Criterios de Diseno Para Redes Aereas

EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACÍFICO GERENCIA DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN NORMA RED AÉREA

CRITERIOS DE DISEÑO PARA REDES DE DISTRIBUCIÓN

Aprobado por:

Freddy Javier García - Gerente de Distribución

Cali, Octubre de 2010

CODIGO: MACROPROCESO: TRANSPORTE DE ENÉRGÍA

REVISIÓN: FECHA: Oct.06 de 2010


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TABLA DE CONTENIDO 1 CRITERIOS GENERALES ................................................................................ 1 1.1 CONDICIONES GENERALES PARA EL TRAZADO Y LOCALIZACION DE LAS LINEAS........................................................................................ 1 1.2 PROGRAMA DE TRABAJO ..................................................................... 1 1.3 RECONOCIMIENTO DE LA ZONA – RUTA PRELIMINAR...................... 2 a Mapas Topográficos – Mapas viales.......................................................... 2 b Aerofotografías. ......................................................................................... 2 c Ruta Preliminar. ......................................................................................... 2 1.4 PERMISO DE TRANSITO. ........................................................................ 3 1.5 TRAZADO DEFINITIVO ............................................................................ 3 1.5.1 Trazado de la poligonal. .......................................................................... 3 1.5.2 Condiciones generales para el trazado. .................................................. 4 1.5.3 Nivelación y Perfil de la Línea. ................................................................ 5 1.6 DIBUJOS................................................................................................... 5 1.6.1 Escalas de dibujo. ................................................................................... 5 2 TRAMITACIÓN DE PROYECTOS ..................................................................... 6 2.1 PROYECTOS SOBRE LÍNEAS DE 34.5 Y 13.2 KV ................................. 6 2.2 PROYECTOS PARA CONEXIONES RURALES. ..................................... 7 2.3 PROYECTOS SOBRE REDES DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA, AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS. ....................................... 8 2.4 PROYECTOS SOBRE SUBESTACIONES AÉREAS, INTERIORES Y SUBTERRÁNEAS. .................................................................................... 9 2.5 PROYECTOS SOBRE BLOQUES MULTIFAMILIARES Y EDIFICIOS. ... 9 2.6 SOLICITUD DE INFORMACIÓN. ............................................................ 14 2.7 PRESENTACIÓN DEL PROYECTO. ...................................................... 14 3 CARACTERISTICAS DE LOS MATERIALES................................................. 19 3.1 CONDUCTORES..................................................................................... 19 3.1.1 Generalidades....................................................................................... 19 3.1.1.1 Líneas Aéreas de Subtransmisión.................................................... 19 3.1.1.2 Circuitos Primarios. .......................................................................... 19




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3.1.1.3 Circuitos Secundarios....................................................................... 19 3.1.2 Conductores de cobre. .......................................................................... 19 3.1.2.1 Conductores .............................................................. 19 19 3.1.3 Conductores de subterráneos. Aluminio. ..................................................................... 3.1.4 Aislamientos.......................................................................................... 21 3.1.4.1 Conductores múltiplex ...................................................................... 21 3.2 APOYOS DE LINEAS Y CIRCUITOS AEREOS. .................................... 21 3.2.1 Generalidades. ...................................................................................... 21 3.2.2 Poste de Concreto................................................................................. 21 3.2.2.1 specificaciones para postes de concreto centrifugado ..................... 21 3.2.3 Enterramiento de los postes.................................................................. 22 3.2.4 Concretada de postes ........................................................................... 22 3.2.5 Especificación de montaje de postes .................................................... 23 3.2.6 Montaje de los conjuntos en los postes................................................. 23 3.3 DISPOSICION DE CONDUCTORES AEREOS ...................................... 24 3.3.1 Generalidades....................................................................................... 24 3.3.2 entre conductores ................................................................ 3.3.3 Distancias Distancia de conductores a tierra .......................................................... 24 25 3.3.4 Distancias de conductores a los soportes ............................................. 26 3.3.4.1 Conductores rígidamente soportados............................................... 26 3.3.4.2 Conductores en aisladores de suspensión....................................... 26 3.3.5 Distancia de conductores al cable de guarda........................................ 26 3.3.6 Distancias en casos de cruces .............................................................. 27 3.3.7 Distancias entre circuitos en la misma estructura ................................. 27 3.3.8 Distancias a edificaciones y estructuras similares................................. 27 4 CRITERIOS GENERALES PARA EL CALCULO MECANICO DE CONDUCTORES AEREOS ............................................................................. 29 4.1 CONSIDERACIONES GENERALES ...................................................... 29 4.2 VANOS .................................................................................................... 29 4.2.1 Vano Individual...................................................................................... 29 4.2.2 o Normal........................................................................... 29 4.2.3 Vano Vano Básico Promedio...................................................................................... 29 4.2.4 Vano Regulador. ................................................................................... 30 4.2.5 Vano de Peso........................................................................................ 30 4.2.6 Vano de Viento...................................................................................... 30 4.3 ESFUERZOS EN CONDUCTORES AEREOS. ....................................... 31 4.3.1 Peso Propio (Pc). .................................................................................. 31




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4.3.2 Esfuerzos Debidos al Viento (Pv).......................................................... 31 4.3.3 Resultante. ............................................................................................ 32 4.44.4.1CALCULO DElaFLECHAS Y TENSIONES .............................................. 32 32 Fórmula de Parábola ......................................................................... 4.4.2 Fórmula de la catenaria......................................................................... 33 4.4.3 Máximo vano posible............................................................................. 34 4.4.4 Apoyos a diferente nivel. ....................................................................... 34 4.4.4.1 Distancia vertical del apoyo B al punto más bajo ............................. 34 4.4.4.2 Distancia vertical del apoyo A al punto más bajo ............................. 35 4.4.4.3 Distancia horizontal entre el apoyo B y el punto más bajo ............... 35 4.4.5 Efecto de La Temperatura..................................................................... 35 4.4.6 Longitud del conductor. ......................................................................... 37 4.4.7 Flechas y tensiones en conductores ..................................................... 37 4.5 ESFUERZOS PERMISIBLES.................................................................. 41 4.6 VIBRACIÓN............................................................................................. 43 4.6.1 Vibración Eólica..................................................................................... 43 4.6.2 preformadas de blindaje. .......................................................... 43 4.6.3 Varillas Amortiguadores. .................................................................................... 5 CRITERIOS GENERALES PARA EL CÁLCULO MECÁNICO DE APOYOS. 45 5.1 ESFUERZOS EN LOS APOYOS. ........................................................... 45 5.1.1 Esfuerzos Verticales.............................................................................. 45 5.1.2 Esfuerzos Debidos al viento.................................................................. 45 5.1.3 Esfuerzos debidos a tensiones desequilibradas.................................... 45 5.1.4 Esfuerzos por cambio de dirección de la línea...................................... 46 5.1.5 Esfuerzos de Levantamiento. ................................................................ 46 5.2 Hipótesis de Carga para apoyos en postería. ..................................... 46 5.2.1 Apoyos para alineamientos rectos. ....................................................... 46 5.2.2 Apoyos para ángulos............................................................................. 46 5.2.3 Apoyos para retenciones y terminales. ................................................. 46 5.2.4 Apoyos sometidos a esfuerzos de levantamiento. ................................ 47 5.3 CÁLCULO DE LOS ESFUERZOS VERTICALES................................... 47 5.3.1 Peso de los conductores. ...................................................................... 47 5.3.2 Peso del poste y de otros elementos. ................................................... 47 5.3.3 Esfuerzo vertical de templetes. ............................................................. 47 5.4 CÁLCULO DE LOS ESFUERZOS HORIZONTALES. ............................ 47 5.4.1 Esfuerzos debidos al viento. ................................................................. 47 5.4.1.1 En los apoyos................................................................................... 47




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5.4.1.2 En los conductores. .......................................................................... 48 5.4.1.3 En otros elementos........................................................................... 49 Esfuerzos debidos a tensiones desequilibradas.................................... 49 5.55.4.2MOMENTOS EN APOYOS SENCILLOS. ............................................... 50 5.5.1 Momento resistente............................................................................... 50 5.5.2 Momentos por presión del viento. ......................................................... 50 5.5.2.1 En el apoyo....................................................................................... 50 5.5.2.2 En los conductores. .......................................................................... 51 5.5.3 Por tensión en los conductores. ............................................................ 51 5.5.4 Factores de seguridad........................................................................... 52 5.5.5 Gráfico de utilización del poste.............................................................. 52 5.6 VANOS MÁXIMOS PERMISIBLES SIN RETENIDAS LATERALES ...... 55 5.7 ANÁLISIS DE ESTRUCTURAS EN H..................................................... 59 5.7.1 Generalidades. ...................................................................................... 59 5.8 RETENIDAS Y ANCLAJES. ................................................................... 59 5.8.1 Retenidas. ............................................................................................. 59 5.8.1.1 Características generales del cable de retenida............................... 59 5.8.2 Anclajes................................................................................................. 61 5.8.2.1 Cargas mínimas de tensión .............................................................. 62 5.8.2.2 Requisitos de galvanizado................................................................ 62 5.8.2.3 Concretada de anclas....................................................................... 62 5.8.3 Esfuerzo de Compresión en el Apoyo debido a cargas verticales......... 63 5.9 AISLADORES ......................................................................................... 64 5.9.1 Tipos de aisladores ............................................................................... 64 5.9.2 Cálculo de espigos. ............................................................................... 65 5.9.3 Aisladores de suspensión. .................................................................... 66 5.10 CRUCETAS ............................................................................................. 67 5.11 BASE PARA LOS APOYOS ................................................................... 70 6 CONECTORES Y EMPALMES A UTILIZAR EN LA RED AÉREA ................. 71 6.1 GENERALIDADES.................................................................................. 71 6.2 CONECTORES TIPO CUÑA ................................................................... 71 6.2.1 Red aérea primaria................................................................................ 71 6.2.1.1 Cruce aéreo de dos líneas de igual o diferente calibre..................... 72 6.2.1.2 Bajante de línea primaria a transformador de distribución. .............. 72 6.2.1.3 Transición de línea primaria aérea a subterránea. ........................... 72 6.2.2 Red aérea secundaria ........................................................................... 73 6.2.2.1 Cruce aéreo de dos líneas de igual o diferente calibre..................... 74




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6.2.2.2 Transición de línea aérea abierta a preensamblada......................... 74 6.2.2.3 Bajante de transformador de distribución......................................... 74 6.2.2.4 Transición Conexión ade alumbrado público. ........................................................ 75 6.2.2.5 línea aérea a subterránea: ......................................... 75 6.3 EMPALMES ............................................................................................ 75 6.3.1 Empalme tubular de compresión........................................................... 75 6.3.2 Empalme automático............................................................................. 76 6.3.3 Empalme sin tracción tipo compresión.................................................. 76 7 CÁLCULO DE REDES SECUNDARIAS ......................................................... 77 7.1 TENSIONES DE SUMINISTRO............................................................... 77 7.1.1 Suministro Desde Redes de Distribución Secundaria. .......................... 78 7.2 REGULACIÓN DE TENSIÓN .................................................................. 78 7.3 PROCEDIMIENTO PARA EL CALCULO DE LA CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR. .............................................................................. 79 7.4 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE REGULACIÓN DE TENSIÓN EN BAJA TENSIÓN ............................................................... 79 7.5 PORDE CLIENTE ......................... ............................ ................. 80 7.6 DEMANDA CONSTANTES REGULACIÓN. ........................... ............................ 83 7.7 POTENCIAS NORMALIZADAS DE LOS TRANSFORMADORES......... 86 7.7.1 Red Aérea. ............................................................................................ 86 7.7.1.1 Transformador para servicio residencial........................................... 86 7.7.1.2 Transformador para alumbrado público............................................ 86 7.7.2 Servicios No Residenciales Trifásicos................................................... 86 7.7.2.1 Desde la Red Secundaria De Epsa. ................................................. 86 7.7.2.2 Desde Transformador Dedicado....................................................... 87 7.7.3 Red Subterránea ................................................................................... 87 7.7.3.1 Transformador de Epsa E.S.P.......................................................... 87 7.7.3.2 Transformador Dedicado .................................................................. 87 8 CONEXIÓN DE TRANSFORMADORES ......................................................... 88 8.1 TRANSFORMADORES ESTÁNDAR. ..................................................... 88 8.2 POLARIDAD. .......................................................................................... 89 8.2.1 PRUEBA DE POLARIDAD.................................................................... 91 8.3 CONEXIÓN EN PARALELO DE TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS DE DISTRIBUCIÓN. .................................................... 91 8.4 DESPLAZAMIENTO ANGULAR............................................................. 92 8.5 SECUENCIA DE FASES. ........................................................................ 93 8.6 FERRORRESONANCIA.......................................................................... 94




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8.7 TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS............................................... 95 8.7.1 OPERACIÓN EN PARALELO ............................................................... 96 8.88.8.1CONSIDERACIONES PARA CONEXIÓN POLIFÁSICA ........................ 97 96 SISTEMA PRIMARIO............................................................................ 8.8.2 SISTEMA SECUNDARIO...................................................................... 97 8.8.3 DESPLAZAMIENTO ANGULAR (CAMBIO DE FASE).......................... 98 8.8.4 CONEXIÓN DE DOS TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS EN DELTA ABIERTA ............................................................................................ 98 9 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ......................................................... 99 9.1 GENERALIDADES.................................................................................. 99 9.2 FUSIBLES ............................................................................................... 99 9.2.1 APLICACIÓN DE LOS CORTACIRCUITOS ....................................... 100 9.2.2 RELACIÓN DE VELOCIDAD DEL FUSIBLE ...................................... 102 9.2.3 FUSIBLES LIMITADORES DE CORRIENTE...................................... 102 9.2.4 ELEMENTOS DUALES....................................................................... 102 9.2.5 FUSIBLE TIPO X................................................................................. 103 9.2.6 KS .............................................................................. 9.2.7 FUSIBLE FUSIBLESTIPO DE TIPO RAPIDO............................................................. 103 103 9.2.8 FUSIBLE TIPO K................................................................................. 104 9.2.9 FUSIBLES DE TIPO MEDIO Y LENTO............................................... 104 9.3 COORDINACIÓN FUSIBLE–FUSIBLE ................................................. 104 9.3.1 PRINCIPIOS DE COORDINACIÓN .................................................... 104 9.3.2 PROTECCION DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN ....... 107 9.4 PROTECCIÓN DE CONDENSADORES ............................................... 111 9.4.1 Sobreintensidades............................................................................... 111 9.4.2 Sobretensiones ................................................................................... 112 9.5 RECONECTADOR ................................................................................ 112 9.5.1 PRINCIPIOS DE COORDINACIÓN .................................................... 115 9.5.2 COORDINACIÓN RECONECTADOR - RECONECTADOR ............... 115 9.5.3 COORDINACIÓN RECONECTADOR- FUSIBLE................................ 116 9.5.4 ENEN EL LADO DE FUENTE............ 116 9.5.5 COORDINACIÓN COORDINACIÓN CON DE FUSIBLE FUSIBLES EL LADO DE CARGA DEL RECONECTADOR........................................................................................ 118 9.6 SECCIONALIZADORES ....................................................................... 119 9.6.1 COORDINACIÓN RECONECTADOR – SECCIONALIZADOR........... 120 10 PERMISOS AMBIENTALES ......................................................................... 122 11 PODA DE ARBOLES .................................................................................... 123




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11.1 DEFINICIONES ..................................................................................... 123 11.2 TÉCNICAS DE PODA ........................................................................... 125 11.3 DISTANCIAS DE SEGURIDAD ............................................................ 128




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INDICE DE TABLAS Tabla 1. Escalas a utilizar en los planos ................................................................ 6 Tabla 2. Conductor Tipo AAAC............................................................................. 20 Tabla 3. Conductor Tipo ACSR Clase AA............................................................ 20 Tabla 4. Especificaciones para postes de concreto centrifugado ........................ 22 Tabla 5. Características de los materiales a 20ºC ............................................... 36 Tabla 6. Para conductores ACSR con factor de seguridad 2,5............................ 39 Tabla 7. Para conductores ACSR con factor de seguridad 2,0............................. 40 Tabla 8. Postes de 12 metros con un solo circuito primario................................. 25 Tabla 9. Postes de 12 metros con doble circuito primario ................................... 26 Tabla 10. Postes de 12 metros con un circuito primario y uno secundario .......... 26 Tabla 11. Postes de 9 metros con un solo circuito secundario ............................ 27 Tabla 12. Diámetros nominales y pesos mínimos de recubrimiento para alambres de acero galvanizado ............................................................................ 60 Tabla 13. cargas mínimas de tensión para varillas de anclaje............................. 62 Tabla 14. Requisitos de galvanizado para varillas de anclaje.............................. 62 Tabla 15. Esfuerzos en aisladores....................................................................... 64 Tabla 16. Tipos de aisladores .............................................................................. 64 Tabla 17. Conectores tipo cuña para cruce aéreo primario ................................. 72 Tabla 18. Conectores tipo cuña para bajante a transformador ............................. 72 Tabla 19. Conectores tipo cuña para transición a línea subterránea (Un solo transformador)....................................................................................... 73 Tabla 20. primario Conectores tipo cuña para transición a línea subterránea (Circuito 73 secundario).............................................................................. Tabla 21. Conectores tipo cuña para cruce aéreo secundario............................. 74 Tabla 22. Conectores tipo cuña para transición de línea abierta a preensamblada .............................................................................................................. 74 Tabla 23. Conectores tipo cuña para bajante de transformador .......................... 75




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Tabla 24. Conectores tipo cuña para alumbrado público..................................... 75 Tabla 25. Rangos de Voltaje Norma ANSI C84.1 ............................................... 77 Tabla 26. Regulación de tensión para red primaria de distribució n. .................... 78 Tabla 27. Regulación de tensión para red secundaria de distribución................. 78 Tabla 28. Tabla guía para el cálculo de la regulación........................................... 80 Tabla 29. Demanda diversificada Estrato 1. ........................................................ 80 Tabla 30. Demanda diversificada Estrato 2. ........................................................ 81 Tabla 31. Demanda diversificada Estrato 3. ........................................................ 82 Tabla 32. Demanda diversificada Estratos 4, 5 y 6.............................................. 83 Tabla 33. Constantes de regulación, red secundaria aérea preensamblada: (Aluminio) .............................................................................................. 84 Tabla 34. Constantes de regulación, red secundaria Subterránea: (Cobre) ......... 84 Tabla 35. Constantes de regulación para 13.2 kV Disposición vertical espaciada 1m. ........................................................................................................ 84 Tabla 36. Constantes de regulación para 34.5 kV Disposición vertical espaciada 1.2m. ..................................................................................................... 85 Tabla 37. Constantes de regulación para 13.2 kV Disposición horizontal espaciada 3.8m. .................................................................................... 85 Tabla 38. Constantes de regulación para 34.5 kV Disposición horizontal espaciada 3.8m. .................................................................................... 85 Tabla 39. Transformadores normalizados ........................................................... 87 Tabla 40. Coordinación Entre Fusibles ANSI/NEMA Tipo K............................... 105 Tabla 41. Coordinación Entre Fusibles ANSI/NEMA Tipo T ............................... 106 Tabla 42. Coordinación Entre Fusibles ANSI/NEMA Tipo K Y Tipo H ................ 106 Tabla 43. Coordinación Entre Fusibles ANSI/NEMA Tipo T y Tipo H ................. 106 Tabla 44. Coordinación Entre Fusibles Tipo N.................................................... 106 Tabla 45. Selección del fusible del transformador según la conexión primaria.. 110 Tabla 46. Fusibles recomendados para bancos de condensadores en ∆ o en Y no aterrizada ....................................................................................... 112 Tabla 47. Factores K Para el Fusible en el Lado de Fuente .............................. 117 Tabla 48. Factores K Para el Fusible en el Lado de Carga ................................ 118 Tabla 49. Distancias de seguridad a follajes y árboles ....................................... 128




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Tabla 50. Ampacidades del ACSR..................................................................... 130

INDICE DE FIGURAS

Figura 1. Concretada de postes .......................................................................... 23 Figura 2. Distancias de conductores a tierra – edificaciones y estructuras similares ................................................................................................ 25 Figura 3. Distancias mínimas entre circuitos ....................................................... 28 Figura 4. Curva de la parábola ............................................................................ 32 Figura 5. Curva de la catenaria ........................................................................... 33 Figura 6. Apoyos a diferente nivel ....................................................................... 34 Figura 7. Cambio del alineamiento con tensiones iguales................................... 49 Figura 8. Cambio del alineamiento con tensiones desiguales ............................. 50 Figura 9. Gráfico de utilización del poste............................................................. 55 Figura 10. Fuerzas sobre un templete................................................................. 59 Figura 11. Concretada de anclas......................................................................... 63 Figura 12. Fuerza sobre un aislador y su espigo................................................. 65 Figura 13: Fuerza sobre una cruceta para suspensión ....................................... 67 Figura 14. Fuerzas sobre una cruceta para retención......................................... 68 Figura 15. Fuerzas sobre un tornapuntas............................................................ 69 Figura 16. Fuerzas sobre un tirante..................................................................... 69 Figura 17. Empalme automático.......................................................................... 76 Figura de transformadores................................................ Figura 18. 19. Diagramas Polaridad detípicos transformadores ............................................................. 89 90 Figura 20. Diagrama de un transformador padmounted monofásico.................... 90 Figura 21. Desplazamiento angular de transformadores...................................... 92 Figura 22. Conexión de transformadores monofásicos ........................................ 95 Figura 23. Relación entre fusible protector y protegido o de respaldo................ 104




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Figura 24. Curva de falla del transformador. ...................................................... 108 Figura 25. Curva de corriente de inrush y curva de daño del transformador en Amps. .................................................................................................. 109 Figura 26. Disposición de transformadores para conexión sencilla ó en bancos. ............................................................................................................ 110

CODIGO: MACROPROCESO: DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA

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CRITERIOS GENERALES

1.1 CONDICIONES GENERALES PARA EL TRAZADO Y LOCALIZACION DE LAS LINEAS La ruta de una línea de transmisión eléctrica debe ser en general, recta y de fácil acceso para su construcción, inspección y reparación. Las desviaciones en la ruta, son necesarias únicamente para evitar el cruce por terrenos inaccesibles como: montañas muy empinadas, gargantas profundas, pantanos, derrumbes, socavones, lagos, áreas densamente pobladas o cultivadas, aeropuertos, bosques muy densos, fallas geológicas, problemas por servidumbre, etc. Las líneas deberán ser localizadas a una distancia tal, que no represente peligro para las construcciones aledañas, ni queden sometidas a los riesgos de posibles incendios, tráfico aéreo o de vehículos, etc. Cuando las líneas se proyectan paralelas a las carreteras u otras obras de servicio público, deben trazarse a una distancia apropiada de éstas, a fin de prevenir conflictos ocasionados por futuras ampliaciones o interferencia con dichos servicios. Los cambios de dirección encarecen los costos de la línea, debido a la mayor utilización de apoyos de ángulo y por el aumento de su longitud. Cualquier cambio que modifique la ruta directa de la línea, deberá ser justificado desde el punto de vista práctico y técnico. La localización de una línea de transmisión, es un problema de buen criterio y requiere la evaluación de condiciones divergentes tales como: bajo costo de las servidumbres, bajo costo de construcción y economía en el mantenimiento. 1.2 PROGRAMA DE TRABAJO Se deberá elaborar un programa de trabajo, que comprenda todas las actividades que implique el trazado y montaje de la línea.


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El programa de trabajo, debe acompañarse de una memoria en que se explique el significado de los signos usados, las actividades consideradas y las subactividades en que se divide cada actividad, con la duración en tiempo asignada a cada uno. 1.3 RECONOCIMIENTO DE LA ZONA – RUTA PRELIMINAR. Antes de decidir sobre la ruta de una línea de transmisión, se debe reconocer perfectamente la zona o región por la cual se hará el trazado. Para este reconocimiento, prestan gran ayuda al proyectista, los planos topográficos y los planos digitalizados del Sistema De Información Geográfica Del Instituto Geográfico Agustín Codazzi SIGAC . a Mapas Topográficos – Mapas viales. Antes de tomar cualquier determinación sobre la posible ruta de la linea, se debe acopiar toda la información cartográfica existente sobre la zona donde se construirá ésta. Los planos restituidos del Instituto Geográfico Agustín Codazzi, en caso de existir, son de gran ayuda y sobre ellos se puede trazar un anteproyecto de la ruta, localizar los puntos obligados, definir las coordenadas geográficas y en general, toda la información topográfica requerida para definir la ruta más conveniente. Los mapas viales, aunque menos precisos y detallados que los restituidos, sirven de gran ayuda, como complemento al reconocimiento de la ruta. b Aerofotografías. Las aerofotografías de la región constituyen también una gran ayuda y sobre ellas se pueden estudiar los vanos posibles, y la ruta tentativa de la línea. c Ruta Preliminar. Con base en la información obtenida de los planos topográficos, aerofotografías, mapas viales y todos los datos tomados sobre el terreno, se fijarán una o varias rutas preliminares, tomando en cuenta los puntos y tramos obligados que han sido previamente fijados. Estas rutas deberán ser estudiadas sobre el terreno, con el fin de seleccionar la más económica y hacer los ajustes y correcciones necesarias.


