re
visa
do
: In
q.M
ilto
n R
ívad
enei
ra_
Pag. 91
Como ya se indicó, el paso de la quebrada a través de un puente colgante, imposibilita
el transporte de postes de hormigón convencional, por su gran peso.
El camino sinuoso para ascender a la loma, tampoco permite el transporte de
longitudes similares a las de los postes convencionales 9,11, 13 metros.
Estas limitantes obligan a diseñar postes articulados, con los pesos y longitudes
adecuadas para las condiciones existentes en la zona, a ser ubicados en trazado
cercano a la vía de acceso para permitir el transporte del material y equipo necesarios,
en muía y hombros humanos.
Se consideran alineaciones entre los vértices del polígono de la mayor longitud
posible., en puntos dominantes del perfil, con el propósito de no limitar la longitud de
los vanos adyacentes, permitiendo la disponibilidad de una área adecuada para la
colocación de los anclajes.
En el mapa básico de planimetría, Fig. 3.2, se específica el trazado previo de las líneas
que conforman el sistema de distribución proyectado y que comprende el alimentador
a partir del punto O de derivación del sistema existente en el poste Pl,se fija una ruta
determinada por O^B^QD y E como puntos de referencia.
Pag. 92
Plano Básico de Planimetría
^/#>/£k^^^^<#^;^v i -i ,¿^H/ CÍ ^ í § ': -- ^CC^S^<¿K^^r^ <oX ( r < 1$-^^^^-^~~^^t-v^^-^-ÍH^^^ %~) 5 í^^rpir.—• a<^-^\~-* _ /^ i f i
'"• --'x'' i w>-í^"^T -T/f. NVW<>-"•' .n j —-«>>» ^ -—:— \ r-i¡v-V:—=cr
Fig. 3.2
OABDE Trazado previo de las líneas que conforman el sistema de distribución proyectado para la
comunidad El Palmar Grande
• El voltaje primario corresponde al tramo OABCFG; en el punto 3,0,? y G se
ubicaran transformadores 13.2KV/220-110V. (Figura 3.2. Plano de ubicación de
usuarios)
El voltaje secundario o de utilización, 220/110V alimenta con tres conductores, dos
fases y un neutro, a los ramales secundarios a lo largo de los cuales se ubican las
viviendas de los consumidores dispersos existentes a ser incorporados con el
proyecto.
Pag. 93
3.7 CALCULO MECÁNICO DE CONDUCTORES DEL PROYECTO
Determina las fuerzas desarrolladas en los conductores que a su vez se transladan a
los puntos de fijación de los mismos sobre la estructura, determinando los esfuerzos
de trabajo a los cuales estarán sujetos los elementos de soporte, con el propósito de
no superar los límites admisibles característicos del material, a fin de asegurar la
estabilidad mecánica y la permanencia de la instalación.
Se determinan los valores de esfuerzos a ser considerados en el proceso de tendido y
regulación de los conductores,, para no superar los esfuerzos admisibles y para
asegurar el mantenimiento de las distancias de seguridad de la línea al terreno.
Los estados ambientales y características mecánicas que determinan las condiciones
de carga sobre los conductores y por lo tanto los esfuerzos a ser consideradas en el
dimensionamiento de las estructuras son los siguientes:
Temperatura;
• Base: TI - 12°C
• Mínima: Tmín = -5°C
• Máxima:
Velocidad del viento:
• Vl=60Km/h
Esfuerzo máximo admisible:
.EDS: Hl = 17% TR (Esfuerzo o tensión de Rotura)
Limitaciones por fatiga del conductor, debido a vibraciones y factor de seguridad
correspondiente, los esfuerzos desarrolladas no deben exceder del porcentaje del valor
del esfuerzo de rotura.
Pag. 94
Conductor:
#2 AWG de aluminio reforzado con núcleo de acero ACSR
Tensión o esfuerzo de ruptura:
TR=1270Kg
Peso Unitario:
Wl-0.136Kg/m
Pag. 94
Conductor;
#2 AWG de aluminio reforzado con núcleo de acero ACSR
Tensión o esfuerzo de ruptura:
TR=1270Kg
Peso Unitario:
Wl = 0.136 Kg/m
Módulo de elasticidad:
Inicial: El = 5000Kg/mm
Final: E = 8400 Kg/mm
Sección:
A=39.26mm2
Diámetro:
D-8.020001 mm
Coeficiente de dilatación lineal:
DL = 0.0000189 1/°C
Con estas características se obtienen del Programa de Simulación de Esfuerzos o
Tensiones Mecánicas finales , los siguientes resultados:
Pag. 95
Cuadro 3.1
Tensiones finales, Zona 2 . Línea Monte Olivo - El Palmar Grande
106
121 '
136
151
r 166
181
196
211
226
241
256
271„_
301
316
331
346
361
376
391
406
421
436
451
466
481
496._ j
-5x "C s/v
294
2S7
281
274
269
263
259
254
250
247
244
242_- „_-
237
235
234
232
231
230
229
228
227
227
226
225
225
224
5x °C s/v
274
277
279
281
284
285
287
289
290
291
292
293„
295
296
296
297
297
298
298
299
299
300
300
300
300
301
25x X s/v 35x 'C s/v
171 156
176 153
, 180 159
183 164
186 169
189 173
192 176
194 180
196 183
197 " 185
199 188
200 190_ ___„
202 193
203 195
204 196
205 198
206 199.
206 200
207 201
208 ; 202
208 ' 203
209 : 203
209 204
209 205
210 : 205
210 206... j
Del perfil topográfico se fija los puntos de inflexión o vértices del suelo, determinando
las distancias y ángulos de pendiente, con el propósito de disponer de la información
suficiente para introducir los datos en el Programa de Simulación de Esfuerzos o
Pag. 96
Tensiones Mecánicas finales en los diferentes tramos o vanos de la línea, que modela
diferentes alternativas de ubicación de estructuras, conductor y alturas de postes para
lograr los óptimos a diferentes temperaturas de operación.
Del cuadro 3.1 obtenido del programa de Simulación de Esfuerzos o Tensiones
Mecánicas, se observa que la máxima tensión 300 Kg, ocurre en el vano 436m a 5°C
con viento, y para temperatura de operación normal 35°C habrá 204 Kg.
La distribución de estructuras sobre el eje del trazado de la línea, tiene el propósito de
establecer en forma aproximada, las cantidades y tipos de ensamblajes normalizados a
considerar en el estimativo de costos y en la relación de materiales.
Se selecciona la altura del poste y el ensamblaje tipo, con el propósito de mantener la
separación mínima del conductor al terreno y verificar en cada caso que no se superen
los límites establecidos para la estructura, en función de los vanos máximo adyacente
y medio así como el ángulo horizontal.
En todo ei proyecto se mantiene el criterio de optimización del costo de construcción
dependiente del número de estructuras de soporte, lo que implica el análisis de
alternativas para obtener la máxima ventaja de las ondulaciones del terreno con el
objeto de tener los mayores vanos posibles.
Los resultados que se obtienen son: el esfuerzo del cable, la distancia de seguridad de
la línea con el suelo, el punto más bajo del conductor, la altura de los postes y la
abcisa de la línea entre postes, para mínimo esfuerzo del conductor.
Con el objeto de fijar con exactitud la ubicación de los postes 2 y 3 (Figura 3.1, Plano
de ubicación de usuarios) que son los que más esfuerzo mecánico realizan por estar
en la sección de mayor vano y pendiente, se dan y detallan a continuación los
resultados obtenidos del cálculo computacional.
Cuadro 3.2
Línea El Palmar Grande - Monte Olivo
Desarrollo de! conductor entre los poste 2 y 3
Pag. 97
Esfuerzo =204kg
Distancia de Seguridad — 7m
Punto mas bajo del conductor No. 2 ASCR
Abscisa ., -512,18 m
Cota 2235.70 m.s.n.m
Desarrollo del conductor en incrementos de 33 metros
h99.0 2361.95
132.0 2376.17
165.0 2391.18
198.0 2406.99
231.0 2423.61
264.0 2441.04
297.0
330.0*"
2459.31
2478.40
363.0 2498.34
429.0
2519.14
2540,79
ti)
Líne
a M
onte
Oliv
o -
El p
alm
ar G
rand
e tr
amo
post
e 2
-3
2550
2000
62,5
2520
9556
2,5
220
261,
3 29
8,8
35
1,3
Dis
tanc
ia d
el v
ano
39
Cat
enar
ia d
elco
nduc
tor
Terr
eno
ES
CU
ELA
PO
LIT
EC
N C
A N
AC
ION
AL
PR
OY
EC
TO
DE
EL
EC
TR
IFIC
AC
IÓN
DE
LA
CO
MU
NID
AD
EL
PA
LM
AR
GR
AN
DE
GR
ÁF
ICO
C
AT
EN
AR
IA D
EL
CO
ND
UC
TOR
Gra
f. 3.
2
Cuadro 3.3
Línea El Palmar Grande - Monte-Olivo
Desarrollo del conductor entre los poste 2 y 3
Pag. 99
/2
Esfuerzo = 209 kg
Distancia de Seguridad = 7m
Punto más bajo del conductor no. 2 ASCR
Abscisa -512.63m
Cota... 2232.18 m.s.n.m
/S
•
• 62.50íI 95.00i H! 162.50!
220.00
f 26 í .30
j 298.80
! 351. 30
397.50
2347.28
2360.4o
2390.23
2418.16
2439.71
2460.37
2491.05
2519.79
2200.00
2280.00
2320,00
2360.00
2400.00
2440.00
2480.00
2530.00
Desarrollo del conductor en incrementos de 30 metros
i! 3
1112
2320
2540
0
436
0,0
30.0
60,0
90.0
120.0
150.0
180.0
210.0
240.0
270.0
300.0
330.0
360.0
390.0
420.0
2324.00 i
2334.84
2346.30
2358.38
2371.11
2384.47
2398.47
2413.13
2428.44
2444.41
2461.04
2478.33
249634
2515.02
2534.38
Pag.100
Del poste Pl existente, se toma ia alimentación primaria (Figura 3.1. Plano de
ubicación de usuarios).
A partir del poste P2 se simulan los esfuerzos mecánicos de la líneas y la
estructuras, logrando definir con exactitud la ubicación de éstas últimas para
esfuerzos mínimos del cable.
En el cálculo del desarrollo del conductor entre las estructuras 2 y 3 de máximo
vano se establece para postes de 11 y 12,5 m, la parábola que forma el conductor
tiene 7 m de altura de seguridad, respecto al suelo y un vano de 436m (Gráfico 3.2
catenaria del conductor).
Se determina que el conductor #2AWG de aluminio-acero ACSR, es el que mejor
cumple con los requerimientos mecánicos de la línea de voltaje primario, ya que su
tensión mecánica en el vano más largo es 209 Kg, más un índice de seguridad 1.5
es aprox. 300 Kg, teniendo como límite máximo 510 Kg (Tabla 2.6) mientras que
el conductor #4AWG tiene un límite máximo de 321 Kg (Tabla 2.6), éstas
características además son las que determina Emelnorte en la Factibilidad de
servicio.
Para las líneas secundarias puede utilizarse conductor #4AWG para la fase y para
el neutro, ya que sus características mecánicas y eléctricas cumplen con los
requerimientos mínimos. (Cap.2, punto 2.5.6)
Se determinaron los vanos óptimos para máxima distancia posible y mínimo
esfuerzo mecánico del conductor y la estructura.
El tamaño de poste seleccionado es el de 12m, por cuanto permite mayores vanos
y por consiguiente disminuye el número total de postes.
La distancia mínima entre la línea más baja y el suelo es de 7 metros.
Pag.101
• Las caídas de voltaje en los circuitos secundarios no excedan del 4% permitido
según normas de INECEL.
• Las estructuras tipo son las recomendadas por eí INECEL, las mismas que se
especifican en las características de la línea (cap.3,punto 3.12.1)
3.8 ESTUDIO MECÁNICO DE POSTES DEL PROYECTO
Las condiciones de dificultad de acceso descritas arriba han permitido revisar variasalternativas:
• Utilizar postes convencionales de hormigón centrifugado o madera tratada: Resulta
una alternativa imposible., debido al excesivo peso de los postea de hormigón que
eí puente colgante no soportaría y a la imposibilidad de rotar en la sinuosidad del
camino de herradura, tanto de los de hormigón, como de los de madera.
• Utilizar torres metálicas:
A ensamblar en el sitio, pero su costo resulta muy elevado (aproximadamente 7
millones de sucres por torre), se incrementa el tiempo de construcción,
aumentando también d costo de la mano de obra.
• Utilizar postes metálicos:
Presentan la ventaja de ser más livianos y pueden ser transportados en segmentos
para acoplarlos en el sitio de construcción, superando así a las otras alternativas.
Existen en algunas ciudades del país postes metálicos que presentan buenas
condiciones de durabilidad que en muchos casos suplieron las limitaciones de los
otros tipos de postes.
Los postes han sido diseñados para resistir los esfuerzos calculados en el diseño
mecánico de las líneas, con un índice de seguridad para efectos de las variaciones de
temperatura, hielo, viento y movimientos telúricos.
Pag.102
Todos los postes tendrán las características de la torre de mayor esfuerzo calculado,
incrementando la confiabilidad del sistema.
3.8.1 Características de Diseño
Los postes metálicos son de forma tubular tronco-cónica, incluyen un fuste de sección
poligonal de 8 caras en dos tramos iguales, encajables uno a otro.
La punta del poste esta diseñada para resistir los esfuerzos de punta calculados en
base al peso, del conductor, fuerzas de regulación del tendido, viento, temperatura,
escarcha y nieve, cuyo diagrama de esfuerzos se muestra en el esquema de postes.
Los esfuerzos admisibles se determinaron por el método ASCE "Design of Steel
Transmission Pole Structures" teniendo en cuenta los coeficientes de seguridad y de
pandeo local.
La parte inferior está soldada a una placa de base para fijación sobre pernos de anclaje
o sobre un pilote metálico., será necesaria la cimentación de una estructura metálica
tipo canasta trapezoidal de 80cm de profundidad, base mayor, al fondo, de 1x1 m y
base menor, arriba, de 80 x 80 cm.
El material de los postes corresponde a un acero de bajo contenido de carbono ASTM
A570, G36 con un punto de fluencia Fy = 3600 PSI (2400Kg/cm2 mínimo).
Estas características se las puede observar en las siguientes figuras:
Pag,103
Representación de las características de diseño de los postes
-E. fes
Sección dePlaca
Placa fija
Poste
Sección tipo dePoste
Pernos de x
anclaje
DETALLE DE ANCLAJE
Fig 3.3
Pag.104
Representación de la placa de anclaje y canastilla
Perf. da 20 mm
1
Fig. 3.4
1Pag.105
a, Fustes
El fiíste esta constituido por dos tramos con chapas de acero conformadas en prensa
para obtener la sección poligonal y la coincidencia determinada por los cálculos.
Cada tramo se construye en una o varias secciones ensambladas por soldadura
longitudinal. La sección recta de los tramos es poligonal de 8 lados cuyo número
proviene de una optimización para prevenir los riesgos de pandeo local.
\a longitud de cada elemento se determina para reducir su número al mínimo, lo que
significó que el tamaño más conveniente por facilidades de fabricación, peso y
posibilidad de transporte a lomo de muía u hombros humanos, en el sinuoso camino
de herradura, es dos secciones de 6 metros.
b. Parámetros para el Diseño
Cuadro 3.4
Parámetros para el diseño de postes
1 ALTURA
| ESPESOR
f PESO
| DIÁMETRO PUNTAt
6m
6mm
212Kg
HOmm
ALTURA
ESPESOR
PESO
: DIÁMETRO BASE
6m
6mm
255 Kg
350mm
c. Anclaje
Consiste en una canastilla con hierros de diámetro 16mm, placa de anclaje 8 mm la
misma que va soldada a la base de la columna.
(L Acoplamiento
Los tramos se encajan uno en otro y mediante una brida soldada en los extremos de
los dos segmentos, se acopiarán mediante pernos de seguridad en la obra.
Pag.106
e. Placa de Apoyo
Los postes metálicos han sido diseñados para anclarse directamente al suelo, se
proveen con una placa en la base de apoyo con una extensión alrededor de la sección
transversal de 50 mrn de diámetro dei poste. La unión entre la placa base y el poste se
realiza por medio de soldadura continua.
/ Soldadura
Todas las soldaduras se efectúan en fábrica antes de la galvanización. Los procesos de
soldadura son de la más alta calidad especificados y desarrollados por la Americana
Welding Society AWS, empleando para los diferentes procesos de manufactura,
únicamente personal calificado y reconocido mediante el Structural Welding Code
Steel codeD 1.1-90.
Todas las soldaduras longitudinales están libres de fracturas., porosidades, inclusiones
de gas, chisporoteo, etc, debido a que en su fabricación se utilizan procesos
automáticos de alta penetración garantizando de un 100% de penetración en la región
de traslape de las uniones longitudinales.
g. Galvanización
La galvanización se realiza mediante un baño de Zinc líquido,, que se encuentra a una
temperatura de operación de 450°C, operación que se debe realizar correctamente en
el tiempo estimado de inmersión para conseguir una buena adherencia..
La norma americana que rige estas operaciones es la ASTM Al 23, establece una
densidad mínima de 610 gramos/m2, lo que da un acabado de 40 mieras por lado, la
unión metalúrgica del hierro y zinc establece que el tiempo de vida para este producto
se prolongue, sin necesidad de realizar mantenimiento preventivos y estéticamente son
de mejor acabado.
El proceso de galvanizado permite cubrir en una sola operación los elementos de toda
su longitud, 6m.
Pag.107
h. Tornittería y Accesorios
Los controles de tornillería y accesorios se marcan y se numeran, se hacen pruebas
sobre lotes de tornillería de acuerdo a las normas respectivas,
Los agujeros previstos para recibir tornillos se realizan bajo las siguientes tolerancias
UBICANION +/- 2mm
ENTRE-HJES +/- 2mm
DIMENSIONES -0/-H mm hasta diámetros de 50 mra
¿ Pruebas de Ensayo
Se realizan pruebas de ensayo no destructivas establecidas por el Código de
Soldadura D 1.1
Antes de iniciar la producción de los postes eléctricos se verifica la condición de las
bobinas o planchas de acero que van a ser utilizadas, para ello se dispone de
información complementaría de los Test Mili Report propios de la fundidora de
importación de acero, se realizan ensayos propios de tensión y doblez que certifican la
calidad del acero a emplearse.
Los ensayos especificados se efectúan en presencia del cliente, quien definirá las
mismas de común acuerdo, tomando en cuenta las características del material.
3.9 ESFUERZOS A LOS QUE SE ENCUENTRAN SOMETIDOS LOS
CONDUCTORES EN EL PROYECTO PLANTEADO
Tomando como referencia lo expuesto en el capítulo 2 punto 2.2.1 para el proyecto
específico se utilizan conductores de aluminio reforzados con núcleo de acero ACSR
formación 6/1, los segmentos de línea distribuidos tienen un vano de 100, 150m, 180
y 200 para conductores #4 y 2 AWG, las flechas calculadas son:
Pag.108
Cuadro 3.5
Cálculo de flechas para vanos de 100, 150, 180 y 200 metros
Peso por metro p
Tensión de rotura_™^
C
f(vano=100m)
f£vano= 150 m)
fi>ano=180m)
{(vano - 200 ra)
0.085 Kg/m
83lKg--~~— -
1662m
0.752m
1.69m
2.43m
3m
0.136 Kg/m ií
I267Kg {i
215.4 Kg |
1583.75m |
Q.789m !
1.77m i1
2.56m |
3.15m íi
La altura o distancia de seguridad entre la línea y el suelo es 7 m, por lo que con los
valores de flecha dados en el cuadro 3.1, los postes serán de 9 m o más para vanos de
100 y 150 m; lOm o más para 180 y ZOOm, sin embargo se considerarán los vanos
largos, para uniformizar los postes.
Para el caso del vano largo se deben considerar ecuaciones de Cambio de Estado y
desarrollo de la parábola.
Para la presión y esfuerzo del viento, de la referencia del cap2; 2.2.1 punto b., se toma
para el proyecto, según la región una velocidad de 60 Km/h, y un factor de rugosidad
igual a 1.