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1.4 PERMISO DE TRANSITO. Se debe conseguir el permiso de tránsito por las propiedades que cruza la ruta de la línea. Se debe informar a los propietarios de los terrenos, el objeto del trabajo que va a realizarse, con el fin de obtener el permiso, tanto para transitar a lo largo de la línea como para localizar los linderos de las propiedades. Durante el desarrollo de los trabajos de localización, la cuadrilla de topógrafos debe hacer el menor daño posible a los cultivos, cercas e instalaciones de la propiedad privada. Tratará de mantener buenas relaciones públicas con los propietarios. Se deben abstener de dar seguridades, sobre localización de estructuras, antes de que éstas hayan sido definidas en planos, lo mismo que ofrecer servicio eléctrico a poblaciones o zonas aledañas a la ruta, pues para ello, no están autorizados. 1.5 TRAZADO DEFINITIVO Una vez que la ruta definitiva de la línea ha sido aprobada, se iniciará el trazado de ésta. 1.5.1 Trazado de la poligonal. El trazado de la poligonal, puede ser taquimétrico, tomando visuales no mayores de 300 metros, cuando se use la mira vertical. Si se usa la mira Invar, las visuales pueden ser hasta de 500 metros. Para evitar el error de paralaje, no deben tomarse lecturas taquimétricas cuando el ángulo vertical sea superior a 30º. Los puntos de iniciación y terminación del trazado, así como los intermedios que se consideren necesarios, serán fijados por la interventoría, una vez establecida la ruta definitiva. Los puntos de tránsito o estaciones, deben quedar materializados con estaca y puntilla y referenciados con testigos, anotando en cartera los datos de distancia y ángulo, para su localización y dibujo. Se deben estacar puntos intermedios, cuando se presente variaciones bruscas en la topografía o accidentes tales como caños, lagunas, etc.. Estos puntos deben quedar referenciados en el terreno con dos testigos y sus datos para localización y dibujo, consignados en cartera.


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Durante la localización se harán siempre vistas hacia atrás sobre la mira, con el objeto de promediar los valores con los de las vistas hacia delante. 1.5.2 Condiciones generales para el trazado. El trazado de la línea, debe cumplir con las siguientes condiciones: 1. Procurar que los alineamientos tengan tangentes lo más largas posibles y que el trazado pase por partes altas del terreno. 2. Evitar en lo posible las deflexiones superiores a los 30º. 3. Evitar en lo posible ángulos horizontales en los puntos del terreno y en las laderas. Los ángulos horizontales deben proyectarse en las partes planas de la línea. 4. La línea no debe pasar sobre edificaciones y se debe evitar su paso por zonas densamente cultivadas o boscosas. 5. Las líneas de telecomunicaciones deben estar sometidas a lo especificado en el cuadro de Distancias Mínimas entre Circuitos (Figura 2). 6. Se deben tener en cuenta las características geológicas de la zona, a fin de asegurar una estable localización de los apoyos. 7. Los cruces de la línea sobre carreteras o vías de tráfico se deben reducir al mínimo posible. 8. Cuando el trazado cruce líneas eléctricas de alta tensión, se deben tomar las alturas de la estructura y la distancia de los conductores a tierra, en el punto de cruce, de acuerdo a lo establecido en el cuadro de Distancias Mínimas entre Circuitos (Figura 2). 9. Se deben demarcar exactamente los linderos de las distintas propiedades por donde cruza la línea, anotar el nombre de cada uno de los propietarios, tipo de cultivo y longitud de la faja cruzada, para poder determinar correctamente las servidumbres. Además, se debe investigar, si la fumigación de los cultivos se hace aérea o por otro sistema. En esta labor, debe buscarse, la asesoría de personas conocedoras de la región preferiblemente los mismos propietarios y no de los colonos o agregados.


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10. Se deben referenciar claramente los accidentes principales del terreno, tales como ríos, deslizamientos, terrenos inestables, etc., así como vías carreteables y caminos que puedan utilizarse durante la construcción de la linea y para su mantenimiento. La distancia de la línea a las vías carreteables cercanas, deberá indicarse en carteras. 1.5.3 Nivelación y Perfil de la Línea. Se debe nivelar la línea cada 50 metros en las partes bajas y de ladera y cada 5 metros en las altas, comenzando 50 metros antes de llegar al punto más alto del perfil. La nivelación de los puntos intermedios, podrá hacerse a partir de los puntos de tránsito o estaciones, hacia delante o hacia atrás, hasta un punto situado aproximadamente en la mitad de las visuales, punto que debe quedar nivelado desde las dos estaciones de tránsito adyacentes y debidamente estacado. La nivelación se podrá hacer taquimétricamente. En los puntos intermedios cuando no haya visual, se puede utilizar el nivel de mano. Se deben nivelar todas las estaciones de tránsito y estacas intermedias localizadas durante el trazado. 1.6 DIBUJOS Una vez terminada la localización definitiva de la línea, se deben dibujar los planos de planta y perfiles de ésta. En los planos de planta de la línea se dibujarán los alineamientos, localización de estacas, rumbos calculados, deflexiones, mojones, etc. 1.6.1 Escalas de dibujo. Se deben presentar planos srcinales y perfil de la poligonal, de acuerdo a la especificado en la siguiente tabla.

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:

MACROPROCESO: DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA


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Tabla 1. Escalas a utilizar en los planos TIPO DE LÍNEA

34.5 KV y 13.2 KV RURALES REDES AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS URBANAS PRIMARIAS Y SECUNDARIAS SUBESTACIONES INTERIORES Y SUBTERRÁNEAS LOCALIZACIÓN DE EDIFICIO EN CIUDAD

PLANTA 1:2500

ESCALA VERTICAL LOCALIZACIÓN 1:500 1:25000

1:500

1:500

1:50 ó 1:75

1:50 ó 1:75

1:2000

1:2000

Para la correcta ubicación espacial de las redes de distribución, se debe utilizar como guía el documento “INSTRUCTIVO PARA EL POSICIONAMIENTO ESPACIAL DE PROYECTOS ELÉCTRICOS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN” que se considera un anexo de la presente norma. 2

TRAMITACIÓN DE PROYECTOS

Los planos que se elaboren para un proyecto deben contener como mínimo la siguiente información: 2.1 PROYECTOS SOBRE LÍNEAS DE 34.5 Y 13.2 KV a. Convenciones utilizadas b. Diagrama unifilar c. Localización del proyecto indicando el norte, el nombre del propietario, poste y línea de arranque, a una escala reducida, de modo que sirva de orientación para ubicar el proyecto. d. Planta de toda la línea a construir donde aparezcan: - Localización de los apoyos, con su numeración y detalle del punto de arranque, mostrando los dos postes adyacentes. - Longitudes de los vanos. -

Angulo de cambio de dirección. Clases de conjunto a usar en cada apoyo, incluidas las retenidas. Número de postes por apoyo, altura y resistencia. Calibre y clase de conductor y número de éstos.

CODIGO:

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- Localización y altura de cruces con líneas existentes eléctricas y telefónicas, carreteras, ferrocarriles, ríos. - Localización de escuelas, inspecciones de policía, casas y todo tipo de edificación o cualquier elemento que afecte la operación de las líneas, como guaduales cercanos a la ruta de la línea. - Longitud de la línea en cada plano. - Voltaje nominal. - Protecciones de la línea. e. Perfil de la línea, en las zonas en donde atraviese terreno montañoso, en el cual se indique. Perfil del terreno, con las cotas en los puntos de cambios y otros puntos auxiliares. Localización de los apoyos, con su altura libre. - Catenaria de los conductores. - En el plano donde se muestre planta y perfil de la línea, en la parte del perfil se indicará la numeración de los apoyos, la longitud de los vanos, la cantidad, la altura y resistencia de los postes, ángulo de cambio de dirección, lasposición clases de conjuntos a usar en cada apoyo incluidas las retenidas, la relativa de éstas, la localización y altura de cruces con líneas eléctricas y telefónicas, carreteras, ferrocarriles, ríos, etc., cualquier elemento que afecte la operación de la línea, como guaduales y árboles. En este caso en la planta solo se repiten la numeración de los apoyos, la posición de las retenidas y los cruces. 2.2 PROYECTOS PARA CONEXIONES RURALES. a. Convenciones utilizadas. b. Localización del proyecto indicando el norte, el nombre del propietario, poste y línea de arranque y detalle de éste, a una escala reducida, de modo que sirva de orientación para ubicar el proyecto. c. Diagrama unifilar. d. Planta y perfil (si el terreno es montañoso) del tramo de línea en donde aparezcan: Localización de apoyos, con su numeración, cantidad de postes por apoyo, altura y resistencia.


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-

Longitudes de los vanos y ángulos de cambio de dirección de la línea. Clases de conjunto a usar en cada apoyo, incluidas las retenidas. Número de postes por apoyo, altura y resistencia. Calibre, clase de conductor y número de éstos. Localización y altura de cruces con líneas eléctricas y telefónicas, carreteras, ferrocarriles, etc. Nombre de la línea principal de la cual se deriva el ramal y número del poste de arranque, tensión de la línea y número de fases, calibre del conductor. Protecciones del tramo y del transformador, con sus datos básicos. Ubicación y capacidad del transformador. - Acometida y contador de energía, con detalle de su localización 2.3 PROYECTOS SOBRE REDES DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA, AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS. a. Plano de la planta de la red aérea, el cual debe contener la siguiente información: - El loteo. - El tipo de vías a usar y sus respectivos cortes. - Redes eléctricas tanto primarias como secundarias, existentes en los alrededores. - Redes eléctricas a construir, indicando la clase de conjunto a utilizar en cada poste, número y calibres de conductores. - Cuadro del cálculo de la regulación. - Cuadro del cálculo de la capacidad de los transformadores de potencia. - Tipo de alumbrado público previsto. - Escala, convenciones utilizadas y notas aclaratorias. b. Planta de la red subterránea en donde se muestre: - Localización de las cajas de registro, las canalizaciones y del punto de alimentación de la red, con indicaciones de redes subterráneas existentes en los alrededores. - Número, diámetro y material de los ductos.


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- Número, calibre y material de los conductores en cada ducto. - Distancia entre las cajas de registro. - Localización de las subestaciones interiores o subterráneas. 2.4 PROYECTOS SOBRE SUBESTACIONES AÉREAS, INTERIORES Y SUBTERRÁNEAS. a. Convenciones utilizadas. b. Localización del proyecto, con indicación de redes subterráneas existentes en los alrededores. c. Diagrama unifilar, servicios auxiliares y mando de los interruptores. d. Planta, cortes y vistas en donde se indique: -

Disposición de los equipos en patios, celdas o cubículos. Disposición de los instrumentos, relés y aparatos en los tableros. Dimensiones verticales y horizontales. Localización y dimensiones de cárcamos. Detalles de fijación de aisladores, equipos, puertas de acceso, mallas de cerramiento y de protección (tierra). - Sistemas de alumbrado interior o exterior, con número, potencia, clase de fuente luminosa y localización de luminarias. - Sistemas de ventilación para subestaciones interiores y subterráneas. - Sistemas de drenaje. e. Cálculo de la capacidad de la subestación. 2.5 PROYECTOS SOBRE BLOQUES MULTIFAMILIARES Y EDIFICIOS. a. Convenciones utilizadas. b. Localización del proyecto, con indicación de redes primarias y secundarias adyacentes. c. Diagrama unifilar de todo el grupo. d. Cuadro de cargas con sus respectivos circuitos alimentadores. e. En caso de bloque multifamiliares, planta donde aparezcan:


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- Número total de bloques y pisos por bloque. - Número total de apartamentos y locales y clase de uso de éstos. - Circuitos alimentadores de alta y baja tensión, con indicación de calibre de conductores, cantidad por ducto (para sistemas subterráneos) y diámetro de los ductos y longitudes. - Circuitos de alumbrado y control del mismo. - Cuadro de áreas (área del lote, áreas construidas y áreas libres). - Localización capacidad de subestaciones. f. En caso de una edificación, planta donde aparezcan: - Número total de pisos, de apartamentos y de locales y clase de uso de éstos. - Acometida de A.T. y B.T. y subestación. - Carga instalada por piso y carga total. g. Cálculo de la capacidad de la subestación. Cada se presente para aprobación de la Empresa se acompañará con la proyecto siguiente que información técnica. 1. 2. 3. 4. 5.

Breve descripción del proyecto. Planos. Memorias de cálculo. Lista de materiales. Presupuesto.

Las memorias de cálculo comprenderán diferentes tópicos según la clase de proyecto, de esta manera: 1. En proyectos de líneas de 34.5 y 13.2 KV. a. Diseño eléctrico. - Determinación de la carga a alimentar. - Indicación del calibre del conductor normalizado por la Empresa. Ver norma.


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- Comprobación de que el calibre del conductor cumple con el porcentaje de regulación normalizado por la Empresa. - Indicación de las protecciones. b. Diseño mecánico. - Determinación del vano regulador. - Indicación del templete que será utilizado. - Cálculo del número de retenidas. 2. En proyectos para conexiones rurales. a. Diseño eléctrico. - Determinación de la carga a alimentar. - Indicación del calibre del conductor normalizado por la Empresa. - Comprobación de que el calibre del conductor cumple con el porcentaje de regulación normalizado por la Empresa. - Cálculo de la capacidad del transformador. - Indicación de las protecciones. b. Diseño mecánico. - Indicación del templete que será utilizado. - Cálculo del número de retenidas. 3. En proyectos de redes de distribución primaria y secundaria, aéreas y subterráneas. Diseño eléctrico. - Selección de la carga diversificada y de la carga a alimentar, basados en los parámetros suministrados por la Empresa. En edificios cuyas cargas sean mixtas, la Empresa dará datos de factor de diversidad y carga individual solo para los apartamentos. - Indicación del calibre de conductores normalizados por la Empresa - Cálculo del número y capacidades de los transformadores de potencia. - Comprobación de que los calibres de conductores cumplen con el porcentaje de regulación normalizado por la Empresa

CODIGO:

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4. En proyectos de subestaciones aéreas, interiores y subterráneas. a. Diseño eléctrico. - Capacidad de la subestación. - Se adjuntarán los criterios y cálculos justificativos de aquellos aspectos no definidos en las normas de cada tipo de subestación. b. Diseño civil - Cálculo de los muros y losas - Sistema de desagües. - Cálculo de ventilación. Para los cuatro tipos de proyectos los resultados de los cálculo y los valores presentados en las memorias de cálculo deberán ser concordantes con las respectivas normas de diseño. En la presentación de todo tipo de proyectos se incluirá una lista de materiales y equipos y un presupuesto de toda la obra. La lista de materiales y equipos comprenderá, estos conceptos: Item, descripción, unidad y cantidad. Los materiales y equipos se agruparán así: -

Materiales y equipos para líneas de 34.5 KV. Materiales y equipos para líneas de 13.2 KV. Materiales y equipos para redes de distribución primaria. Materiales y equipos para subestaciones. Materiales y equipos para redes de distribución secundaria. Materiales y equipos para acometidas. Materiales y equipo para alumbrado público

CODIGO:

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Los presupuestos, agrupados en la forma anterior, incluirán: -

Valor Comercial de materiales y equipos. Valor de la mano de obra, incluidas las prestaciones sociales. Valor del transporte de materiales, equipos y personal. Valor del uso de herramientas y equipo de trabajo. Valor de imprevistos para los cuatro conceptos anteriores Valor de la ingeniería. Valor de la administración, incluidos los seguros y las utilidades. Valor total del presupuesto.

El valor de los materiales y equipos se presentará en forma discriminada en un listado que contenga: ítem, descripción, cantidad, unidad, valor unitario y valor parcial del ítem. De acuerdo con la resolución CREG los plazos para aprobación de los proyectos para dar servicio a obras particulares, deberán cumplir con los siguientes términos: Para Nivel I (Tensión nominal inferior a un (1) 1 kV , suministrado en la modalidad trifásica o monofásica) : Siete (7) días hábiles. Para Nivel II (Tensión nominal mayor o igual a un (1) kV y menor a treinta (30) kV suministrada en la modalidad trifásica o monofásica): Quince (15) días hábiles. Para Nivel III (Tensión nominal mayor o igual a treinta (30) kV y menor a sesenta y dos (62) kV suministrada en la modalidad monofásica) : Quince (15) días hábiles. Para Nivel IV (Tensión nominal mayor o igual a sesenta y dos (62) kV, suministrada en la modalidad trifásica) : Veinte (20) días hábiles. En algunos casos para conexiones en los niveles de tensión II, III y IV, el plazo para aprobar o desaprobar la conexión podrá ser mayor al aquí establecido, cuando Empresa necesite efectuaralestudios dede unefectuar plazo mayor. En este La caso, La Empresa informará Usuario que de larequieran necesidad tales estudios y el plazo que tomará la aprobación o desaprobación de la solicitud de la conexión, sin que este plazo pueda exceder de tres (3) meses.


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La aprobación del proyecto por parte de La Empresa no exonera de responsabilidad al diseñador por errores u omisiones que afecten el STR y/o SDL en el cual opera La Empresa. La solicitud y planos aprobados para la conexión tendrán una vigencia de un (1) año. Para la revisión y aprobación de un proyecto de urbanización o parcelación, a 13.2 KV, se cumplirán las siguientes etapas: 2.6 SOLICITUD DE INFORMACIÓN. Enviar carta a la Empresa, dirigida al ingeniero de la zona respectiva, solicitando los datos básicos para la elaboración del proyecto. En esta carta se dirá la localización geográfica del proyecto, el nombre del propietario del proyecto y el nombre del representante legal cuando se trate de persona jurídica. 2.7 PRESENTACIÓN DEL PROYECTO. Se debe adjuntar esta información: - Tres (3) copias del plano del proyecto, en donde se muestren las vías adyacentes y las redes existentes alrededor. - Si la urbanización o parcelación no solo vende lotes si no que construye casas individuales, dos copias del plano arquitectónico de las casas tipo. - Dos copias del certificado de uso de suelos expedido por Planeación Departamental. - Cualquier otra información que el contratista considere oportuna para claridad del proyecto. 1. La Empresa contesta indicando los datos básicos. Estos incluirán al menos esta información: - Condiciones bajo las cuales se puede suministrar el servicio de energía. - Carga por lote o por unidad de vivienda. - Vías por donde debe construirse obligatoriamente el primario y calibre para estos primarios.


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- Cualquier otro criterio que la Empresa considere debe cumplir la urbanización o la parcelación. 2. El contratista procede a elaborar el diseño, de acuerdo con los datos básico indicados por la Empresa. 3. El contratista presenta el proyecto para revisión y aprobación siguiendo los pasos dados anteriormente para los proyectos de conexiones rurales. Para la aprobación y revisión de un proyecto para dar servicio eléctrico a un edificio, unidad residencial o centro comercial, se cumplirán las siguientes etapas: 1. Enviar carta a la Empresa, dirigida al ingeniero de la zona respectiva, solicitando los datos básicos para la elaboración del proyecto. En esta carta se dirá la localización geográfica del proyecto, el nombre del propietario del proyecto y el nombre del gerente cuando se trate de persona jurídica. 2. Se debe adjuntar esta información: - Tres (3) copias del plano que muestre la localización del edificio, unidad residencial o centro comercial, en donde se indiquen las vías y redes eléctricas existentes y adyacentes al área del proyecto. - Tres (3) copias de los planos con instalaciones eléctricas interiores en donde aparezcan las cargas solicitadas y el número de servicios requeridos. - En el caso de las unidades residenciales, decir el tipo de redes (aéreas o subterráneas) que se quiere construir. - Cualquier información que el contratista considere de interés para la claridad del proyecto. 3. La Empresa contesta indicando los datos básicos: Estos incluirán al menos esta información: - Condiciones bajo las cuales se puede suministrar el servicio de energía tipo de red de distribución, tipos de carga individual, punto y voltaje de conexión. - Define si es necesario o no una subestación propia para la carga presentada, si se requiere, define el tipo de ésta.


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4. Según el tipo de subestación definido en el punto 3; deberá cumplirse con lo que se indica a continuación: a. Cuando se trate de subestación, que será operada y mantenida por la Empresa, se procede así: - La Empresa define con el interesado la localización de la subestación y el área mínima requerida por ella en caso de subestaciones interiores o el poste en caso de subestaciones exteriores. - El interesado elabora el diseño completo de la subestación (diseño eléctrico, civil y mecánico), con sujeción a las normas del capítulo de subestaciones interiores y exteriores de las redes de distribución aéreas y subterráneas. La Empresa dará las pautas para que el interesado construya las obras civiles. - El interesado paga los derechos de revisión a la Empresa, en la cabecera de zona donde solicitó los datos básicos. b. Cuando se trate de subestación interior o exterior que no será operada ni mantenida por la Empresa, se procede así: - El interesado define la localización de la subestación teniendo en cuenta las distancias de seguridad y los requisitos exigidos por la Empresa, de acuerdo a normas sobre subestaciones. - El interesado elabora el diseño completo de la subestación. Para la revisión y aprobación de un proyecto para dar servicio eléctrico a una fábrica, se cumplirán las siguientes etapas: 1. Enviar carta a la Empresa, dirigida al ingeniero de la zona respectiva, solicitando los datos básicos para la elaboración del proyecto. En esta carta se dirá la localización geográfica del proyecto, el nombre del propietario jurídica. y el nombre del representante legal cuando se trate de persona 2. Se debe adjuntar esta información:

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- Tres (3) copias del plano con la localización de la fábrica indicando las vías y redes existentes adyacentes. - Carga solicitada y voltaje deseado. - Cualquier otra información que el contratista considere oportuna para claridad del proyecto. 3. La Empresa contesta indicando los datos básicos. Estos incluirán al menos esta información: - Condiciones bajo las cuales se puede suministrar el servicio de energía : tipo de red de distribución, tipos de carga, punto y voltaje de conexión. - Si es necesario o no una subestación y el tipo de ésta. - Cualquier otro criterio que la Empresa considere debe cumplir el proyecto. 4. El contratista procede a elaborar el diseño. 5. El contratista presenta el proyecto para revisión y aprobación, siguiendo las etapas indicadas anteriormente para los proyectos de conexiones rurales. El presupuesto incluye desde el punto de conexión a la Empresa hasta el punto de protección de la nueva instalación (borne de entrada del interruptor de baja tensión), pero sin considerar el valor de este interruptor. Para la construcción y entrega a la Empresa de los proyectos de conexiones rurales, urbanizaciones y parcelaciones, edificios, unidades residenciales y centros comerciales y fábricas, se cumplirán las siguientes etapas: 1. El contratista o el interesado pagará a la Empresa en la cabecera de zona, los derechos liquidados por la Empresa y que fueron entregados por ésta junto con la aprobación del proyecto. 2. El contratista enviará carta al ingeniero de la zona respectiva, en la cual le informará: -

Fecha en la cual dará comienzo a la obra. Número y fecha del recibo de pago de los derechos de la Empresa. Nombre del Ingeniero Electricista inscrito que dirigirá la obra. Nombre del supervisor que ejecutará la obra.


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Cuando el constructor de la obra no es el mismo diseñador del proyecto, aquél deberá entregar una carta de autorización del diseñador a la Empresa, para poder empezar dicha obra. 3. Una terminada la obra, el contratista notificará por escrito al ingeniero de zona vez y solicitará el recibo técnico de la misma. 4. En su respuesta a la comunicación del punto 3, la Empresa notificará al contratista sobre la fecha, hora y sitio de reunión para el recibo técnico de la obra. Este recibo técnico se hará siempre con la presencia del ingeniero inscrito responsable de la obra y el ingeniero de zona de la Empresa o su representante. 5. En caso de anomalías encontradas en la obra, el ingeniero de zona o su representante notificará por escrito al contratista sobre ellas para que proceda a corregirlas. 6. Luego de corregir las anomalías, el contratista volverá a notificar al ingeniero de zona y se repetirá el proceso a partir del punto 4. La Empresa indicará correcciones que debe hacer el contratista en la obra hasta un máximo de tres veces. A la tercera vez si el contratista persiste en no acatar las correcciones señaladas, se rechazará definitivamente la obra. 7. El contratista, luego del recibo técnico de la obra por la Empresa, informará al usuario para que éste vaya a la oficina de la Distribuidora de Energía en donde está localizado el proyecto, y firme el contrato de servicio.


3

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CARACTERISTICAS DE LOS MATERIALES

3.1 CONDUCTORES 3.1.1 Generalidades Las presentes normas establecen el uso de conductores de cobre y aluminio con y sin alma de acero para los sistemas de subtransmisión y distribución, de acuerdo con los siguientes requisitos generales: 3.1.1.1 Líneas Aéreas de Subtransmisión. Se usarán conductores desnudos de aluminio AAAC y de aluminio reforzado con acero ACSR. El AAAC se usará en zonas con ambiente tropical salino altamente contaminado. 3.1.1.2 Circuitos Primarios. Los conductores para circuitos aéreos serán los mismos especificados para líneas aéreas de subtransmisión. Para instalaciones subterráneas se usarán conductores de cobre. 3.1.1.3 Circuitos Secundarios. Para circuitos aéreos se usarán cables múltiplex (preensamblado) de aluminio ASC aislado para las fases y AAAC o ACSR como conductor neutro mensajero. Para instalaciones subterráneas se usarán conductores de cobre aislado. 3.1.2 Conductores de cobre. 3.1.2.1 Conductores subterráneos. Los conductores subterráneos serán de cobre electrolítico de 99.9% de pureza, tipo suave de conductividad 100%. El cableado podrá ser redondo concéntrico, redondo compacto o sectorial, de acuerdo con las necesidades y características de la instalación. 3.1.3 Conductores de Aluminio.

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MACROPROCESO:


DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA

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Los conductores serán de aluminio duro de conductividad 61%. Los conductores de aluminio podrán ser con o sin refuerzo de acero. Los primeros se utilizarán para líneas de subtransmisión y circuitos primarios en instalaciones de conductores desnudos. Los conductores de aluminio tendrán el cableado y las características definidas en las siguiente tablas

Tabla 2. Conductor Tipo AAAC CALIBRE AWG O Kcmil 400 350 300 250 4/0 2/0 1/0 2

CLASE

No. DE ALAMBRES

DIAMETRO ALAMBRE Mm

DIAMETRO CONDUCTOR Mm

AA,A A A A AA,A AA,A AA,A AA,A

19 19 19 19 7 7 7 7

3,69 3,45 3,19 2,91 4,42 3,50 3,12 2,47

18,45 17,25 15,95 14,55 13,26 10,50 9,36 7,41

PESO ALUMINIO ALEADO kg/km 555,1 485,5 416,6 346,9 293,7 184,7 146,5 92,14

CARGA MINIMA A LA ROTURA CONDUCTOR AAC Kgf 6098 5333 4772 3977 3334 2090 1734 1091

Tabla 3. Conductor Tipo ACSR Clase AA NOMBRE CLAVE

CALIBRE AWG O Kcmil

Lark Ibis Chicadee Oriole Linet Merlin Ostrich Patritg Waxwing Penguin Pigeon Quail Raven Robin Sparrow Swan

397.5 397.5 397.5 336.4 336.4 336.4 300.0 266.8 266.8 4/0 (211.6) 3/0 (167.8) 2/0 (133.1) 1/0 (105.6) 1 (83.69) 2 (66.36) 4 (41.74)

No. DE ALAMBRES

DIAMETRO ALAMBRE Mm

Al 30 26 18 30 26 18 26 26 18 6 6 6 6 6 6 6

Al 2,92 3,14 3,77 2,69 2,89 3,47 2,73 2,57 3,09 4,77 4,25 3,78 3,37 3,00 2,67 2,12

Acero 7 7 1 7 7 1 7 7 1 1 1 1 1 1 1 1

Acero 2,92 2,44 3,77 2,69 2,25 3,47 2,12 2,00 3,09 4,77 4,25 3,78 3,37 3,00 2,67 2,12

DIAMETRO CONDUCTOR mm

PESO DEL CONDUCTOR kg/km

20,47 19,88 18,87 18,83 18,29 17,36 17,27 16,30 15,46 14,31 12,74 11,35 10,11 9,00 8,02 6,35

926 812 641 783 687 543 613 545 430 433 342 272 216 171 136 85,4

CARGA MINIMA A LA ROTURA DEL CONDUCTOR kgf 9208 7393 4507 7852 6394 3856 5761 5129 3120 2783 2998 2407 1988 1611 1295 843


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3.1.4 Aislamientos. 3.1.4.1 Conductores múltiplex Pueden utilizarse en circuitos secundarios y consisten en conductores de fase aislados en polietileno y neutro mensajero, para formar un conjunto trenzado. Estos conductores deben ajustarse a los anteriores requisitos de aislamiento. 3.2 APOYOS DE LINEAS Y CIRCUITOS AEREOS. 3.2.1 Generalidades. Estas normas cubren el uso de postes de concreto, los cuales deben ser los adecuados para el apoyo de las líneas, transformadores y equipos. Los postes se deben manejar con cuidado, no se deben tirar de los vehículos de transporte, cuando se distribuyan los postes en el terreno, se debe tener en cuenta cuales van a llevar transformadores o se van a utilizar en ángulos y terminales. 3.2.2 Poste de Concreto. Los postes de concreto que se utilizarán en la construcción de líneas de subtransmisión y circuitos aéreos de distribución serán de los tipos aceptados por las normas colombianas. Estos pueden construirse con diversas técnicas y diferentes formas. En la siguiente tabla se especifican las características principales de postes de concreto centrifugados y con refuerzo de acero y forma troncónica. 3.2.2.1 specificaciones para postes de concreto centrifugado

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Tabla 4. Especificaciones para postes de concreto centrifugado LARGO (m).

9 12 13 14

DIAMETROS Base (cm) Punta (cm) 27.5 14 27.5 14 32 14 32 14 37 19 33.5 14 33.5 14 37 16 40 19 41 20

Mín. espesor del anillo 6 6 6 6 7 6 6 7 8.5 9

Carga de Diseño 510 750 510 750 1050 510 750 750 1050 1350

El concreto usado para los postes deberá ser de 200kg/cm 2 (3000lbs/pulg2) a los 28 días y el acero de 1200kg/cm2. El recubrimiento del refuerzo será como mínimo de 2cm. 3.2.3 Enterramiento de los postes La profundidad a la cual se deben enterrar los postes se regirá por la siguiente fórmula: Profundidad de enterramiento = 0.1 H + 0.6 (metros) , Donde H es la longitud del poste en metros. En terrenos pendientes, la profundidad de enterramiento se debe medir desde el lado inferior de la excavación. Cuando el terreno es blando, especialmente arenoso o pantanoso, el material de relleno no puede ser de esta misma clase. Cuando se trabaja en casco urbano, se debe garantizar el mismo acabado que tienen las calles y andenes antes de la excavación. El diámetro del hueco debe ser 20cm mayor que el de la base del poste. 3.2.4 Concretada de postes En terrenos inestables como es el caso de zonas inundables, áreas de cultivo y terrenos arenosos, los postes se deben estabilizar mediante un anillo de concreto


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ciclópeo que se extienda 20cm alrededor del poste, medidos desde la cara de éste y a 50cm de profundidad a partir de la línea tierra –aire como se ilustra en la Figura 1. En terrenos pendientes esta línea la determina el lado inferior de la excavación.

Figura 1. Concretada de postes

3.2.5 Especificación de montaje de postes Una vez hechos los huecos para postes, éstos se deben señalizar con una bandera de advertencia para evitar posibles accidentes. Si por motivos de diseño, es necesario ubicar un poste en esquinas o sitios de cruce vehicular, éstos deben ser pintados con una franja de seguridad amarilla y negra, un metro a partir de del suelo. 3.2.6 Montaje de los conjuntos en los postes Los postes deben ser alineados con el fin de aprovechar al máximo los huecos. Las crucetas se deben instalar alineadas y niveladas. En ángulo de la línea la cruceta debe estar alineada con la bisectriz del ángulo. Los tornillos deben ser de la longitud adecuada. Cuando se instalen en una estructura se deben extender al menos ½” y no más de 2 ½” después de las


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tuercas. La tornillería no se debe cortar cuando sea muy larga; debe remplazarse por tornillos de longitud adecuada. 3.3 DISPOSICION DE CONDUCTORES AEREOS 3.3.1 Generalidades En este artículo se establecen los requisitos generales sobre distancias mínimas entre conductores desnudos, entre estos y otros elementos de la instalación, a estructuras adyacentes a los circuitos y entre los circuitos, con base en consideraciones sobre aislamiento eléctrico. Generalmente las distancias en la práctica están dictadas por consideraciones de orden mecánico y de facilidades para la instalación y mantenimiento Por lo tanto, las distancias que en este artículo se establecen se utilizarán principalmente en los cálculos eléctricos. 3.3.2 Distancias entre conductores 1. La horizontal tener en cuenta el efecto para evitar que los distancia conductores lleguendebe acercarse hasta el punto en del queviento se produzcan fallas. La distancia mínima puede calcularse por la siguiente fórmula: e=k F +L + A

En la que: e = separación entre conductores, en metros. k = coeficiente igual a 0.75 para conductores de cobre o aluminio reforzado con acero y 1.00 para conductores de aluminio. F = Flecha máxima en metros. L= longitud de la cadena de aisladores de suspensión, en metros. En el caso en el que los conductores estén soportados con aisladores de espigo y en estructuras terminales y de retención L= 0 A =

Para tensiones superiores a 66 kV

( kV ) 2 20000


A=

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kV

150

Para tensiones inferiores a 66 kV kV = tensión entre fases 3.3.3 Distancia de conductores a tierra Las distancias mínimas del conductor inferior a tierra, bajo condiciones de máxima flecha serán las especificadas en la Figura 2:

DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD EN ZONAS CON CONSTRUCCIONES Descripción

Distancia vertical “a” sobre techos y proyecciones de difícil acceso a personas. Distancia horizontal “b” a muros, proyecciones, ventanas y diferentes áreas independientemente de la facilidad de accesibilidad de personas.

Distancia vertical “c” sobre o debajo de balcones o techos de fácil acceso a personas, y sobre techos accesibles a vehículos de máximo 2,45 m de altura. Distancia vertical “d” a carreteras, calles, callejones, zonas peatonales, áreas sujetas a tráfico vehicular.

Tensión nominal entre fases (kV) 44/34,5/33 13,8/13,2/11,4/7,6 <1 115/110

Distancia (m) 3,8 3,8 0.45 2,8

66/57,5 44/34,5/33 13,8/13,2/11,4/7,6 <1 44/34,5/33 13,8/13,2/11,4/7,6 <1 500 230/220 115/110 66/57,5 44/34,5/33 13,8/13,2/11,4/7,6 <1

2,5 2,3 2,3 1,7 4,1 4,1 3,5 8,6 6,8 6,1 5,8 5,6 5,6 5

Figura 2. Distancias de conductores a tierra – edificaciones y estructuras similares


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Cualquier distancia de seguridad adicional que sea requerida, deberá tomarse del Reglamento técnico de Instalaciones Eléctricas vigente en el momento.

3.3.4 Distancias de conductores a los soportes 3.3.4.1 Conductores rígidamente soportados Las distancias mínimas a superficies de madera o concreto se calcula por la fórmula: e = 0.1 +

kV

150metros

KV = voltaje entre fases Las distancias mínimas a superficies metálicas deberán ser de 1 cm por cada kiloVoltio de tensión entre fases. 3.3.4.2 Conductores en aisladores de suspensión. Las distancias mínimas se calcularán de acuerdo con la siguiente fórmula: A = lk

W 1 + 0.5W 2

(W 1 + 0.5W 2) 2 + (G1 + 0.5G 2) 2

En donde. Lk = W1 = W2 = G1 = G2 =

Longitud de la cadena de aisladores empuje del viento sobre el conductor empuje del viento sobre el conductor peso del conductor peso de la cadena

3.3.5 Distancia de conductores al cable de guarda El cable de guarda debe colocarse en tal posición que el ángulo de protección sea inferior a 30º. Normalmente el cable de guarda se instala con una tensión tal que su flecha sea 75% a 80% la de los conductores, con lo cual se conserva el ángulo de apantallamiento y las distancias a los conductores en toda la longitud del vano.


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3.3.6 Distancias en casos de cruces Los cruces de líneas soportadas en estructuras diferentes deberán cumplir con los siguientes requisitos: -

La línea de mayor tensión debe cruzar siempre por sobre las de tensiones inferiores. Se procurará que los cruces se efectúen cerca de un apoyo de la línea de mayor tensión.

La distancia mínima entre el conductor de la línea inferior y el apoyo de la línea superior debe ser la calculada por la siguiente fórmula: e = 1.5 +

F

2

mts

En la que F = flecha máxima en metros del conductor inferior de la línea de menor tensión. -

La separación vertical mínima entre conductores más próximos de los dos

circuitos en el punto de cruce, se determina en la Figura 3. 3.3.7 Distancias entre circuitos en la misma estructura Las distancias verticales deberán cumplir con los siguientes requisitos mínimos: 1. El circuito de mayor tensión deberá ir en la parte superior. 2. Las distancias verticales mínimas entre conductores de circuitos diferentes que se cruzan en el mismo soporte deberán ser las especificadas en el cuadro de Distancias Mínimas entre Circuitos (Figura 3). 3.3.8 Distancias a edificaciones y estructuras similares 1. Se debe evitar pasar circuitos eléctricos sobre edificios y estructuras similares. 2. Las distancias mínimas estructuras similares seránhorizontales especificadasdeenconductores la Figura 2. aéreos a edificios y

CODIGO:

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DISTANCIAS EN METROS Tensión Nominal (kV) entrede Fases la Línea Superior

500 230/220 115/110 66 57,5 44/34,5/33 13,8/13,2/11,4/7,6 <1 Comunicaciones

4,8 3 2,3 2 1,9 1,8 1,8 1,2 0,6

4,2 2,4 1,7 1,4 1,3 1,2 1,2 0,6

Comunic.

<1

4,2 2,4 1,7 1,4 1,3 1,2 1,2

4,2 2,4 1,7 1,4 1,3 1,3

4,3 2,5 1,8 1,5 1,4

4,3 2,6 1,9 1,5

4,6 2,9 2,2

5,3 3,6

7,1

13,8/ 44/ 57,5 66 115/ 230/ 500 13,2/ 34,5/ 110 220 11,4/ 33 7,6 Tensión Nominal (kV) entre Fases de la Línea Inferior

Figura 3. Distancias mínimas entre circuitos


4

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CRITERIOS GENERALES PARA EL CALCULO MECANICO DE CONDUCTORES AEREOS

4.1 CONSIDERACIONES GENERALES En este capítulo se incluyen los criterios generales para el cálculo mecánico de conductores aéreos. Estos criterios no pueden tomarse como normativos en todos sus aspectos y para su aplicación, el diseñador deberá ejercer su mayor juicio de acuerdo con la buena práctica y experiencia de la ingeniería. 4.2 VANOS Teóricamente el vano es la distancia horizontal entre los elementos en los cuales el conductor está libremente suspendido o apoyado. En la práctica y para los propósitos del diseño, el vano se toma como la distancia horizontal entre dos apoyos verticales adyacentes, medida entre los ejes verticales o centros de tales apoyos. Para el diseño se definen diferentes vanos, como se explica en seguida. 4.2.1 Vano Individual. Es la distancia horizontal entre dos apoyos adyacentes cualesquiera de la línea. 4.2.2 Vano Básico o Normal. Es la distancia horizontal entre apoyos adyacentes, con la cual se obtiene la mayor economía en la construcción de la línea en terreno plano. Este vano se determina a partir del aislamiento mínimo permisible a tierra para el voltaje considerado. Tramo.- Es el conjunto de varios vanos consecutivos comprendidos entre 2 apoyos de anclaje, o terminales. 4.2.3 Vano Promedio. Es la distancia horizontal equivalente al promedio aritmético de las longitudes de los vanos que constituyen el tramo respectivo de la línea.


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4.2.4 Vano Regulador. Es un vano equivalente, ficticio, que permite obtener la tensión promedia en los vanos de un tramo de la línea, comprendidos entre dos apoyos de retención o terminales. Este vano se usa para la construcción de la plantilla de localización de los apoyos. Su propósito en el diseño de líneas es determinar la longitud de vano representativa para escoger las tensiones a diferentes temperaturas y preparar las tablas o ábacos de tendido. El vano regulador es más largo que el vano promedio y menor que el vano máximo. El vano regulador se asume a partir de consideraciones sobre tensión y distancias a tierra de los conductores. Puede calcularse, aproximadamente, en función de los vanos determinados en forma preliminar, a partir de la siguiente expresión: El vano regulador = 1/3 vano promedio + 2/3 vano máximo. También se puede determinar, con más precisión, por la fórmula: Vano Re gulador =

l13 + l23 + Lln3 l1 + l2 + Lln

En que l1, l2............ln, son las longitudes de los vano individuales comprendidos en el tramo. Puede observarse, que entre mayor sea el número de vanos en el tramo, la longitud del vano regulador tiende a acercarse a la del vano promedio. 4.2.5 Vano de Peso. Es la distancia horizontal entre los puntos más bajos de un conductor a lado y lado del apoyo y se usa para el cálculo de las cargas verticales en los apoyos. 4.2.6 Vano de Viento. Es aquel en el cual se supone que actúa la fuerza del viento sobre los conductores y se toma igual a la suma de las mitades de los vanos a lado y lado de la estructura.

CODIGO:

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4.3 ESFUERZOS EN CONDUCTORES AEREOS. Los esfuerzos a los que quedan sometidos los conductores en líneas aéreas se derivan de su peso propio, de la carga debida al viento y de las variaciones de temperatura. El peso propio actúa verticalmente y se supone que la carga debida al viento se aplica horizontalmente en el sentido perpendicular al vano. Las variaciones de temperatura producen esfuerzos longitudinales en la línea. La tensión resultante en el plano perpendicular al eje de la línea es la combinación del peso propio y de la carga del viento. 4.3.1 Peso Propio (Pc). Éste se calcula para el vano de peso, definido anteriormente, a partir de los pesos unitarios de los conductores. Estos se encuentran en los catálogos de los fabricantes y en algunos manuales de Ingeniería. 4.3.2 Esfuerzos Debidos al Viento (Pv) La presión del viento sobre superficies cilíndricas se calcula para el vano de viento definido anteriormente, por la siguiente formula: Pv = 0.0042 v2 kg/m2, en que v = Velocidad máxima del viento en kilómetros por hora. Las estadísticas meteorológicas registran velocidades máximas del viento diferentes para las distintas regiones de Colombia. Para los propósitos de diseño en estas normas se adoptará una velocidad del viento de 100 km/hora. En caso de comprobarse, en determinada región, velocidades mayores de la normalizada, dicha velocidad deberá tomarse como base para el diseño. La carga del viento por metro de longitud es aproximadamente igual a: fv = Pv x Dc (kg/m). 2

fv = 0.0042 v D x l D = Diámetro del conductor en metros.


REVISIÓN: FECHA:


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4.3.3 Resultante. La resultante del peso propio y la carga del viento es: 2

fc =

2

Pc + f v

kg / m

4.4 CALCULO DE FLECHAS Y TENSIONES La forma que adoptan los conductores aéreos entre soportes puede representarse por la fórmula de la parábola y más exactamente por la de la catenaria. 4.4.1 Fórmula de la Parábola Esta es suficientemente aproximada para el cálculo de flechas y tensiones en vanos de longitud inferior a 300metros o cuando la flecha tiene valores iguales o inferiores al 5% de la longitud del vano. En la Figura 4 se presentan la curva de la parábola y los parámetros que la determinan.

Figura 4. Curva de la parábola

La ecuación de la flecha para vanos con apoyos a nivel es: F =

F= Pc = l= t=

Pcl

2

8t

Flecha en el centro del vano, en metros Peso por unidad de longitud, en kilogramo por metro longitud del vano en metros componente horizontal de la tensión en el conductor, en kilogramos


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Otras flechas pueden calcularse por la relación: 2

F1 =

l1 Fr l2 r

F1 = Flecha en metros para el vano de longitud l1 en metros. lr = longitud del vano regulador, en metros Fr = Flecha para el vano regulador a la temperatura mínima o máxima, en metros 4.4.2 Fórmula de la catenaria y=

h

2

x

−

x

(e h − e h )

h= t/p Siendo t la tensión en kg en el punto mas bajo del conductor y p la carga por metro de hilo (peso y sobrecarga) Esta fórmula debe usarse para vanos de mas de 300 metros o cuando la flecha es mayor que el 5% del vano. En la Figura 5 se ilustra la curva catenaria y los parámetros que la determinan. Las convenciones son las mismas usadas en la fórmula de la parábola.

Figura 5. Curva de la catenaria


REVISIÓN: FECHA:


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4.4.3 Máximo vano posible La tensión mínima en el conductor en el punto de soporte, ocurre cuando la flecha es igual a F = 0.337* l , por lo tanto en la fórmula de la parábola, lmax = 2.697 t Pc

Pc = Peso por unidad de longitud, en kilogramo por metro componente horizontal de la tensión en el conductor, en kilogramos t= 4.4.4 Apoyos a diferente nivel. Este caso se ilustra en la Figura 6. Se aplican las siguientes fórmulas con base en la ecuación de la parábola:

Figura 6. Apoyos a diferente nivel

4.4.4.1 Distancia vertical del apoyo B al punto más bajo h F1 = F (1 −

4F )

2

metros


REVISIÓN: FECHA:


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Para apoyos a nivel Pcl2

F =

8t

h = diferencia de altura entre apoyos, en metros 4.4.4.2 Distancia vertical del apoyo A al punto más bajo F2 = h + F1

metros

4.4.4.3 Distancia horizontal entre el apoyo B y el punto más bajo l1 =

l

2

(1 −

h

4F

) metros

4.4.5 Efecto de La Temperatura 1. La tensión en el conductor varía en proporción inversa a la temperatura y la flecha en proporción directa. Las anteriores relaciones pueden expresarse de la siguiente forma: 

2

2 t t + SEα (T − T1 ) +



SEl f c1 2 1

24t



3l 2α (T − T1 )



8

F 3 − F  F12 +

−



SEl f c



24

3l 2t1 

3l 4 f

− t1  =

2

c = 8SE  64SE

t= t1 = α= T= T1 = S=

tensión final de conductor en kg/m tensión inicial de conductor en kg/m coeficiente de dilatación lineal por grado centígrado temperatura final, en ºC Temperatura inicial , en ºC área del conductor en mm2

E fc == fc1 = F= F1 = l=

2 módulo deen elasticidad, en kg/mm esfuerzos el conductor para las condiciones finales, en kg/m esfuerzos en el conductor para las condiciones iniciales, en kg/m flecha final de conductor, en metros flecha inicial de conductor, en metros longitud del vano, en metros

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:

MACROPROCESO:


DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA

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2. Las características de los materiales para los conductores a los cuales se hace referencia en estas normas son las siguientes, a 20ºC. Tabla 5. Características de los materiales a 20ºC Tipo de alambre o conductor

Cableado

Módulo de Coeficiente de Dilatación elasticidad final (1) Lineal por grado (2) Kg/mm2 Cx10-6

1 7 19 37 61 1 7 19 37 6/1 8/1 18/1

7000 6200 6000 5800 5600 20000 19000 19000 19000 8000 10000 7000

23.0 23.0 23.0 23.0 23.0 11.5 11.5 11.5 11.5 19.1 16.9 21.2

6/7 8/7 12/7

8000 9000 11000

19.8 17.6 15.3

24/7 26/7 30/7 42/7 45/7 54/7

7380 8000 8000 6000 6470 7000

19.6 18.9 17.8 21.2 20.9 19.3

16/19 18/19 30/19 42/19 54/19

12000 12000 8000 9000 7000

14.2 13.9 18.0 15.8 19.4

3/4 7/3 Tipo 150 Alpac Tipo 200 Alpac

14000 12000 10000 11000

13.7 14.8 17.1 15.8

AASC

19 7 37

16450 6350 6250

23.0 23.0

Cobre E. C. (estirado en duro)

Todos

12000

16.9

Aluminio (estirado en duro) Acero Galvanizado

ACSR


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(1) Los módulos de elasticidad indicados en esta tabla para aluminio, acero y ACSR son el promedio de los valores obtenidos en ensayos esfuerzo de deformación. El módulo de elasticidad indicado para cobre es el usado generalmente para alambre sólido y todos los conductores cableados. (2) Los coeficientes de dilatación lineal indicados en la tabla para el aluminio, acero y cobre son los valores generalmente aceptados. Los de ACSR se calculan para representar el promedio de valores de los diversos tipos y cableados de lista. Para aluminio reforzado con acero se emplearán las siguiente fórmulas: Módulo de elasticidad E E = 7000

a + 3 kg a +1

mm 2

Coeficiente de dilatación lineal α α = 11.5 * 10− 6

2a + 3 a+3

Donde a = relación entre las secciones de aluminio y acero del conductor 4.4.6 Longitud del conductor. La longitud del conductor en metros, puede calcularse con la siguiente fórmula, según se ilustra en la Figura 5. Lc = l +

8F 2 3l

Lc = longitud del conductor, en metros l= longitud del vano, en metros F = flecha, en metros 4.4.7 Flechas y tensiones en conductores En las Tablas 6 y 7 se muestran valores de tensiones (kg) en los conductores y flechas (metros) para diferentes longitudes de vanos, bajo acción de viento de 44kg/m2, temperatura de trabajo del conductor de 75ºC y factores de seguridad de 2.0 y 2.5.