Para un sector de distribución uniforme en que el vano del viento es igual a 150
metros, el esfuerzo del viento es:
Fv (vano 150m) = 30 Kg ; 3 conductores: 90Kg
Para el vano largo de 436 metros, el esfuerzo del viento es:
Fv (vano largo 43 6m.) = 90Kg
En cuanto al factor temperatura, se tiene que las condiciones climáticas son
características de cada región, en el caso de la zona norte interandina del Ecuador,
Pag.109
tomando la ref. del cap. 2 punto 2.2.2, las condiciones características son:
Esfuerzo máximo se producirá con una temperatura de -5°C o inferior.
Temperatura máxima total de los conductores de 45°C.
En el proyecto se calculan los esfuerzos para -5°C, 5°C3 25°C, y 35°C.
3.9,1 Esfuerzos en el conductor en el vano máximo postes 2 y 3
Los esfuerzos en el conductor en el vano máximo se ío analiza de acuerdo a la
ecuación de Cambio de Estado:
W22 W/3— ( ) - ( t 2 - t i )24 t22 t,2
La(02-0!) = •E
donde:
L ~ variación de la longitud del cable según el incremento de temperatura
a = coeficiente de dilatación
02-0i = variación de ia temperatura
V = vano
W],W2 pesos del cable a las temperaturas 1 y 2
ti,t2 esfuerzos inicial y final
E — módulo de elasticidad
El vano torre de 2 a 3 vano 106m a 43 6m es el más largo por lo que su esfuerzo será
el mayor a considerar en el diseño del conductor y del poste con los siguientes
p'arámetros:
Pag.110
Temperatura:
• Base: TI = 12°C
• Mínima: Tmín=:-50C
• Máxima: Tmax = 35°C
Velocidad del viento:
• Vl=60Km/h
Esfuerzo máximo admisible:
EDS: Hl - 17% TR (Tensión de Rotura)
Limitaciones por fatiga del conductor, debido a vibraciones y factor de seguridad
correspondiente, los esfuerzos desarrolladas no deben exceder del porcentaje del valor
del esfuerzo de rotura.
Conductor:
#2 AWG de aluminio reforzado con núcleo de acero ACSR
Esfuerzo o tensión de ruptura:
TR-1270Kg
Peso Unitario:
Wl-0.136Kg/m
Módulo de elasticidad:
Inicial: El = 5000Kg/mm
Final: E-8400Kg/mm
Sección:
A=39.26mm2
Diámetro:
D = 8.020001 mm
Pag.111
Coeficiente de dilatación lineal:
DL = 0.0000189 1/°C
Tensión o esfuerzo máximo del conductor:
Tmax = 510 Kg para conductor 2 AWG
Tmax - 321 Kg para conductores 4 AWG
Se tienen los esfuerzos a diferentes temperaturas dados en el cuadro 3.1 obtenidos del
programa computacionai correspondiente.
3,9.2 Desarrollo del Conductor entre las Estructuras 2 y 3
De los resultados obtenidos del programa computacionai para el conductor entre las
estructuras 2 y 3, se tiene que para la tensión de 209 Kg. La cota del terreno es mayor
que la del cable, por lo cual dicha tensión no se la puede utilizar en este caso, a pesar
de encontrarse dentro de los límites permisibles de utilización.
Por ello, tomando como base la tensión de 204 Kg que es la máxima a mayor
temperatura, y conservando una distancia de seguridad de 7m se obtiene el punto más
bajo del conductor en una abcisa de -512.18m, anterior al punto de inicio, y una cota
2235.7, más bajo que el punto de inicio.
Se simulan varias alternativas para establecer la posición óptima del cable respecto al
suelo: el poste 2 ubicado siempre a una abcisa de Om y el poste 3 se ubica:
En abcisa 460m: se observa que la cota del terreno 2520m es más alta que la cota del
cable 2516m.
En abcisa 500m; se observa que la cota del terreno 2520m es más alta que la cota del
cable 2507m.
En abcisa 436m: se observa que la cota del terreno 2520m es igual a la cota del cable
2520m existiendo la distancia de seguridad de 7m.
Pag.112
3.9.3 Esfuerzo Longitudinal en el Conductor
Resulta de la fuerza que el conductor realiza en sentido longitudinal por regulación y
tensión entre postes, se calcula del desequilibrio entre vano mayor con vano menor:
TL - (T ( Vano max) - T(vano tipo))
Del cuadro 3.1 se obtiene que valor de esfiíerzo a vano máximo corresponde a 227
Kg, mientras que el valor de esfuerzo a vano tipo se considera el del vano siguiente al
vano máximo que para este caso es de 266 Kg. Obteniéndose:
TL = T(436) - T(172) = (227 - 266)Kg - -41Kg
para 3 conductores probables: TL = 120 Kg
3.9.4 Presión del Peso
Esta dado por:
Vp = d*p*1.5
Vp — Vano peso
d = distancia entre los puntos más bajos de los vanos derivados del poste
p = peso del conductor por metro
1.5 = factor de seguridad
El máximo vano peso se da en el poste 2 donde actúa el vano largo de 43 6m y el vano
más bajo-510.12m.
Vp = (436 + 510.12) 0.136*1.5 = 193.4 Kg
Pag.113
3.10 ÁRBOL DE ESFUERZOS EN EL POSTE
En los postes se tiene la concurrencia de todos los esfuerzos calculados en sumatorio
podemos agruparlos en tres; vertical, viento y esfuerzo longitudinal.
Esfuerzo Vertical:
Se toma en cuenta el vano peso y la componente vertical del esfuerzo longitudinal de
la línea, para el caso del proyecto, en los postes 2 y 3, se tiene:
Fy = (193.4 + 3*266*0,77)1.5 * 1200 Kg
Donde 5 — 50°, puesto que se considera como estructura de anclaje y remate (Cap.2,
punto 2.3.2).
Obteniéndose del Árbol de esfuerzos:
Fy=1200Kg' ' - 120 Kg.
Fv=90Kg
TL-120Kgf 1200 Kg.
Con la ayuda del programa computacional "Simulación de Esfuerzos o Tensiones
Finales", se obtuvieron las características físicas del poste que se las especifica a
continuación:
Pag.115
La deflexión transversal máxima es 14.02 cm y deflexión longitudinal máxima 16.95 cm.
Cuadro 3.6
Resumen de las propiedades físicas del poste proyectado
Momento secundario transversal a 12m
Momento secundario longitudinal a 12 m
Carga axial a 12 m
Peso propio del poste
Total de esfuerzos calculado
Total de esfuerzos permisible a toda altura
337 Kg m
407 Kgm
2400 Kg m
442 Kg
1839 Kg/cm2
2530 Kg/cm2
3.11 DETERMINACIÓN DE LA UBICACIÓN Y CAPACIDAD DE
TRANSFORMADORES
La demanda actual de la Comunidad El Palmar Grande es netamente doméstica, pero
tiene perspectivas de desarrollar unidades productivas agroindustriales.
Tomando en consideración lo expuesto en el cap 2; 2.5.5, se tiene que:
Se le clasifica como consumidores categoría A, clase 2, con condiciones finales del
período de diseño de 8 años.
Para la carga se considera un factor de potencia 0.9, por ser una carga residencial y,
una temperatura de hasta 20°C que es la promedio que normalmente se da en la zona
a analizar.
Realizando el procedimiento dado en el cap 2 punto c, para la obtención de las
demandas de diseño, se tiene que para 45 abonados se requiere un transformador de
25KVA, frente al probable crecimiento se da una reserva de 50% de potencia que
constituye 12.5 KVApara las posibles cargas agroindustriales.
Por lo tanto se prevé la instalación de un transformador de 37.5 KVA, monofásico de
Pag.116
13.2 KV/220-110V, convencional, con neutro a tierra, pararrayos y seccionador
fusible.
El transformador en su secundario entrega energía por dos fases y un neutro, lo que
permitirá la utilización de cargas a 220V y a 110V, bajo la posibilidad de utilización
de pequeños motores de aserradero, refrigeración o calefacción para fines
productivos.
Al efectuar la ubicación geográfica de las viviendas en el sector y teniendo en
consideración las condiciones para la localización de transformadores (cap2.;2,5.3)J
se tiene que no resulta adecuado poner un solo transformador, puesto que las
distancias a los distintos usuarios son largas, con lo cual incurriríamos en grandes
caídas de voltaje, por ello se han ubicado 4 trasformadores de 10KVA (Plano de
ubicación de usuarios), tratando de abastecer de la mejor manera el área total del
proyecto justificándos posibles expansiones, sean éstas de poblados aledaños o del
mismo lugar.
3.12 DETERMINACIÓN Y CALCULO DE LA CAÍDA DE VOLTAJE EN
LA LINEA
3.12.1 Características de Diseño Eléctrico de la Línea•maffijKtta i
í VANOS
: P1-P2
; P2-P3
: P3-P4
i P4-P5
P5-P6
P3-P7
P6-P8
P8-P9
P8-P10
• JiijOflJiSÜU' j lUIJOlJBlfltitiffi THllí
METROS
106
436
150
150
180
100
150
100
150
^^É^^^^ÉIAT
UR2
UR2
UP
UP
UA
IfftK^^^I^
BT
ES-043. ,
ES-043
ES-043
ES-043
ES-043
ES-043
ES-043
i-fSl?íáSÚAT
1F
1F
1F
1F
1F
ffmmmjsm
BT
1F3C
1F3C
1F3C
1F3C
1F3Cy--
1F3C
AT
2
2
2
2
2
-
BT
3(4)
3(4)
3(4)
3(4)
3(4)
3(4)
3(4)
Pag.117
EijijiagdttiBBS
P10-P11
' P10-P12
P6-P13
P13-P14
P14-P15
P15-P16
P16-P17
P17-P18
P16-P19
P16-P20
P14-P21
P21-P22
P14-P23
; P21-P24
P24-P25
P24-P30
; P24-P29
P25-P26
P26-P27
i P26-P2S
150
100
180
180
300
300
150
150
100
250
100
100
300
150
150
100
150
300
250
100
íiSsS íSí
UP
UA
UP
UA
UA
UA
.UA
UP
iMmiliES-043.
j _ES-043
ES-043
ES-043
ES-043
ES-043
ES-043
ES-043
ES-043
ES-043
ES-043
ES-043
ES-043
ES-043
ES-043
ES-043
1F
1F
1F
1F
1F
1F
1F
1F
EW3$P9p3§aáJOZEIiiHili1F3C
1F3C
1F3C...
1F3C
1F3C
1F3C
1F3C
1F3C
. ÍF3C
1F3C
1F3C
1F3C
1F3C
1F3C
1F3C
1F3C
2
2
2
2
2
2
2
2
3(4)
3(4)
3(4)
3(4)
3(4)
3(4)
3(4)
3(4)
3(4)
3(4)
3(4)
3(4)
3(4)
3(4)
3(4)
3(4)
AT = Alio Voltaje BT = Bajo Voltaje
3.12.2 Caída de Voltaje en el Secundario
Pag.118
INECEL PROGRAMA DE ELECTRIFICACJON RURAL HOJA
UKEPER CIRCUITOS SECUNDARIOS FECHA
COMPUTO DE CAJDA DE VOLTAJE ANEXO
PROYECTO: COMUNIDAD EL PALMAR
GRANDE
REF. HOJA DE ESTACAMEENTO
CONSUMIDOR: CATEGORÍA A CLASE 2 TRANSFORMADOR: REF. CT-]
NUMERO TOTAL DE CONSUMIDORES: 45 FASES: 1F3C PN(KVA):10
y 2CT-I
11
DATOS DMD CIRCUITO CONDUCTOR COMPUTO
TRAMO No. DE KVA FASE TAMAÑO FDV KVA-m CAÍDA DE VOLTAJE
REF.
T
6-8
8-9
8-10
10-11
10-12
L(m)
180
USO"
"Í5Ó~
Toó"
150
ZOO
150"
150"
Too"
CONSUMIDORES
4.3
1T
11 6.1
2.0
Té"
No. COND.
1F3C
1F3C
1F3C
1F3C
1F3C
1F3C
1F3C
1F3C
1F3C
AWG KVA-m
720
720
720
720
720
720
720
720
720
882
510
450
200
915
200
690
300
PARCIAL
1.23
0.70
0.62
0.27
1.27
0.27
0.96
0.42
0.11
ACUMULADO
1.23
1.93
2.56
2,84
1.27
1.55
2.50
2.92
3.03
Pag.119
INECEL
UNEPER
PROGRAMA DE ELECTRIFICACIÓN RURAL
CIRCUITOS SECUNDARIOS
COMPUTO DE CAÍDA DE VOLTAJE
HOJA
FECHA
ANEXO
PROYECTO: COMUNIDAD EL PALMAR REF. HOJA DE ESTACAMJENTO
GRANDE
CONSUMIDOR: CATEGORÍA A CLASE 2 TRANSFORMADOR: REF. CT-2
NUMERO TOTAL DE CONSUMIDORES: 45 , FASES: 1F3C
1
22 /CT-2
2 21 V
jL—^^0— » 2
23
DATOS
TRAMO
REF.
21-14
14-23
21-24
24-29
24-30
21-22
L(m)
100
300
150
150
100
'100
No. DE
CONSUMIDORES
3
1
6
2
3
1
DMD
KVA
2.5
0.8
4.2
2.0
2.5
0.8
CIRCUITO
FASE
No. COND.
IF3C
1F3C
1F3C
1F3C
1F3C
IF3C
CONDUCTOR
TAMAÑO
AWG
4
4
4
4
4
4
FDV
KVA-tn
720
720
720
720
720
720
PN(KVA):10
i 2jW
1
\J24 29
\8
' 3
COMPUTO
KVA-m
250
120
630
300
250
80
CAÍDA DE VOLTAJE
PARCIAL ACUMULADO
0.35 0.35
0.16 0.52
0.88 0.88
0.42 1.29
0.34 1-64
0.11 0.11
Pag.120
INECEL
UNEPER
PROGRAMA DE ELECTRIFICACIÓN RURAL
CIRCUITOS SECUNDARIOS ' "
HOJA
FECHA
ANEXO
PROYECTO: COMUNIDAD EL PALMAR
GRANDE
REF. HOJA DE ESTACAMIENTO
CONSUMIDOR: CATEGORÍA A CLASE 2 TRANSFORMADOR: REF. CT-3
NUMERO TOTAL DE CONSUMIDORES: 45 FASES: 1F3C PN (KVA): 10
28
DATOS DMD CIRCUITO CONDUCTOR COMPUTO
TRAMO No. DE KVA FASE TAMAÑO FDV KVA-m CAÍDA DE VOLTAJE
REF.
26-27
26-28
26-25
L(m)
250
100
300
CONSUMIDORES
2.0
0.8
0.8
No. COND.
1F3C
1F3C
1F3C
AWG KVA-m
720
720
720
300
80
120
PARCIAL
0.42
0.11
0.16
ACUMULADO
0.42
0.11
0.16
Pag.121
INECEL PROGRAMA DE ELECTRIFICACIÓN RURAL HOJA
UNEPER CIRCUITOS SECUNDARIOS FECHA
COMPUTO DE CAÍDA DE VOLTAJE ANEXO
PROYECTO; COMUNIDAD EL PALMAR
GRANDE
REF. HOJA DE ESTACAMtENTO
CONSUMIDOR: CATEGORÍA A CLASE 2 TRANSFORMADOR: REF. CT-4
NUMERO TOTAL DE CONSUMIDORES: 45 FASES: 1F3C PN (KVA): 10
18
U 220
DATOS DMD CIRCUITO CONDUCTOR COMPUTO
TRAMO No. DE KVA FASE TAMAÑO FDV KVA-m CAÍDA DE VOLTAJE
REF.
16-17
17-18
16-19
16-20
L(m)
150
150
100
250
CONSUMIDORES
2.5
To"
2.0
No. COND.
1F3C
1F3C
1F3C
1F3C
AWG KVA-m
720
720
720
720
375
300
200
80
PARCIAL
0.52
0.416
0.28
0.11
ACUMULADO
0.52
0.94
0.28
O.lí
Pag.122
CAPITULO 4
EVALUACIÓN TECNlCA,ECONOMICA Y SOCIAL
214.1 CONSIDERACIONES PRELIMINARES
Para la ejecución del proyecto se considera:
- Etapas de construcción
- Grupos de trabajo
4.1.1 Etapas de Construcción
Estas etapas tienen una secuencia de ejecución definida por los requerimientos
constructivos de la red.
Se dividen en etapas fijas y variables:
a. Etapas fijas
Definidas por la instalación de la postería y de los elementos comunes a todas las
redes de distribución, se consideran las siguientes:
1. Replanteo.- Es la etapa inicial y la más importante, define la ubicación de cada
poste con sus respectivas estructuras de soporte de acuerdo con el tipo de red
proyectada, tomando en cuenta la configuración física del terreno.
2. Transporte de postes.- Es una actividad que depende de la distancia de la obra,
que requiere de una correcta planificación, con el fin de optimizar el empleo de
recursos y tiempo de ejecución.
3. Excavación de huecos.- Definida por la longitud del poste a instalarse, la
profundidad de la excavación esta determinada por la siguiente expresión;
21 • . . - • - .Análisis técnico econánuoo de la reraodelacíón de redes y cambio de voítaje primario de la ciudad de Sangolquí. MarcoPalacios. Nov. 1997
Pag.123
0(5(mts)
Donde:
p: Profundidad de la excavación
L: longitud del poste
4. Plantación de postes.- Ubicación y fijación del poste en su respectivo lugar o
reubicación del mismo en el caso que se requiera.
5. Instalación de tensores y puestas a tterra.- Luego de la instalación de los postes y
definida la configuración de la red, se instalan los tensores para compensación
mecánica de la red y las puestas a tierra en los terminales de los circuitos
secundarios y para la protección de equipos.
6. Instalación de equipos y luminarias.- Consiste en montaje de transformadores,
equipos de maniobra y operación de la red, así como también de ías luminarias de
alumbrado público.
b. Etapas Variables
Se denominan, variables porque se las clasifica por las condiciones y topología de la
red a construirse, y son:
1. Ensamblaje de estructuras- Se refiere a la instalación de herrajes para fijación de
la red primaria y de la red secundaria de distribución.
2. Transporte, tendido y regulación de conductores.- Esta actividad contempla la
instalación y fijación de los conductores de la red proyectada.
4.1.2 Grupos de trabajo
La conformación del grupo de trabajo esta establecida de acuerdo a la necesidad de
planificación ( dirección técnica y administración) y ejecución del proyecto (mano de
obra), por lo que consta del siguiente personal:
Pag.124
1. Ingeniero Eléctrico,- Destinado a la dirección técnica del proyecto, que abarca la
planificación del trabajo y el soporte técnico necesario. Por los requerimientos de
esta actividad, se necesita la intervención de un profesional colegiado a medio
tiempo por cada obra.
2. Capataz.- Persona capacitada para dirigir a la cuadrilla de trabajadores, el perfil
técnico necesario se determina por la experiencia y conocimientos sobre
construcción de redes de distribución.
3. Limeros.- Realizan el trabajo determinante de la construcción, y se clasifica de
acuerdo a su experiencia.
4. Ayudante de ¡infero.- Personal con conocimientos básicos de ensamblaje de
. estructuras y conexiones en redes secundarias.
5. Peón.- Personal no calificado, se encarga de trabajos simples y que sólo requieren
actividad física.
6. Chofer.- Con licencia profesional mínima de segunda categoría; se emplea un
chofer por grupo de trabajo.
4.2 EVALUACIÓN TÉCNICA
En el proyecto se ha mantenido el criterio de optimización del costo de construcción
dependiendo del número de estructuras de soporte, lo que implica el análisis de
alternativas para obtener la máxima ventaja de las ondulaciones del terreno con el
objeto de tender a los mayores vanos posibles, lo cual se efectuó con la ayuda del
"Programa de Simulación de Esfuerzos o Tensiones Mecánicas finales"(cap 2,
punto2.3).
Pag.126
El circuito a emplearse es el monofásico sin neutro, que como lo Índica su nombre
posee solamente una fase y utiliza la tierra como conductor de retorno,
Por tener un solo conductor, es el de más bajo costo, teniendo el inconveniente de
que se debe hacer un mantenimiento periódico de la barras, o varillas de puesta a
tierra, de cuya óptima condición dependerá que no se presenten voltajes peligrosos,
Se determinó el conductor #2AWG de alummio-acero ASCR, como el que mejor
cumple con los requerimientos mecánicos de la línea de voltaje primario, ya que del
Programa de Simulación de Esfuerzos o Tensiones Mecánicas Finales, en el vano
más largo, da como resultado el valor de tensión de 209 Kg más el índice de
seguridad 1.5 se tiene aprox. 300 Kg, teniéndose como límite máximo 510Kg (Tabla
2.6), mientras que el conductor #4AWG cumple con las características mecánicas y
eléctricas para el secundario de la linea., teniendo como límite máximo 321 Kg
(Tabla 2.6).
Se procuró uniformizar los vanos a distancias 100,150 y 180n\e dicha
uniformización por la topología del terreno, se obtuvieron valores de flechas máximo
3 metros y considerando que la comunidad El Palmar Grande es una zona poblada, se
tomó la distancia de seguridad de 7 metros.
Con los valores de flecha y distancia de seguridad, el poste seleccionado fue de 12
metros, y, considerando el difícil acceso a la comunidad El Palmar Grande, se escogió
postes metálicos de acero galvanizado que presentan la ventaja de ser más livianos y
pueden ser transportados en segmentos para acoplarlos en el sitio de construcción.
Se han ubicado 4 transformadores que poseen pocos usuarios, principalmente porque
se prevé expansiones futuras de población, y, evitar grandes separaciones entre
vanos, que podrían dar el inconveniente de valores de flechas elevadas o el no
cumplimiento de las distancias de seguridad establecidas, así como caídas de voltaje
superior al límite permisible.
Pag.127
Lo expuesto anteriormente constituye un resumen de las consideraciones tomadas
para la realización del proyecto. Desde el punto de vista técnico el proyecto se lo
puede efectuar, ya que cumple con las consideraciones de regulación de voltaje, que
no supera el 4% permisible, optimización de estructuras de soporte y máximos vanos
a nivel primario y secundario.
4.3 TIEMPO DE DURACIÓN DEL PROYECTO
El cálculo del tiempo de duración del proyecto tiene la finalidad de optimizar la
ejecución del mismo, distribuyendo efectivamente los recursos humanos y la
infraestructura (herramientas) de tal manera que se disminuyan los costos totales.
Tomando en cuenta el grupo de trabajo definido anteriormente, y estableciendo la
jornada de trabajo de 8 horas, se ha elaborado el siguiente tabla de rendimiento diario:
tabla 4.1
Rendimiento Diario del Grupo de Trabajo
l£SfflE@3aKHBH01 ; Replanteo de postes
02 Transporte de postes
03 ; Excavación de huecos
msaaiiKSmiiisg m\mm^ \mmSSSss fiSB&QfflSg^SiSSiS P 1 1 3® is isa ! , ¡ HsS ¡sil
04 ; Plantación de postes
05 \n de tensores
06 ; Instalación de puestas a tierra
07 ; Instalación de luminariasi.
lllPIlliRMÍ'lf/ *Ii!«S §üfjEJInipri.! JKtylawMMlHt rBrplYplF WeiSa
30
12
16
10
06
08
! 2«08 1 Montaje de transformador Monofásico
09 : Montaje de transformador trifásico
10 Montaje de seccionamiento monofásico
1 1 Montaje de seccionamiento trifásico
12 Ensamblaje de estructuraspor poste•
13 Transporte de conductores por poste
14 Tendido de conductores por poste
02
01
06
03
08
08
08i
15 Regulado de conductores por poste 16
Pag.128
Las etapas de ejecución junto con sus respectivas cantidades se detallan en la tabla 4.2.
Tabla 4.2
Días Requeridos por Etapa de Construcción
US lili lilil!! i lililí01 Replanteo de postes 29 30 \2 ; Transporte de postes nuevos 29 12
03 Excavación de huecos 29 16
04 ; Plantación de postes 29 10
05 ; Instalación de tensores 48 06
06 ': Instalación de puesta a tierra 4 08i • _;
07 ; Instalación de luminarias . — 24
08 ¡ Montaje de transformador monofásico 4 02
09 , Montaje de transformador trifásico — • 01
1 0 ' Montaje de seccionamiento monofásico 4 06 .¡ •
1 1 ] Montaje de seccionamiento trifásico — 03
12 i Ensamblaje de estructuras por poste 26 08 •
13 : Transporte de conductores poste a poste j 79 08 j
14 '. Tendido de conductores por poste 79 08
15 ' Regulado de conductores por poste ; 29 16 ¡
^ffiF"'tTht^B8B^wfífiFKJSMmlOmm
IZ!áEZÜ2[ü]3i1
3
2
3
8 ;
1
— ;
2
—
1
—
4
10 ;
10 :
2 :
Cronograma de obraDías Laborables
01
02
03
04
05
06
08
10
12
13
14
15
1
_
2 3 4 5 6 7,8,8,10,11.12,13,14
•
15
••
16,17
i
18
H
—
19,20,21,22,
23
24 25,26,27,28,29,30,31,
32,33
34 35,36
Pag.129
De la tabla 4.2 y del cronograma de la obra se desprende que se requerirán 36 días
que, considerando 5 días laborables por semana equivalen a siete semanas para la
finalización del proyecto.
4.4 COSTO DEL PROYECTO
4.4.1 Costos Directos22
a. Salario real cuadrilla tipo
Con el objeto de calcular el salario nominal diario de los trabajadores que integran la
cuadrilla tipo para la construcción de lineas y redes de distribución, en años anteriores
se utilizó como base los sueldos y salarios a nivel nacional, determinados por el
gobierno a través de las comisiones sectoriales.
En vista de que los sueldos así determinados se publican dos veces al año, no es
posible una actualización de por lo menos cada seis meses, motivo por el cual en
adelante se ha visto conveniente utilizar la tabla resultante del Estudio del Salario
Real Diario para los trabajadores de la construcción y operadores mecánicos de
equipo pesado, que publica la Cámara de Construcción, la misma que es actualizada
en forma continua.
Dentro de la estructura ocupacional que publica esta entidad} se encuentran la mayor
parte de los tipos de trabajador ( o su equivalente), considerados en la cuadrilla tipo,
de donde se obtuvieron los siguientes salarios:
22 Datos provenientes de la 0ISCOM
Pag.130
Tabla 4.3
Salario y Categoría de los Trabajadores
1 Ayudante (Cadenero)i1 Peón machetero
! Capataz electromecánicoLi Liniero
| Ayudante de linieroiS Peón (Jornalero)
j Chofer
Cadenero
Machetero
Inspector de obra
Maestro Esp. Electricista
Electricista
Peón
Chofer Lie. Ira. A
mnV
IV
niiCHOFER
6.900
6.000
8.400!
8.000
6.900
5.500
7.133
Las cargas sociales se describen en el anexo 4.1, de este anexo se desprende que los
salarios totales por hora son los siguientes:
Tabla 4.4
Salarios Totales por hora
Ayudante (Cadenero)
Peón machetero
Capataz electromecánico
Linieroi
ÉAyudante de liniero
Peón (Jornalero)
1 Chofer
8.130
7.883 iii8.541
8.432
8.130
7.746
8.194
Pag.131
b. Cálculo de costos directos por herramientas
Dada la gran variedad de calidad y precios de las herramientas en el mercado local, y
la dificultad de conseguir precios actualizados de todas las herramientas que se
utilizan en la construcción de líneas y redes de distribución, se ha creído conveniente,
en base a la experiencia de estudios anteriores, determinar su costo para cada
actividad mediante un porcentaje de la suma de los salarios por hora de los
trabajadores que intervienen en esa actividad . Dicho porcentaje varía desde un 2%
para las actividades con uso limitado de herramientas hasta un 6% para aquellas
actividades en las que se da un uso intensivo de herramientas como se indica a
continuación:
Tabla 4.5
Porcentaje de Costos Directos por Actividad
Desbroce
Excavación de huecos
! Distribución de postería de madera
Distribución de postería de hormigón
Estacamiento directo
Erección y retacado de postes
Colocación y retacado de anclas
Armado de estructuras
Armado de tensores
-6
2
4
3
6
3
6
4
Montaje de equipos
Pag.132
c. Cálculo de cosías directos por equipo
Para el desarrollo del trabajo es indispensable la utilización de medios de transporte
para el personal y de materiales, determinándose el empleo de los siguientes
vehículos:
a) Camioneta de 1 tonelada (1 ton)
b) Camioneta de 2 toneladas (2 ton)
c) Camión de 3.5 toneladas (3.5 ton)
d)Grúa
Camioneta de 1 tonelada,- Para la movilización del director técnico de la obra.
Camioneta de 2 toneladas.- Para la movilización del personal de ejecución.
Camión de 3.5 toneladas.- Para el transporte de materiales.
Grúa.- Máquina destinada al transporte de postes.
Debido a que los vehículos descritos anteriormente representan una inversión
considerable, es necesario establecer parámetros para evaluar correctamente su
costo,determinados en el siguiente cuadró:
Pag.133
Cuadro 4.1 (A)
Costo de Vehículos
Descripción de parámetros considerados
í Valor del equipoiIi| Vida útil del equipoLi Valor residual
Tasa de interés anuali
í Velocidad media¡Rendimiento de gasolina
Rendimiento del
lubricante
Precio del combustible por
galón
: Precio de lubricante por
galón
Vida útil de neumáticos
Cantidad de llantas más la
de emergencia
Costo por llanta
Valor en sucres a Sep/97
(A) Fuente: DISCOM
ÜSBIÍÍSSJÍKS;BSSS8§SS§
VE
VU
VR
i
V
R
Re
"™PC™
PG
VUN
CN
ÍBÜSucres
Año
%
%
Km/hora
Km/galón
Km/galón
Sucres
Sucres
Horas/uso
unitario
Sucres
53'091.0GQ 62'674.0GQ lOO'OOO.OO 280'000.00
0 0
5 5 7 5
10 10 10 10
40 40 40 40
35 35 30 30
25 20 15 3
2.500 2.000 1.500 1.000
___ .» __ ^_ „_
30.000 30.000 " 30.000 30.000
1.500 1.500 . 1.250 1.000
5 5 ^ 7 7
200.000 250.000 ; 350.000 982.000
Costos fijos horarios
• Depreciación.
A =VE - VR
VU
donde:
VE = Valor del equipo
VR = Valor residual
VU = Vida útil del equipo.- Este valor es obtenido de la multiplicación de 1.800 horas
Pag.134
de uso anual consideradas, por los años de vida útil que se ha estimado en el
cuadro 4.1.
A = Amortización por hora
• Interés
Se obtiene aplicando la tasa del 40% al capital medio anual invertido en la
adquisición del equipo, dividido para las 1800 horas de uso anual,
0,4 VE2n
1=1.800
donde:
I = Cargo de intereses por hora.
n ~ años de vida útil del equipo.
• Seguros
0,06*VES= —
1.800
En la que:
S = Valor de seguro por hora
• Mantenimiento
El cargo por mantenimiento se compone de la suma de los cargos por
reparación, repuestos y el cargo por neumáticos.
Cargo por reparación y repuestos
Aplicando el criterio del manual de costos de la Superintendencia de
Programación y Control de la DISCOM, así como los criterios vertidos en
Pag,135
Seminarios sobre costos directos de obras, se ha establecido para equipo de
transporte un cargo, por reparación y repuestos equivalente a la depreciación
horaria del equipo.
Cargo por neumáticos
Este cargo se calcula la acuerdo a ja siguiente fórmula:
1,05'CN
VUN
Donde:
N = Costo horario de neumáticos que se ha incrementado en un 5% para cubrir
el costo de la mano de obra y reparación de neumáticos,
CN = Costo de los neumáticos en el mercado local.
VUN = Vida útil de los neumáticos obtenidos en base a valores promedio de curvas
indicativas.
El costo de los neumáticos se ha obtenido de referencias comerciales a septiembre de
1997, aclarándose que en cada caso se incluye las llantas de emergencia y el tubo
correspondiente.
Cuadro 4.2
Total de costos fijos por hora por equipo
Bíteresí
j Seguro
j Cargo por reparación
j y mantenimiento
I
S
"M"
7.078,80
1.769,70
"53Ó9JO
8,356,53
2.089,13
¿3567,40'
12.698,41.
3.333,33
7,142,86
37.333,33
"9.333,33"
j Cargo por neumáticos N 700,00 875,00 2.058,00 7.217,700
i Costos fijos S./ por hora j 20.166,70 23.855,47 32,375,46 : 109*884,35
Pag. 136
Costos Variables por hora:
Los cargos variables corresponden a la suma de los valores obtenidos por concepto
del consumo de combustible y lubricantes.
• Consumo de combustible:
Se ha calculado de acuerdo a la siguiente fórmula:
cc=R
Donde:
CC — Valor de combustibles./ por hora)
PG = Precio del combustible por galón = SA 4.251,00 (Sept. de 1997)
V = Velocidad media (Km/hora)
R = Rendimiento de la gasolina (Km/galón)
• Consumo de lubricantes:
Se ha calculado de acuerdo a la siguiente fórmula:
PG*V
Re
Donde:
CL = Valor de consumo de lubricante (S/.por hora)
PG = Precio de lubricante por galón = SA 30.000,00(Sept/1997)
V = Velocidad media (Km/hora)
Re = Rendimiento del lubricante. Se ha determinado en base a la
experiencia y es aproximadamente el 1 % del consumo de
combustibles.
Pag.137
Cuadro 4.3
Costos variables por hora por equipo
combustible
Valor del consumo CL
por lubricantes
Costos variables SJ por
hora
En resumen se tiene que:
5.951,40
420,00
6.371,40
7.439,25
525,00
7.964,25
;.502,00
600,00
9.102,00
Cuadro 4.4
Costos horarios totales por equipo
42.510,00
_~900,00"
43.410,00 I
Costos variables S./ por hora
Costos totales SJ por hora
Con estos valores de equipo se procede al cálculo por actividad dado en detalle en el
anexo 4.2. Para la consideración de costos de transporte de postes, de la tabla 4.2 se
observa que se necesitan 3 días, con lo cual considerando llevar los postes desde
Quito y una carga de 12 postes/día, se asume un valor promedio de 6 horas/día
destinado al transporte de los mismos.
De la tabla y cuadro 4.4 se obtinen el salario por hora del chofer y los valores del
equipo a usarse con lo cual se tiene;
Salario total del chofer (S.T.C) = 6 horas/día * 3 días * 8.194 sucres/hora
S.T.C « 147.492 Sucres
Costo de equipo utilizado para el transporte de postes (C.E.U.T.P)
Pag.138
C.E.U.T.P - 6 horas/día * 3 días * 153.294,36 sucres/hora
C.E.U.T.P = 2'759.298 Sucres
Costo total por transporte de postes (C.T.T.P) - S.T.C + C.E.U.T.P
C.T.T.P- (147.492 + 2*759.298) Sucres
C.T.T.P - 2'906.790 Sucres
4.4.2 Cálculo del Costo por Actividad
De los cálculos anteriormente realizados se deducen los costos por actividad que se
detallan en el anexo 4.2, a continuación se procede a poner un resumen, de los
mismos, con la fecha indicada de actualización:
Tabla 4.6
Costo por Actividad
j DESBROCE
- Zona media
- Zona buena!
EXCAVACIÓN DE HUECOS
- Terreno normal
j - Terreno duro
- Terreno rocoso
- Terreno especial
DISTRIBUCIÓN DE POSTERIA
- De madera
- De hormigón
ERRECCION DE POSTES DE MADERA
- Acceso distante y difícil
i - Acceso distante y fácil
| - Acceso corto y difícil
i - Acceso corto y fácil
ERRECCION DE POSTES DE HORMIGÓN
-Acceso distante y difícil
- Acceso distante y fácil
- Acceso corto y difícil
- Acceso corto y fácil
¡ Colocación cíe anclas
Km
Km
: c/u
• c/u
c/u
c/u
c/u
; c/u
i C/U
C/U
; c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
"c/u
1
274.843 1
164.906 j
22375
34.806
71.800
103.833
23.520
46.442
41.191
26.774
21.419
16.734
99.777
61.401
66.518
h 46.954 !
16.950 f
Pag.139
ARMADO DE ESTRUCTURAS
- UP- UR- UA
-UP2
- UR2-UA2
-CP-CPE
- CP2-CP2E-VP2
-CR
- CR2-CR2E- VR2
-VP
- BR-BA
-BA2
-HS
-H3R2
- HR2-HSE
ARMADO DE TENSORES
-TT1-TT2
-TT1V
-TTD
-TP1-TP2
-TF:-TF2
-TFD
ARMADO DE BASTIDORES
-ES-041
-ES-042
-ES-043
-ES-044
-ES-045
TENDIDO Y TEMPLADO DE
CONDUCTORES
- No.4y2AWO
- No. 1/0 y 2/0 AWG
- No. 3/0 y 4/0 AWG
MONTAJE DE EQUIPOS
-T(5KVA)
-T(19-15KVA)
-T(25-37.5KVA)
-T(50 KVA)
-SI
t:S3.Puestas a tierra
Instalación de luminarias
Instalación de acometidas
o/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/U
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
C/U-
Km
Km
Km
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
c/u
cAi
^^^^^^^^^jkf^^^^^^^B.17.040
18.042
20.448
25.559
5K119
47.187
53.766
34.079
23.593
36.084
61.343
122.685
102.238
17.007
21.258
24.295
21.258
24.295
28.344
13.007
13.598
16.620
16.620
16.620
331.893
368770
4420524
79.885
79.885
' 128.409
192.613
22.378
67.734
18.697
16.620
15.336
Para el proyecto específico se tiene:
Cuadro 4.5
Costo de mano de obra y equipo del proyecto
Pag.140
i Estacamíento directo
; DESBROCE
Zona medía
i EXCAVACIÓN DE HUECOS.Terreno rocoso
• DISTRIBUCIÓN DE PQSTERIA.De hormigón **
i „ .ERRECCION DE POSTES DE HORMIGÓN
1 Acceso distante y difícil **
Colocación de anclas.! ARMADO DE ESTRUCTURAS
-UP-UR-UA
-UR2
TT1-TT2
ARMADO DE BASTIDORES
ES-043
1 TENDIDO Y TEMPLADO DÉ CONDUCTORES
No. 4 y 2 AWG
MONTAJE DE EQUIPOS
~T(10-15KVA)
-SI
Puestas atierra
Instalación de acometidas
COSTO TOTAL DE MANO DE OBRA (Sucres)
4.9 Km,»™™™_™™. „ „___„„
4.9 Km
29
29
29
48
112
: 48;
26
; 4.9 Km
; 4: 4
4
45
595.345™ „
1.346,730
2,082.200
1.346.818
" "
2,893.533
813.600
187.440
40.896
816336
432.120
1.626.275
319.540
90.312
74.788 ¡
620.120 j;
13,286.053 i
** Se torna distribución y erección de postes de hormigón como referencia ya que específicamente pora
postes metálicos no se tienen valores establecidos
* En estos costos se incluyó el costo de residencia y viáticos del personal..
En el anexo 4.3 se encuentra el presupuesto de materiales proporcionado por las
empresas ALMATCC, INSUCOM, SCHREDER y MAPRESA a la DISCOM
(Dirección distribución y comercialización) y de ellas se ha extraído las mejores
propuestas para la elaboración del proyecto, dichos presupuestos fiíeron obtenidos
28,Mzo,98.
Obteniéndose para el proyecto los siguientes materiales:
Cuadro 4.6
Costos de los materiales a utilizar
Pag.141
iAislador de suspensión clase EEI-NEMA 52-1
¡Aislador tipo espiga clase EEI-NEMA 55-4
iAtelador tipo roHo clase EEI-NEMA 53-2
'Aislador para tensor EEI-NEMA clase 54-2.í . . . . . . . .iSeccionador portafusIble.lS .SKV.IOQA.sin cámara
ÍTirafusible, 8A, tipo K
jTransformador.l f. 1 3.2 GRDY/7.62KV-1 20-240V,CSP,1 OKVA
iPararrayos,10KV,10KA,para cruceta,
j Conductor de Cu, semiduro.cabfeado.TH.Nro^ AWG
[Conductor de Al suave Nro. 8 AWG para amarre
¡Abrazad, de Varilla en U 5/8" para cruceta de hierro
Abrazadera de pletina, 2 pernos1rango: I50-170mm
Abrazadera de pletina, 3 pernos, rango: 13Q-15Qmm
{Abrazadera de pletina, 3 pernos, rango: 150-17Qmm
¡Abrazadera de pletina, 4pemos,rango: 130-150mm
¡Abrazadera de pletina, 4 pernos, rango: 150-170mm
! Bastidor de una vía, sin montura!