Tabla 6. Para conductores ACSR con factor de seguridad 2,5 FLECHAS Y TENSIONES EN CONDUCTORES ACSR PARA DIFERENTES VANOS Presión del viento (kg/m2) = 44 Temperatura de Trabajo (ºC) = 75 Factor de seguridad = 2,5 Vano (m) 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210

220 230 240 250

1/0 2/0 4/0 336.4 MCM Flecha (m) Tensión (kg) Flecha (m) Tensión (kg) Flecha (m) Tensión (kg) Flecha (m) Tensión (kg) 0,15 278,85 0,16 335,60 0,18 491,46 0,28 383,69 0,22 304,04 0,23 365,55 0,25 534,03 0,38 445,61 0,30 327,64 0,31 393,74 0,34 574,49 0,49 502,12 0,38 349,72 0,40 420,22 0,43 612,80 0,60 554,18 0,47 370,39 0,49 445,11 0,53 649,05 0,72 602,46 0,56 389,75 0,59 468,53 0,64 683,38 0,85 647,44 0,66 407,92 0,69 490,58 0,76 715,92 0,98 689,50 0,77 424,99 0,80 511,38 0,88 746,80 1,13 728,93 0,88 441,05 0,92 531,02 1,00 776,13 1,28 765,97 1,00 456,18 1,05 549,58 1,14 804,02 1,43 800,84 1,12 470,43 1,18 567,14 1,28 830,57 1,60 833,70 1,26 483,88 1,31 583,76 1,42 855,86 1,77 864,72 1,39 496,57 1,45 599,51 1,57 879,96 1,94 894,01 1,53 508,56 1,60 614,44 1,73 902,95 2,13 921,71 1,68 519,90 1,75 628,60 1,90 924,89 2,32 947,92 1,84 530,62 1,91 642,05 2,07 945,85 2,52 972,74 2,00 540,76 2,08 654,82 2,24 965,86 2,73 996,26 2,16 550,37 2,25 666,95 2,42 985,00 2,94 1018,55

2,34 2,51 2,70 2,89

559,47 568,09 576,27 584,03

2,43 2,61 2,80 2,99

678,48 689,45 699,88 709,82

2,61 2,80 3,00 3,21

1003,29 1020,79 1037,54 1053,57

3,16 3,39 3,62 3,87

1039,70 1059,77 1078,82 1096,92

Tabla 7. Para conductores ACSR con factor de seguridad 2,0 FLECHAS Y TENSIONES EN CONDUCTORES ACSR PARA DIFERENTES VANOS Presión del viento (kg/m2) = 44 Temperatura de Trabajo (ºC) = 75 Factor de seguridad = 2 Vano (m) 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250

1/0 2/0 4/0 336.4 MCM Flecha (m) Tensión (kg) Flecha (m) Tensión (kg) Flecha (m) Tensión (kg) Flecha (m) Tensión (kg) 0,10 418,12 0,11 512,74 0,11 778,81 0,20 536,11 0,16 434,12 0,16 531,03 0,17 802,89 0,29 594,45 0,22 450,75 0,22 550,24 0,24 828,63 0,38 648,85 0,28 467,53 0,29 569,78 0,31 855,24 0,48 699,79 0,36 484,16 0,37 589,29 0,39 882,16 0,58 747,67 0,44 500,46 0,45 608,53 0,48 909,03 0,69 792,84 0,52 516,34 0,54 627,36 0,58 935,59 0,81 835,55 0,61 531,72 0,64 645,71 0,68 961,69 0,94 876,03 0,71 546,58 0,74 663,51 0,79 987,23 1,07 914,47 0,81 560,92 0,84 680,75 0,90 1012,15 1,21 951,02 0,92 574,72 0,96 697,41 1,02 1036,40 1,35 985,84 1,03 588,00 1,07 713,49 1,15 1059,97 1,50 1019,03 1,15 600,76 1,19 729,01 1,28 1082,85 1,65 1050,70 1,27 613,03 1,32 743,98 1,42 1105,05 1,81 1080,96 1,40 624,81 1,45 758,40 1,56 1126,58 1,98 1109,88 1,53 636,13 1,59 772,30 1,70 1147,43 2,15 1137,54 1,67 647,00 1,73 785,69 1,85 1167,64 2,33 1164,02 1,81 657,43 1,88 798,59 2,01 1187,21 2,52 1189,37 1,96 667,46 2,03 811,02 2,17 1206,16 2,71 1213,67 2,11 677,08 2,19 822,99 2,34 1224,51 2,90 1236,95 2,27 686,33 2,35 834,52 2,51 1242,28 3,10 1259,27 2,43 695,21 2,51 845,63 2,69 1259,49 3,31 1280,69

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:

MACROPROCESO:


DISTRIBUCIÓN DE ENÉRGÍA

PAGINA: 41 DE 130

4.5 ESFUERZOS PERMISIBLES Al efectuar la verificación de los esfuerzos mecánicos en los conductores deben observarse los siguientes requisitos: A. La tensión a la temperatura promedio de diseño, no deberá ser superior al 25% del esfuerzo de rotura del conductor B. la tensión a la temperatura extrema de diseño, no deberá ser superior al 50% del esfuerzo de rotura. EJEMPLO Determinar los esfuerzos y flechas para un conductor de aluminio reforzado, calibre 397.5 kcmil, para las siguientes condiciones: Vano a nivel ----------------------------------- 400m Temperatura de trabajo ---------------------- 60ºC Temperatura de verificación ---------------- 20ºC Velocidad del viento a 20ºC ---------------- 100km/h Tensión a 60ºC ------------------------------- 25% del esfuerzo de rotura sin viento. Las características del conductor son: Diámetro -------------------------------------- 19.88mm Area del Aluminio --------------------------- 201.4 mm2 Area del conductor -------------------------- 234.2 mm2 Relación de áreas Alumino-Acero ------- 6.14 Esfuerzo de rotura --------------------------- 7.340kg Peso --------------------------------------------- 811.7kg/km Módulo de elasticidad: E = 7.000

9.14 = 8960kg / mm 2 7.14

Coeficiente de dilatación lineal: α = 11.5 * 10− 6

15.28 9.14

= 19.2 * 10− 6

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:

MACROPROCESO:



PAGINA: 42 DE 130

(1) Tensión inicial t1 = 7340 * 0.25 = 1835kg

(2) Flecha inicial 0.8117(400) 2 (0.8117) 3 (400) 4 + = 8.86 metros 8 * 1835 384(1835) 3

(3) Esfuerzos a 20ºC Peso Pr opio = 0.81 kg / m 2

Viento = 0.0042(100 ) * 0.01988 = 0.83kg / m

(0.83) 2 + (0.81) 2 = 1.16kg / m

Esf .resultante =

(4) Flecha a 20ºC 

3

) ( 19 ) .2 − 40 ( )10−6 ( ) 1835  3(400 3 400 3 400 1.16 − = 8 8 * 234.2 * 8960  64 * 234.2 * 8960 2

2

F − F (8.86) +



2

4

3

F − 89.2 F = 663.4 F = 12.02m

(5) Tensión a 20ºC Puede encontrarse su valor aproximado por la ecuación de la parábola: t=

Pcl

2

8F

=

1.16(400) 2 8 *12.02

= 1930kg

(6) Longitud del conductor a 20ºC

2

Lc = 400 +

8(12.02 ) = 400.96 metros 3 * 400

CODIGO: MACROPROCESO: DISTRIBUCIÓN DE ENÉRGÍA

REVISIÓN: FECHA:


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4.6 VIBRACIÓN Los conductores aéreos están sometidos a dos clases de vibraciones por el efecto del viento, la vibración eólica y el efecto de galope. Este último se presenta en conductores cubiertos por el hielo, así que no será considerado. 4.6.1 Vibración Eólica. Es una oscilación de alta frecuencia y poca amplitud que se srcina por la presencia de remolinos detrás del conductor, que producen esfuerzos intermitentes en sentido perpendicular a la dirección del viento. Para evitar la ocurrencia de vibraciones, deben tenerse en cuenta en el diseño los siguientes requisitos: 1. Diseñar la línea con tensiones mecánicas bajas, para condiciones de media y baja temperatura. 2. Usar varillas preformadas de blindaje. 3. Seleccionar dispositivos apropiados para fijar el conductor. 4. Las conexiones rígidas deben evitarse. 5. Usar amortiguadores 4.6.2 Varillas preformadas de blindaje. Las varillas de blindaje aumentan el momento resistente del conductor distribuyendo los esfuerzos de flexión, con lo cual reducen la amplitud de la vibración eólica. Consisten en varillas helicoidales del mismo material del conductor, que se instalan sobre éste en los puntos de amarre, de forma que queden paralelos a los hilos del cable y lo cubran totalmente. El elemento de amarre se aplica en el centro del tramo cubierto por varillas, de modo que estas sobresalgan de 60 a 90 centímetros en cada extremo. Generalmente el diámetro de las varillas es un poco mayor que el de los hilos del conductor. 4.6.3 Amortiguadores. Los amortiguadores tienen por objeto absorber parte de la energía de la vibración eólica y su uso se justifica en tramos donde se prevea una vibración excesiva.


REVISIÓN: FECHA:


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La efectividad de los amortiguadores depende de su sitio de colocación con relación al punto de amarre del conductor y de sus características relacionadas a las propias de amortiguación que tenga el conductor. La instalación de los amortiguadores debe hacerse de acuerdo con las recomendaciones de su fabricante y del fabricante de los conductores.


5

REVISIÓN: FECHA:


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CRITERIOS GENERALES PARA EL CÁLCULO MECÁNICO DE APOYOS

5.1 ESFUERZOS EN LOS APOYOS. Los apoyos de líneas aéreas están sujetos a la combinación de diferentes esfuerzos que se resumen en los siguientes: 5.1.1 Esfuerzos Verticales. Estos son debidos al peso propio de los apoyos, conductores y cables de guarda, crucetas, aisladores, herrajes, carga viva y otros elementos, equipos y empuje vertical de templetes. 5.1.2 Esfuerzos Debidos al viento. Se srcinan por la presión del viento en la dirección normal a los conductores y a la presión sobre el apoyo, las crucetas, aisladores, conductores y cable de guarda. Los esfuerzos en los conductores se calcularán para el vano de viento que se supone igual a la suma de las mitades de los vanos contiguos al apoyo. 5.1.3 Esfuerzos debidos a tensiones desequilibradas. Se srcinan en el empuje desequilibrado de conductores y cables de guarda,. Estos esfuerzos pueden ser los siguientes: 1. Esfuerzo debido a la máxima tensión transmitida por el conductor superior, aplicado a la altura del conductor medio. Este esfuerzo se produce por rotura del conductor en el vano contiguo al conductor considerado. El caso más desfavorable es aquel en que ser presentan esfuerzos de torsión, de acuerdo con la posición relativa del conductor con relación al eje del apoyo. 2. Esfuerzos en estructuras terminales o en el caso extremo de rotura de todos los conductores en un lado del apoyo. Estos esfuerzos se suponen iguales al 25% del esfuerzo máximo de rotura de los conductores. Los esfuerzos se suponen aplicados en el eje del apoyo, a la altura del conductor medio. En estructuras terminales, el conjunto, incluyendo el templete, debe soportar la tensión debida a todos los conductores.

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:

MACROPROCESO: DISTRIBUCIÓN DE ENÉRGÍA


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5.1.4 Esfuerzos por cambio de dirección de la línea. Son esfuerzos resultantes en apoyos para ángulos, en los cambios de dirección de los alineamientos. 5.1.5 Esfuerzos de Levantamiento. Se presentan en apoyos localizados en puntos topográficos bajos, en que los conductores ejercen esfuerzos de levantamiento en sus puntos de amarre. Debe evitarse, al plantillar, que se presenten apoyos localizados en puntos bajos, los cuales dan srcen a estos esfuerzos. 5.2 Hipótesis de Carga para apoyos en postería. El cálculo mecánico de los apoyos formados por postes se limita a la verificación de su resistencia a los esfuerzos horizontales y a combinaciones de estos esfuerzos. Las hipótesis de carga para el cálculo mecánico de los apoyos serán las que se establecen a continuación. A este respecto se hace referencia a la clasificación del Artículo 5.1 anterior. 5.2.1 Apoyos para alineamientos rectos. Los postes se verificarán mecánicamente para las siguientes hipótesis. Hipótesis 1ª: Hipótesis 2ª:

Esfuerzos B. Esfuerzos C.1

5.2.2 Apoyos para ángulos. Los postes se verificarán para las siguientes hipótesis: Hipótesis 1ª: Hipótesis 2ª

Simultaneidad de esfuerzos B. y D. Esfuerzos C.1

En los casos en que las continuidad del servicio así lo exija, se tendrá en cuenta una tercera hipótesis: combinación de esfuerzos B. y C.1. Los esfuerzos del viento se aplicarán al conductor más tensionado, suponiendo roto el conductor con el cual forma el ángulo. 5.2.3 Apoyos para retenciones y terminales.

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:



PAGINA: 47 DE 130

Los postes se verificarán para la siguiente hipótesis: Hipótesis 1ª: Hipótesis 2ª: Hipótesis 3ª:

Esfuerzos B. Esfuerzos C.1 Esfuerzos C.2

La segunda hipótesis y los esfuerzos de torsión solo se tendrán en cuenta para líneas a 66 kV y 115 kV. 5.2.4 Apoyos sometidos a esfuerzos de levantamiento. En este caso solo se considerarán estos esfuerzos sin combinarlos con esfuerzos transversales ni longitudinales. 5.3 CÁLCULO DE LOS ESFUERZOS VERTICALES. 5.3.1 Peso de los conductores. Este se obtiene de los catálogos de fabricantes, en kilogramos por kilómetro. El peso total se calcula para el vano gravitante, que es la distancia entre los puntos más bajos del conductor en los vanos contiguos a su apoyo. 5.3.2 Peso del poste y de otros elementos. Estos se obtienen de los catálogos de proveedores y fabricantes. 5.3.3 Esfuerzo vertical de templetes. Estos se calculan de acuerdo con la fórmula mencionada en el Artículo 5.7 de este capítulo. 5.4 CÁLCULO DE LOS ESFUERZOS HORIZONTALES. 5.4.1 Esfuerzos debidos al viento. 5.4.1.1 En los apoyos. La presión del viento se supone en la dirección transversal a la línea y se calcula por las siguientes fórmulas: Pv1 = 0.007V2

Para superficies planas.

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:


Pv1 = 0.042V2


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Para superficies de revolución en que:

Pv1 = Presión del viento en Kg/m2 v = Velocidad del viento en Km/hora. Carga del viento = f P = Pv1 * Area. En postes de forma troncocónica el área es igual, aproximadamente, a:

area =

d1 = d2 = H=

d1 + d 2

200

H

Diámetro a nivel del terreno, en centímetros. Diámetro del extremo superior, en centímetros. Altura del poste sobre el terreno, en metros.

La Altura H1 , del punto de aplicación de la carga del viento, sobre la superficie del terreno, se determina por la siguiente fórmula aproximada: H1 =

H

3

*

d1 + 2d 2 d1 + d 2

, metros

Para hallar H, tener en cuenta que la profundidad de enterramiento del poste es 0.1H + 0.6 Donde las convenciones son las mismas de la fórmula anterior. 5.4.1.2 En los conductores. La carga total del viento sobre los conductores se calcula por la siguiente fórmula: fv = 0.042V2*A*n. V= A= dc = l= n=

velocidad del viento en km/hora. área del conductor = (dc/100)*l (m2). diámetro del conductor, en centímetros. longitud del vano de viento, en metros. número de conductores iguales.


REVISIÓN: FECHA:


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El punto de aplicación de este esfuerzo estará localizado en el amarre de los conductores. 5.4.1.3 En otros elementos. Para la verificación de los esfuerzos en los (posteríadedeesfuerzos concreto)del incluidos en estas Normas, pueden despreciarse losapoyos provenientes viento en crucetas, aisladores y otros elementos secundarios de la instalación. 5.4.2 Esfuerzos debidos a tensiones desequilibradas. 1. En el Capítulo 4 se establecen las fórmulas para el cálculo de tensiones en los conductores. Estas se emplearán para el cálculo de esfuerzos en los apoyos, bajo las hipótesis del Artículo 5.1-c anterior. 2. En apoyos para ángulos, el esfuerzo será la resultante de las tensiones en los dos conductores como se ilustra en las figuras 7 y 8.

ϕ

Figura 7. Cambio del alineamiento con tensiones iguales

En el caso de la Figura 7, en que las tensiones son iguales, la resultante tendrá la dirección de la bisectriz del ángulo inferior y un valor igual a: tr = 2t sen

ϕ ; para t1 = t 2 = t 2

Si los esfuerzos no son iguales, como en el caso de la Figura 8, la resultante tiene el valor:

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:



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tr = t12 + t 22 − 2t1t 2 cos ϕ

ϕ

θ

Figura 8. Cambio del alineamiento con tensiones desiguales

Y su dirección es la del ángulo θ, que se determina por la siguiente expresión: cosθ =

t r2 + t12 − t 22

2t r t1

5.5 MOMENTOS EN APOYOS SENCILLOS. 5.5.1 Momento resistente. El momento resistente de un poste es igual a: Mr =

f t d 13

10

en que

Mr = Momento resistente en kg-m

2

t F en kg/mm d1 == Esfuerzo Diámetrodedeltrabajo poste permisible en la sección de empotramiento

5.5.2 Momentos por presión del viento. 5.5.2.1 En el apoyo. El momento en kg-m es:


REVISIÓN: FECHA:


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M 1 = Pv1 S1 H 1 2 1 Presión del viento en, kg-m Pv S1 == Area del apoyo sometido a la presión del viento, en m 2 H1 = Altura de aplicación de la carga resultante, en m

Para postes troncónicos: M 1 = Pv1

H

2

(2d 2 + d1 ) 600

Pv1 = Presión del viento en, kg-m 2 H = Altura del poste sobre el terreno, en m d2 = Diámetro superior del poste, en cm d1 = Diámetro del poste a nivel del suelo, en cm 5.5.2.2 En los conductores. El momento en kg-m es: M 2 = Pv1

h1 nd c (l 2 + l1 )

200

Pv1 = Presión del viento en, kg-m 2 h1 = Altura de aplicación de la carga de viento, en m n = Número de conductores dc = Diámetro de los conductores, en cm l1 y l2 = longitud de los vanos adyasentes, en m Para conductores de diferentes diámetros y apoyos a diferente nivel, la fórmula se aplicará separadamente. 5.5.3 Por tensión en los conductores. El momento en kg-m, es: M 3 = t r h1

tr = Tensión resultante , en kg h1 = Altura de aplicación de la tensión, en m


REVISIÓN: FECHA:


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5.5.4 Factores de seguridad. 1. Para cualquier combinación de esfuerzos, el momento total que esta produce ∑

debe ser inferior al momento resistente: M < Mr. 2. El esfuerzo de trabajo permisible será igual a: ft =

10M

,

3

d1

Mr =

C r h1 fs

Atención: fs = 1, si se toma una carga de rotura dada por el fabricante, en la que ya se ha incluido el factor de seguridad. ft = esfuerzo permisible de trabajo en kg/mm2 Cr = Carga de rotura en kg. fs = factor de seguridad, que para postes de madera será 3,0 a 5,0 y de concreto de 1,5 a 2,5. h1 = altura desde el nivel del suelo hasta el punto de aplicación de la carga, en metros. Para postes troncónicos: ft =

10C r h1 2.5d 13

=4

C r h1 3

d1

Y el momento resistente será: Mr = 4*10-1Crh1 Cr = Carga de rotura en kilogramos. d1 = diámetro en centímetros, al nivel del suelo.

5.5.5 Gráfico de utilización del poste.

kg / mm

2


REVISIÓN: FECHA:


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La curva de utilización del poste permite determinar la magnitud del ángulo de alineamiento y la longitud de los vanos que puede soportar, sin necesidad de templetes. La curva de utilización está determinada por la expresión: Mr = M1 + M2 + M3 Mr = momento máximo permisible en el poste. M1 = momento por carga del viento en el poste. M2 = momento por carga del viento en los conductores. M3 = momento por carga debido al ángulo de deflexión de los alineamientos. Reemplazando en la expresión anterior las fórmulas respectivas: M r = P1 S1 H 1 + Pv1

h1 n1d c (l1 + l 2 )

+ t r h1

200

Ejemplo: Hallar la curva de utilización de un poste troncónico de concreto bajo las siguientes condiciones: Longitud total del poste Profundidad de empotramiento Diámetro superior del poste Diámetro del poste a ras del suelo Momento de rotura del poste Número de conductores

= = = = = =

Diámetro de los conductores Carga de rotura de los conductores

= =

9.2 metros. 1.5 metros. 0.12 metros. 0.255 m. 3.230 kg-m 2, calibre 2/0 ACSR, en disposición vertical, uno en el extremo del poste y el inferior a un metro de distancia. 1,134 centímetros. 2.425 kilometros.

Velocidad del viento = 80 km/hora. Para un factor de seguridad de 2.5, el momento máximo permisible en el poste es: Mr =

3230 = 1.292 kg − m 2.5

Momento en el apoyo debido al viento:

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:



M 1 = 0.0042(80)

2

(9.5(−)1.5 2 2 *12 ) .0 + 25.5 600

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= 131.5 kg − m

Momento del viento sobre los conductores: M 2 = 0.0042(80)

(7.7 + 6) .7 (1.134 ) l1 + l 2

2

200

M2=4.39 l , si se supone l 1=l2=l Momento debido al ángulo de deflexión: Tensión permisible en el conductor con factor de seguridad de 4: tr =

2425 = 606.3 kg 4

M 3 = 2 * 606.3 sen

ϕ

(7.7 + 6.7 ) = 17461.4 sen

2

Por lo tanto:

2

1292 = 131.5 + 4.39l + 17461.4 sen 264.4 = l + 3977.5 sen

ϕ

ϕ 2

ϕ 2

Los puntos de intersección con los ejes de coordenadas son: L=0 ; sen(ϕ/2) = 0.0665 ; ϕ /2 =

ϕ/2 =

3º 49`

0 ; sen(ϕ/2) = 0 ; l = 264.4m

Uniendo estos puntos de intersección, se encuentra el gráfico de utilización del poste para las condiciones de carga, como se ilustra en la Figura 9. De este gráfico se deduce que el vano máximo permisible en alineamientos rectos es de 264,4 metros. Para ángulos ϕ entre 0º y 7º 38’ los vanos pueden hallarse del gráfico. Así por ejemplo para ϕ = 4º 42’ el vano permisible es de 100 metros.


REVISIÓN: FECHA:


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Figura 9. Gráfico de utilización del poste

5.6 VANOS MÁXIMOS PERMISIBLES SIN RETENIDAS LATERALES Las siguientes tablas muestran los vanos máximos permitidos para los calibres 336.4kCM, 4/0, 2/0 y 1/0 AWG, en disposiciones de un solo circuito, doble circuito primario, un circuito primario y un secundario en cable tríplex 2x2/0 + 1/0, en poste de 12 metros, y circuito único secundario en cable tríplex 2x2/0 + 1/0 en poste de 9 metros. Se tuvo en cuenta en cada caso la resistencia mecánica del poste. Estos vanos aseguran que para las disposiciones mencionadas, se respeta la distancia permitida desde el suelo hasta el conductor mas bajo.