Brazo píe amigo de pletina de 28"xl 7/32^x7/32"
Cruceta de Fe, perfil "L" de 60x60x6mm,long: 1 ,50 m
[Cruceta de Fe, perfil "L" de 75x75x6mm,iong; 2 m
Espiga PIN perno corto, rosca de plomo de diam:1"
Perno Pin tope de poste sfmple-,2 ab.,rosca de Pb:1"
¡Perno Pin tope de poste doblé,2 ab.,rosca de Pb:Í"
i Grapa mordaza de 3 pernos
Guardacabo de lamina prensada para cable de 3/8"
Perno esparrago, 5/8"x1 6", con 4 tuercas y 4 arand.
Perno maquina de 5/8"x 16"
Perno de ojo esparrago 5/8"x 1 6" con 3tcs. y Sarand.
Tuerca de ojo oval para perno de 5/8" de diam.
¡Varilla de anclaje de 3/4''x8'con arand.de 4x4x1/4"
Conector de canales páratelos r:8-2/0 AWG(l_C-52A-XB)
Grapa para conexión de linea viva r;6AWG-336MCM
Grapa terminal tipo PG-57n,rango:4-4/OAWG
Conectof perno partÍdo,r:1-l/OAWG, tipo BURNDY KSU26
Grapa Bufonada con perno "U", tipo LC-71B,r;4-2/OAWG
Poste metálico 12,5 m. .Poste de hormigón de 1 1 m, tensión de rotura:500Kg
Cinta de armar de Al, de 7.62x1 ,27mm
Cable de acero galvanizado, 3/8" de diam, 10.800lbs
Bloque de anclaje de horm.,de 30x30x20 cm
Varilla de copperweld de 5/8"x6*,con conector
TOTAL:
«s ppjMíáíSl ^j CANTÍO.
35.000] 20
16.50QJ 7
3.000Í 70
125.000J 3
330.000! , V
7.500! 1
4'2ÓO.ÓOOt 4
^s7ooo T7.801 1 13'
2.180 29
9.200 0,
10.796 0
12.568 O'
12.568 0
Í4.34Í Ó
14.341 0
5.125 0;
7.285 0:
85.000 0
100.000 0:
10.430 0;
27.765 7
48.691 0;
8.063 0
2.200 0;
e.711 1 o;7.483] 14;
12.265 0;
5.751 4;
27.502 48 1
7.500 O:
39,500 0^
58.000 12!
9.800 0;
8.900 0
3'500.000Í 29:
498.000Í 0'
2.53Ó| 25
Í.960J V 0
16.500 41.
24.083 4í
P.TOTAL S J
700.000
115.500
210.000
375.000
330.000
7.500
168'000.000
22570O5
101.413
63.220
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
194.355
0
0
0
0
104.762
0
23.004
1 '320.096
0
0
696000
0
0
101 '000.000
Q
73.370
0
792,000
96.332
123727.562
Pag.142
Para la estimación de costos indirectos en líneas y redes de electrificación rural, se lo
hace a partir de la intervención de los siguientes rubros:
Tabla 4.7
Estimación de costos indirectos
i • - -1 Gerente
j Ing. Residenteií Gastos de Oficinai
| Transporte
j Conserje
0,05
0,5
1,0
0,05
0,1
Mediante el grado de participación y la respectiva valoración de los salarios vigentes
se ha estimado que el valor total de costos indirectos será
Tabla 4.8
Porcentaje de costos indirectos
l^^y^^^ffi^^^^mMH üi^^^p^^^^g^^E^6^^^^^^^^ |j 8HH
ifHiimij Administración y Dirección Técnica
j Utilidades
1 Retenciones a la Fuente3 _
i Total de Costos Directos
J±üi#pW±,W4^^Mraj#Mfl
20
10
2.6 i
32.6i
Pag.143
Cuadro 4.7
Costos de Ejecución de la obra
| Costo de mano de obra y equipo
j Costos por materiales utilizados
; Costos por transporte de postes
1 Total costos directosi! Administración y Dirección Técnica (20%C.D)
i Utilidades (10%C.D)i .. _i Retención a la fiíente (2.6% C.D)
1 Costo total del proyecto
13'286.053
123 '727.552
2
139'
'906.790
920.395
27'984,079
13
"3
185'
'992.039
'637.930
534.444
Encontrándose que el valor total del proyecto es S./ 185*534.444 (Ciento ochenta y
cinco millones quinientos treinta y cuatro mil cuatrocientos cuarenta y cuatro sucres).
Beneficios del Proyecto
El Palmar Grande es una comunidad pequeña, que como se dijo posee 45 viviendas
unifamlliares, se procede a realizar un cálculo general de Evaluación Económica.
Considerando que la comunidad requiere de velas para iluminación., carbón para
planchado y combustible (gas o leña) para necesidades básicas, se tiene:
C.T.G.P = C.A.P + C.C + C.comb,
donde;
C.T.G.P = Costo Total Generación Precaria
C.A.P = Costo Alumbrado Precario
C.C = Costo de carbón
C.comb. - Costo de combustible
C.A.P ~ 1 vela grande por cuarto * 3 habitaciones * 4horas diarias * Precio de la vela
Se considera una utilización de 4 horas diarias de alumbrado
Viviendas poseen en promedio 3 habitaciones
Rendimiento de una vela grande = 4 horas
Precio de velas = 8 velas (equivalente a 1 libra) cuesta 3.000 sucres
Pag.144
C.A.P =375 *3 = 1.125 (Sucres consumo diario)
C.A.P = S./1.125 *30 días ~ 33.750 (Sucres mensual en consumo de velas)
Costo de carbón = S,/ 5.000 el paquete
Rendimiento de planchado = 5 docenas de ropa
Personas planchando — 2 1A docenas por mes
C.C — 2.500 (Sucres por mes)
Gas — 5.500 (Sucres por tanque)
Considerando un incremento al precio normal vigente del gas (S./ 4.900) por la
dificultad de transportarlo.
Utilización = }A tanque de gas en aseo personal
C.T.G.P = C.A.P -*- C.C + C.comb.
C.T.G.P = 33.750 4- 2.500 + 1.375 = 37.625 (Sucres mensuales)
Costo de energía eléctrico (C.E.E)
Considerando que con la existencia de energía eléctrica se tiene acceso a artefactos y
asumiento una posible utilización mensual para una familia tipo tenemos:
Cuadro 4.8
Costo de energía eléctrica
PlanchaII televisióni
i Refrigeradora
i Ducha
Pag.145
Considerando un margen de error y posibles incrementos de consumo del 50%, se
tendría un consumo de 36kWh mensuales, con un precio de 135 $/Kwh se tiene:
C..E.E = 36kwh* 135$/KWh = S./4.860= S./5.000
C.E.E = S./ 5.000 ( estimado en base a posible utilización de energía)
Ahorro en utilización de energía eléctrica (A.U.E.E) = C.T.G.P - C.E.E
A.UJE.E = (37.625 - 5.000) Sucres por familia al mes
A.U.E.E = 32.625 (Sucres por familia al mes)
De ío obtenido se puede apreciar que las personas que utilizaran energía eléctrica se
beneficiaran en S./ 32.625 efectivos por mes que podrán ser utilizados para comprar
alimentos o en educación, adicionalmente a las comodidades que genera tener un
servicio básico como es la luz eléctrica.
4.5 DESARROLLO COMUNAL ESPERADO23
4.5. J Definiciones
La evaluación de proyectos persigue medir la verdadera contribución de los
proyectos al crecimiento económico del país. Esta información, por lo tanto, debe ser
tomada en cuenta por los organismos de decisión para así poder programar las
inversiones de manera que tengan mayor impacto en el producto nacional, la decisión
final dependerá de consideraciones económicas, políticas y sociales.
Evaluación Financiera
Todo proyecto destinado a proporcionar un servicio básico produce un alza en el
estándar de vida de la población, es por esto que la dotación de energía eléctrica al
área rural se le considera un proyecto de infraestructura social.
Evaluación sodaJ de proyectos. Ernesto R. Fontaine, Instituto de Economía,Chile
Pag.146
Teniéndose en consideración que para Electrificación Rural existe un fondo específico
de recursos y considerando que todas las empresas eléctricas tienen la finalidad de
dotar de un servicio confiable de energía eléctrica en el área de su concesión, deben
llevar adelante los proyectos de electrificación, a la mayor parte de la población.
Considerando que el retraso en la creación del CONELEC impida el acceso a los
recursos del FERUM (Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal), se
pesentará la alternativa de recuperación de la inversión en base al ahorro estimado
mensual y la participación de los usuarios.
Recuperación de la inversión
Se plantea la alternativa de recuperación de la inversión en base al ahorro estimado
mensual y la participación de los usuarios, basado en el criterio del valor actual neto, y
tomando como tasa de interés activa referencial para proyectos de esta índole de
13.38% anual que determina una tasa de 1.051% mensual.
Fnm=VA
donde:
Fnm = Mensualidad de la inversión a recuperar
VA = Costo del proyecto (185*534.444 sucres)
i = Tasa de interés mensual para el proyecto ( 1.051%)
n = tiempo en meses (96 meses ~ 8 años, que constituye el tiempo para el cual se
ha proyectado la red)
Obteniéndose la mensualidad Fnm — 3'078.196 sucres
A.U.E.E = S./32.625 por familia al mes * 45 familias - S./l'468.125 familias al mes
A.U.E.E - Ahorro en utilización de energía eléctrica
Pag.147
Haciendo la diferencia de los dos rubros anteriores se determina el valor por aporte de
los 45 usuarios Au= (3'078.196 - F468.125) sucres mensuales
Au = 1' 610,071 sucres mensuales
Flujo de inversiones del proyecto
( En millones)
Inversión
3 3 3 3 3 3
' 1 '
' '
1 4 4 ' L J 1
1 2 3 4 9 5 9 6 (meses)
'185 Fig. 4.1
Siendo los beneficiarios del proyecto 45 familias, el aporte por familia Af es de:
Af- r610.071/45 (sucres/usuario) = 35.780 (sucres/usuario) (aporte mensual por
usuario)
Los usuarios podrían pagar S/. 68,400 mensualmente, pero dejan de gastar o ahorran
S./ 32.625, lo que significa que el costo real del proyecto es S./35.700 mensuales para
la economía familia,durante 8 años.
4.5.2 Evaluación Socio-económica del Proyecto Planteado
A nivel social la comunidad El Palmar Grande se beneficiaría con el mejor nivel de
vida que constituiría una sustitución de alumbrado precario que actualmente tienen,
mejora en la educación, posibilidades de instalación de centros de salud, alimentación,
cultura y facilidades en el aseo.
Considerando que en la comunidad El Palmar Grande su principal fuente de recursos
es el cultivo y comercialización de mora, la dotación de energía eléctrica abriría la
posibilidad de creación de mercados que utilicen la misma, como es la fabricación de
mermelada o arrope. Para esto se procede a realizar una evaluación que abarque
dicha posibilidad.
Pag.148
Se recabó información de producción y venta de mora a nivel de provincia a la que
pertenece, esta información se la obtuvo del Compendio Agropecuario del Ministerio
de Agricultura y Ganadería efectuado en 1995, como estos precios vanan de acuerdo
a la oferta y demanda, se los puede utilizar actualmente, considerando que el precio al
consumidor dado en el compendio es el que ahora esta vigente y se asume los
mismos márgenes de ganancia para el productor y mayorista puesto que no hay
información escrita más actualizada, obteniéndose los siguientes datos:
Cuadro 4,9
Precios de comercialización de mora a nivel de la Provincia del Carchi
Productor
Mayorista
2.021
Tsos"
Consumidor 5.453
Producción de mora obtenida de datos del lugar: 40 quintales mensulales
Precio de la mora (PJVI) - (40 *100 * 2,2) Kg *2.021 S./Kg
P.M= 1V784.800 sucres mensuales
De datos de mercado se obtiene que mora elaborada (mermelada) se comercializa a
precios mayores a S,/5.000 al consumidor frascos de 300 gr., tomando similares
índices de ganancia para la mora fresca se tiene:
Cuadro 4.10
Precios de frascos de mermelada de 300 gramos
Productor
Mayorista
Consumidor
Pag.149
Considerando que el 30% del frasco de mermelada corresponde exclusivamente a
mora se tiene que;
40 quintales de mora = 1*818.182 gramos
No. de frascos = 1*818.182 gr. 790 gr.= 20.202 frascos
Producción de mermelada (P.Me) = S/. 2.021 * 20.202
P.Me = S/. 40'828.242 sucres mensuales
De igual manera la comunidad El Palmar Grande se beneficiaría con el uso de la
energía eléctrica instalando aserraderos, puesto que explota el eucalipto; obteniendo
mensualmente 400 tablones que a precios de mercado se encuentra en S/.7.000,
mientras que los pingos o madera no tratada cuesta S/.3.000 el metro.
Obteniendo los valores dados en el cuadro 4.11
Cuadro 4.11
Resumen de productos del área
PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN
(mensuales)
INGRESOS
(mensuales)
PRODUCCIÓN
(mensuales)
INGRESOS
{mensuales)
Mora 400 quintales 17*784.800 20.202 frascos de
mermelada
40'828.242
400 pingos 1'200.000
18*984.800
400 tablones 21800.000
43*628.242
De cuadro 4.11 se puede observar que el crecimiento en la economía de la comunidad
El Palmar Grande sería 2,3 mayor con proyecto que sin proyecto, habiendo un costo
inicial en maquinaria y sus costos subsiguientes en mantenimiento, proporcionando de
esta manera fuentes de trabajo, aumentando la producción y ía productividad en la
región, propiciando la utilización de mano de obra no calificada.
Estos beneficios económicos y sociales directos justifican suficientemente la necesidad
de la ejecución del proyecto en esta comunidad.
Pag.150
CAPITULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
• Al sector rural de nuestro país se le empezó a dar importancia a partir del año
1963, transcurrido 35 años,se realizaron obras que han mejorado eí nivel de vida
de muchos sectores rurales, pero lamentablemente el porcentaje de obras en el
sector rural no ha ido acorde con su crecimiento poblacional.
• La electrificación rural supera el 80% de la población en las cercanías a grandes
ciudades, mientras que en sitios alejados no llega a cubrir el 30%.
• La creación del CONELEG, organismo legal encargado de electrificación rural íue
programado para 1997,creado en 1998,sin recursos financieros, no ha podido hasta
la fecha realizar inversiones en electrificación rural, a pesar de haber las
recaudaciones correspondientes.
• El estudio de campo en el área rural, debe ser más detallado y profundo,
familiarizándose con las características geológicas-topográficas para determinar los
requerimientos mecánicos, vanos máximos posibles de utilizar y ubicación de
tensores,
• En el diseño eléctrico, se aplican parámetros característicos para la electrificación
rural como;
La caída de tensión máxima admisible de 4% desde los terminales de salida del
transformador hasta la acometida más lejana.
La extensión de los circuitos secundarios no deberá ser mayor de 500 metros
medidos desde el transformador, que deberá ubicarse en posición central con
respecto a los extremos.
Debido a la configuración característica y a la magnitud de cargas, el factor
conductor económico no es determinante frente a la incidencia de caída de voltaje.
Pag.151
• El diseño de la coordinación de protecciones que se deberá realizar entre el sistema
regional y rural, reviste gran importancia, para garantizar mayor continuidad de
servicio, facilitando la localización de fallas, evitando daños graves al sistema, y
disminuyendo al mínimo la necesidad de mantenimiento.
• Se utiliza el programa de Cálculo Mecánico de una Línea de Transmisión, que:
Optimiza las longitudes de los vanos dentro de límites permisibles,
proporciona un mejor criterio de ubicación de postes. En sectores rurales los sitios
son generalmente distantes, con quebradas o caminos irregulares.
Proporciona información sobre esfuerzos mecánicos de los conductores a
diferentes condiciones climáticas y los momentos en los postes, para definir las
necesidades de su diseño.
• Proveyendo expansiones futuras de demanda, para evitar que grandes separaciones
entre vanos ocasionen flechas que obliguen al no cumplimiento de las distancias de
seguridad establecidas y regulación de voltaje permitido, se ubican 4
transformadores.
• Se utilizan postes metálicos de acero galvanizado articulados para sitios que
poseen dificultad de acceso vial, como el proyecto planteado, facilitándose el
transporte por su bajo peso, a ser transportados a hombros humanos o pie de muía.
• El uso de postes metálicos repercute en el incremento del costo de la obra, en
77%.
• La instalación del tendido de energía eléctrica para las zonas rurales,
comparativamente al área Urbana, es mucho más costoso y la recuperación de
inversión debería hacerse a mayor plazo, en el proyecto se establece 8 años.
• Se ha podido observar que con la realización del proyecto, la comunidad El Palmar
Grande recibe beneficios económicos y sociales que justifican el pago en su
totalidad por parte de los usuarios en caso de la ejecución del proyecto mismo.
Pag.152
5.2 RECOMENDACIONES
• La electrificación rural debe incrementarse al menos en el mismo porcentaje que el
de la población rural.
• La electrificación rural debe tener la misma prioridad para sectores cercanos o
alejados de las grandes urbes.
• El CONELEC debe manejar con criterio al desarrollo rural los fondos del
FER.UM (fondos de electrificación rural y urbano marginal).
• Los diseños de electrificación rural, requieren estudios geológicos y topográficos
para prever posibles contingencias de la red.
• Se debe utilizar el software disponible para optimizar vanos, conductores y postes
con el consiguiente ahorro de recursos, y disminución de costos de mantenimiento.
• El Programa computacional Cálculo Mecánico de una Línea de Transmisión nos
permite seleccionar la mejor opción de trazado, hecho que antes se limitaba a
grandes proyectos, en el caso de electrificación rural, el diseño debe ser realizado
con los máximos parámetros de seguridad, para garantizar continuidad del servicio,
evitando altos costos de mantenimiento.
• La utilización de postes metálicos articulados viabiliza la realización de
proyectos antes" "imposibles" por dificultades de acceso vial.
• La recuperación de los "altos"costos de inversión de estos proyectos, se puede
realizar con mayores plazos para el abonado.
• Los ahorros de recursos propiciados por el proyecto de electrificación rural para
los beneficiarios, les dan la capacidad de pago de costos de instalación del
proyecto, a largo plazo.
• Fomentar la implantación de Evaluación Económica y Social en los Proyectos,
puesto que es un factor determinante en la toma de decisiones.
ANEXOS
ANEXO 1.1
RESUMEN HISTÓRICO DE LAS COTIZACIONES DEL DOLAR
Pag.153
Año
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989i
1990
1991f
1992 ;
1993
: 1994
1995
1996 ;
I 1997
Compra Venta
24.80 24.95
24.80 24.95
30.00 30.25
44.2 45.01
62.30 63.55
70.38 71.75
95.00 96.5
95.00
194.45
390.00
390.00 . — ;
390.00 — :
390
394.41 _„ .
2192.72 : — !
2519.87 « ;
3176.55 — :
3983.07 i — .
Compra
26.75
27.58
30.00
82.36
91.55
95.00
122.08 .
169.97
294.34 :
510.91
760.30
1039.62 ;
1529.63 i
1705.92 i
1975.02 !
2501.06 ;
3112.95 i
3903.40 ;
aasssíssasíSBssawíB
Venta
27.15
27.87
34.11
83.22
92.70
95.50
123.45
170.97
308.88
542.09
775.53
1060.42
1576.87
1989.44
2192.72
2552.08
3176.55
3983.07
«t«Mygjsg^^aa»Bm
Compra
27.42
30.55
50.31
83.20
96.70
114.92
150.15
193.30
448.58
562.49
815.98
1089.89
1573.76
1948.58
2196.24
2563.77
3188.76
3997,70
BaaBsaaiaaaiBiaagaffi
Venta
27.78 ^
31.25
51.03¡
84.79 !i
98.69 '
117.28
152.50!
196.05
459.89
274.75
828.61
1106.62
1598.02
1919.34
2197.22
2565.22
3190.19
3998.80
Equivalencias dadas en sucres.
Valor en sucres no determinado.
ANEXO 2.1
DEMANDA MÁXIMA DIVERSIFICADA
TABLA A
Pag.154
!2É8fgi&l
No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12, - , -
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
! 2 5
iisfflEglil?DMD No.
0,8 26
1,4 27
2 28
3 29
3,4 30
3,8 31
4,2 "32
4,6 ' 33
4,9 34
5,2 35
5,5 36
6,1 37
6,4 38
6,7 : 39
6,9 : 40
7,2 41
7,5 42
7,7 43
8 44
8,5 45
8,7 : 46
9 : 47
9,3 48
9,5 49
9,8 . 50
féwSpSJÉÉHÜ!
DMD
10,1
1034
10,9
11,211,5
11,9
12,2
12,5
12,9
13,2
13,8
14,2
14,5.
14,9
15,3
15,7
16,1
16,4
16,8
17,2
17,6
18
18,4
18,7
19,1
üüs!m$!m
No.
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75-
mmfffinfllM*rFn9
DMD
19,5
19,9
20,3
20,7
21
21,4
21,8
22¿
22,6
22,9
23,3
23,7
24,1
24,5
24,9
25,2
25,6
26
26,4
26,8
27,2
27,5
27,9
28,3
28,7
No. DMD No.'
76 29,1 1
77 29,4 2
78 29,8 3
79 ' 30,2 4
80 30,6 5
81 31 6
82 31,4 7
83 ' 31,7 " 8
84 32,1 9
85 32,5 i 10
86 32,9 11
87 33,3 : 12 ;
88 = 33,7 13 ;
89 ; 34 14 ¡
90 34,4 15
91 34,8 16 :
92 ' 35,2 ; 17 :
93 ; 35,6 18
94 -. 36 , 19 i
95 36,3 20 ;
96 ; 36,7 i 21 ¡
97 ; 37,1 i 22 ;
98 : 37,5 ; 23 :
99 • 37,9 24 '
100 38,2 25
l&SSSS81EÍ6ÍüüiDMD
0,8
2
2,5
3
3,4
4,2
4,6
4,9
5,2
5,8
6,1
6,4
6,7
7,2
7,5
7,7
8,2
8,5
8,7
9
9,5
9,8
10,1
10,4
10,9
s=íffiHuíNa.
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
DMD
na11,5
11,9
12,5
12,9
13,2
13,8
14,2"
14,6
15,1
15,5
15,9
16,3
16,8
17,2
17,6
18,1
18,5
18,9
19,4
19,8
20,2
20,6
23,1
21,5
HBHNo.
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
DMD
21,9
22,4
22,8
23,2
23,7
24,1
24,5
24,9
25,4
25,8
26,2
26,7
27,1
27,5
28
28,4
28,8
29,2
29,7
30,1
30,5
31
31,4
31,8
32,3
SELí88B
No.
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
ssiMuDMD
32,7
33,1
33,5
34
34,4
34,8
35,3
35,7
36,1i
36S6
37
37,4 i
T7 Q !3/,O :
38,3:
38,7
39,1
39,6
40
40,4
40,9
41,3
41,7
42,1
42,6
43
ANEXO 2.1
DEMANDA MÁXIMA DIVERSIFICADA
TABLAS
Pag.155
SlllNo.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18,
19
20
! 2122
23
24
25
Ifraj^gg?
DMD No.
1,1 26
2,1 27
2,9 28
4,2 "" 29
4,8 30
5,3 31
5,8 32
6,2 33
6,6 34
7 35
7,4 ; 36
8,1 37
8,5 : 38
8,8 39
9,1 ; 40
9,5 '• 41
9,8 : 42
10,1 43
10,4 : 44
11,1 ; 45
11,4 46
11,8 47
12,1 ; 48
12,5 49
12,8 50
Uj^JHDMD
13,2
13,6
14,3
14,7
15,2
15,6
16,1
16,5
17
17,5
18,3
18,8
19,3
19,8
20,3
20,8
21,3
21,8
22,4
22,9
23,4
23,9
24,4
24,9
25,4
3TJUJwjft
No.
51
52
53
54"
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
ÍHRQtJifómmmiii
DívíD
25,9
26,4
26,9
27,4'
27,9
28,5
29
29,5
30
30,5
31
31,5
32
32,5
33
33,5
34
34,5
35,1
35,6
36,1
36,6
37,1
37,6
38,1
MH^^Sj , ^^^^^^^¿£íSj
No. DMD No. DMD
76 38,6 1 1,1
77 39,1 2 2,9
78 39,6 3 3,6
7 9 40,1 ' 4 ' 4 , 2
80 40,6 5 4,8
81 : 41,2 6 5,8
82 41,7 7 6,2
83 " "42,2 ' 8 ' 6,6
84 ; 42,7 ; 9 : 7
85 43,2 : 10 7,8
86 43,7 11 i 8,1
87 ; 44,2 12 . 8,5
88 : 44,7 : 13 , 8,8
89 ; 45,2 14 9,5
90 : 45,7 - 15 ; 9,8
91 ; 46,2 16 : 10,1
92 :46,7 ; 17 10,8
93 , 47,2 18 11,1
94 ! 47,8 19 11,4
95 ; 48,3 20 11,8
96 ' 48,8 ! 21 12,5
97 ! 49,3 ; 22 12,8
98 ' 49,8 : 23 13,2
99 i 50,3 24 13,6
100 ; 50,8 25 14,3
36"
H' N C
2í
2'
2
2
3
3
3:
3.
3<
3
3<
3'
3
3!
4Í
4
4;
4:*
4
4(
4'
4Í
4
5Í
91
É>.
7
*
?
)
1
>
3 "
1
7
i
J
)
1
i
1
7
1
5
)
HlDMD
14,7
15,2
15,6
16,5
17
17,5
18,3
18,9
19,4
20
20,6
21,1
21,7
22,3
22,9
23,4
24
24,6
25,1
25,7
26,3
26,9
27,4
28
28,6
iBIB
No.
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
N^K
DMD
29,1
29,7
30,3
30,9
31,4
32
32,6
33,1
33,7
34,3
34,8
35,4
36
36,6
37,1
37,7
38,3
38,8
39,4
40
40,6
41,1
41,7
42,3
42,8
S1anKíH«gafilf¡SffiiSiS!
No.
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
10C
3
WsjmDMD
43,4 1
44 |
44,6
45,1
45,7j
46,3 ¡46,8
47,4
"48™!
48,6 |
49,1i
49,7
50,3
50,8 i51,4|
52
52,6
53,1
53,7
54,3
54,8
55,4
56
56,6
57,1
ANEXO 2.1
DEMANDA MÁXIMA DIVERSIFICADA
TABLAC
Pag.156
111No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
~*ícT11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
DMD No.
1,7 26
3,1 27
4,2 28
6,1 29
6,8 30
7,5 31
8,2 ; 32
8,8 33
9,3 , 34_™_-_
10,3 : 36
11,3 37
11,7 38
12,1 : 39
12,6 40
13 41
13,4 42
13,9 . 43
14,3 44
15,2 45
15,6 46
16,1 ; 4716,5 ; 48
17 49
17,5 , 50
•jpijPgjgÍjSSj
DMD
17,9
18,4
19,5
20,1
20,6
21,2
21,8
22,5
23,2
24,9
25,6
26,3
27
27,7
28,4
29,1
29,8
30,5
31,2
31,9
32,6
33,2
33,3
34,6
No.
51
52
53
54
55
56
57
58
59__.
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
DMD
35,3
36
36,7
37,4
38,1
38,8
39,5
40,2
40,9___.
42,3
12,9
43,6
44,3
45
45,7
46,4
47,1
47,8
48,5
49,2
49,9
50,6
51,3
51,9
No. DMD No. DMD
76 52,6 1 1,7
77 53,3 2 . 4,2
78 54 : 3 5,2
79 : 54,7 4 6,1
80 55,4 5 6,8
81 56,1 ; 6 8,2
82 : 56,8 7 8,8
83 57,5 8 9,3
84 ; 58,2 : 9 958
86 59,6 - 1 1 i 11,3
87 ; 60,3 , 12 11,7
88 • 61,3 ; 13 ; 12,1
89 ; 61,6 I 14 • 13
90 : 62,3 15 13,4
91 ; 63,3 i 16 ; 13,9
92 : 63,7 : 17 : 14,7
93 : 64,4 18 15,2
94 65,1 19 ; 15,6
95 ; 65,8 20 ; 16,1
96 66,5 i 21 ; 17
97 ; 67,2 ; 22 \5
98 ; 67,9 ; 23 17,9
99 : 68,6 : 24 : 18,4
100 ; 69,3 ! 25 19,5
No.
26
27
28
29
30
31
32
33
34
~35~
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
DMD
20,1
20,6
21,2
22,5
23,2
23,9
24,9
25,7
26,5
""27,3
28
28,8
29,6
30,4
31,2
31,9
32,7
33,5
34,3
35,1
35,8
36,6
37,4
38,2
38,9
suNo.
51
52
53
54
55
56
57
58
59
~60~
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75_ .
rag^^ffi
DMD
39,7
40,5
41,3
42,1
42,8
43,6
44,4
45,2
46
47,5
48,3
49,1
49,8
50,6
51,4
52,2
53
53,7
54,5
55,3
56,1
56,9
57,6
58,4
(Pflfl
(•UNo.
76
77
78
79
80
81
82
83
84__.
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
DMD¡
59,2 1. .60
60,3
61,5
62,3
63,1
63,9
64,6
65,4
"66 "
67í
67,8
68,5
69,3
70,1
70,9
71,7!
72,4
73,2
74
74,8
75,6
76,3
77,1
77,9
té)
Facto
rde
dive
rsid
ad
AN
EX
O 2
.2
CU
RV
AS
PA
RA
OB
TE
NE
R E
L F
AC
TO
R D
E D
IVE
RS
IDA
D (
AB
ON
AD
OS
TIP
O A
, B
Y C
)
C B A
-o10
1520
2530
35
NO
TA
: Par
a m
ás d
e 40
con
sum
idor
es s
e ap
lican
los
mis
mos
val
ores
que
par
a 40
con
sum
idor
es
40
No.
De
cons
umid
ores
Pag.158
ANEXO 2.3
FACTOR DE CAÍDA DE VOLTAJE
Condiciones de Cálculo
1. Resistencia ohmica a 50°C
2. Reactancia para una separación entre conductores de hasta 40 cm
3. Factor de potencia de la carga: 90%
4. Voltajes nominales: circuitos trifásicos 208/120V. circuitos monofásicos 240-120V
TABLA A: FACTOR FDV EN KVA-fn PARA DV 4%
AWG
FASE
[ 4,
2
1/0
2/0
NEUTRO
4
4
2
1/0 :
TRIFÁSICO
4 CONDUCTORES
MONOFÁSICO
3 CONDUCTORES
í. 060 I 720
1.520
2.100
2.500
1.020
1.420
1.680
¿CONDUCTORES
180
260
360
420
Pag.159
ANEXO 2.3
FACTOR DE CAÍDA DE VOLTAJE
Condiciones de cálculo
1. Resistencia ohmica 25°C
2. Factor de potencia de la carga: 90%
3. Factor FDV en KVA-Km para DV 1%
TABLA B: FACTOR FDV PARA VOLTAJE NOMINAL 7.62/13.2 KV
AWQ NUMERO DE FASES
FASE NEUTRO TRES DOS UNA
1.185 660 330
1.738 902 451
1/0
2/0
2.471
2.884
1.174
1.344"
4/0 1/0 3.924 1.706 853
Pag.160
ANEXO 2.4
HOJA GUIA PARA EL COMPUTO DE CAÍDA DE VOLTAJE
MECEL•
UNEPER
PROGRAMA DE ELECTRIFICACIÓN RURAL
CIRCUITOS SECUNDARIOS
COMPUTO DE CAÍDA DE VOLTAJE
PROYECTO:
CONSUMIDOR: CATEGORÍA CLASE
UMERO TOTAL DE CONSUMIDORES:
HOJA
FECHA
ANEXO
REF. HOJA DE ESTACAMENTO
TRANSFORMADOR: REF.
FASES: PN (KVA):
•
DATOS
TRAMO
REF.
1
L(m)
2
No. DE
CONSUMIDORES
3
DMD
KVA
4
CIRCUITO
FASE
No. COND.
5
CONDUCTOR
TAMAÑO
AWG
6
FDV
KVA-m
7
COMPUTO
KVA-m
8
CAÍDA DE VOLTAJE
PARCIAL
9
ACUMULADO
10
NOTAS:
En el esquema del circuito, se granean los postes con flechas indicativas del número de usuarios en los
distintos puntos a analizar.
Pag.161
ANEXO 2.5
VALORES REFERENCIALES DE IMPEDANCIA
VALORES DE IMPEDANCIA: LÍNEAS MONOFÁSICAS 13.2 KV
VALORES DE IMPEDANCIA; REDES DE BAJA TENSIÓN 120-240V
4/0 0.375 0.347
3/0 0.450 0.372
2/0
1/0
0.560
0.700
1.050
1.600
0.385
0.394
0.400
0.396
Pag.162
ANEXO 2.6
HOJA GUIA PARA EL COMPUTO DE CAÍDA DE VOLTAJE PRIMARIO
TNECEL
UNEPER
PROGRAMA DE ELECTRIFICACIÓN RURAL
CIRCUITOS PRIMARIOS
ALIMENTADORES: COMPUTO DE CAÍDA DE
VOLTAJE
PROYECTO:
VOLTAJE NOMINAL:
CARGA TOTAL :
DATOS
TRAMO
REF.
1
Km
2
CA
KVA
3
No.
FASES
4
CONDUCTOR
TAMAÑO
AWG
5
HOJA
FECHA
ANEXO
LONGITUD TOTAL
NUMERO DE TRAMOS:
CARGA AÑO n/ CARGA INICIAL
FDV
6
FDV
KVA-Km
7
COMPUTO
KVA-Km
8
CAÍDA DE VOLTAJE
PARCIAL
9
ACUMULADO
10
NOTAS:
Pag.163
ANEXO 2.7
CONDUCTOR ECONÓMICO
Condiciones de cálculo
Resistencia ohmica a 25°C y Factor de Potencia de la carga 90%.
Rangos de potencia en KVA, para número y tamaño de conductores
TABLA A: VOLTAJE NOMINAL 7.62/13.2 KV
NEUTRO
4
UNA FASE
KVA
O ~'r Í70
DOS FASES
KVA
320
TRES FASES
KVA
O 490
171 260 321 520 491 780
1/0 261 530 521 780 781 1.290
531 710 1.291
Í".67Í"
1.670
2.370
TABLA B: VOLTAJE NOMINAL 13.2/22.8 KV
!| FASEK
í 4
i 2{ 1/0
j 2/0i| 4/0
NEUTRO ¡
4
4 ;
4
2 ;
0
281
451
881
UNA FASE
KVA
280
450
880
1.280
1/0... . — . _ . —
DOS FASES
KVA
0
561
901
560
900
1.440
TRES FASES
! KVA !
: 0
; 841
; 1.351'
• 2.291
840 |
1.350 i
2.290 ;
2.890 •
' 2.891 Í 4.100 •
Pag,164
ANEXO 3.1 (A)
PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS SECCIONES A ANALIZAR
PfEWXBíTE 1.92
]
2
_i_4
5
6
7
8
9
10
11
12
13i
14
15
0.00
0.89
1.79
——————
2.68
3.57
4,46
5.36
6.25
7.14
8.04
8.93
9.82
10.71
r
11.61
12.50
^ÜoÜiyf3pÍ»«f£
4.75
4.75
4.75
4.75
4.75
4.75
6.00
6.00
6.00
6.00
6.00
6.00
6.00
6.00
6.00
JPlPPíi
11.00
12.71
14.43
16.14
17.86
19.57
21.29
23.00
24.71
26.43
28.141 ,
29.86
31.57
33.29
35.00
10.05 4.56
11.76 5.27
13.48 5.98
15.19 6.69
16.91 7.40
18.62 8.11
20.09 8.82
21.80 9.53
23.51 10.24
25.23 10.95
26.94 11.66
28.66 12.37
30.37 13.08
32.09 13.79
33.80 14.50
t SwlilliiSSS fi
4.16 801
4.67 1430
5.58 2372
6.29 3717
7.00 5566
7.71 8031
8.32 11237
9.03 15318
9.74 20421
10.45 26704
11.16 34337
11.87 43499
12.58 54383
13.29 67192
14.00 82141L.
ifoP^ifift^fri'S
558
1048
1807
2916
4473
6582
8909
12363
16735
22175
28844
36916
46575
58014
71442.
•Hllfllll
100
134
172
216
264
317
375
438
506
579
656
739
826
918
1015
iSSiiHEÜIÍ
84
115
151
191
237
287
334
394
458
527
601
680
764
853
946_»...—. .....
¡SiÍ!5P !ÜÍmr^~tD?
243
382
566
801
1093
1449
2328
2955
3687
4530
5492
6583
7809
9178
10699
iraiif&iuunSBÍK,^™
41
56
72
92
113
137
202
237
276
317
361
407
457
509
565
BsnlSSs
RJÜL
17
19
22
25
27
30
41
45
48
51
55
58
62
65
68
PiUÉm
0.00
14.03
15.92
17.81
19.70
21.59
29.66
32.05
34.44
36.83
39.22
41.61
44.00
46.38
48.77
Presión Básica de viento (Kg/cm2) = 0.0026 42.01
ANEXO 3.1 (B)
Pag.165
Sección C*bfo da
guirrfa
2 161
Ka-ro)
Cooduct.
btorm.
(Ko'mJ.
0
o i ot
3 321 0 ! 0¡
4 482j.
5 643
6 804i
7
8
9
10
11
12
13
:
14
15
964
1125
1286
1446
1607
1768
1929
2089
2250
i
o 1 oj.
0 0
0 0
0 0
0
0
0
0
0
0
0
01 ...... — 1
0
0
0
o
0
0
0
Conducí. j Ten.
lírferior (Ko*
(Kg-m) j
í
0 i
IOT Vento
tn) (ko-mj
i
3 0
0 0 11
1
0
To*af
0
162
Cable da
guardií
(Ko-míz214
Cooduct.
Kg*m)
„
0
IMnalSB sww ¡i
Conduct. i Condjct.
lo*<*m, ¡ Inferior
(Kg-m). (KffVn)
0
0
iD ! 5 i 327 429 0 0
i i1
0 0 13
1—0 í 0 | 24
O J O 4 0i
0
0
°_l1*° í0
o
0
j0
0
I
3 60
3 86
3 119
3 157
i3 203
3 i 256_ í _ _ _
j3 318
3 388
3 468
495
667
843
1025
1211
1404
1604
1810
2024
2247
2477
2718
857
1071
1286
1500
1714
1929
2143
2357
2571
2786
3000
0
0
0
0
0_ . . _ ....
0
0
00
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Temor
o joi
0 01
0
0
0--.Trrn.T-.nT'
0
0
0
0
iifeHSÉ
W«oto
(Wm)
0...0
0
Total
0
214
429
1
0 0 643
0 0 857
0 0 1071
0
0
0 0L_ ,r
0 0
0 0
0 ¡01
o
0
0
0
0
0
0u0
.„
0
0
0
0
0
0
1286
1500
1714:
1929 !
2143 i!
2357 !;
2571
2786
3000
Pag.166
ANEXO 3.1 (C)
: ii S«cció(i ' Dt»toneJo (m) * Cap» drya
1 t ', Elástica j Envalente
P«xA«nt»
Procrwfio
1 0.00 O.OOE+00 3.09 E-04i
i2 i 0.89 2.08 E-05
¡
3 1.79' 2.83 E-05
1.66 E-03 j 2.47 E-02
i
2.44 E-03 2.30 E-02
4 ! 2.68 3.03 E-05 2.67 E-03 2.06 E-02i
5 3.57
6 4.46
2.99 E-05 2.65 E-03
2.85 E-05
i f
7 5.36 | 2.16 E-05
8 6.25i
9 7.14
10 8.04
11 8.93
2.01 E-05
1.87 E-05
1.73 E-05
1.61 E-05t
12 9.82 1.51 E-05
i! i
| 13 10.71
ií¡ 14 11.61
i
Í 5 12.50f
1.41 E-05
1.32 E-05
1.2 E-05
2.46 E-03
2.01 E-03
1.79 E-02
1.53 E-02
1.28 E-02
1.79 E-03 1.08 E-02
1.67 E-03
1.55 E-03
1.44 E-03
1.35 E-03
1.26 E-03
1.18 E-03
5.67 E-03
9.02 E-02
7.35 E-02
5.08 E-02
4.36 E-02
3.01 E-02
1.75 E-02
5.67 E-02
Dvltocdón
(ctm)
14.02
11.82
9.76
7.92
6.32
4.95
3.81
2.84
2.04
1.38
0.86
0.48
0.21
0.05
0.0
DrvUrwía (
m)
0.00
0.89
1.79
2.68
3.57
4.46
5.36
6,25
7.14
8.04
8.93
9.82
10.71
11.61
12.50
Carga
EláMtca
2.75 E-05
3.71 E-05
3.93 E-05
3.84 E-05
3.62 E-05
2.71 E-05
2.49 E-05
2.28 E-05
2.09 E-05
1.91 E-05
1.75 E-05
1.61 E-05
1.49 E-05
1.37 E-05
C*rga
EqutvriwKe
4.09 E-04
2. 19 E-03
3.2 E-03
3.47 E-03, ,
3.41 E-03
3.13 E-03
2.52 E-03
2.22 E-03
2.04 E-03
1.87 E-03
1.71 E-03
1.57 E-03
1.44 E-03
1.33 E-03
6.30 E-04
Poocíwot.