VANOS MÁXIMOS PERMISIBLES SIN RETENIDAS LATERALES (METROS) Tabla 8. Postes de 12 metros con un solo circuito primario

(Los postes trabajan con un factor de seguridad de 2.5)

TIPO DE LÍNEA UN CIRCUITO PRIMARIO

CALIBRE Y NÚMERO DE ALAMBRES CIRCUITO SUPERIOR 3 x 1/0 3 x 2/0 3 x 4/0 3 x 336.4

CIRCUITO INFERIOR ---

ALTURA DEL POSTE

12m

13.2KV

34.5KV

RESISTENCIA DEL POSTE

RESISTENCIA DEL POSTE

510 115 105 80 65

750 190 170 135 110

1050 210 200 195 160

510 115 105 80 65

750 180 170 135 110

1050 180 170 160 140

Para el cálculo de estas distancias de vanos, se ha tenido en cuenta la acción del viento (44kg/m 2) sobre los conductores y la separación mínima entre conductores soportados en aisladores tipo Line Post, en disposición triangular, dada por la fórmula: e = 0.75 * √F + kV/150, donde. F: Flecha máxima; e : separación entre conductores; y kV: tensión en kilovoltios de la línea. Flecha máxima (13.2kV) = 2.2m Flecha máxima (34.5kV) = 1.7m Estos valores deflechas valor (34.5kV) de vano máximo para calibre de conductor así: Para 336.4kCM 170m permiten (13.2kV) un y 140m Para 4/0 AWG  190m (13.2kV) y 160m (34.5kV) Para 2/0 AWG  200m (13.2kV) y 170m (34.5kV) Para 1/0 AWG  210m (13.2kV) y 180m (34.5kV)

Tabla 9. Postes de 12 metros con doble circuito primario

TIPO DE LÍNEA

DOBLE CIRCUITO PRIMARIO

CALIBRE Y NÚMERO DE ALAMBRES CIRCUITO CIRCUITO SUPERIOR INFERIOR 3 x 2/0 3 x 4/0 3 x 336.4

3 x 2/0 3 x 4/0 3 x 2/0 3 x 336.4 3 x 4/0 3 x 2/0

ALTURA DEL POSTE

12m

RESISTENCIA DEL POSTE 510

750

1050

55 40 45 35 40 40

90 70 75 55 60 70

130 105 115 85 90 100

Tabla 10. Postes de 12 metros con un circuito primario y uno secundario

TIPO DE LÍNEA CIRCUITO PRIMARIO Y SECUNDARIO

CALIBRE Y NÚMERO DE ALAMBRES CIRCUITO CIRCUITO SUPERIOR INFERIOR 3 x 2/0 Tríplex 2x2/0 + 3 x 4/0 3 x 336.4

1x1/0

ALTURA DEL POSTE 12m

RESISTENCIA DEL POSTE 510 60 50

750 95 85

1050 145 125

45

75

110

Tabla 11. Postes de 9 metros con un solo circuito secundario

TIPO DE LÍNEA CIRCUITO SECUNDARIO

CALIBRE Y NÚMERO DE ALAMBRES CIRCUITO CIRCUITO SUPERIOR INFERIOR Tríplex 2x2/0 + --1x1/0

ALTURA TENSION SECUNDARIA DEL POSTE FACTRO DE SEGURIDAD 2.0 2.5 9m

120

100


REVISIÓN: FECHA:


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5.7 ANÁLISIS DE ESTRUCTURAS EN H. 5.7.1 Generalidades. El análisis de las estructuras en H, se efectúa tratando cada uno de los apoyos componentes como si se tratara de apoyos sencillos. Para ello se supone que cada apoyo toma la mitad de los esfuerzos totales. 5.8 RETENIDAS Y ANCLAJES. Se utilizan para contrarrestar las tensiones horizontales desequilibradas en los apoyos, como se ilustra en la Figura 10.

φ

Figura 10. Fuerzas sobre un templete

5.8.1 Retenidas. 5.8.1.1 Características generales del cable de retenida El cable de acero galvanizado cumplirán con las siguientes características generales: Calibre: - Número de alambres: -

9.52 mm (3/8") 7

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:



PAGINA: 60 DE 130

- Diámetro nominal del alambre, mm: - Diámetro nominal del cable, mm: - Peso unitario, kg/km:

3.05 9.52 406.0

--

58503 Extra Alta Resistencia

Clase de galvanizado (1) 2 Peso mínimo de recubrimiento,kg/m (1) Resistencia mínima de rotura (kN): Grado

NOTAS: (1) Dependiendo del tipo de recubrimiento (clase A, B o C), cada empresa seleccionara los valores correspondientes. Los cables terminados deben estar libres de asperezas e imperfecciones que no sean consistentes con la buena práctica comercial. Tabla 12. Diámetros nominales y pesos mínimos de recubrimiento para alambres de acero galvanizado

Pesos mínimos de recubrimientos (g/m2) de superficie no galvanizada

Diámetro Nominal del Alambre Galvanizado (mm) 2.03 2.64 3.05 4.19

CLASE A 183 244 259 275

CLASE B 366 488 519 549

CLASE C 549 732 778 824

Con base en el esquema de la Figura 10, las relaciones para el cálculo son las siguientes: pr

=t

p1

=

p2

=

r1

pr

+ r2 r2 r2 b 2

pr

=t

r1

+ r2 b

+ p12

En función del ángulo φ el esfuerzo p2 es igual a: 2

p2

=

p r secθ

=

pr 1 +

r2

b2


REVISIÓN: FECHA:


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El momento flector en la sección de amarre de la retenida es igual a: M = r x t, lo cual indica que las retenidas deben apoyarse en el poste tan cerca del punto1 de aplicación de la fuerza, cuanto sea posible. Puede observarse también que entre mayor sea b, menores serán los esfuerzos p1 y p2 . Al diseñar la línea, se debe usar solamente un calibre de cable para retenidas; allí donde se requiera un calibre mayor se deberá utilizar un número equivalente de retenidas de calibre seleccionado. 5.8.2 Anclajes. El esfuerzo de tracción en la retenida debe ser contrarrestado por el anclaje. Los anclajes consisten generalmente en una varilla de acero de refuerzo anclada a un bloque de concreto. La varilla y el cable de acero la retenida se unen por medio de un tensor. La tracción en la retenida se considera contrarrestada por el peso del bloque de anclaje y el del relleno sobre éste. El volumen del relleno se considera igual al de un tronco de pirámide, cuya fórmula es la siguiente: V

=

1 h (A1 + A2 + 3

A1 . A2

)

V = volumen en metros cúbicos. h = altura del tronco de pirámide en metros. A1 y A2 = áreas de las bases superior e inferior en metros cuadrados. 3 del tronco de pirámide será igual al volumen por la densidad el terreno en El peso kg/m . Por lo tanto:

p2 = peso anclaje + V x densidad del terreno, relación con la cual puede determinarse el valor de h.

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:



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La relación entre las áreas A1 y A2 depende del ángulo natural de talud del terreno. Para propósitos prácticos se supone que la pendiente natural está en al relación 1:1. 5.8.2.1 Cargas mínimas de tensión Para el tipo de varillas de anclaje a utilizar en el sistema de EPSA E.S.P., las siguientes son las características de tensión. Tabla 13. cargas mínimas de tensión para varillas de anclaje

DIAMETRO mm pulg 16 5/8 19 ¾

CARGA DE PRUEBA kgf KN 3400 33.1 5100 48.9

CARGA MINIMA kgf kN 6200 60.5 9000 88.9

5.8.2.2 Requisitos de galvanizado. Los requisitos de galvanizado para zonas contaminadas, para las varillas de anclaje, se muestran en la siguiente tabla. Tabla 14. Requisitos de galvanizado para varillas de anclaje

APLICACIÓN Varillas de anclaje

PROMEDIO gr/m2 450

MINIMO Gr/m2 405

5.8.2.3 Concretada de anclas En terrenos inestables como es el caso de zonas inundables, áreas de cultivo y terrenos arenosos, las anclas se deben estabilizar concretándolas (concreto ciclópeo) en su base (zapata) con una franja de 50cm desde el fondo del hueco para aumentar su área de contacto con el terreno. Ver Figura 11.


REVISIÓN: FECHA:


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Figura 11. Concretada de anclas

El concreto para el anclaje deberá tener una resistencia a los 28 días de 210 kg/cm2 (3000psi) 5.8.3 Esfuerzo de Compresión en el Apoyo debido a cargas verticales. El esfuerzo de compresión en la sección a ras del suelo se calcula por la siguiente fórmula: Rc

=

P 

1 + S 2 

4 JH 2 S 2  I

 

Rc = esfuerzo de comprensión en kg/mm 2. 2. S2 = área P sumadel deposte esfuerzos a rasverticales del suelo,en enelmm apoyo, en kg. H = altura del poste sobre el suelo, en metros. I = momento de inercia de la sección a ras del suelo, en cm4. J = coeficiente que depende del material del apoyo y que tiene los siguientes valores:

Hierro y acero

k = 0.011

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:

MACROPROCESO:



Madera Concreto reforzado

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k = 0.020 k = 0.015

El esfuerzo R debe ser inferior al coeficiente de trabajo permisible a la c el apoyo. comprensión para 5.9 AISLADORES Los aisladores deberán soportar todas las cargas sin exceder los siguientes porcentajes de su esfuerzo último de diseño. (resistencia eléctrica y mecánica combinada) Tabla 15. Esfuerzos en aisladores

Tipo de esfuerzo Cantillever (cortadura) Compresión Tensión

Porcentaje (%) 40 50 50

5.9.1 Tipos de aisladores Los tipos de aisladores a utilizar en el sistema de EPSA E.S.P. se resumen en la siguiente tabla así como sus esfuerzos últimos de diseño. Tabla 16. Tipos de aisladores Tipo de aislador

Line- Post 13.2kV (Porcelana) Line- Post 34.5kV (Porcelana) Suspensión sintético 13.2kV Suspensión sintético 13.2kV De tensión13.2kV para retenidas y/o 34.5kV

Referencia

Resistencia a la Tensión en tracción (kN) Cantillever (kN)

Esfuerzo máximo permitido (kN)

ANSI 57-1

12.5

5

ANSI 57-2

12.5

5

IEEE 1024

44.6 (10000lbf)

22.3

IEEE 1024

44.6 (10000lbf)

22.3

ANSI 54-4

89

44.5


REVISIÓN: FECHA:


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5.9.2 Cálculo de espigos. Los espigos de aisladores se verifican para la tensión máxima del conductor, suponiendo roto el conductor del vano contiguo, en un tramo en suspensión. En apoyos para ángulo, el espigo debe ser adecuado para soportar las resultante de los esfuerzos horizontales en los conductores, más el esfuerzo del viento sobre éstos, en la dirección de la resultante mencionada. Para el cálculo se supone que los esfuerzos se aplican en el extremo libre y que el espigo actúa como ménsula rígidamente empotrada. Con base en la Figura 12:

ϕ

Figura 12. Fuerza sobre un aislador y su espigo

Momento en el empotramiento M5 = fr *h, en que: fr = resultante de los esfuerzos horizontales. h = altura libre del herraje. El esfuerzo de trabajo en el espigo está dado por la expresión: g

g = esfuerzo de trabajo en kg/mm2.

=

32M 5

π d3


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M5 = momento en kg-mm. d = diámetro del espigo en mm. El esfuerzo g deberá ser inferior al permisible, dado por los fabricantes de acero. 5.9.3 Aisladores de suspensión. En el numeral 3.3.4.2 se establecieron las fórmulas para el cálculo de las distancias en los aisladores de suspensión. La oscilación de los aisladores de suspensión depende de las condiciones de tensión del conductor, la presión del viento y las cargas verticales. En el caso de apoyos para ángulos de deflexión de alineamientos, el valor máximo del ángulo de deflexión está gobernado por las distancias mínimas normalizadas entre el conductor y la estructura. El ángulo de oscilación de los conductores se expresa por la fórmula: β = tan −1 β = tan −1

c arg a transversa l c arg avertical tr + fv Pc + Pa

2

β = ángulo de la cadena de aisladores con la vertical. Tr = esfuerzo resultante debido al cambio de alineamientos. fv = esfuerzo del viento en el conductor. Pc = peso del conductor en el vano gravitante Pa = peso de la cadena de aisladores

El ángulo de balanceo de los aisladores y por lo tanto las distancias mínimas a la estructura se puede por los siguientes medios. a. Instalación de pesos adicionales en la cadena de suspensión b. Extensión de la cadena de aisladores, por medio de brazos o ménsulas, para aumentar su distancia a la estructura. c. Aumento en las distancias de colocación de los aisladores, utilizando crucetas de mayor longitud. d. Diseño con tensiones menores. e. Uso de estructuras de mayor altura para tratar de contrarrestar el vano viento con el vano gravitante.


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f. Uso de estructuras de retención. La selección de los medios anteriores debe basarse en un análisis técnicoeconómico de las alternativas, de acuerdo con las condiciones de cada proyecto. 5.10 CRUCETAS Las crucetas podrán serán metálicas y para su cálculo se consideran empotradas en el punto o puntos de amarre del apoyo. Sobre la crucetas actúa el peso de los aisladores, herrajes y conductores en los apoyos de suspensión. En estructuras de retención y terminales actúa además la tensión en los conductores. En la Figura 13, el momento flector es: M v =t Lc . kg1 m− Figura 13: Fuerza sobre una cruceta para suspensión

En la Figura 14, se ilustra una cruceta sujeta a esfuerzos verticales y horizontales, cuyas relaciones son las siguientes:

M

4

M

v

=t Lc . kg1 m−

M

h

=t L. kg m− 1

=M vM . kg m − en que h


REVISIÓN: FECHA:


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Figura 14. Fuerzas sobre una cruceta para retención

L1 es la distancia del punto de aplicación de la fuerza al punto de amarre de la cruceta. El valor del coeficiente de trabajo se encuentra por la expresión: gt =

M 4 .Y I

M4 = momento, en kg-cm I = momento de inercia, en cm 4 Y = distancia a la fibra de mayor esfuerzo, en cm En la Figura 15 se incluyen las características de perfiles L más usuales en crucetas metálicas. Si se usa doble cruceta los esfuerzos en cada una se consideran iguales a la mitad de los esfuerzos totales. c. Generalmente las crucetas se refuerzan con tornapuntas o tirantes, como se ilustra en las Figuras 16 y 17.


REVISIÓN: FECHA:


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Figura 15. Fuerzas sobre un tornapuntas

Figura 16. Fuerzas sobre un tirante

El cálculo de estos elementos se basa en las siguientes fórmulas: t c1 = t c pr 1 =t

L1 L2 L2 c1

b 2 c1

pr = t + =pr

= tc t

1

L1 b

+

c

L1 L2 b

2

L2

b

2


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5.11 BASE PARA LOS APOYOS Los postes deben hincarse en el terreno de modo que los esfuerzos se distribuyan adecuadamente en el mismo, de acuerdo con sus características. Los apoyos deberán anclarse de forma que se obtenga soporte lateral adecuado y contra los esfuerzos de levantamiento. En el caso de estructuras en H o formadas por varios postes, se deberán evitar asentamientos diferentes en los apoyos que forman la estructura. El relleno a través de las estructuras deberá colocarse y luego compactarse en la excavación seca, en capas que no excedan 20 cm de espesor. El material para rellenos deberá ser seleccionado, con tamaños máximos de agregados hasta de 4 cms.


6

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CONECTORES Y EMPALMES A UTILIZAR EN LA RED AÉREA

6.1 GENERALIDADES Para realizar los empalmes de cables y las conexiones necesarias en el sistema de red aérea se utilizarán los empalmes y conectores que a continuación se relacionan. 6.2 CONECTORES TIPO CUÑA Los conectores tipo cuña están formados por dos piezas, una con perfil en C y otra con forma de cuña que encaja en la anterior; son conectores que trabajan con tecnología de presión de cuña garantizando una conexión confiable y fácil de hacer. Son aptos para conexión aluminio- aluminio y conexión bimetálica. Para la instalación de los conectores de calibres de derivación pequeños se requiere de una pinza extensible (pico de loro); para calibres superiores se necesita una herramienta especial en la que el conector es encajado con los cables ya ubicados en su posición y mediante la detonación de una pequeña carga de pólvora se hace deslizar la cuña hasta su posición de trabajo, haciendo un contacto firme entre los cables. 6.2.1 Red aérea primaria La red aérea primaria en el sistema EPSA, se construye en calibres 2/0AWG, 4/0AWG y 336.4kCM. Con base en estos calibres y en los puntos de utilización de los conectores se elegirá el tipo de conector En la red aérea primaria se definen tres (3) puntos de conexión, así: Cruce aéreo de dos líneas de igual o diferente calibre. Bajante de línea primaria a transformador de distribución. Transición de línea primaria aérea a subterránea, la cual a su vez tiene dos opciones: Cuando la transición es para alimentar un solo transformador . Cuando la transición es para construir un circuito primario subterráneo.

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:



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6.2.1.1 Cruce aéreo de dos líneas de igual o diferente calibre. En este caso, el alimentador es la línea que va por encima, la derivación va por debajo y puede ser de un calibre igual o inferior al de la línea superior. La conexión será Aluminio con Aluminio. Tabla 17. Conectores tipo cuña para cruce aéreo primario

Calibre alimentador Calibre derivación ITEM Aluminio AWG o kCM Aluminio AWG o kCM Conector tipo cuña 336.4 WAC10 336.4 4/0 WAC11 2/0 WAC12 4/0 WAC4C 4/0 2/0 WAC7 2 WAC15 2/0 WAC16 2/0 2 WAC3C 2 2 WAC17 6.2.1.2 Bajante de línea primaria a transformador de distribución. El bajante de la línea primaria a los transformadores de distribución se hará en Cu. No. 4. La conexión será Aluminio con Cobre. Tabla 18. Conectores tipo cuña para bajante a transformador

Calibre alimentador Calibre derivación ITEM AWG o kCM AWG o Kcm Conector tipo cuña 350 4 WAC13 4/0 4 WAC14 2/0 4 WAC3C6 2 4 WAC18 6.2.1.3 Transición de línea primaria aérea a subterránea. La transición se hace conectando la línea aérea a la subterránea a través de una protección (cortacircuitos) o medio de corte visible (seccionador o cuchillas) lo que implica un puente en cable de cobre para hacer la conexión entre la línea aérea y el elemento de corte ó protección.

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:



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Cuando la transición es para alimentar un solo transformador, debido a la poca potencia a manejar, el calibre de cobre que se usará es No.2. La conexión será Aluminio con Cobre. Tabla 19. Conectores tipo cuña para transición a línea subterránea (Un solo transformador)

Calibre línea aérea Aluminio AWG o kcmil 336.4 4/0 2/0 2

Calibre cobre AWG o kCM 2 2 2 2

ITEM Conector tipo cuña WAC14 WAC15 WAC3C6 WAC17

Cuando la transición es para construir un circuito primario subterráneo, el calibre de cobre que se usará es No.2/0. La conexión será Aluminio con Cobre. Tabla 20. Conectores tipo cuña para transición a línea subterránea (Circuito primario secundario)

Calibre línea Aluminio AWGaérea o kCM 336.4 4/0 2/0 2

Calibre AWG ocobre Kcm 2/0 2/0 2/0 2/0

ITEM Conector tipo cuña WAC12 WAC7 WAC17 WAC3C

6.2.2 Red aérea secundaria La red aérea secundaria en el sistema EPSA, se construye en cable preensamblado (tríplex) en calibres 2xNo.2/0 + 1xNo.1/0 y 2xNo.1/0 + 1xNo.2. Existe red secundaria abierta en calibres No.2/0, 1/0, 2 y 4. Con base en estos calibres y en los puntos de utilización de los conectores se elegirá el tipo de conector. En la red aérea secundaria se definen cinco (5) puntos de conexión, así: 1. 2. 3. 4. 5.

Cruce aéreo de dos líneas de igual o diferente calibre. Transición de línea aérea abierta a preensamblada. Bajante de transformador de distribución. Conexión a alumbrado público. Transición de línea aérea a subterránea, la cual a su vez tiene dos opciones:

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:

MACROPROCESO:



-

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Cuando la transición es para alimentar a un solo cliente. Cuando la transición es para construir un circuito secundario subterráneo.

6.2.2.1 Cruce aéreo de dos líneas de igual o diferente calibre En este caso, la derivación va por debajo y puede ser de un calibre igual o inferior al de la línea superior. La conexión será Aluminio con Aluminio. Tabla 21. Conectores tipo cuña para cruce aéreo secundario

Calibre línea superior Aluminio AWG o kCM Fases Neutro

Calibre derivación Aluminio AWG o kCM Fases Neutro

2/0

1/0

2/0 1/0

1/0 2

1/0

2

1/0

2

ITEM Conector tipo cuña Fases Neutro WAC17 WAC3C2 WAC3C1 WAC9 WAC9

WAC18

6.2.2.2 Transición de línea aérea abierta a preensamblada. En este caso la conexión es Aluminio con Aluminio. Se pueden encontrar los siguientes casos de conexión. Tabla 22. Conectores tipo cuña para transición de línea abierta a preensamblada

Calibre línea preensamblada Aluminio AWG o kCM Fases Neutro

2/0

1/0

1/0

2

Calibre línea abierta Aluminio AWG o kCM Fases Neutro

ITEM Conector tipo cuña Fases Neutro

2/0 1/0 2 4 2/0 1/0

1/0 2 4 4 1/0 2

WAC17 WAC3C2 WAC3C1 WAC9 WAC3C3 WAC3C4 WCA3C6 WAC20 WAC3C1 WAC3C2 WAC3C2 WAC9

24

44

WAC9 WAC3C4 WAC3C4 WAC20

6.2.2.3 Bajante de transformador de distribución. El bajante único de transformador de distribución será en Cobre No. 2/0. La conexión será Cobre - Aluminio.

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:

MACROPROCESO:



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Tabla 23. Conectores tipo cuña para bajante de transformador

Calibre cobre

Calibre red secundaria

ITEM

AWG o kCM

AWG2/0 o kCM 1/0 2 4

Conector tipo cuña WAC17 WAC3C1 WAC3C3 WAC3C6

2/0

6.2.2.4 Conexión a alumbrado público. La conexión para el alumbrado público se hace de la red secundaria a un alambre de cobre de calibres 12 o 14. La conexión es Aluminio con Cobre. Tabla 24. Conectores tipo cuña para alumbrado público

Calibre cobre AWG o kCM 12, 14

Calibre red secundaria ITEM AWG o kCM Conector tipo cuña 2/0 WAC21 1/0 2 4

WAC21 WAC22 WAC23

6.2.2.5 Transición de línea aérea a subterránea: Cuando la transición es para alimentar a un solo cliente o para construir un circuito secundario subterráneo,, la conexión es Aluminio con Cobre. Se seleccionará el conector de acuerdo a los calibres a utilizar. 6.3 EMPALMES Los empalmes entre líneas aéreas deben soportar esfuerzos mecánicos, ya que se usan para unir cables del mismo calibre en sitios donde están sometidos a tensiones mecánicas; existen dos tipos de empalmes que sirven para este requerimiento. Sólo en el caso de los conductores aislados de la red preensamblada, se usan empalmes aislados que no necesitan soportar esfuerzos ya conductores no están se que debeestos seleccionar de acuerdo consometidos el calibre adeltensiones. cable. El tamaño del empalme 6.3.1 Empalme tubular de compresión Este tipo de empalme permite una conexión confiable tanto eléctrica como mecánicamente. Para su aplicación requiere de una herramienta especial de


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accionamiento mecánico manual (ponchadora) con dados que se deben seleccionar de acuerdo con el calibre del empalme. Ver figura 18. 6.3.2 Empalme automático Es un empalme de instalación rápida que no requiere de herramienta ya que internamente consta de unos resortes y unos casquillos que impiden que el cable se salga una vez se ha introducido. Se ilustra en la Figura 17. Sus principales ventajas son que no requiere ni herramienta ni habilidad especial del instalador a la vez que se logra una conexión rápida y confiable.

Figura 17. Empalme automático

6.3.3 Empalme sin tracción tipo compresión Se utilizan principalmente en la red preensamblada para los conductores de fase y por esta razón el empalme viene preaislado y su instalación es por medio de máquina ponchadora. Se consiguen para conductores de igual o diferente calibre.