Promedio
3.07 E-02
2.85 E-02
2.53 E-02
2.19 E-02
1.85 E-02
1.53 E-02
1. 28 E-02
1.06 E-02
8.55 E-03
6.68 E-03
4.97 E-03
3.40 E-03
1.96 E-03
6.30 E-04
Dvftoeción
(cfm)
16.95
14.20
11.66
9.40
7.44
5.79
4.43
3.28
2.34
1.58
0.98
0.54
0.23
0.06
0.00
Pag.167
ANEXO 3.1 (D)
CABLE DE GUARDA 14.02 16.95
CONDUCTOR SUPERIOR 14.02 16.95
CONDUCTOR INTERMEDIO
CONDUCTOR INFERIOR
TENSORES
14.02
14.02
14.02
16.95
16.95
16.95
ANEXO 3.1 (E)
Pag.168
HiSecdón
1
2
3
,_..<_._5
6
7
S
9
10
11í~
12
i•
13
14
15•
IIICaWed.
guarda
(ons)
0.00
2.21
4.26
6.10
7.70
9.07
10.21
11.18
11.98
12.64
13.16
13.55
13.82
13.97
14.02
'«pKHíSffitS
Conducto»
Supww
(eme)
0.00
2.21
4.26
6.10
7.70
9.07
10.21
11.18
11.98
12.64
13.16
13.55
13.82
13.97
14.02
:
Ctndudor
lrt»rro»do
(erra)
0.00
2,21
4.26
6.10
7.70
9.07
10.21
11.18
11.98
12,64
13.16
13.55
13.82
13.97
14.02
311Conductor
Inferior
(eme)
0.00
2.21
4.26
6.10
7.70
9.07
10.21
11.18
11.98
12.64
13.16
13.55
13.82
13.97
14.02
Toosor
(CCTW)
0.00
2.21
4.26
6.10
7.70
9.07
10.21
11.18
11.98
12.64
13.16
13.55
13.82
13.97
14.02
iiliflÍl[BtlOOO¿láí
Socdón Cabléete
Duaró»
(em*)
1 0.00
2 2.74
3 5.29
4 7.55
5 9.50
6 11.15
7 12.52
>8 13,66
9 14.61
10 15.37
11 15.97
12 16.41
13 16.72
14 16.89
15 16.95
EüOSlIwl
Cooducíor
Suptfior
(can)
0.00
2.74
5 29X/y
7.55
9.50
11.15
12.52
13.66
14.61
15.37
15.97
16.41
16.72
16.89
16.95
jjOHDZlái?
Condudor
lr*wn*<ío
(cms)
0.00
2.74
5.29
7.55
9.50
11.15
12.52
13.66
14.61
15.37
15.97
16.41
16.72
16.89
16.95
Conductor
Inferior
(="»>
0.00
2.74
5.29
7.55
9.50
11.15
12.52
13.66
14.61
15.37
15.97
16.41
16.72
16.89
16.95
:
Tan*cr
(cms)
0.00
2.74
5.29
7.55
9.50
11.15
12.52
13.66
14.61
15.37
15.97
16.41'•— 1
16.72
16.89
16.95
ANEXO 3.1 (F)
Pag.169
**
1
2
3
4
5
6
7•—•—•——•—
8
9
10
U
12
13
14__. .
!15
CabUd.
Guarda
0
53
102
146
185
218
245
268
288
303|
316
325
332
335
337
Conduc.
Suporiorí
tífl-ml)
0
0
0
0
0
0
0l
"0
0
0
0
0
0
0
0...
CwxJuc.
Jntomx!.
(KSTrt)
0
'o
0
0
0
0
0—o
0
01 J
0
0
0
0
ConOuc.
Interior
0
0
0
a
0
0
0~_— __-,,„,
0
0
0
0
0
0
0
0
Twwor
(Ko-mtí
0
0
0
0
0
0
0
——————
0
0
0
0
0
0
0
Total
(Kfl-rrt)
0
53
102
146
185
218— ,
245"—• -
268
288
303¡_ ,
316
325
532
335
337
Loog.
Priman1
Momfxit
ERR
33
31
30
28
26..„,~~,
24
22
20
19
17
16
15
14
12
Cable do
Goorrfa
0
66
127, ™¡
181
228
268,
301
328
351
^369
1.. . ..
383
394
401
405
7
Conduo. i Corxjuc.
5<4>*fkxí ; Irterme,
1
0 j 0
i0 | 0
i0 0
0 0
o í o1 .t
0 | 01
0 0
0 0
o Í o
0 01i
0 0
0 0
0 0
Con**:.
Wefior
(KgTnt)
0
0
0
0
0
0
0
T0
0"
0"0
0
0
0
j i; , , 'Ton»or 1 Total i % Oí tf\: i
¡ Pmnafy
Í Moment
; I
0 0 I ERRf :
0 66 | 33"""" t""" "í
0 127 Í 31
1 T0 181 30
0 1 228 28i
0 268 j 26
0 301 j 24
1 i0 328 j 22
t i
0 351 20i
0 369 ] 19
0 383 171 ]
0 394 16
0 401 15
0 405 14
0 407 12
ANEXO 3.1 (G)
Pag.170
Stí^^^KKUiiífefJHHfít
Sección Cató* d«
Guwtáf
1 2400
2 2400
3 2400
4 2400
5 2400
6 2400
7 2400
8 2400
9 2400
10 2400
U 2400•
12 2400
13 2400
.14 2400
15 2400
inttcijgMSni
Conóuc.
STrt)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0.
^S^^^S^TO^
Conduc. CorxJuc,
Wenrre. Interior
(Kfl-írt) (Ko'mt)
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0. . . . . . . .
0 0
0 0
o : o
0 ; 0
0 0
0 0
0 0
0 0
0 : 0
0 : 0i ... -.
Tensor
(Komi)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
ijíiJsIjiíf&CS
:
Paso
Piopro
(Kes)
0
24
51
81
115
153
227
281
339
402
469
540
616
697
782
SuTotal
2400
2424
2451
24S1
2515
2553
t2627
2681
2739
2802
2669
2940
3016
3097
3182
Secdón FJewón
Biaxial
1 0
2 892
3 1359
4 1599
5 1712
6 1754
7 : 1413
8 1393
9 1363
10 1328
1 1 1290
12 : 1252•
13 1215
14 i 1178
15 ; 1144
id&ágaidKtU
2¿@Pi&£
Ftadóo
(Kgtón7)
145
126
112
101
92
85
64
60
57
55
52
51
49
48
47
Total PsrtiwiHe
^ «^
145 2530
1018 2530
1471 2530
1699 2530
1804 2530
1839 2530
1477 2530
1453 2530
1420 : 2530
1382 2530
1342 : 2530
1303 2530
1264 2530
1226 2530
1190 ; 2530
ANEXO 4.1
COSTO DE LA CUADRILLA TíPO
Pag.171
£83\e (Cadenero)iI Peón Machetero
6.900,00 207.000
6.000,00 ' 180.000
575,00
500,00
555,56! 138,8
555,56; 138,
862,50
750,00
9.33333
9.333,33
6.000,00
6.000,00
! Capataz Electromecánico i 8.400,00 252.000 700,00 ¡ 555,56 j 138,8 1.050,00 9.333,33 6.000,00
i Liniero 8.000,00 240.000 666,67 555,56! 138,89 1.000,00 9.333,33 6.000,00
i Ayudante de liniero
¡ Peón (Jornalero)
í Chofer
j 6.900,00 207.000i| 5,500,00 165.000
1 7 TH nn
575,00 555,56 i 138,8i í
45833 j 555,56 Í 138,8
862,50
687,50
9.333,33
9.333,33
33333
6.000,00
6.000,00
óTooo'oo
j Aydante (Cadenero) 1.413,35
| Peón Machetero 1 .229,00
| Capataz Electromecánico 1.720,60
í Liniero 1.638,67
Ayudante de liniero . 1 .41 3,35
! Peón (Jornalero) 1 . 126,58
¡Chofer L46Í,Í4
25.778,63
24.506,78
27.898,38
27.333,11
25.778,63
23.800,19
26.108,37
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
40.039,36
38.063,92
43.331,76
42.453,78
" 40.039,36
36.966,46
40.551,51
25.000,00
25.000,00
25.000,00
25.000,00
25.000,00
25.000,00
25.000,00
65.039,36
63.063,92
68.331,76
67.453,78
65.039,36
61.966,46
65.551,51
8.130
7.883
8.541
8.432
8.130
7.746
8.194
Referencias
S.N.D Salario a nivel diario
S .N.M Salario a nivel rninirno (considerando 30h laborables)
S.R.D Salario referencial diario
F.M Factor de multiplicación
C.H.R Costo horario referencial
Pag.172
ANEXO 4.2 (A) COSTOS POR ACTIVIDAD
ACTIVIDAD; ESTACAMIENTODIRECTO
RENDIMIENTO/HORA: 0,375
PERSONALCANT.
21
0,5
OCUPACIÓNCadeneroLinieroChofer
COSTO CANT.16.260 0,58.4324.097
EQUIPOSDESCRIPCIÓN : COSTOCamioneta(2 Ton) i 15.909,86Jgo. de herramientas ¡ 863,66
iCosío unit. de M. de Obra: 76.769,42Costo unitquípo. y herr; 44.729,37Costo unitario total: 121.499
ACTIVIDAD: INSTALACIÓN DE ACOMETIDAS
RENDIMIENTO/HORA:
PERSONACANT. j OCUPACIÓN
1 Í Capatazi • *2 i Liniero2 Í Ayudante de liniero[ - •1 Peón (jornalero)
0,5 [ChoferCosto unit. de M. de Obra:Costo unitquipo. y herr:Costo unitario total:
^JLCOSTO CANT.
8.541 0,616.863 T16.260'7.7464.916
EQUIPOSDESCRIPCIÓNCamioneía(2 Ton)Jgo. de herramientas
i
COSTO ]19.091,833.259,62
j
i
10.865,39]4.470,29 1
15336 !
ZONAS: mediabuena
ACTIVIDAD: DESBROCE
RENDIMIENTO/HORA: 0,1875
0,3125
í Costo unit. de M. de Obra:
t_~i Costo unitario total:
Datos provenientesComercialización)
la DISCOM (Dirección
164,908
Distribución y
Pag.173
ANEXO 4.2 (B) COSTOS POR ACTIVIDAD
ACTIVIDAD: EXCAVACIÓN DE HUECOS
TERRENO: normalduro
RENDIMIENTO/HORA: 0,375
1,125
PERSONA" CANT, 7 OCUPACIÓN"
6,25 ÍCapataz4 I Peón (jornalero)
[ 0,1 ¡Chofer
\"COSTO" CANT.
2.135 0,130.983
819
EQUIPOSDESCRIPCIÓNCamioneta(2 Ton)Jgo. de herramientas
COSTO 13.181,97"ÍÓ36;28
NORMAL DUROCosto unit. de M. de Obra: 19.393,14 30.167,10Costo unitquípo. y herr: 2.981,86 4.638,45
¡ Costo unitario total: 22.375 34.806
ACTIVIDAD; EXCAVACIÓN DE HUECOS
TERRENO: rocosoespecial
RENDIMIENTO/HORA: 0,75
0,5 (^dinamita)
CANT. OCUPACIÓNPERSONAL
COSTO ; CANT. DESCRIPCIÓNEQUIPOS
COSTO0,25 | Capataz 2.135 0,25 Camioñeía(2 Ton) 7.954,93
1 I Ayud. deliníero 8.130 Jgo. de herramientas 2.597,824 j Peon(jornalero) 30.983
0,25 j Chofer 2.048
i Costo unit. de M. de Otea:i Costo unitcjuipo. y herr^I Costo unitario total:
ROCOSO57.729,33_
" "ESPECIAL57.729,3321.105,50
71 .00 78.835
ACTIVIDAD: DISTRIBUCIÓN DE POSTES DE MADERA
RENDIMIENTO/HORA: 4,5
PERSONALCANT.
i
6.f
Cosío unit.Costo umtc
OCUPACIÓNLinieroPeon(jomalero)Chofer
COSTO ; CANT.8.432 1
46.475 18.194.
EQUIPOSDESCRIPCIÓNCamioneta (3.5 Ton)Jgo, de herramientas
de M. de Obra:luipo, y herr:
Costo unitario total:
¡COSTO1 4 1. 477,46 jj 1.262,01I
14.022,339.497,66
23.520
Datos provenientes de la DISCOM (Dirección Distribución yComercialización)
Pag.174
ANEXO 4.2 (C) COSTOS POR ACTIVIDAD
ACTIVIDAD; DISTRIBUCIÓN DE POSTES DE HORMIGÓN
RENDIMIENTO/HORA:
PERSONAL EQUIPOSCANT. ¡OCUPACIÓN COSTO CANT. DESCRIPCIÓN COSTO
1 i Limero 8.432 1 Camioneta (3.5 Ton) 41.477,46¡10 j Peón (jornalero) 77.458 Jgo. de herramientas 3.763,35 j
1 i Chofer 8.194Cosío unit. de M. de Obra: 31.361,24Costo unit.quípo. y hern 15.080,27Costo unitario total: 46.442
ACTIVIDAD: ERECCIÓN Y RETACADO DE POSTES DE MADERA
ACCESO: Distante y difícilDistante y fácil
RENDMENTO/HORA: 1,625
2,50
CANT.v. . . : . . .*.. 'iCosto xrnit
PERSONALOCUPACIÓNCapatazAyud. delínieroPeon(jornalero)
COSTO CANT.8.541 18.130
46.475 ;
EQUIPOSDESCRIPCIÓNJgo. de herramientas
COSTO3.788,77
iDistDificil
deM.de Obra: 38.859,22Dist. Fácil25.258,49
Costo unit. guipo, y herr:Costo unitario total:
2.331,55 1.515,5141.191 26.774
ACTIVIDAD: ERECCIÓN Y RETACADO DE POSTES DE MADERA
ACCESO: Corto y difícüCorto y fácil
RENDIMIEOTO/HORA: 3,125
4,00
CANT. OCUPACIÓN COSTO ; CANT. DESCRIPCIÓN COSTOCapataz 8.541 j
1 Ayud. deliniero 8.1306 j PeonO'ornalero) 46.475
} Costo unit. de M. de Obra:' Costo imít.quipo. y herr:
' herramienta
ifU7941
i 3.788,77
CortFácil15.786,56
047 10J£¿06¿79
1.212,41ll.419 „.!..„ 1^.734 _J
Datos provenientes de laComercialización)
DISCOM (Dirección Distribución
Pag.175
ANEXO 4.2 (D) COSTOS POR ACTIVIDAD
ACTIVIDAD; ERECCIÓN Y RETACADO DE POSTES DE HORMIGÓN
ACCESO: Distante y difícilDistante y fácil
RENDIMIENTO/HORA: 1,00
1,625
PERSONALr ¿£| jr | OCUPACIÓN
1 ] Capataz1 I Ayudante de liniero
10 j Peón (jornalero)0
Costo unit deM. depfara:Costo unitquipo. y herr:
COSTO8.541 *8.130
77.458 -
Costo unitario total:
CANT.]
Dist94.
EQUIPOSDESCRIPCIÓNJgo. de herramientas
DifU129,46
5.647,7799.777
- , ,-.., , — ,„.„_„
COSTO5.647,77
Dist Fácil57.925,823.475,55 ¡
61.401 ]
ACTIVIDAD: ERECCIÓN Y RETACADO DE POSTES DE HORMIGÓN
ACCESO: Corto y difícilCorto y fácil
REGIMIENTO/HORA: 1,52,125
CANT. OCUPACIÓN COSTO CANT, DESCRIPCIÓN COSTOr 1 j Capataz 1 Jgo. de herramientas 5.647,77
1 ¡ Ayudante de liniero 8.13010 í PeonCiornálero) 77.458 J_
Costo unit de M. de Obra:Costo unit.quipo, y herr:Costo unitario total:
Cort. Difí.162.752,973.765; l¥
66.518
CortFácü44,296,222^657,77
46.954
ACTIVIDAD: COLOCACIÓN Y RETACADO DE ANCLAS
RENDIMIENTO/HORA:
PERSONAL EQUIPOSCANT. OCUPACIÓN COSTO : CANT. DESCRIPCIÓN COSTO
0.25 {CapatazO 2.135 0,1 Camioneta(2 Ton) 3.181,974 j Feon(iornalero) 30.983 ' Jgo. de herramientas 1.018,14
0,1 [Chofer 819í Costo unit. de M. de Obra: 15.803,55
Costo unitquipo. y herr: 1.866,72Costo unitario total: 16.950
Datos provenientes de la DISCOM (Dirección Distribución yComercialización)
Pag,176
ANEXO 4.2 (E) COSTOS POR ACTIVIDAD
ACTIVIDAD: ARMADO DE ESTRUCTURAS UP-UR-UA
RENDIMIENTO/HORA:
PERSONALCANT,
1221
0,6
OCUPACIÓN.CapatazLiniero. . . .Ayudante delinieroPeon(jomalero)Chofer
COSTO CANT.8.541 " 6,6
16.863' 11 6.260 :
7.746 '4.916
EQUIPOS jDESCRIPCIÓNCamioneta (2 Ton)Jgo. de herramientas
COSTO !19.091,83 i3.259,62 ii
iii!i
Costo unit de M. de Obra: 12.072,65 jCosto unit. quipo. y hern 4.965,99 ¡Costo unitario total: 17.040 i
ACTIVIDAD: ARMADO DE ESTRUCTURAS UP2
RENDIMIENTO/HORA: 4,25
¡ PERSONAL[ CANT.i L1 2
21
6,61
OCUPACIÓNCapatazLinieroAyudante delinieroPeon(jomalero)Chofer
COSTO CANT.8.541 = 0.6
16.863 116.260 .7.746 ;4.916 i
ms&tstmHSffí&gmBiiiff'HmsMff&iimjp§IÍjlaJHlH3ffiíÍK¡SiÍíSMiB£J¡S3iifESSBiWS^^^S^^^^^mEQUIPOS
DESCRIPCIÓNCamioneta (2 Ton)Jgo. de herramientas
Costo unit. de M. de Obra:Costo unitquipo. y herr.Costo unitario total:
+ COSTO19.091,833.259,62
112.782,815.259,16
18.042
ACTIVIDAD: ARMADO DE ESTRUCTURAS UR2-UA2
RENDIMIENTO/HORA: 3,75
CANT. OCUPACIÓN COSTO i CANT. DESCRIPCIÓN COSTO1 . Capataz2 j Liniero2 ! Ayudante deliniero1 I PeonQ'omalerq)
0,6 i ChoferCosto unit. de M. de Obra:Costo unit.quipo. y herr:
Í Costo unitario total:
0.616.863 ;Í 6^260"
Camioneta (2 Ton}Jgo, de herramientas
7.7464.916'
19.091,833.259,62
14.487,185.960,39
20.448
Datos provenientesComercialización)
de la DISCOM (Dirección Distribución
Pag.177
ANEXO 4.2 (F) COSTOS POR ACTIVIDAD
ACTIVIDAD: ARMADO DE ESTRUCTURAS CP-CPE
RENDIMIENTO/HORA:
PERSONALCANT. 1 OCUPACIÓN
1 \z2 ¡ Liniero2 j Ayudante deliniero1 í Peon( jornalero)
0,6 ¡ Chofer
COSTO CANT.8.541 0.6
16.863 116.2607.7464.916
EQUIPOS jDESCRIPCIÓNCamioneta (2 Ton)Jgo. de herramientas
COSTO |19.091,83 |3.259,62 !