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:

MACROPROCESO:



7

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CÁLCULO DE REDES SECUNDARIAS

7.1 TENSIONES DE SUMINISTRO. Con el fin de atender la demanda del sistema con niveles de voltaje que garanticen el adecuado funcionamiento de los equipos eléctricos, debe tenerse un rango de operación del voltaje. Por esta razón es necesario establecer los niveles máximo y mínimo de voltaje de operación, tanto en condiciones normales como en casos de contingencias (condiciones anormales). La norma ANSI C84.1 “Voltage Rating for Electric System and Equipment (60 Hz)” recomienda como valores límites para el voltaje de servicio (voltaje en el punto de conexión del transformador) en condiciones normales y de emergencia en media tensión, los siguientes valores: Tabla 25. Rangos de Voltaje Norma ANSI C84.1 1

Voltaje Nominal Voltaje de Servicio 120 208 240

Mínimo 2Voltaje de Servicio 3Voltaje de Servicio

de Utilización 108 187 216

Favorable (Rango A) Tolerable (Rango B) 114-126 110-127 197-218 191-220 228-252 220-254

1

ANSI C84.1 Para comparación. Representa el mínimo voltaje RMS para los puntos terminales de conexión de equipos (Dentro de las instalaciones del cliente), para circuitos que no alimenten cargas de iluminación. 2

Voltaje Favorable. Es el rango recomendado de voltaje de operación; incluye un rango 5% por encima y 5% por debajo del nominal. Éste y el rango de voltaje tolerable son voltajes RMS a la entrada del servicio, fuera de las instalaciones del cliente. 3

Voltaje Tolerable. Corresponde al Voltaje de servicio que se sale del rango

favorable un indeseable, 8.33% por debajo y 5.83% por encima nominal. voltaje considerado pero no lo suficiente comodelpara causarEste daños en es el equipo. Cuando se presente este rango de voltaje; a corto plazo se deben iniciar acciones para llevar el voltaje al rango favorable. Si el voltaje cae fuera del rango tolerable, esta condición es considerada de muy alta prioridad y se deben tomar acciones inmediatas para mejorar el voltaje.

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:



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7.1.1 Suministro Desde Redes de Distribución Secundaria. Monofásico bifilar a 120V

±

5%. Mediante acometida de dos conductores

conectados a Trifilar fase y neutro. Monofásico a 120/240V ± 5%. Mediante acometida de dos conductores conectados a fase y uno al neutro. Dos fases trifilar desde un trifásico a 120/208 V ± 5%. Mediante acometida de dos conductores conectadas a dos fases y uno al neutro desde el secundario de un transformador trifásico. 7.2 REGULACIÓN DE TENSIÓN Tabla 26. Regulación de tensión para red primaria de distribución. LIMITES PARA LA REGULACION COMPONENTE DEL SISTEMA

DESDE

de Primario trifásico Barras subestación urbana Derivaciones Arranque en último 1Φ´s de punto trifásico primarios

HASTA

REGULACION MAXIMA RUR URB 2 % 2 Volts 1 % Volts 1

Ultimo punto trifásico

3.5

4.2

3.0

3.6

Poste terminal

1.5

1.8

0.5

0.6

5.0

6.0

3.5

4.2

TOTAL EN EL ULTIMO POSTE PRIMARIO

Tabla 27. Regulación de tensión para red secundaria de distribución. LIMITES PARA LA REGULACION COMPONENTE DEL SISTEMA

DESDE

HASTA

Transformadores Bujes primarios de distribución Red secundaria Conexión de bajantes aérea secundarios

Conexión con red secundaria Poste terminal secundario

Acometida

Medidor

Poste terminal secundario

SUBTOTAL EN EL MEDIDOR

Instalación interna

REGULACION MAXIMA RUR URB % Volts 1 % Volts 1

2.5

3.0

2.5

3.0

3.5

4.2

3.5

4.2

2.5

3.0

1.0

1.2

8.5

10.2

7

8.4

Último punto de instalación interna

3.0

3.6

3.0

3.6

TOTAL EN EL PUNTO DE UTILIZACIÓN

11.5

16.2

10.0

12

Medidor de energía


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1. La regulación de tensión se calcula con base en un voltaje de referencia de 120 Voltios. 2. Se asume que el voltaje en la barra de subestación de distribución durante la hora pico deenmáxima caída de voltaje 126 voltios una base de 120 voltios.se mantiene al 105% del voltaje nominal, 3. Donde el voltaje en baja tensión no cumpla con los requerimientos de la norma ANSI C84.1 se debe ajustar mediante el conmutador de derivaciones. 7.3 PROCEDIMIENTO PARA EL CALCULO DE LA CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR. 1. Para definir la capacidad del transformador en conjuntos residenciales y urbanizaciones se debe definir primero el tipo de carga por usuario de acuerdo con la estratificación definida por la Oficina de Planeación Municipal para el proyecto. 2. A la carga calculada en el paso anterior se le deben sumar las demás cargas que puedan ser atendidas por el transformador como son las de alumbrado público, iluminación de áreas comunes, ascensores y áreas de recreación. 3. El transformador se debe calcular para que inicialmente esté cargado al ochenta por ciento (80%) con el fin de cubrir el crecimiento futuro. 4. Cuando el transformador es exclusivo para alumbrado público, se multiplica el número de lámparas por la potencia individual y se deja una reserva del 20%. 7.4 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE REGULACIÓN DE TENSIÓN EN BAJA TENSIÓN 1. Determinar el tipo de estrato socio-económico de la urbanización o condominio. 2. Determinar el tipo de redes a utilizar: - Monofásica trifilar. - Trifásica tetrafilar. 3. Determinar el tipo de conductor: - Cobre aislado para redes subterráneas. - Cable triplex de aluminio para redes aéreas. 4. Calcular la regulación en el extremo o extremos más alejados y de mayor carga, usando las constantes de regulación y presentar el cálculo en los cuadros anexos.

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:

MACROPROCESO:



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Tabla 28. Tabla guía para el cálculo de la regulación

Nombre del proyecto:

Estrato:___ Tipo de carga:___ No de usuarios:___

Transformador No:_____ Capacidad:____ Kva Carga del Tramo Longitud No. de Momento tramo de - a (m) lotes (kVAxm) (KVA)

kVAxm (kVAxm)

Σ

Calibre de conductor Al Cu

Caída Caída parcial total %∆V Σ%∆V

7.5 DEMANDA POR CLIENTE La siguiente tabla define las potencias demandadas por los clientes de acuerdo con la estratificación y al uso previsto de gas. El uso de gas se define cuando en el proyecto estén previstas redes domiciliarias de este combustible. Tabla 29. Demanda diversificada Estrato 1. Cant. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Con gas Carga kw/Cl 1.38 1.38 2.31 1.16 3.15 1.05 4.04 1.01 4.90 0.98 5.73 0.96 6.60 0.94 7.40 0.93 8.16 0.91 9.07 0.91 9.80 0.89 10.44 0.87

13 11.06 14 11.48 15 16 17 18 Más de 18

0.85 0.82 0.82 0.82 0.82 0.82 0.82/Usu

Sin gas Carga kw/Cl 2.14 2.14 3.53 1.77 4.81 1.60 6 1.50 6.96 1.39 7.92 1.32 8.88 1.27 9.95 1.24 10.97 1.22 12.73 1.27 12.94 1.18 13.9 1.16

14.27 14.4 14.78 15.68 16.13 16.6

1.10 1.03 0.99 0.98 0.95 0.92 0.92/Usu

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:

MACROPROCESO:



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Tabla 30. Demanda diversificada Estrato 2. Cant. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Con gas Carga kw/Cl 1.88 1.88 3.19 1.60 4.39 1.46 5.51 1.38 6.57 1.31 7.61 1.27 8.60 1.23 9.52 1.19 10.51 1.17 11.47 1.15 12.41 1.13

12 13.52 13 14.45 14 15.31 15 16.19 16 17.03 17 18.04 18 19 20 21 22 23 24 25 Más de 25

1.13 1.11 1.09 1.08 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06/Usu

Sin gas Carga Kw/Cl 2.8 2.80 4.75 2.38 6.45 2.15 7.97 1.99 9.37 1.87 10.7 1.78 11.93 1.70 13.02 1.63 14.18 1.58 15.28 1.53 16.31 1.48

17.53 18.5 19.36 20.21 21 22.1 23.07 24 24.96 25.93 26.9 27.88 28.97 29.95

1.46 1.42 1.38 1.35 1.31 1.30 1.28 1.26 1.25 1.23 1.22 1.21 1.21 1.20 1.20/Usu

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:

MACROPROCESO:



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Tabla 31. Demanda diversificada Estrato 3. Cant. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Con gas Carga kw/Cl 2.32 2.32 3.27 1.64 4.28 1.43 5.34 1.34 6.54 1.31 7.58 1.26 8.46 1.21 9.23 1.15 10.03 1.11 11.01 1.10

11 12.01 12 13.15 13 14.32 14 15.43 15 16.56 16 17.64 17 18.87 18 19 20 21 22 Mas de 22

1.09 1.10 1.10 1.10 1.10 1.10 1.11 1.11 1.11 1.11 1.11 1.11 1.11/usu

Sin gas Carga kw/Cl 3.2 3.20 4.8 2.40 6.29 2.10 7.73 1.93 9.33 1.87 10.66 1.78 11.73 1.68 12.63 1.58 13.54 1.50 14.66 1.47

15.78 17.06 18.34 19.51 20.68 21.75 22.98 24.1 25.06 25.8 26.65 27.35

1.43 1.42 1.41 1.39 1.38 1.36 1.35 1.34 1.32 1.29 1.27 1.24 1.24/usu

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:

MACROPROCESO:



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Tabla 32. Demanda diversificada Estratos 4, 5 y 6. Cant. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

4 CargaEstratokw/Cl 5 5 8.29 4.15 10.53 3.51 12.63 3.16 14.34 2.87 16.05 2.68 17.63 2.52 19.74 2.47 21.64 2.40 23.55 2.36 25.26 2.30 26.78 2.23 28.49 2.19 29.93 2.14

15 31.38 16 32.7 17 33.96 18 35.27 19 36.73 20 38.18 21 39.63 22 40.96 23 42.41 24 43.86 25 45.25 Más de 25

2.09 2.04 2.00 1.96 1.93 1.91 1.89 1.86 1.84 1.83 1.81 1.81/usu

Estratos kw/Cl 5y6 Carga 6.17 6.17 9.77 4.89 12.73 4.24 15.42 3.86 17.87 3.57 20.05 3.34 22.24 3.18 24.42 3.05 26.35 2.93 28.28 2.83 29.95 2.72 31.62 2.64 33.29 2.56 34.7 2.48

36.25 37.66 39.2 40.74 42.29 43.7 45.11 46.66 48.07 49.48 50.9

2.42 2.35 2.31 2.26 2.23 2.19 2.15 2.12 2.09 2.06 2.04 2.04/usu

7.6 CONSTANTES DE REGULACIÓN. Las tablas siguientes definen las constantes de regulación propias para cada tipo de red y el material con que se construyen (Cobre y Aluminio)

CODIGO:

REVISIÓN: FECHA:

MACROPROCESO:



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Tabla 33. Constantes de regulación, red secundaria aérea preensamblada: (Aluminio)

Calibre

“K” Trifásica

AWG 2 1/0 2/0

Fp=0.8 0.00185 0.00121 0.00099

Fp=0.9 0.00203 0.00131 0.00106

“K” Monofásica Fp=0.8 0.00279 0.00182 0.00149

Fp=0.9 0.00305 0.00197 0.00159

Tabla 34. Constantes de regulación, red secundaria Subterránea: (Cobre)

Calibre AWG – Kcmil 2 1/0 2/0 4/0 250 350

“K” Trifásica Fp=0.8 Fp=0.9 0.00123 0.00132 0.00082 0.00087 0.00068 0.00071 0.00047 0.00048 0.00042 0.00042 0.00033 0.00032

“K” Monofásica Fp=0.8 Fp=0.9 0.00184 0.00199 0.00124 0.00131 0.00102 0.00106 0.00071 0.00072 0.00063 0.00063 0.00050 0.00049

Tabla 35. Constantes de regulación para 13.2 kV Disposición vertical espaciada 1m.

Calibre AWG - Kcmil 2 1/0 2/0 4/0 266.8 336.4

“K” Trifásica x 10-7 Fp=0.8 Fp=0.9 6.61298 6.72632 4.96988 4.88454 4.29273 4.13661 3.30678 3.07578 2.93833 2.76268 2.15811 1.89578


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Tabla 36. Constantes de regulación para 34.5 kV Disposición vertical espaciada 1.2m.


K Trifásica x 10-8 Fp=0.8 Fp=0.9 9.74999 9.89697 7.34467 7.2008 6.3534 6.10592 4.91007 4.55297 4.3707 4.09463 3.22854 2.82558

Tabla 37. Constantes de regulación para 13.2 kV Disposición horizontal espaciada 3.8m.


K Trifásica x 10-7 Fp=0.8 Fp=0.9 6.61298 6.72632 4.96988 4.88454 4.29273 4.13661 3.30678 3.07578 2.93833 2.76268 2.15811 1.89578

Tabla 38. Constantes de regulación para 34.5 kV Disposición horizontal espaciada 3.8m.


K Trifásica x 10-8 Fp=0.8 Fp=0.9 9.6807 7.27537 6.2841 4.84077 4.3014 3.15924

9.84662 7.15045 6.05557 4.50261 4.04427 2.77522

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7.7 POTENCIAS NORMALIZADAS DE LOS TRANSFORMADORES 7.7.1 Red Aérea. 7.7.1.1 Transformador para servicio residencial. El transformador normalizado para la red aérea del sistema de EPSA E.S.P. será monofásico de las siguientes características. SISTEMA Buenaventura: Resto del sistema

TENSIONES (Voltios) 7620 Y /120/240 13200/120/240

POTENCIAS (kVA) 15 - 25 - 37.5 - 50 15 – 25 -37.5 - 50

La disposición del cambiador de derivaciones será simétrica ±2x2.5%. No se aceptarán redes de distribución para servicios residenciales con transformadores cuya tensión primaria sea diferente a 13200 voltios. Para casos especiales donde se requieran otros voltajes, se debe consultar con la Jefatura de Zona Correspondiente. 7.7.1.2 Transformador para alumbrado público. El transformador de alumbrado público será el transformador normalizado para el sistema de distribución a 13200/120/240 V monofásico. Para casos especiales donde se requieran otros voltajes, se debe consultar con la Oficina de Alumbrado Público de EPSA E.S.P. 7.7.2 Servicios No Residenciales Trifásicos 7.7.2.1 Desde la Red Secundaria De Epsa. Para alimentar servicios trifásicos hasta de 30 kVA en sectores donde la red sea monofásica se utilizará el montaje en delta abierta adicionando un transformador monofásico de la potencia apropiada. En este caso el voltaje de servicio será 120/240 V. Este tipo de montaje se aprobará en redes secundarias donde se requiera eventualmente uno o dos servicios trifásicos. Para sectores donde las cargas sean mayoritariamente industriales se dará servicio desde transformadores trifásicos.


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7.7.2.2 Desde Transformador Dedicado Cuando se trate de dar servicio desde un transformador dedicado a uno o varios clientes el transformador puede ser de las tensiones secundarias que se requieran, siendo las más comunesa120/208 V, debe 127/220 V, 254/440 277/480 V. En caso de tensiones diferentes éstas se hacer consultaV,previa para garantizar una correcta medición de la energía. En redes a 34.5 kV se podrán utilizar transformadores para servicios no residenciales siempre y cuando la carga justifique la utilización de este nivel de tensión. En todo caso se deberá hacer consulta previa con la Jefatura de Zona Correspondiente. 7.7.3 Red Subterránea 7.7.3.1 Transformador de Epsa E.S.P. Para la red subterránea de EPSA los transformadores normalizados son los relacionados en la siguiente tabla: Tabla 39. Transformadores normalizados TRIFÁSICOS MONOFÁSICOS TENSION TENSION POTENCIA POTENCIA SECUNDARIA SECUNDARIA (Kva) (Kva) (Voltios) (Voltios) Pedestal(Pad Mounted) 120/208 45-75-112.5-225 120/240 15-25-37.5-50 Capsulada. 120/208 45-75-112.5-225 120/240 15-25-37.5-50 Bóveda 13200/120/208 45-75-112.5-225 120/240 15-25-37.5-50 Aérea1 13200/120/208 45-75-112.5-225 120/240 15-25-37.5-50 TIPO DE SUBESTACIÓN

1. Se puede presentar el caso de que una subestación sea aérea pero sus redes tanto primarias como secundarias sean subterráneas.

7.7.3.2 Transformador Dedicado Cuando el transformador es dedicado para uno o varios clientes se permitirán potencias y tensiones diferentes a las definidas en la tabla anterior de acuerdo con las necesidades propias de la carga. En todo caso se deberá consultar con EPSA para asegurar una correcta medición de la energía y el nivel de tensión a utilizar.


8

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CONEXIÓN DE TRANSFORMADORES

Este manual de construcción incluye las conexiones de transformadores de distribución estándar que normalmente se encontrarán en el sistema eléctrico de La Empresa de Energía del Pacífico S.A. EPSA ESP. El contenido de esta sección se limita a la instalación de transformadores de distribución monofásicos. Se incluyen aquí, diagramas de conexión con una breve descripción e información técnica. Conexiones mas complejas y fuera de estas normas, deben ser consultadas para su análisis, información detallada y aplicación apropiada. 8.1 TRANSFORMADORES ESTÁNDAR. Los transformadores de distribución monofásicos y trifásicos sumergidos en aceite, para montajes en poste o tipo pedestal (pad-mounted) están especialmente diseñados para cargas de distribución residenciales. También son apropiados para cargas de iluminación comercial e industrial y diversas aplicaciones de potencia. Los transformadores descritos aquí están diseñados para las condiciones de aplicación normalmente encontradas en sistemas eléctricos de distribución de energía. Es conveniente usarlos bajo las condiciones de servicio usuales descritas en la norma ANSI C57.12.00 “General Requeriments for Liquid-Immersed Distribution Power and Regulating Transformers” . Todas las otras condiciones son consideradas “servicios inusuales” y deben evitarse. Las normas estándar incorporan cierta nomenclatura con respecto a rangos de voltaje que muestran el voltaje de operación y las conexiones con las que el transformador en particular puede ser usado como sigue: Baja tensión de 120/240 (fig. 18-a) indica que el transformador es apropiado para la operación en serie o paralelo en el devanado de baja tensión y máxima capacidad. Para operación trifilar, la capacidad entre el neutro y cada terminal de linea secundaria es la mitad de la capacidad. Baja tensión de 240/120 (fig 18-b) indica que el transformador es apropiado para operación serie o trifilar en el devanado de baja tensión, pero no para operación múltiple a 120 voltios. Baja tensión de 240 x 480 voltios o alta tensión de 2400 x 4800 voltios (fig. 18-c) indican que los devanados referidos pueden ser conectados para operación serie o múltiple pero no para operación trifilar.

CODIGO:

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a. E/2


b. 2E/E Figura 18. Diagramas típicos de transformadores.

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c. VxVi

Alta tensión de 13200 V. , 7620 V. en Y aterrizado indican que el transformador tiene un solo buje terminal de alta tensión y es apropiado para la operación entre fase y neutro en un circuito trifásico de neutro multiaterrizado con un voltaje línea a línea de 13,200 V. Alto voltaje nominal de 14,400/13,200 indica que ambos voltajes son considerados nominales. Altos voltajes nominales de 7,200/14,400 V indica que con los devanados en paralelo se puede obtener un voltaje (7,200V) y con los devanados en serie, el otro voltaje (14,400). El símbolo “/” también se usa para separar los distintos voltajes de tap, por ejemplo: 12,540 / 12,870 /13,200 / 13,530 / 13860 V. NOTA: Los voltajes aquí presentados no corresponden en su totalidad a los de La Empresa ya que se presenta un ejemplo de la norma ANSI. 8.2 POLARIDAD. La polaridad de un transformador indica la dirección de los voltajes inducidos en sus devanados con relación a los terminales del transformador. La polaridad se refiere a las relaciones de voltaje de los terminales del transformador de acuerdo a como salen del tanque. Teniendo de frente el lado de baja tensión del transformador, cuando H1 es adyacente a X1 el transformador es de polaridad sustractiva, cuando H1 esta localizado diagonalmente con respecto a X1 el transformador es de polaridad aditiva. La figura 19 muestra ambos casos. Algunos transformadores están equipados con un solo terminal de alta tensión el cual es localizado simétricamente con respecto a los terminales de baja tensión. El solo terminal de alta tensión es designado como H1. H2 es aterrizado en este caso. Estos transformadores son clasificados como de polaridad aditiva. Durante los primeros años en los cuales el transformador fue fabricado, algunos de ellos fueron hechos con el terminal primario H2 disponible y el terminal primario H1

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aterrizado. Consecuentemente estos transformadores deberían considerarse como de polaridad substractiva. VOLTAJE

VOLTAJE

H1

H2

H1

H2

X1

X2

X1

X2

VOLTAJE

VOLTAJE

POLARIDAD SUSTRACTIVA

POLARIDAD ADITIVA

Figura 19. Polaridad de transformadores

Los transformadores monofásicos tipo pedestal (pad-mounted) de 34.5/19.9 KV y menores son normalmente considerados de polaridad aditiva. Ellos son similares a los transformadores rurales en que un solo terminal de alta tensión es expuesto y designado como H1. Si la unidad es un transformador alimentado a través de un “loop” hay dos terminales los cuales son denotados H1A y H1B indicando una conexión entre los terminales. Cuando se está de frente a un transformador tipo pedestal (pad-mounted) si el terminal X1 es localizado como muestra la figura 20, el transformador tiene polaridad aditiva. Si la localización de X y X3 es inversa, la unidad tiene polaridad sustractiva. H1B

X3 X1 H1A

X1

H1A

X2

X2

X3

H1B

Figura 20. Diagrama de un transformador padmounted monofásico


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8.2.1 PRUEBA DE POLARIDAD. Con un terminal primario conectado al terminal secundario adyacente, el transformador es excitado desde una fuente A.C. de 240 voltios sobre el devanado de alta tensión. Entonces dos voltajes son medidos, uno a través del devanado de alta tensión (H1 a H2) y el otro entre los terminales libres del primario y del secundario. Si el voltaje entre los terminales libres es menor que el del devanado de alta tensión, la polaridad es sustractiva, si es mayor, es aditiva. Un diagrama de conexión para la polaridad de transformadores es mostrado en la Norma RA109. Las polaridades aditiva y substractiva serán encontradas entre los transformadores mas viejos, pero generalmente la polaridad substractiva es la actualmente estandarizada para transformadores de potencia (subestaciones). De acuerdo con la norma ANSI C- 57.12.20, los transformadores de distribución monofásicos de 200 KVA y menores, con voltajes de 8660 V. o menos tendrán polaridad aditiva, como es el caso de los transformadores a 7620 V para Buenaventura. Todos los otros transformadores monofásicos tendrán polaridad substractiva, esto incluye todos los transformadores monofásicos que operan a 13200 V. Es importante conocer la polaridad de los transformadores y lo mas deseable es que los transformadores de igual polaridad sean conectados en paralelo o en banco. Sin embargo esto no siempre es posible, por lo cual se muestran los diagramas de conexión en la norma RA110 para diferentes combinaciones de polaridad. 8.3 CONEXIÓN EN PARALELO DE TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS DE DISTRIBUCIÓN. Para conexiones exitosas de un banco de transformadores de distribución en paralelo, se deben cumplir las siguientes condiciones: Valores idénticos de voltaje. Selecciones idénticas de taps. - Porcentaje de impedancia de un transformador entre el 92.5% y el 107.5% de la del otro. - Valores idénticos de frecuencia. -

-

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Es recomendado que la conexión en paralelo de transformadores monofásicos esté limitada a situaciones de emergencia. Las pérdidas de dos transformadores pequeños son mayores comparadas con las de uno que los reemplace. Adicionalmente la buena protección de sobre-corriente de dos unidades es difícil de lograr. 8.4 DESPLAZAMIENTO ANGULAR. Desplazamiento angular es un término usado para describir la relación del voltaje del lado de alta con la del voltaje del lado de baja para un transformador trifásico o para un banco de tres transformadores monofásicos conectados para operación trifásica. El desplazamiento angular es mostrado en la figura 21 bajo la norma EEI-NEMA para transformadores trifásicos. DESP LAZAM IENTO AN GULAR E N GRADOS

CONEXIÓN H2

X2

DELTA-DELTA

0 H1

H3

X1

H2

X3 X2

0

Y-Y

H1

H3

X1

H2

X3

X2

DELTA - Y

30

X1 H1

H3 X3 H2

X2

Y - DELTA

30

X1 H1

H3 X3

Figura 21. Desplazamiento angular de transformadores


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El desplazamiento angular de los bancos de transformadores debe ser igual si requieren ser conectados en paralelo. Un banco delta - delta puede ser conectado en paralelo con otro banco delta-delta si ambos bancos tienen 0º de desplazamiento angular. Un banco delta-delta puede ser conectado en paralelo con un banco Y-Y si ambos bancos son conectados para 0º de desplazamiento angular. Un banco delta-delta o uno Y-Y no puede ser conectado en paralelo con otro banco delta-Y o Y-delta, porque estas dos conexiones tienen un desplazamiento angular en múltiplos de 30º. Adicionalmente los cuatro requerimientos para conexión en paralelo de transformadores monofásicos se aplican a bancos trifásicos. Los transformadores monofásicos pueden ser conectados de muchas formas diferentes para bancos trifásicos. El requerimiento de idéntico desplazamiento angular debe cumplirse ya sea para la conexión en paralelo de un transformador trifásico con un banco conformado por tres unidades monofásicas, o para conectar en paralelo dos bancos ambos conformados por unidades monofásicas. Las marcas de alta tensión son H1 a la derecha y H2 a la izquierda, cuando tenemos de frente el lado de alta tensión del transformador. Para polaridad aditiva, el terminal X1 de baja tensión está a la derecha cuando tenemos de frente el lado de baja tensión del transformador, y la polaridad es substractiva cuando el terminal X1 de baja tensión esta a la izquierda. Es importante conocer la polaridad de los transformadores cuando se requiera montar un banco de transformadores para asegurar un voltaje apropiado en el lado de baja y un desplazamiento angular conocido. 8.5 SECUENCIA DE FASES. La secuencia de fases es el orden en que los tres voltajes de un sistema trifásico aparecen, por ejemplo ABC o BAC. Es a menudo necesario saber la secuencia de fase para: -

Determinar la dirección de rotación de motores polifásicos.

-

Determinar conexión apropiada cuando un banco de transformadores trifásicos se la conectan en paralelo. Determinar que la secuencia de fase no cambie cuando un banco de transformadores trifásicos es reemplazado. Determinar las conexiones apropiados para medidores de energía.

-


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Se debe tener cuidado al remplazar bancos porque se puede presentar una inversión de la secuencia de fases que invertirá también la rotación de los motores trifásicos del cliente y probablemente resultará en un daño a su equipo. De acuerdo a la norma ANSI C- 57.12.70, el terminal de transformadores trifásicos (tipicamente padmounted) se marca de tal forma que si la secuencia de fase en el lado de alta es H1, H2, H3 entonces la secuencia de fase en el lado de baja debe ser X1, X2, X3. Cuando es un banco de transformadores monofásicos, la secuencia depende de la configuración de la conexión. 8.6 FERRORRESONANCIA. La ferrorresonancia es un fenómeno asociado con la conexión de los transformadores polifásicos en serie con una capacitancia. Operando por debajo de condiciones normales, la ferrorresonancia no ocurrirá en sistemas de distribución. Sin embargo, si hay capacitancia dentro del sistema, típicamente en la forma de bancos de capacitores shunt, cables de circuitos, líneas aéreas y/o capacitancias internas de transformadores, y ocurre un suicheo monofásico o la operación monofásica de un dispositivo de protección, la ferrorresonancia puede presentarse. Las siguientes son algunas anomalías las cuales pueden ocurrir cuando se presenta ferrorresonacia. -

-

Alto voltaje con voltajes pico en excesos hasta de cinco veces el voltaje normal los cuales pueden, entre otras cosas, causar la operación y/o falla de pararrayos en el área. Formas de onda de voltaje y corriente dentada e irregular Los transformadores involucrados en una ferrorresonancia de circuito, emitirán ruidos fuertes.

Que ocurra o no resonancia durante un suicheo monofásico, depende en gran medida del tipo de conexión del transformador. Un sistema de distribución debe ser diseñado y operado de tal manera que la resonancia no sea posible o muy improbable durante las condiciones de operación monofásicas. Factores adicionales que deben ser considerados son: -

Al aumentar el voltaje de distribución, aumenta la probabilidad de ferrorresonancia.

CODIGO:

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MACROPROCESO:



-

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Los circuitos subterráneos son mas susceptibles debido a la alta capacitancia del cable comparado con las líneas aéreas. Implementando swicheo tripolar remoto al transformador y ubicando swiches o fusibles cerca al transformador se reducirá la tendencia a la ferrorresonancia.

8.7 TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS. Las conexiones de transformadores monofásicos que se muestran en la figura 22 son las mas comúnmente usadas en el sistema eléctrico de La Empresa de Energía del Pacífico S.A. EPSA ESP. Los diagramas son basados en conexiones secundarias monofásicas trifilares de 240/120 V. Todos los diagramas son aplicados a conexiones secundarias monofásicas 120 V. para conexión en paralelo de los dos devanados de baja tensión.

CONDUCTOR DE FASE PRI

H1

X3

H2

X2

H1

X1

X3

X2

ún

M ARIO

X1 NEUTRO COMÚN

240/120

SECUNDARIO

SECUNDARIO

a. si stem a de neutro com trifásico t etrafila r

M ARIO

CONDUCTOR DE FASE PRI

H2

NEUTRO COMÚN SECUNDARIO

CONDUCTOR DE FASE PRI M ARIO

240/120

SECUNDARIO

b. sistema prim

ari o en delta

Figura 22. Conexión de transformadores monofásicos

La figura 22-a muestra un transformador monofásico convencional de dos bujes primarios, uno conectado a un conductor de fase primario a través de un cortacircuito y al conductor neutro común de un sistema de neutro común trifásico tetrafilar. El otro terminal de alta tensión, el terminal de tierra del pararrayos, el tanque del transformador y el conductor neutro común son conectados a una tierra común.


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La figura 22-b muestra un transformador de dos bujes primarios conectados cada uno a un conductor de fase primario a través de dos cortacircuitos con dos pararrayos. Este tipo de conexión es común sólo en sistemas de delta primario. El terminal de tierra del pararrayos, el tanque del transformador y el conductor neutro secundario son conectados a una tierra común. En las normas RA111 a RA113 se muestran montajes de transformadores monofásicos. 8.7.1 OPERACIÓN EN PARALELO La operación en paralelo de transformadores monofásicos no es recomendable, debido a problemas asociados con protección de sobrecorrientes y altas cargas, pero algunas veces se hace necesaria para alimentar una carga grande cuando un transformador monofásico de la capacidad requerida, no está disponible. Existen diversas condiciones limitantes para una satisfactoria operación en paralelo de transformadores monofásicos, por ejemplo, las relaciones de transformación deben ser idénticas y los porcentajes de impedancia aproximadamente iguales. Los valores de reactancia y resistencia no deben ser muy diferentes. Las diferencias en las relaciones de transformación causarán una división inapropiada de carga y/o de corriente circulando. Si las impedancias son diferentes, la carga no será repartida proporcionalmente a las capacidades de los transformadores. La capacidad de dos o más transformadores con igual porcentaje de impedancia e igual relación de transformación operando en paralelo, será la suma de los kVA nominales de cada transformador. El porcentaje de impedancia de un transformador debe ser aproximadamente de ± 7.5 % del valor del transformador con el cual se va a conectar en paralelo (por ejemplo, un transformador con una impedancia de 4% puede ser conectado con otro que tenga impedancia mínimo de 3.7% a máximo 4.3% ). Como precaución de seguridad, ambos transformadores deben ser conectados al conductor de fase primario a través de cortacircuitos. Los transformadores conectados en paralelo deben ser instalados siempre en un mismo poste, nunca en postes separados a menos que sea conectados a un secundario común a través de dispositivos que provean una adecuada protección al personal y los equipos. Es difícil mantener la apropiada distancia para separar las conexiones de los terminales del lado de alta tensión. 8.8 CONSIDERACIONES PARA CONEXIÓN POLIFÁSICA Existen muchas maneras para conectar un sistema primario polifásico a un sistema secundario polifásico a través de transformadores de distribución.


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Determinar la conexión correcta del transformador, requiere la consideración de los componentes y los sistemas involucrados. Generalmente, los transformadores usados en instalaciones trifásicas deben ser transformadores convencionales con dos bujes primarios. Los transformadores de un solo buje tienen un terminal del devanado primario aterrizado al tanque y pueden ser usados solamente en bancos donde el primario es conectado en Y o Y abierta, aunque esto no es recomendable. Los transformadores autoprotegidos no deben ser usados en un banco donde el secundario es conectado en delta cerrada. Los transformadores autoprotegidos y los de un solo buje primario pueden ser usados en conexiones Y – Y y Y abierta – delta abierta pero no son recomendables para otro tipo de conexiones. 8.8.1 SISTEMA PRIMARIO Los sistemas de distribución primaria son típicamente trifásicos a tres hilos o sistemas tetrafilares con neutro multiaterrizado. Estos tipos de sistemas permiten para las conexiones del sistema primario el uso de delta, Y, Y aterrizado, Delta abierta y Y abierta. Es importante que el voltaje nominal del transformador sea igual al del sistema primario para asegurar el voltaje del lado de baja deseado. 8.8.2 SISTEMA SECUNDARIO El sistema secundario puede ser tetrafilar aterrizado o trifilar no aterrizado. Para alimentar una carga trifásica no aterrizada, las conexiones del lado de baja que podrían ser usadas son delta y delta abierta. Una solución es alimentar los sistemas secundarios usando una conexión Y aterrizada. El cliente puede tomar servicios solo de las líneas energizadas. Esto evita problemas con el aterrizaje de un lado de la conexión delta. Los sistemas tetrafilares aterrizados pueden dar servicio a una combinación de cargas y voltajes. Cargas monofásicas de 120V podrán ser alimentadas junto con cargas trifásicas de 240V aterrizando la derivación central de un lado de la delta. El sistema Y aterrizado tetrafilar requiere que el punto neutro sea aterrizado. Advertencia: En un sistema a cuatro hilos en delta, la fase que se adiciona (“fase brava”) tiene un voltaje de 208V con respecto al neutro, por tal motivo se debe tener especial cuidado con esta fase al conectar electrodomésticos y equipos de oficina a 120V. Ver Norma RA116.


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8.8.3 DESPLAZAMIENTO ANGULAR (CAMBIO DE FASE) En un transformador monofásico, los voltajes primario y secundario están en fase (0º de desplazamiento angular) o en oposición (180º de desplazamiento angular) dependiendo de la polaridad del transformador. En conexión de transformadores trifásicos el desplazamiento está en función de la conexión usada. Las conexiones delta - delta y Y aterrizada - Y aterrizada producen un desplazamiento angular de 0º. Las conexiones delta - Y aterrizado y Y - delta producen 30º de desplazamiento angular. Los secundarios de dos diferentes transformadores trifásicos deben tener igual desplazamiento angular antes de ser conectados en paralelo. En un transformador trifásico Pad-mounted, el desplazamiento angular es mostrado en la placa de características con el diagrama de conexión. 8.8.4 CONEXIÓN DE DOS TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS EN DELTA ABIERTA Un banco de transformadores en delta abierta consiste en dos transformadores monofásicos conectados eléctricamente de manera que pueden servir cargas monofásicas trifilares y cargas trifásicas trifilares como se muestra en la norma RA116. Un transformador es llamado transformador principal el cual alimenta el 57.7% de la carga trifásica y el 100% de la carga monofásica; el otro es llamado transformador anexo y alimenta el 57.7% de la carga trifásica. Por ejemplo , si se desea alimentar una carga monofásica de 7 kva y una carga trifásica de 5 kva, con cargas al mismo factor de potencia, la capacidad de los transformadores se calcula como sigue:

Carga monofásica Carga trifásica (0.577 x 5) Total kva requeridos Tamaño de transformador requerido

Transformador Principal 7 KVA 2.9 KVA 9.9 10 KVA

Transformador Anexo ······ 2.9 KVA 2.9 3 KVA

La conexión de transformadores en delta abierta se usará en zonas donde predomina la red monofásica y eventualmente se requiere la instalación de un servicio trifásico. El montaje de transformadores en delta abierta se muestra en las normas RA117 a RA119


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COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

9.1 GENERALIDADES Los sistemas de distribución deben construirse de tal manera que se proteja al público, al personal de la compañía y se minimicen las fallas tanto en duración como en área afectada. Este último objetivo se logra aislando la falla del resto del sistema ó mediante el uso de sistemas de recierre ó de transferencia automática de carga. Los equipos de protección deben ser coordinados para asegurar la adecuada operación del sistema. La coordinación de estos equipos es un compromiso entre la máxima protección y la máxima continuidad del servicio; esta coordinación se logra con las siguientes reglas básicas: 1. Evitar que las fallas temporales se conviertan en fallas permanentes. 2. Aislar las fallas permanentes mediante la remoción de la mínima parte del sistema que contenga las líneas o dispositivos fallados. 3. Prevenir el peligro al público mediante el despeje de las líneas en falla. Se debe aclarar que los sistemas de protección no siempre son protección para el personal. La presencia de un dispositivo de protección no necesariamente protege al trabajador, puesto que mientras opera el dispositivo protector pueden ocurrir lesiones graves. Por esta razón se deben seguir las normas de seguridad en el trabajo. Básicamente hay cuatro tipos diferentes de dispositivos de protección: fusibles, interruptores, reconectadores y seccionalizadores. Todos estos dispositivos censan la corriente que exceda a la corriente nominal y operan para despejar este exceso que puede ser identificado como una falla del sistema. 9.2 FUSIBLES Un es un ajustable que sirve para una aplicación específica. Losfusible fusibles sondispositivo diseñadosno para despejar sobrecorrientes, proteger equipo, seccionar y suministra protección contra sobrecarga o contra cortocircuito. La mayoría de los cortacircuitos trabajan por el principio de expulsión.


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Un análisis del sistema de EPSA nos permite requerir: Las capacidades máximas de potencia (en MVA) que permiten una adecuada coordinación de Fusibles vs definir Protecciones deprotección circuitos de cabecera nuevos clientes Industriales permite el tipo de que se debenpara instalar en los puntos de conexión en niveles de tensión de 13,2 y 34,5 kV.; El criterio básico es garantizar que ante cualquier tipo de falla monofásica o trifásica, el equipo de protección seleccionado brinde una correcta coordinación con las protecciones de cabecera para no disparar el circuito. 1.- Conexiones a 13,2 kV: La máxima potencia que se permite para aceptar instalación de fusibles es de 0,9 MVA. Para este caso el valor del fusible debe ser de 65 Amperios tipo K (65K). 2.- Conexiones a 34,5 kV: La máxima potencia que se permite para clientes a este nivel de tensión es 1,5 MVA para aceptar fusibles en el punto de conexión. Para este caso el valor del fusible debe ser de 50 Amperios tipo K (50K); en cualquier caso, las conexiones a 34.5 kV. en anillos del sistema de EPSA no serán permitidas. Para capacidades exige la instalación interruptores con de protección de lossuperiores cuales lossemás prácticos son los de Reconectadores con equipo control y protección numéricos.

9.2.1 APLICACIÓN DE LOS CORTACIRCUITOS El voltaje apropiado de los cortacircuitos está determinado por los siguientes factores: 1. Máximo voltaje fase-fase o fase-tierra. 2. Puesta a tierra del sistema. 3. Tipo de circuito. Monofásico o trifásico. Generalmente el voltaje nominal del cortacircuitos debe ser mayor o igual que el voltaje del sistema. Lo cual define las siguientes reglas: 1. En sistemas no aterrizados el voltaje nominal máximo del cortacircuitos debe se mayor o igual que el máximo voltaje fase-fase del sistema. 2. En sistemas efectivamente puestos a tierra:


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a. Para cargas monofásicas el máximo voltaje nominal del cortacircuitos debe ser mayor o igual al máximo voltaje nominal fase-tierra del sistema. b. Para sistemas trifásicos los voltajes nominales están basados en los voltajes línea-línea. La selección de los voltajes nominales con las normas anteriores garantiza que el nivel básico de aislamiento (BIL) del cortacircuitos coordine con el del sistema. Para seleccionar un cortacircuitos para una ubicación particular del sistema se deben conocer los siguientes datos: 1. 2. 3. 4.

Voltaje del sistema y nivel de aislamiento. Tipo de sistema (delta, Y aterrizada, uni o multiaterrizada, etc.) Relación X/R y máxima corriente de falla en el punto de instalación. Corriente de carga.

NOTA: La relación X/R es el factor de potencia de cortocircuito y está determinado por la relación de resistencia y reactancia del circuito en el punto de falla. Por ejemplo si la reactancia es X=20 Ohms y la resistencia es R=1.5 Ohms, la relación X/R es 13.33 Estos cuatro factores determinan los siguientes tres requerimientos de los cortacircuitos: 1. Corriente continua de trabajo 2. Voltaje nominal 3. Capacidad de interrupción. La corriente continua de operación del fusible debe ser igual o mayor que la corriente de carga. Para determinar la corriente de carga del circuito se debe tener en cuenta una posible sobrecarga, pero no limitada a la sobrecarga de transformadores sino también a cargas de arranque y alimentación de circuitos en transferencia. La capacidad de interrupción de los fusibles debe ser mayor que la máxima corriente de falla en el punto de instalación. Las normas industriales para la especificación de corrientes nominales y características de tiempo corriente fueron establecidas para tener una intercambiabilidad de fusibles de diferentes fabricantes. Estas normas dividen los fusibles más comúnmente usados en dos tipos: rápidos o tipo K y lentos o tipo T, con diferentes características de Tiempo Corriente.


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Existen otros tipos de fusibles; por ejemplo los tipo QA, H y N. Cada tipo de fusible es diseñado por su fabricante para una aplicación específica y en su literatura técnica incluyen las curvas de tiempo mínimo de fusión y tiempo total de despeje. La corriente es graficada en el eje horizontal y el tiempo en el eje vertical. Ambas curvas son herramientas básicas para la apropiada aplicación de los fusibles en un sistema coordinado. El intervalo entre la iniciación de la corriente de falla y la iniciación del arco es el tiempo de fusión. El intervalo de duración del arco es el tiempo de arqueo. El tiempo de arqueo sumado al tiempo de fusión es el tiempo total de despeje. 9.2.2 RELACIÓN DE VELOCIDAD DEL FUSIBLE La relación de velocidad de los fusibles de tamaños de 100A y menores, es la relación entre la corriente de fusión en 0.1 segundos a la corriente de fusión en 300 segundos; al aumentar la relación, disminuye la velocidad de fusión. Para fusible con capacidades superiores a 100A, la relación de velocidad está entre la corriente de fusión a 0.1 segundo y 600 segundos.

9.2.3 FUSIBLES LIMITADORES DE CORRIENTE Los fusibles de respaldo limitadores de corriente son instalados en serie con el cortacircuitos de distribución o un dispositivo similar. Los fusibles limitadores son capaces de interrumpir la corriente excesiva y las corrientes de falla de bajo é intermedio rango. La apropiada aplicación de estos fusibles limita grandes corrientes de falla y minimizan la ruptura de transformadores y capacitores, mejora la protección de corto circuito y previene el bloqueo de líneas, aísla los bushings externos de posibles flameos y mejora la coordinación de protecciones en áreas de alta corriente de falla. Se usan en distribución secundaria cuando la máxima corriente de falla excede la máxima capacidad de interrupción de los fusibles de bayoneta. Los fusibles limitadores de corriente están diseñados para despejar fallas en el rango de altas corrientes y limitar la cantidad de corriente que pasa a través de él durante la operación de despeje. 9.2.4 ELEMENTOS DUALES Son fusibles en cuya construcción incorporan dos elementos en serie unidos por una soldadura (construcción de elemento dual). Los elementos duales le permiten al fusible responder a las mismas bajas temperaturas de fusión que los fusibles de


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un elemento para sobrecargas prolongadas, a la vez que tienen superior capacidad de soporte de las ondas de choque. Los fusibles de elemento dual tienen hasta veintiséis (26) veces mas capacidad de soporte a las ondas de choque que los fusibles sencillos. Todos los fusibles tipo KS, X y en algunas marcas los fusibles de 1A y 2A tipo K, T y QA son fabricados con el sistema de elemento dual. 9.2.5 FUSIBLE TIPO X Es un fusible diseñado específicamente para dar la mejor protección al transformador de distribución ya que su curva característica de tiempo corriente coordina con precisión con la curva ANSI de cargabilidad del transformador. El diseño de múltiples elementos del fusible tipo X combina la protección de sobrecarga de los fusibles de bajo amperaje y la alta capacidad a las ondas de choque (I2t) de los fusibles de alto amperaje. La alta capacidad de corriente del fusible X reduce significativamente la probabilidad de daño de éste debida a descargas atmosféricas. Esta capacidad permite que el fusible sea montado en serie en el lado de fuente del pararrayos, protegiendo tanto al pararrayos y al transformador. Por lo tanto el pararrayos puede ser trasladado de la cruceta al tanque del transformador para una máxima protección de sobrevoltaje. Su relación nominal de velocidad es 32. 9.2.6 FUSIBLE TIPO KS Es un fusible clasificado como muy lento y tiene una mayor capacidad de soporte de onda de choque que el fusible tipo T lo cual lo hace apto para proteger líneas y transformadores. La relación nominal de velocidad del fusible tipo KS es 20. 9.2.7 FUSIBLES DE TIPO RAPIDO Los fusibles de tipo rápido tienen unas relaciones de velocidad de entre 6 y 8.1. Dentro de esta categoría están los de tipo H y K.

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9.2.8 FUSIBLE TIPO K Este tipo de fusible cumple con las exigencias de la Norma ANSI/NEMA para los fusibles tipo rápido, tienen una relación nominal de velocidad igual a 7 y son apropiados donde se requieren características tiempo–corriente rápidas como en el caso de protección de capacitores. 9.2.9 FUSIBLES DE TIPO MEDIO Y LENTO Este tipo de fusibles cumplen con las exigencias de la Norma ANSI/NEMA para los fusibles tipo lento y medio, tienen una relación nominal de velocidad entre 10 y 12 y son apropiados donde se requieren características tiempo–corriente medias y lentas con lo cual se logra una buena coordinación con Relays y Reconectadores. 9.3 COORDINACIÓN FUSIBLE–FUSIBLE Por definición convencional, cuando dos o más elementos fusibles u otros dispositivos de protección son aplicados a un sistema, el dispositivo más cercano a la falla en el lado de suministro es el “protector” y el más cercano a la alimentación es el de “respaldo” o “protegido”. La figura 23 ilustra esta situación. SUBESTACIÓN

FUSIBLE PROTECTOR

FUSIBLE PROTEGIDO FUSIBLE PROTECTOR

Figura 23. Relación entre fusible protector y protegido o de respaldo.

9.3.1 PRINCIPIOS DE COORDINACIÓN Se deben seguir dos principios básicos para obtener una adecuada coordinación de protecciones. 1. El dispositivo protector debe despejar una falla temporal o permanente antes de que el dispositivo protegido interrumpa el circuito en el caso de los fusibles u opere hasta el bloqueo en el caso de los reconectadores. 2. La interrupción debida a fallas permanentes debe estar restringida a la menor sección del sistema durante el menor tiempo posible.