!fi
í
Costo imit. de M. de Obra: 18.108,98 ÍCosto unitquipo. y hern 7.450,48 jCosto unitario total: 25.559
ACTIVIDAD: ARMADO DE ESTRUCTURAS CP2-CP2E-VP2
RENDIMIENTO/HORA:
CANT. OCUPACIÓNCapataz
2 j Liniero
~ Ayudante deliniero1 j Peonlj'ornalero)
"6"6^Cbofér
COSTO CANT.8.541 0.6
16.863 116.2607.746'4.916
DESCRIPCIÓNCamioneta (2 Ton)Jgo. de herramientas
Costo unit. de M. de Obra:
COSTO19.091,833.259,62
36.217,95Costo unitquipo. y hern 14.900,96Costo unitario total: 51.119
ACTIVIDAD: ARMADO DE ESTRUCTURAS CR
RENDIMIENTO/HORA: 1,625
PERSONAL EQUIPOSCANT. OCUPACIÓN
1 CapatazLimeroAyudante deliniero
!_»•_...__.—...._........—..-..
. . PeonCiomalero)
COSTO ! CANT. DESCRIPCIÓN0.6 Camioneta (2 Ton)
16.863 Jgo. de herramientas16.260
COSTO19.091,833.259,62
Cosío unit. de M. de Obra:
Datos provenientes de la DISCOK (Dirección Distribución yComercialización)
Pag.178
ANEXO 4.2 (G) COSTOS POR ACTIVIDAD
ACTIVIDAD: ARMADO DE ESTRUCTURAS CR2-CR2E-VR2
RENDIMIENTO/HORA: 1,375
PERSONALCANT. ! OCUPACIÓN
1 I Capataz2 ; Liniero2 I Ayudante deíiniero1 i PeonO'omalero)
0,6 ! Chofer
COSTO CANT.8.541 0.6
16.863 116.2607.7464.916
EQUIPOSDESCRIPCIÓN I COSTOCamioneta (2 Toa) : 19.091,83Jgo. de herramientas i 3.259,62
Costo unit, deM. de Obra: 39.510,49Costo unit.quipo. y herr: 16.255,60Costo unitario total: 55.768
ACTIVIDAD: ARMADO DE ESTRUCTURAS VP
RENDIMIENTO/HORA: 2,25
! CANT. 1 OCUPACIÓNí 1 1 Capataz[ 2 í Linieroi 2 | Ayudante deíiniero| 1 ¡ Peon(jornalero)1 0,6 i Chofer¡ Costo unit. de M. de Obra:Í Costo unitquipo. y herní Costo unitario total:
COSTO CANT.8.541 : 0,6
16.863 116.2(50 •7.746 f
4.916
DESCRIPCIÓNCamioneta (2 Ton)Jgo. de herramientas
COSTO19.091,833.259,62
24.145,309.933,98
34,079
ACTIVIDAD; ARMADO DE ESTRUCTURAS BR-BA
RENDIMIENTO/HORA:
1 Feonflornalero)
Costo unit. de M. de Obra:
Costo unitario total:
Datos provenientes deComercialización)
7.7464.916
16.715,986.877,37
la DISCOM
23.593
(Dirección Distribución
Pag.179
ANEXO 4.2 (H) COSTOS POR ACTIVIDAD
ACTIVIDAD: ARMADO DE ESTRUCTURAS BA
RENDIMIENTO/HORA: 2,125
PERSONALCANT. 1 OCUPACIÓN
1 i Capataz2 iLiniero2 j Ayudante deliniero1 1 PeonCjornalero)
0,6 j Chofer
COSTO CANT.8.541 0.6
16.863 116.2607.7464.916
EQUIPOSDESCRIPCIÓNCamioneta (2 Ton)Jgo. de herramientas
COSTO19.091,833.259,62
Cosío unit. de M. de Obra: 25.565,61Costo unit.quipo. y herr; 10.518,33Costo unitario total: 36.084
ACTIVIDAD: ARMADO DE ESTRUCTURAS HS
PERSONAL
iJ^UPACION
1 | Capataz2 í Limero _2 ¡ Ayudante dejjruero
COSTO8.541íL§ó3.
16.260'J7/7464.916
í Costo unit de M. de Obra:'herr:
CANT\6
1
RENDIMIENTO/HORA:
EQUIPOSDÉSCIÜPCIQN
Camioneta (2 Ton)
U5
Jgo. te herramientas
ACTIVIDAD: ARMADO DE ESTRUCTURAS H3R2
RENDMIENTO/HORA: 0>625
PERSONACANT. | OCUPACIÓN
1 Í Capataz2 1 Limero2 i Ayudante deliniero1 ¡ Peou(jornalero)
0,6 ¡ Chofer
^LCOSTO i CANT.
8.541 : 0.616.863 : 116.260 .7.7464.916
EQUIPOSDESCRIPCIÓNCamioneta (2 Ton)Jgo. de herramientas
COSTO19.091,833.259,62
Costo unit. de M. de Obra:| Costo unit guipo, y herri Costo unitario total:
86.923,0835.762,31
122.685
Datos provenientes de la DISCOM (Dirección Distribución yComercialización)
Pag.180
ANEXO 4.2 (I) COSTOS POR ACTIVIDAD
ACTIVIDAD: ARMADO DE ESTRUCTURAS H3R2
RENDIMIENTO/HORA: 0,75
PERSONACANT. 1 OCUPACIÓN
1 ] Capataz2 j Liniero2 | Ayudante deliniero1 j Pcon(ioraalero)
0,6 1 Chofer
\COSTO CANT,
8.541 0.616.863. 116.2607.7464.916
EQUIPOSDESCRIPCIÓN ]Camioneta (2 Ton) [Jgo, de herramientas j
|1
i
COSTO !19.091,83 |3.259,62 i
¡it
! tCosto unit. de M. de Obra: 72.435,90 jCosto unit guipo, y herr: 29.801,93Costo unitario total: 102,238
ACTIVIDAD; ARMADO DE TENSORES TT1-TT2
RENDIMIENTO/HORA: 1,25
PERSONALCANT. ! OCUPACIÓN
1 j Liniero1 i Ayudantede Uniera
0,1 1 Chofer
COSTO CANT.8.432 0,18.130 1
819.
EQUIPOSDESCRIPCIÓNCamioneta (2 Ton)Jgo. de herramientas
COSTO3.181,97
695,24
Costo unit de M de Obra: 13.904,83Costo unitquipo. y herr: 3.101,77Costo unitario total: 17.007
ACTIVIDAD: ARMADO DE TENSORES TT1V
PERSONALCANTf I OCUPACIÓN
RENDIMIENTO/HORA:
EQUIPOS
1,00
.-Costo unit. de M. de Obra:¡ Costo unit.quipo. y faerr:I Costo unitario total:
COSTO CANT. DESCRIPCIÓN COSTO
17.381,04'
21.258
Datos proveniente sComercialización)
de la DISCOM (Dirección Distribución
Pag.181
ANEXO 4.2 (J) COSTOS POR ACTIVIDAD
ACTIVIDAD: ARMADO DE TENSORES TTD
RENDIMIENTO/HORA: 0,875
PERSONALCANT. j OCUPACIÓN
1 1 Limero1 1 Ayudantede Uniero
0,1 Í Chofer
COSTO CANT.8.432 0,18.130 1
819
EQUIPOS |DESCRIPCIÓNCamioneta (2 Ton)Jgo. de herramientas
COSTO í3.181,97!
695,24 !í
Costo unít de M. de Obra; 1 9.864,04 jCosío unitquipo. y herr. 4.431,10 jCosto unitario total: 24.295
ACTIVIDAD: ARMADO DE TENSORES TP1-TP2
.1 FLiniero
Costo unit. de M-.de Obra:¡ Costo unit.quípo. y hern
REGIMENTÓ/HORA: 1,00
PERSONA'ACIÓN
ede liníero
\COSTO
8.432 .8.130
819.
CANT,0,1
i
EQUIPOSDESCRIPCIÓNCamioneta (2 Ton)Jgo. de herramientas
COSTO '3.181,97
695,24
ACTIVIDAD: ARMADO DE TENSORES TF1-TF2
RENDIMIENTO/HORA: 0,875
PERSONALCANT. ! OCUPACIÓN DESCRIPCIÓN
JJJ^inieroI ¡Ayudantede liniero
Camioneta (2Ton)Jgo. de herramientas
OjJ Chofer• Costo umt. de M. de Obra:Costo unit.^uipg>_..yherr:Costo unitario total:
19.864,044.431,10
Datos provenientes de la DISCOM (Dirección Distribución yComercialización)
Pag.182
ANEXO 4.2 (K) COSTOS POR ACTIVIDAD
ACTIVIDAD: ARMADO DE TENSORES TFD
RENDIMIENTO/HORA:
PERSONAL EQUIPOSCANT. ! OCUPACIÓN COSTO CANT. DESCRIPCIÓN COSTO
1 j Limero 8.432 0,1 Camioneta (2 Ton) 3.181,97 j1 j Ayudantede Uniero 8.130 Jgo. de herramientas 695,24 i
0.1 j Chofer 819Costo unit de M. de Obra: 23.174.72 jCosto unitquipo. y herr: 5.169,62Costo unitario total: 28.344
ACTIVIDAD: ARMADO DE BASTIDORES ES-041
RENDIMIENTO/HORA: 2,875
PERSONAL
1 Luneroi j Ayudantede liniero
0,5 ¡ChoferCosto unit. de M. de Obra:Costo mit.quípQ. y herr:
^LCOSTO
8.4328.1304.097
CANT.0,5
1
EQUIPOSDESCRIPCIÓN ICamioneta (2 Ton) ÍJgo. de herramientas \
COSTO15.909,86
826,34
7.185,605.821¿9"
13.007 1
ACTIVIDAD: ARMADO DE BASTIDORES ES-042
RENDIMIENTO/HORA: 2,75
PERSONALj CANT. ¡OCUPACIÓN| 1 í Liniero| 1 i Ayudantede linieroí 0,5 | Chofer| Costo unit. de M. de Obra:• Costo unit.quipo. y herr:
COSTO8.432 i8.130 :4.097 j
CANT.0,5
1
DEscmrcíóÑCamioneta (2 Ton)Jgo. de herramientas
COSTO15.909,86 1
826,34
7.512,226.085,89
EQUIPOS
i Costo unitario total: 13,596
Datos provenientes de la DISCOM (Dirección Distribución yComercialización)
Pag.183
ANEXO 4.2 (L) COSTOS POR ACTIVIDAD
ACTIVIDAD: ARMADO DE BASTIDORES ES-043
PERSONALCANT. i OCUPACIÓN COSTO CANT.
RENDIMIENTO/HORA:
EQUIPOS
2,25
DESCRIPCIÓN COSTO1 | Liniero 8.432 0,5 Camioneta (2 Ton) 15.909,86 j1 j Ayudantede líniero 8.130 Jgo. de herramientas 826,34 j
0,5 i Chofer 4.097Costo unit. de M. de Obra: 9.181.61Costo unít.quipo. y herr: 7.438,31Costo unitario total: 16.620
ACTIVIDAD; ARMADO DE BASTIDORES ES-044
RENDQvGENTO/HORA: 2,25
PERSONALJgANTy I OCUPACIÓNi 1 j Linieroí_ 1 j Ayudantede linj eroí " 0,5 ] ChoferCosto unit. de M. de Obra:Costo unitguigo. yhernCosto unitario tota}: 16.620
ACTIVIDAD: ARMADO DE BASTIDORES ES-045
RENDIMIENTO/HORA: 2,25
CANT. OCUPACIÓN
11 Ayudantede linieroOjfchofer
JU304.097 i
Jgo. de herramientas 826,34
Costo uniL de M. de Obra: 91.181,61i Costo unjt guipo, y herr: 7.438,31Costo unitario total: 16.620
Datos provenientes de la DISCQM (Dirección Distribución yComercialización)
Pag.184
ANEXO 4.2 <M) COSTOS POR ACTIVIDAD
ACTIVIDAD: TEND. Y TEMP. No. 4 y No, 2 AWG
RENDIMIENTO/HORA: 0,25
PERSONALCANT. ! OCUPACIÓN
1 S Capataz2 i Liniero2 ! Ayudante deliniero3 í PeonO'oraalero)
0,35 ] Chofer
COSTO CANT.8.541 0.35
16.863 116.26023.2372.868
EQUIPOSDESCRIPCIÓNCamioneta (2 Ton)Jgo. de herramientas
COSTO11.136,904.066,20
Costo unit de M de Obra: 271 .080,22Costo unit.quípo. y herr: 60.812,42Costo unitario total: 331.893
ACTIVIDAD: TEND. Y TEMP. No. 1/0 y No. 2/0 AWG
RENDIMIENTO/HORA: 0,225
Costo unit de M. de Obra:Costo xinit.quipp. y herr:
| CANT.r * ' ' ,
i 2U 2r — -
r 5¿F
PERSONALOCUPACIÓNCapatazLinieroAyudante delinieroPeon(jomalero)Chofer
COSTO t CANT.8.541 ; 0.35
16.863 116.26023.237 •2.868 ;
EQUIPOSDESCRIPCIÓN |Camioneta (2 Ton) iJgo. de herramientas ¿
i
i
11^36,9014.066^01
67.569,35 !
ACTIVIDAD: TEND. Y TEMP. No. 3/0 y No. 4/0 AWG
RENDIMIENTO/HORA: 0,25
PERSONALOCUPACIÓN DESCRIPCIÓN
Camioneta (2 Ton)Jgo. de herramientas
2 ¡ Ayudante deliniero3 | PeonQornatero)
0?35lChoferCosto unit. de M. de Obra;
• Costo unit guipo, y hern{Costo unitario total: 442.524
Datos provenientes de la DISCOM {'Dirección Diatribución yComercialización)
Pag.185
ANEXO 4.2 (N) COSTOS POR ACTIVIDAD
ACTIVIDAD: MONTAJE DE EQUIPOS: T(5KVA>
RENDDvflENTOfflíORA: 0,5
PERSONALCANT. j OCUPACIÓN
1 j Limero1 j Ayudante de Liniero1 i Peón (jornalero)
0,35 1 Chofer
COSTO CANT.8.432 0.358.130 17.7462.868
EQUIPOSDESCRIPCIÓNCamioneta (2 Ton)Jgo. de herramientas
i
i COSTO |! 11.136,90]! 1.630,52 i
' í; :i i
Costo unit de M. de Obra:Cosío unitquipo. y herr:
54.350,66 i25.534,84 1
Costo unitario total: 79.885
ACTIVIDAD: MONTAJE DE EQUIPOS: T1(10-15KVA)
RENDIMIENTO/HORA:
1 PERSONALj CANT. j OCUPACIÓNj 1 Í Liniero| 1 j Ayudante de Liniero! 1 í Peón (jornalero^)f 0,35 {Chofer
COSTO ; CANT.8.432 0.358.130 17.7462.868"
EQUIPOSDESCRIPCIÓNCamioneta (2 Ton)Jgo, de herramientas
.
j Costo unit. de M. de Obra:í Costo unitquipo. y herr:
COSTO11.136,901.630,52
54.350,6625.534,84
unitario tpta4: _ 79-885
ACTIVIDAD: MONTAJE DE EQUIPOS: T1(25-37.5KVA)
RENDDvGENTO/HORA:
PERSONALCANT. OCUPACIÓN COSTO CANT. DESCRIPCIÓN
Camioneta (2 Ton)Ayudante de Lunero
2 í Peón (jornalero)0,35*1 Chofer
Jgo. de herramientas
Costo unit de M. de Obra:Costo nnit.quipo. y herr:
• Costo unitario total:
Datos provenientes de la DISCOM (Dirección Distribución yComercialización)
Pag.186
ANEXO 4,2 (O) COSTOS POR ACTIVIDAD
ACTIVIDAD: MONTAJE DE EQUIPOS: T1(50KVA)
PERSONAL
RENDIMIENTO/FÍORA:
EQUIPOS
0,25
CANT. ! OCUPACIÓN COSTO CANT. DESCRIPCIÓN COSTO !í j Limero 8.432 0.35 Camioneta (2 Toa) 11.136,9011 i Ayudante de Limero 8.130 Jgo. de herramientas 2.095,27 j2 i Peón (jornalero) 15.492
0,35 ¡ Chofer 2.íCosto unit. de M. de Obra: 139.684.54 jCosto unit.quípo. yhern 52.928,68
; Costo unitario total: 192.613
ACTIVIDAD: MONTAJE DE EQUIPOS: SI
RENDIMIENTO/HORA;
PERSONAL: CANT.
í~ "T11
0,2
OCUPACIÓNLimeroAyudante de LínieroPeón (jornalero)Chofer
COSTO CA>8.4328.1307.7461.639
i Costo unit. de M. de Obra:[Costo unit.quipo. y herr:
3ANT.0.35
1
EQUIPOSDESCRIPCIÓNCamioneta (2 Ton)Jgo. de herramientas
COSTO6.363,94jÍ. 556,77
17.297,49 j5.28048!
ACTIVIDAD: MONTAJE DE EQUIPOS: S2
RENDIMIENTO/HORA:
PERSONAL EQUIPOSCANT. OCUPACIÓN COSTO i CANT. DESCRIPCIÓN COSTO
1 LimeroAyudante de LimeroPeón (jornalero)Chofer
8.432 i 0.35 Camioneta (2 Toa)
JL122J7.746 :
Jgo. de herramientas
1.639
6.363,941,556,77
Costo nnit. de M. de Obra:Costo unit guipo, y herr:Costo unitario total:
Datos provenientesComercialización)
51.892,4815.841,44
67.734
de la DISCOM (Dirección Distribución
»Pag.187
ANEXO 4.2 (P) COSTOS POR ACTIVIDAD
ACTIVIDAD: INSTALACIÓN DE PUESTA A TIERRA
RENDIMIENTO/HORA:
$'
PERSONALCANT. ¡ OCUPACIÓN
1 í Liniero1 i Ayudante de Liniero
0,5 i Chofer
COSTO CANT.8.432 0.58,130 14.097 -
BaaaaBaftmBaBag^agBB«ia^aaEgfflaiB3ffiaiBBaEQUIPOS I
DESCRIPCIÓNCamioneta (2 Ton)Jgo. de herramientas
COSTO 115.909,86 j
826,34 1!i
Costo unít de M. de Obra: 10.329,31 |Cosío unií.quipo. y lierr: 8.368,10 ¡Costo unitario total; 18.697
s
ACTIVIDAD; INSTALACIÓN DE LUMINARIAS
RENDIMmm'O/HORA: 2,25T^SFraTr^Fir;
CANT.ll
0,5
PERSONALOCUPACIÓNLinieroAyudante de LinieroChofer
COSTO ; CANT.8.432 ; 0.58.130: 14,097 '
w^^^^^wt&^í^K»sf^^s^sÍK^t&^^Sí^^m^^
EQUIPOSDESCRIPCIÓNCamioneta (2 Ton)Jgo. de herramientas
COSTO15.909,86
826,34
Costo unit. de M de Obra: 9.181,61Costo unit.quipo. y hem 7.438,31Costo unitario total: 16.620
Datos provenientes de la DISCOM (Dirección Distribución yComercialización)
«
Pag.188
ANEXO 4.3 (A) PRESUPUESTO DE MATERIALES
AISLADORES
E¿AataiS101102103106
plSPi! 201f 2021 203| 204í 2061 207
213"1
214215216
217230218219231
fWS406
r 401402
h 403
i 404
L 407[ 405
müÜHlc/uc/uc/uc/u
Steác/u
i" c/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/u
c/uc/uc/uc/uc/u
B ic/uc/uc/uc/uc/uc/uc/u
S2Ü
^^^^^^^^^^^^^^^il^^lj^^^^^^^^^^^^Mi Aislador de suspensión clase EET-NEMA 52-11 Aislador tipo espiga clase EET-NEMA 55-4i Aislador tipo rollo clase EET-NEMA 53-2i Aislador para tensor clase EET-NEMA 54-2
TRANSFORMADORES
i Transf. If;ib.l3.2 GRDY/7,62KV-120/241,CSP,3KVAi Transf. If,lb.l3.2 GRDY/7.62KV-120/241,CSP,5KVA! Transf. lfjb,13.2 GRDY/7.62KV-120/241,CSP,IOKVAí Transf. If;ib.l3.2 GRDYA7.62KV-120/2413CSP,15KVA! Transf. Í"¿lb.l3.2 GRDY/7.62KV-Í20/24UCSP^5KVÁ1 Transf. If,lb.l3.2 GRDY/7.62KV-120/241,CSP,37.5K'VA¡ Transf. ff;2b.Í3.2 GRDY/r7.62KV-120/241JCONV,ÍOKVAi Transf. If,2b.l3.2 GRDY/7.62KV-120/241,CONVJ5KVA[íransC Íf,2b.l3.2 GRDY/7.62KV-120/241,CONV¿5KVÁi Transí lf^b.13.2 GRDY/7.62KV-1 Í20/241)CONV,37.5KVA1 Transf. If¿b.l3.2 GRDY/7.62KV-120/241,CONV350KVA! Transf. 3f,3b.Dyn5,13.2 KV-210/121,CONV,45(50)KVA1 Transf. 3ft3b.Dyn5>13.2KV-210/121,CONV>75KVAÍ Transf. Sf^b.DynSJS^KV^lO/m.CONV^KVAi Transf. 3f,3b.Dyn5,13.2 KV-210/121.CONV.30KVA
EQUIPOS DE ALUMBRADO
^S^^^^^^^sH^^^^ I^^i^asiíjl^P^^M^Í^^^^^PI^^^Fotocélula para relé de 30Ai Luminaría.vapor de Hg, 125W¿40A,con fotoc. completo! Luminaria, vapor de Hg, 175W¿40A,3H con fotoc. completoí Luminaria, vapor de Hg, 125Wr240A(sin fotoc.1 Luminaria, vapor de Hg, 1 75 W,24GAsion fotoc.! Luminaria.vapor de Na, 400W,24QA3sin fotoc. cerradaÍRelépara control dealumbrado^OA
CONDUCTORES AISLADORES
^^^^^^^^BgffiBt^^^^^^^^^^^^g
j 35.00016.5003.000
12.500
3*200.0004*050.0004'200.0004'500.0005'400.0006'6ÓO.OOO3*350.00033500.0004 '350.0005*250.000
6*450.0009'200.000
10'300.(XX)11 '800.00012'000.000
SiBffiíTfWi 35.00
243.75! 312.50
211.00)295.00
i 764.00; 195.00
^S^3SSBiTJ' 40.138
NE3.087
NE
3 '520.0004M55.0004'620.0004'950.000^5*940.0007*260.0003'685.000S-'SSO.OOO4'785.0005)775.000
7'095.00010*120.00011*330.00012'980.000
NE
^ í^iiUSwfU ímra0 41.5220 391.6913 NE3 256.0550 463.6680 NE0 NE
rffif ?! IÍ!!!i!!iVii[í HIjüéstaMiíSat601603614605606607612
mtsmtsmtsmtsmtsmtsmts
i Conductor de Al tipo dúplex Nro.4 AWG |i Conductor de Al tipo triplex Nro.4 AWG ji Conductor de Al tipo cuadruplex Nro.4 AWG jj Conductor de Al , Aislara, tipo TW, Nro.2 AWG ji Conductor de Al , Aislam, tipo TW Nro. 1 /O AWG ji Conductor de Al , Aislam,tipo TW Nro.2/0 AWG |j Conductor ]P de Cu sólido, aislam^PVC Nro. 12 AWG |
3.6095.414
NE3.8116.0457.582
934
3.2054.9806.7553.4105.9957.105
875NE:No hay valor especificado
ANEXO 4.3 (B) PRESUPUESTO DE MATERIALES
EQUIPOS DE PROTECCIÓN
Pag.189
3¿.00035,00068,00024.00024.000
i Cartucho jjMble.B,T,40A,tipo NTOi Cartucho fusible.B.TT63Aitipo. NTO
fiisibIe.B.T,125A,tipo NTO
354355
"334"
c/uc/u
i Cartucho fii8ÍbIe.B.TT20QAJtipo NTQtcártucho ñisible.B.T)250A3tipQ NTO
fiisibl£.B.T,3QOA,üpo_NTO..
c/u i Fararrayos;10KV,10KVA>p^a crucetac/u J Seccionada: portafiísible,! 5/7 . 8K.V , 1 00 A, sin cámara
.Sgccip118 ^ portafusibIe,15/7.8KV3lQQA1con cámara[ Seff íonador portafasible, 15/7. 8KV¿OOAcgn. cámara| Tirarusíble.lA^tipo Hi Tirafusiblei2A,tipo H
i Tírarusible>6A,típQ H| Trrarusible,8A,típo H
Jtjpo k
32.00044.000225,000330.000
NElNE
EQUIPOS DE ACOMETIDA
atísmssssm.1006
100710081009
í 1001100210051003100410111012
c/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/u
! Interruptor autom.termomagnético1lP,15A,240/120V i 18.5001 Interruptor autom.termomagnético;lF,30A^40/120V \0i Interruptor autom.termomagnétíco13P)15A3240/121V í 110.0001 Interruptor autom,termomagnéticoI3P)30A,240/121Vi Medidor lf)2cond,J120V315A,sobrecarga:400%)lEJ4T
135.000148.000
í Medidor lf,2cond.1120V,30A,sobrecarga:400%,lE,4T i 158.000i Medidor lf,3cond.,120/121V,15AJsobrecarga:400%JlEí4Ti Medidor lfí3cond.)120/121V,15A,sobrecarga:400%)lEJ8T\r lf,4cond.I120/12lV)15A(sobrecarga:400%)lE)8TI Tablero de distríburíón,lf^40/120V,30A^mtern^orcs
240.000560.000560.00052.000
j Tablero de distribución^f^O/nOV^OAJintemiptpr i 35.000NE:No hay valor especificado
" rf
ANEXO 4.3 (C) PRESUPUESTO DE MATERIALES
CONDUCTORES DESNUDOS
Pag.190
518 rrás LConductor de Cu,semidiiro,rableado,7h,Nro. 4 AWGD. 2 AWG
4.922' 8.8ÓT
5 0 1 : mts Conductor ASCR Nro, 4/0.AWG.' '
_504
.19.?."__.
,li?_
TiT
mts i Conductor ASCRNro.: 2 AWG,claye SPARRQW_mts I Conductor ASCR Nro. 4 AWG.claye^ SWANmts j Conductor de aleación de AI 5005,^0.4/0,mts" j Conductor de aleación de Al 50Q5^rQ.2/0 AWGmts j Conductor de aleación^de.Al 5(^5^rg.l/0 AWG
, . - deA15005^rra2AWG-", . . . . . T
mts í Conductor de aleación de Al 5005,Nro.4 AWG
2.4021,5136.4284.027A1212.0391.282
mts i Conductor de AI suave.Nro.8 AWG para amarre j 2.600
6.685
.3,3232.089
J5LJ^NENE
CONECTORES Y GRAPAS
[ 901i 918í 919[ 920i 921f 922 ií 910
[ ¿1 Í[ 9Í2í 913[ 923i 926í 925
8JSS&Í2!C/U
c/uc/uc/uc/u
u ^c/uc/uc/uc/uc/uc/uc/u
BBBgaBgB»»BBWBBSeffB^^: Conector de canales paralelos r;8-2/0 AWG (LC-52A-XB): j 7.500í Conectar para Cu,r:Í/Í2/0 AWG,tipo BÜRNDY QA26 [ 13.800í Conector perno partidp^ió-í ÁWG,tipo BÜRNDY KSÜ22 { 5.800i Conector perno paríidp,r:3-2 AWG}tipo BURNDY KSU23 ¡í Conector perno paSdp/rl- Í/0 AWG.tipo BURNDY KSU24 1í Conector perno partídg^i/O^Í/O ÁWG.tipo BURNDY KSU25t Í3rapa angular apernada tipo AAC^8:n2-2/o"AWG• Grapapara conexióndelínea viva r;6AWG-336MCM1 Grape desuspensión^r^.l-lS.Tmm^de rotura;7727Kgí Grapa terminal tipoPG-57n,rango:'M/OAWG
Tórapa BÜTonada conperno Ü",típo LC-7ÍB;r:4-2/6AWGí TennlñalpÍaca^le,(5u-MtipoBURNY KA26Ü ,ÍYermíñal para condü'ctor 2/0 ÁWG^üpo BURNDY YTAA26
6.5009.800
^ 24.600\01 39.500¡ 55.000|_ 58.000I 8.900
5.8001 4.200
9.1186.0795.9688.556
10.505HENENENENENENENE
NE:No hay valor especificado
M
Pag.191
ANEXO 4.3 (D) PRESUPUESTO DE MATERIALES
POSTES DE MADERA
1_101_ j c/u : Poste de madera de 12m
í \9^ L-SÍÜ _ • Po^^6 madera de 1 Im1103 c/u i Poste de madera de 9m1104 i c/u i Poste de madera de 7m
i»i«isiíe>iSfifl[WE«wiiiüini™*s«wiWiny^
^^iMM^^^^^^^^m^^^^^^m^^^^^^'I^^W^«iWfíiñ 'm'rfH'íwi'rfWM^wSw
12m I 564U52_564.152 .510.6571
POSTESDE HORMIGÓN
J200 c/u_ ! Pqste_de hormigón de 7nvtensión_de:_roíura:350Kg _ Ji?:.OP? 305.849"4447842"1201 c/u í Poste de hormigón de 9m, tensión de rotura:35QKg
c/u i Poste de hormigón de 1 Im, tensión de rotura:350Kg378.000
"4457000"498.666"
L 12°2 562.616S09Í633203
1204 c/u iPoste_de hprmigón de 12m3 tensión de_ f.otura:6750Kg _ _ j 720.000
HERRAJES DE HIERRO GALVANIZADO
£p8í!
770718717719
1 743720749
í 722750724725726795727733
i 738777
c/u Í Perno espárrago.,5/8>>xl6",con 4 tuercas y 4 arandelasc/u j Perno máquina de 3/8"x5"c/u j Perno máquina de l/2"x6"c/u I Perno máquina de 5/8"x6"c/u [ Perno máquina de 3/8"x8"c/u 1 Perno máquina de 3/8"xlO"c/u | Perno máquina de 5/8"xl2"c/u í Perno máquina de 5/8"xl6"c/u í Perno máquina de l/2"xl 1/4"c/u í Perno de ojo de 5/8"x8"con tuerca y dos arandelasc/u j Perno de ojo de 5/8"xlO"con tuerca y dos arandelasc/u í Perno de ojo de 5/8"xl2"con tuerca y dos arandelasc/u í Perno de ojo espárrago de 5/8"xlO"con 3tcs y 3 arandelasc/u | Perno de ojo de 5/8"xl6"con 3cta y 3 arandelasc/u 1 Perno de ojo oval para perno de 5/8"dec/u i Varilla de anclaje de 5/8"x7"con arandela de 4x4x1/4"c/u j Varilla <le 5/8"xT'de Fe conc.,para puesta a tierra
iranlln8.7111.6773.3884.1535.0765.7426.3267.483
9758.1079.9779.6808.977
12.2655.751
27.50225.788
NEENNENENENE;NENE980
8.304:NEiNENENEI
6.64424.08330.450 ;
NE:No hay valor especificado
Pag:192
ANEXO 43 (E) PRESUPUESTO DE MATERIALES
HERRAJES DE HIERRO GALVANIZADO
746' c/u784 c/u754 c/u
".jHI. Z5£756 c/u757 c/u793 J_ c/u760 c/u
761 c/u1
762 i c/uj
763 j c/u764765734736708772709766767712790791
i 742| 744í 773! 737| 774| 771í 783
t 775[ 7761 769[ 78Í[ 701í 710i 753í" 71 í! 782! 7471 785í 794'
c/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/u
L C/Uc/uc/uc/uc/uc/uc/uc/u
: Abraz.de Varilla en U 5/8"para cruceta de maderai Abraz.de Varilla en U 5/8"para cruceta de hierro
; Abrazadera de pletina, 2 pernos, rango:130-17GmmjAbrazadera de pletina, 3 pernos, rango: 130-15Qmm
1 Abrazadera de pletina, 3 pernos, rango:130-170mm; Abrazadera para transf^reforzada,3 pernosIrango:130-a50mm! Abrazadera para transf.^eforzada,3 pernos,c,etx^ango:130-
170mm1 Abrazadera para transf^reforzada^ pernos,c.ext,rango:170-i 190mm¡ Abrazadera para trans£reforzada,3 pernos,c.ext^ango:190-i 210mmi Abrazadera para trans^reforzada34 pemos,rango;130-15Qnimi Abrazadera para transf^eforzada^ pernos/ango;150-170mm• Abrazadera para transf/eforzada,4 pemos^ango:170-190mmi Arandela cuadrada para perno de 3/8 ",2x2x1/4"i Arandela cuadrada para perno de 5/8".,2x2xl/4"1 Bastidor de una vía, sin montura; Bastidor de dos vía, con montura¿Bastidor de cuatro vía, sin montura• Bastidor de cuatro vía, sin monturaÍ Bastidor de cinco vía, sin monturaí Brazo píede pletina de 28"x¡ 7/32"x7/32 " :
• Brazo pie amigo ángulo,cruceta en volado,der.,71" :i Brazo pie amigo ángulOjCruceta en volado^ñzq.,?!"1 Brazo para tensor farol,tubo de 2"de diam.xl.5m! Caja de hierro tol para base portafusible tripolari Caja de hierro tol para base portafusible bipolari Clavo dehierro de 1 1/4"i Cruceta de Fe,perñl ""L"de 75x75x6mm,long: 1.8mi Cruceta de Fe,perfil ""L"de 75x75x6mm,long; 2.4m '.i Cruceta de Fe,perñl s"'L""de 75x75x6mrn,long: 4.30mi Cruceta de Fe,perfíl ""ITde 50x1 00x6mm,long:2.40m ;! Perno Pin tope de poste simple^ ab.^oscade Pb:l" :
• Perno Pin tope de poste doble,2 ab.,roscade Pb:l}" :! Perno Púi perno corto, rosca de plomo de diam:l" :í Perno Pin perno largo, rosca de plomo de dianrl"! Grapa de hierro"U"para cable de puesta a tierra ;j Grapa mordaza de 3 pernos :
í Horquilla con guardacabo de láminai Guardacabo de lámina prensada para cable de 3/8" :
i Horquilla de anclaje con pasador de 5/8"' Perno espárrago,5/8"xlO",con 4tuercas y 4 arandelasi Perno espárrago,5/8"xl2"Jcon 4 tuercas y 4 arandelas
NE:No hay valor especificado
10.18510.185
~~ "10.796""~ 10796'
12.56812.56818.12511.610
11.610
12.396
Ü34Í14.34114.341
1.9571.9576.140
í 8.32226.61335,67545.5607.285
17.38817.38858.99384.85378.626
ióo85.812
119.403354.353173.29527.76548.69110.43012.0807.9508.063
Í0.0332.2009.5006.7257.367
9.200i 9.200^
13.800IsTsoóÍ3.ÍÓF1
13.800"17.250 i
10.381
11.765
13.149
12.76512.45713.149
1.9501.9505.125
17.99324.91334.60244.291
NENENEÑESÉ ISE]ÑESE]NEjNEjNE!NEjÑE!
9.689NE
8.142 ]NENENENEJNENE¡
Pag.193
ANEXO 4.3 (F) PRESUPUESTO DE MATERIALES
EQUIPOS DE ALUMBRADO
406 : c/u ; Fotocélula para relé de 3QA 35,000 .41.522J401 ' c/u : Luniinaria,vagDr_de Hg, KZSW^MQA^con fotoc. completo 243.750
402 ' c/u ; Luminaria,vapor de ^^L^2^^r^^^^^.J^^,^^.-,^^^~-- 3j.2;j5QQ
404 ; c/u i Luminaria,.vapor _de_Hs,J75^W?240AsigD íotoc. 295.000407 í c/u j Luminaria,vapor de Na, 4QOWJ240A3sin fotoc. cerrada 764.000
.JJo? _1__^ i Relépara control dealurobrado,3QA 195.000
NE256.055J
ÜG3.668JNE
514
MISCELÁNEOS
c/u \a de annar de Al,de 7.62xl.27mm1709 c/u I Empaimeautomáüco deplenatensiónpara 4 AWG NE 28.7501710 c/u ; Empalineautomáüco deplenateusiónpara 2 AWG NE 28.7501711 c/u I Empalmeautomátíco depleuatensiónpara I/O AWG NE1712 c/u i Empabneautomático deplenatensiónpara 2Aí AWG NE1301 { c/u ; Cabledje acero galvanÍzadoJ3/8"de diam^O.BQQ Ibs 1.980 2.076 11701 | c/u ; Bloque de anclaje de horm.]de30x30x20 cm 16.500 17.250 !
1702 j c/u j Varillado 5/8"x7"deFecon capara puesta a tierra 31.000 24,083NE:No hay valor especificado
ANEXO 5
VISUALIZACION DEL ÁREA QUE COMPRENDE EL PROYECTO
No.1 Pág.194
Foto No. 1
Relieve de la zona
Foto No.2
Vista del puente
colgante desde la
vía carrosable
Pag.195
Foto No.3
Puente colgante con limitaciones de resistencia al peso de los postes
Foto No.4
Camino de acceso y pendiente de la ruta de la línea a construirse
Pag.196
BIBLIOGRAFÍA
3. Criterios básicos en el diseño de proyectos de electrificación rural. César Orbe Morillo.
Tesis, EPN. 1981.
2. Electrificación del valle de los Chillos,! parte. Juan F. Escalante, Tesis, EPN. 1971.
3. Aspectos institucionales y administrativos de la electrificación rural. Rodrigo Arrobo
Rodas. Tesis, EPN. 1977.
4. Programa Nacional de Electrificación rural del Ecuador. I fase. INECEL. Quito-
Ecuador. Junio 1981.
5. Electrificación rural en el Ecuador. Departamento de Relaciones Públicas del INECEL.
1990.
6. Revista Gestión. EEQSA. 1984-1993.
7. Informe Ejecutivo de Avance de Proyectos de INECEL, Diciembre de 1994. Dirección
de planificación y tarifas, INECEL. Quito-Ecuador.
8. Informe Ejecutivo de Avance de Proyectos de INECEL Diciembre de 1996. Dirección
de planificación y tarifas, INECEL. Quito-Ecuador.
9. Informe Ejecutivo de Avance de Proyectos de INECEL a diciembre de 1997 Dirección
de planificación y tarifas,, INECEL. Quito-Ecuador.
lO.Geologia-Física. Chester KLongwel y Bichar F. Flint Editorial Limusa- Wiley S.A.
México 1965.
11.Curso de electrotenia. José Morillo y Farfán Tomo IH. Dossat. Madrid 1960
12. Líneas de transmisión y redes de distribución de potencia eléctrica. Gilberto Enriquez
Harper. LIMUSA, 1980
13.Normas para distribución rural UNEPER, Cuenca-Ecuador, 1983.
14. Engineering and operations manual for rural electric systems-distributíon, Line design-
REA 160-2 U.S.A.
15.Cálculo mecánico de una línea de transmisión asistido por computador. Jomadas de
Ingeniería Eléctrica. E.P.N. 1997. Ihg. Raúl A. Canelos.
16. Características técnicas . Plan Nacional de Electrificación Rural. 1985
17. Apuntes de selección y coordinación de aislamiento. Ing. Paúl Ayora. 1995
18.Selección y coordinación de Aislamiento para el sistema de transmisión Paute-
Guayaquil. Quito. E.P.N. 1972.
Pag.197
19. Líneas de transmisión. Luis mana Checa. México 1973.
20.Apuntes de Sistemas Eléctricos de Potencia. Ing. Victor Orejuela.
21. Análisis técnico-económico de la remodelación de redes y cambio de voltaje primario
de la ciudad de Sangolqui. Marco V. Palacios. Nov. 1997.
22,Datos provenientes deDISCOM.
23 .Evaluación social de proyectos. Ernesto R. Fontaine. Instituto de Economía. Ediciones
Universidad Católica de Chile.
24.Ministerio de agricultura y ganadería.Actualización del compendio estadístico
agropecuario 1996.
25. Cotizaciones del dólar. Banco Central de Ecuador.
26. Instituto Nacionaide Estadísticas y Censos. 1962- 1990.
27. Estudio geológivo y topográfico déla comunidad El PalmarGrande. Fabio Vilialba.