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Una regla esencial para la coordinación de fusibles establece que el tiempo máximo de despeje (Maximum Clearing Time) del elemento protector no debe exceder el 75% del tiempo mínimo de fusión (Minimum Melting Time) del elemento protegido. Con esto se asegura que el elemento protector interrumpa y despeje la falla antes de que sea dañado el elemento protegido. Otra regla importante define que la corriente de carga en el punto de aplicación no debe exceder la capacidad continua de corriente del elemento fusible, ya que éste se puede sobrecalentar y quemar causando una interrupción innecesaria del servicio. La coordinación entre fusibles puede ser hecha utilizando las curvas tiempo – corriente, tablas de coordinación o por reglas prácticas establecidas por la industria. Estos métodos son progresivamente fáciles en el orden dado, pero con las reglas prácticas no se logra la exactitud de coordinación que se lograría con las curvas o con las tablas de coordinación. El uso de las tablas de coordinación, implica que los fusibles sean operados dentro de su capacidad continua de corriente y que sean instalados en el cortacircuitos adecuado. Las tablas 40 a la 44 presentan un listado de fusibles protectores, protegidos y la máxima corriente a la cual se asegura una adecuada coordinación. Tabla 40. Coordinación Entre Fusibles ANSI/NEMA Tipo K Fusible Protector 6K 8K 10K 12K 15K 20K 25K 30K 40K 50K 65K 80K 100K 140K

Fusible protegido 8K

10K

12K

14K

20K

25K

30K

40K

50K

65K

80K

100K 140K 200K

Máxima corriente de falla con la cual B protegerá a A (Amperios) 190

350 210

510 440 300

650 650 540 320

840 840 840 710 430

1060 1060 1060 1050 870 500

1340 1340 1340 1340 1340 1100 660

1700 1700 1700 1700 1700 1700 1350 850

2200 2200 2200 2200 2200 2200 2200 1700

2800 2800 2800 2800 2800 2800 2800 2800

3900 3900 3900 3900 3900 3900 3900 3900

5800 5800 5800 5800 5800 5800 5800 5800

9200 9200 9200 9200 9200 9200 9200 9200

1100

2200 1450

3900 3500 2400

5800 5800 5800 4500 2000

9200 9200 9200 9200 9100 4000

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Tabla 41. Coordinación Entre Fusibles ANSI/NEMA Tipo T Fusible protector 8T 6T 8T 10T 12T 15T 20T 25T 30T 40T 50T 65T 80T 100T 140T

Fusible protegido 10TMáxima 12T 14T 20T de 25Tfalla30T 65T 80T corriente con la40Tcual50T B protegerá aA 350 680 375

920 800 530

1200 1200 1100 680

1500 1500 1500 1280 730

2000 2000 2000 2000 1700 990

2540 2540 2540 2540 2540 2100 1400

3200 3200 3200 3200 3200 3200 2600 1500

4100 4100 4100 4100 4100 4100 4100 3100 1700

100T 140T 200T (amperios)

5000 5000 5000 5000 5000 5000 5000 5000 3800 1750

6100 6100 6100 6100 6100 6100 6100 6100 6100 4400 2200

9700 9700 9700 9700 9700 9700 9700 9700 9700 9700 9700 7200 4000

15200 15200 15200 15200 15200 15200 15200 15200 15200 15200 15200 15200 13800 7500

Tabla 42. Coordinación Entre Fusibles ANSI/NEMA Tipo K Y Tipo H Fusible Protector 1H 2H 3H 5H 8H

Fusible protegido 8K

10K

12K

14K

20K

25K

30K

40K

50K

65K

80K

100K 140K 200K

Máxima corriente de falla con la cual B protegerá a A (amperios) 125

280 45 45 45 45

380 220 220 220 220

510 450 450 450 450

650 650 650 650 650

840 840 840 840 840

1060 1060 1060 1060 1060

1340 1340 1340 1340 1340

1700 1700 1700 1700 1700

2200 2200 2200 2200 2200

2800 2800 2800 2800 2800

3900 3900 3900 3900 3900

5800 5800 5800 5800 5800

9200 9200 9200 9200 9200

Tabla 43. Coordinación Entre Fusibles ANSI/NEMA Tipo T y Tipo H Fusible protegido

Fusible Protector

8T

10T

1H 2H 3H 5H 8H

400 240 240 240 240

Máxima 520 710 500 710 500 710 500 710 500 710

12T

14T

20T

25T

30T

40T

50T

65T

80T

100T

140T

200T

corriente de falla la cual A (amperios) 920 1200 1500 con 2000 2540B protegerá 3200 4100 a 5000 6100 9700 15200 920 920 920 920

1200 1200 1200 1200

1500 1500 1500 1500

2000 2000 2000 2000

2540 2540 2540 2540

3200 3200 3200 3200

4100 4100 4100 4100

Tabla 44. Coordinación Entre Fusibles Tipo N

5000 5000 5000 5000

6100 6100 6100 6100

9700 9700 9700 9700

15200 15200 15200 15200

CODIGO:

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Fusible Protector 8 5 8 10 15 20 25 30 40 50 60 75 85 100 150

22

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Fusible protegido 10

14

20

25

30

40

50

60

75

85

100

150

200

Máxima corriente de falla con la cual B protegerá a A (amperios) 150

280 175

400 350 200

490 490 370 200

640 640 640 450 175

1250 1250 1250 1250 1250 900

1450 1450 1450 1450 1450 1450 1300

2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 1300

2650 2650 2650 2650 2650 2650 2650 2500 1700

3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3200 2000

4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 4950 3700

8900 8900 8900 8900 8900 8900 8900 8900 8900 8900 8900 8900 6000

10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 3000

9.3.2 PROTECCION DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN Típicamente cada transformador de distribución está protegido por un fusible ubicado en el lado del transformador. El fusible de no alta puede distinguir yentre las sobrecargas deprimario corto tiempo, las fallas secundarias impedancia las condiciones de sobrecarga de larga duración; así que la selección de un fusible debe ser un compromiso. Los fusibles ubicados externamente son usualmente seleccionados para proteger el transformador cuando la corriente de carga excede un predeterminado múltiplo de la corriente de plena carga durante 300 segundos. Este múltiplo, o relación de fusible se ajusta a la política de operación de las compañías de energía y puede variar de uno (1) a quince (15). La Norma ANSI C57.91 “IEEE Guide for Loading Mineral-Oil-Immersed Overhead and Pad-Mounted Distribution transformers Rated 500kVA and less with 65ºC or 55ºC Average Winding Rise” suministra tablas que

muestran la capacidad de transformadores de distribución. Los transformadores de distribución pueden ser sobrecargados durante un periodo de tiempo con un moderado sacrificio de su expectativa de vida. El porcentaje de sobrecarga depende de diferentes factores incluyendo la carga previa del transformador , la temperatura ambiente, la duración de la sobrecarga y la temperatura transformador. Los valores de sobrecarga en la C57.91 llegan hastanominal valores del de tres (3) veces la capacidad de plena carga del transformador. Para lograr un máximo uso de un transformador, es típico usar una relación de fusible de dos (2) o tres (3). Otra consideración es proteger el transformador de distribución contra daños causados por fallas que pasan a través del transformador por fallas secundarias.


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El daño a transformadores por fallas que pasan a través de él, son el resultado de efectos térmicos y mecánicos. Estos últimos son la principal causa de falla en los transformadores. Los incrementos de temperatura asociados con fallas de alta corriente son bastante aceptables pero los efectos mecánicos no lo son si las fallas ocurren con alguna regularidad. Esto debido a la naturaleza acumulativa de algunos de los efectos mecánicos tales como la compresión del aislamiento, el desgaste del aislamiento y la fricción inducida por desplazamiento. Dichos daños ocurren como un resultado de estos efectos acumulativos y son función no solo de

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la magnitud y duración de la falla sino también del número de tales fallas. Figura 24. Curva de falla del transformador.

La corriente de Inrush y la corriente de enganche de carga fría también se deben considerar al momento de seleccionar fusible. Se sugiere que un fusible sea capaz de soportar una corriente igual a 25 veces la corriente de plena carga del transformador por 0.01 segundos y 12 veces la corriente a plena carga para 0.1 segundo para soportar la corriente de Inrush. Los valores sugeridos para enganche de carga fría son seis (6) veces la corriente de plena carga para un (1)


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segundo, tres (3) veces la corriente de plena carga para 10 segundos y dos (2) veces para 1000 segundos. Un fusible seleccionado debe estar ubicado entre la corriente de Inrush y la curva de daño presentada en amperios.

Figura 25. Curva de corriente de inrush y curva de daño del transformador en Amps.

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Figura 26. Disposición de transformadores para conexión sencilla ó en bancos. Tabla 45. Selección del fusible del transformador según la conexión primaria. Capacidad 7620/13200 Y Transformador Figuras D, E y F KVA Corriente Super Tipo K Nominal Surge 5 0.656 1H* -

10 15 25 37.5 50 75

1.312 1.97 3.28 4.92 6.56 9.84

2H 3H 5H -

6 8 12

Capacidad Transformador Monofásico (KVA)

Capacidad total Del Banco

5 10 15 25 37.5

15 30 45 75 112.5

50 75

150 225

Tipo X

1.5* 3 3 5 7 10 15

13200 ∆ Figuras A y B Corriente Super Tipo K Nominal Surge 0.379 1H* -

0.757 1.136 1.894 2.841 3.79 5.68

1H* 1H 3H 5H -

13200 ∆ Figura C Corriente Super Tipo K Nominal Surge 0.656 1H* 1.312 2H* 1.97 3H 3.28 5H 4.92 6

6.56 9.84

-

8 12

6 6

Tipo X

1.5* 1.5* 1.5 3 4 7 10

Tipo X

1.5* 3 3 5 7 10 15

*Puesto que este es el fusible más pequeño y no protege para el 300% de carga, se recomienda una protección secundaria.


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9.4 PROTECCIÓN DE CONDENSADORES 9.4.1 Sobreintensidades De acuerdo con las normas ANSI/IEEE, los condensadores deben ser capaces de operar al 135% de sus KVAR nominales. El máximo voltaje del sistema de operación no puede ser mayor que el 6% del voltaje nominal del condensador. Por normas, la tolerancia en capacitancia es del 15% y la presencia de armónicos puede adicionar un máximo del 10% del valor RMS de corriente. Estos factores juntos hacen que la corriente en exceso sea aproximadamente el 35% de la corriente nominal, así que todo el equipo asociado con un banco de capacitores, incluyendo los fusibles, deben ser capaces de operar al 135% de la corriente nominal. Otra consideración a tener en cuenta en la protección de sobrecorriente es su forma de fallar. Una falla usualmente empieza con una rotura del dieléctrico en uno de los paquetes, lo cual en efecto saca de servicio aquellas unidades y el voltaje a través de las unidades aún en operación se aumenta así como su corriente. El voltaje incrementado eventualmente hará fallar otras unidades causando un nuevo incremento de corriente y voltaje. Si se permite continuar, este proceso conducirá a la falla de todas las unidades del banco. Al hacer la selección de un fusible para un banco de capacitores, la característica tiempo-corriente del fusible debe ser comparada con la curva de ruptura del tanque de la unidad, la cual es suministrada por los diferentes fabricantes. Esta curva de ruptura compara la probabilidad de ruptura con las diferentes relaciones de tiempo corriente. Las características tiempo-corriente del fusible para un banco de capacitores debe ser seleccionada para: 1. soportar la corriente “inrush” normal asociada con la energización del banco de condensadores. 2. 135% Soportar la corriente mayor corriente de la nominal.prevista del banco que puede ser alrededor del 3. Operar tan pronto como sea posible en respuesta a una falla de la unidad. 4. Proteger las unidades individuales en el banco contra ruptura, de acuerdo con las curvas de ruptura de tanque.

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5. Soportar el transitorio de corriente de desconexión (outrush current) del banco de condensadores que resulta cuando un banco cercano es energizado o cuando una falla ocurre Tabla 46. Fusibles recomendados para bancos de condensadores en ∆ o en Y no aterrizada

Kvar trifásico 150 300 450 600 900 1200 1350 1800 2400 2700

Capacidad del Condensador Corriente de 50 a 100 Kvar 150 a 400 Kvar línea (Amp) Fusible Fusible recomendado recomendado 6.6 6T * 13.1 12 T * 19.7 20 T 20 T 26.2 25 T 25 T 39.4 40 K 40 K 52.5 50 K 50 K 59.0 50 K 50 K 78.7 ND 65 K 105.0 ND 100 K 118.1 ND 100 K

9.4.2 Sobretensiones Como cualquier equipo de tipo intemperie, este equipo debiera estar protegido contra sobretensiones. De todos modos un pararrayos protector de un banco de condensadores, es como si estuviera expuesto a un trabajo menor, por causa de descarga atmosféricas que por ejemplo cuando protege un transformador, esto es debido a que el banco de condensadores reduce la tensión de impulso causada por una descarga atmosférica. 9.5 RECONECTADOR Un reconectador (recloser) censa corriente y tiempo, interrumpe sobrecorrientes y recierra automáticamente un número de veces; entonces abre y aísla permanentemente una falla en una sección de la línea. Muchas fallas son transitorias por naturaleza, entonces el reconectador en su primera operación de recierre restablece el servicio automáticamente sin necesidad de reparaciones. Los reconectadores pueden ser instalados como unidades monofásicas o trifásicas. Un reconectador monofásico es generalmente encontrado en sistemas de distribución protegiendo líneas monofásicas y trifásicas. Los trifásicos se


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encuentran en subestaciones como fuente primaria de protección para un alimentador y en líneas de distribución para proteger derivaciones del alimentador principal. Los reconectadores son utilizados basados en su voltaje nominal, rango de interrupción mínima corriente de falla dentro de su zona de protección y corriente nominal de operación. Un reconectador debe tener un voltaje nominal igual o mayor que el voltaje del sistema. La corriente nominal de interrupción del reconectador debe ser igual o mayor que la máxima corriente de falla de la derivación a la cual va a proteger. El reconectador debe ser capaz de mantener la máxima corriente continua de operación sin dispararse y detectar la mínima falla dentro de su zona de protección. Con base en todos estos criterios se debe diseñar la coordinación de protecciones del sistema. Uno de los parámetros más importantes es detectar la mínima corriente de falla a tierra con el fin de obtener una adecuada protección al público. Los reconectadores monofásicos hidráulicos son seleccionados de acuerdo a corrientes continuas de operación con valores típicos de 10, 15, 25, 35, 50, 70, 100 y 140 Amperios, Sin embargo la mínima corriente de falla que puede ser sensada por estos dispositivos es dos veces el valor nominal de corriente continua de operación. Por lo tanto, un reconectador de 50 A puede soportar una corriente de carga mayor a 50 A y operará para corrientes de falla iguales o superiores a 100 A. Esto sugiere, que cuando se elija un reconectador monofásico, la corriente de carga esperada no debe exceder la capacidad de la corriente continua de operación del reconectador. También la corriente mínima de falla en la zona de protección del reconectador debe ser superior que la mínima corriente nominal de disparo de éste. La zona de protección de un reconectador se debe extender hasta el siguiente reconectador y pasar a través de seccionalizadores y fusibles hasta el final de la línea. Los rangos de interrupción en los reconectador son dados por los fabricantes. Los diferentes tipos de reconectador, por ejemplo, tipo H, tipo L y tipo E tienen diferentes rangos de interrupción. Si el rango de interrupción de un tipo de reconectador no tiene la capacidad adecuada para una aplicación en particular, entonces un tipo de reconectador con un mayor rango de interrupción debe ser seleccionado. Los reconectadores trifásicos vienen con controles electrónicos o hidráulicos. Los primeros son los más utilizados actualmente. Los reconectadores controlados hidráulicamente son similares en su funcionamiento a los monofásicos pero su sistema de disparo permite la apertura simultánea de los tres polos. Los


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electrónicos tienen un conjunto de capacidades nominales de interrupción, corrientes nominales de operación y voltajes nominales pero la corriente mínima de disparo y las curvas características tiempo corriente (TCC) a ser usadas en el reconectador, pueden ser programadas. Típicamente esto es hecho usando componentes enchuflables pero los modelos más recientes se encuentran con control de microprocesador los cuales se pueden programar a través de un PC. Un reconectador trifásico puede también censar e interrumpir fallas a tierra. Esto se hace por monitoreo de la corriente residual de transformadores de corriente conectados en Y. En un sistema de potencia perfectamente balanceado esta corriente será cero puesto que la suma vectorial de las corrientes de fase es cero. El dispositivo de protección debe operar cuando la corriente residual se incremente sobre cierto valor, como sucedería en fallas involucradas con tierra. Es recomendable que el ajuste de la mínima corriente de disparo para un reconectador trifásico sea de 200% a 250% de la corriente pico de carga para permitir sobrecargas de corta duración tales como las corrientes de enganche en frío. También es recomendable que la mínima corriente de disparo no sea menor que el 140% de la corriente de carga. El ajuste de corriente de tierra debe ser tan bajo como sea posible para incrementar la sensitividad. Como mínimo debe ser menor que la máxima corriente de carga en su zona de protección y superior que el desbalance esperado en el sistema. El desbalance esperado del sistema y/o alimentador es típicamente el 20% de la máxima corriente de carga más la corriente de carga de la mayor derivación monofásica protegida por un dispositivo automático tal como fusible o reconectador. Es recomendable hacer una revisión periódica o estacional de todo el sistema y desbalance de alimentadores que asegure que el desbalance no exceda el 20% de la máxima corriente de carga. Esto ayudará a prevenir operaciones no deseadas del reconectador. Los reconectadores controlados electrónicamente tienen un amplio rango de características de operación que se ajustan con gran precisión a los requerimientos individuales del sistema. Las características de ajuste de estos reconectadores son las siguientes: 1. Coordinación de secuencia: Una función que evita que el reconectador opere sus curvas rápidas si un reconectador “aguas abajo” está tratando de despejar la falla. 2. Disparo instantáneo: Causa que el reconectador se dispare tan rápido como sea posible cuando la corriente de falla excede un múltiplo de la corriente de disparo mínimo. Esto extiende el rango de corriente donde habrá operación rápida del reconectador antes de la operación de un fusible de derivación, de esta manera se evita que fallas temporales se conviertan en permanentes.


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3. Bloqueo instantáneo: Omite el ajuste del número de operaciones de recierre si la corriente de falla excede un ajuste límite, con el fin de bloquear el reconectador reduciendo así la posibilidad de daño del equipo. 4. Intervalo de recierre: es el tiempo entre las operaciones de recierre que puede ser programado permitiendo una coordinación con dispositivos más rápidos o lentos. 5. Tiempo de reinicio después de recierre exitoso: Permite que el recloser se reinicie automáticamente después de reenergizar exitosamente la línea. 6. Tiempo mínimo de respuesta: Adiciona un retardo para inhibir el disparo del reconectador hasta que un mínimo tiempo predeterminado ha transcurrido. Esto puede extender la coordinación con reconectadores “aguas abajo”. 9.5.1 PRINCIPIOS DE COORDINACIÓN Para asegurar una aplicación apropiada de los reconectadores automáticos de circuitos en un sistema de distribución, se deben observar los siguientes principios básicos de coordinación. 1. El dispositivo del lado de carga debe despejar las fallas permanentes o temporales antes que el dispositivo del lado de fuente interrumpa el circuito (fusible) u opere hasta el bloqueo (reconectador). 2. Las salidas de circuito causadas por fallas permanentes deben ser restringidas a la sección más pequeña posible del sistema. Estos principios inciden en la selección de curvas de operación y secuencias de los dispositivos de los lados de fuente y carga. La ubicación y el número de dispositivos de protección para restringir las fallas del servicio a la sección más pequeña de la línea está determinada por la práctica individual de cada compañía. Las recomendaciones y ejemplos citados en las siguientes secciones representan solamente una referencia de prácticas aceptadas 9.5.2 COORDINACIÓN RECONECTADOR - RECONECTADOR El objetivo de la coordinación reconectador- reconectador es restringir alguna falla permanente al menor número de clientes. La coordinación hasta el bloqueo es obtenida cuando el reconectador “aguas abajo” queda abierto para una falla permanente quedando el reconectador de respaldo cerrado. La coordinación de disparo es difícil de obtener, pero el público está demandándola mas frecuentemente.


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Los reconectadores controlados hidráulicamente pueden ser coordinados usando diferentes valores de disparo mínimo para reconectadores en serie o seleccionando diferentes curvas. Para reconectadores monofásicos controlados hidráulicamente, es necesario mantener una separación de 0.2 segundos o 12 ciclos entre las curvas TCC de reconectadores adyacentes para asegurar que no ocurrirán disparos simultáneos. Si esta separación es entre 2 y 12 ciclos, entonces el reconectador “aguas arriba” podría o no bloquearse. Cuando la separación está por debajo de 2 ciclos el reconectador “aguas arriba” es casi seguro que se bloqueará. Para los reconectadores monofásicos tipo D y DV de la Cooper Power Systems y los reconectadores hidráulicos trifásicos, es necesario mantener una separación de 0.15 segundos o 8 ciclos. Una regla práctica para coordinación de reconectadores monofásicos es “brincar” tamaños de bobinas. Sin embargo esta coordinación es sólo para bloqueo y no necesariamente coordina en términos de secuencia de disparos. Los reconectadores electrónicamente controlados ofrecen una variedad de características de corriente de disparo y deben ser coordinados usando las corrientes mínimas de disparo y las curvas tiempo corriente (TCC). El mínimo nivel de disparo seleccionado para la curva no altera la capacidad nominal máxima continua del reconectador. La coordinación entre los reconectadores controlados electrónicamente se logra mediante la selección de diferentes curvas rápidas y temporizadas. La coordinación se puede obtener usando el accesorio de coordinación de secuencia. Las curvas usadas por los reconectadores electrónicamente controladas no requieren de márgenes de coordinación como en el caso de los reconectadores hidráulicamente controlados. Cuando se coordinan reconectadores electrónicamente controlados, las curvas del reconectador “aguas abajo” que han de ser consideradas son las curvas de despeje y las curvas de “aguas arriba” son las curvas de mínima respuesta. 9.5.3 COORDINACIÓN RECONECTADOR- FUSIBLE La coordinación recloser fusible se basa en el método de las curvas tiempo corriente ajustadas por un factor multiplicador. El método consiste en comparar las curvas tiempo corriente del recloser con las del fusible, teniendo en cuenta que el fusible del lado de carga ha sido seleccionado para la protección del transformador y que el fusible del lado de línea del recloser debe coordinar con éste. 9.5.4 COORDINACIÓN CON FUSIBLE EN EL LADO DE FUENTE

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Cuando un fusible está ubicado en el lado de fuente de un reconectador, es necesario que el tiempo total de despeje del reconectador sea menor que el tiempo mínimo de fusión del fusible con el fin de obtener una adecuada coordinación. Un factor de “derrateo” comúnmente referido como factor K se debe aplicar al fusible del lado de fuente con el fin de tener en cuenta los efectos de predaño y calentamiento durante las operaciones de recierre. El caso más común de coordinación de fusible- reconectador en el lado de fuente es cuando el fusible se usa para proteger un transformador reductor (34.5/13.2kV) y el reconectador es ubicado en el barraje (barras de 13.2kV) del lado de carga del transformador. Por lo tanto cuando se diseñe la coordinación usando el método gráfico, es necesario desplazar las curvas del fusible al lado de baja del transformador para que éstas queden referidas al mismo voltaje base. Para la corriente máxima de falla en el sitio de instalación del recloser, el tiempo de la corriente mínima de fusión del fusible en el lado del transformador debe ser mayor que el tiempo promedio de la curva temporizada del recloser (curva lenta) afectada por un factor específico. La curva del fusible debe ser desplazada en el eje de las corrientes multiplicándola por la relación de transformación. La siguiente Tabla muestra los factores K que deben ser aplicados para temporizar la curva del del reconectador en el lado de carga. El desplazamiento de la curva en el dominio del tiempo nos permitirá tolerancias de pre-daño y calentamiento en el fusible. El punto de intersección de la curva de desplazamiento temporizado y la curva del fusible (referida al lado de baja del transformador) será la máxima corriente de falla en la cual los dos dispositivos coordinarán. Tabla 47. Factores K Para el Fusible en el Lado de Fuente Fusibles para el lado de fuente Para coordinación del lado de fuente del fusible, el factor “K” de la tabla es utilizado para multiplicar los valores de la curva temporizada (B, C, D, E etc). La intersección de esta curva de referencia con la curva de tiempo mínimo de fusión del fusible determina la corriente máxima de coordinación. Las curvas deben estar referidas al mismo voltaje.

Tiempo de recierre Secuencia dos Secuencia una Secuencia cuatro en ciclos rápidas y dos lentas rápida y una lentas lentas

25 30 60 90 120 240

2.7 2.6 2.1 1.85 1.7 1.4

3.2 3.1 2.5 2.1 1.8 1.4

3.7 3.5 2.7 2.2 1.9 1.45

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MACROPROCESO:



600

1.35

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1.35

1.35

9.5.5 RECONECTADOR COORDINACIÓN DE FUSIBLES EN EL LADO DE CARGA DEL La condición más común es que el fusible esté en el lado de carga de los reconectadores en un sistema de distribución. La máxima coordinación entre el recloser y el fusible se logra ajustando el recloser para una secuencia de operación de dos disparos rápidos y dos lentos. La primer operación rápida permite que cerca del 80% de las fallas temporales sea despejada. La segunda operación rápida permite el despeje de otro 10 % de las fallas. Antes de la tercera apertura el fusible se funde y despeja las fallas persistentes o permanentes. Dos reglas definen la coordinación de recloser fusible en el lado de carga. 1. Para todos los valores posibles de corriente de falla en la sección protegida por el fusible,deel las tiempo mínimo de fusión(curvas de éste rápidas) debe serdel mayor que elmultiplicado tiempo de despeje operaciones rápidas recloser por un factor. Este factor permite un tiempo adecuado para que el fusible no se dañe. 2. Para todos los valores de corriente de falla posibles en la sección protegida por el fusible, el máximo tiempo de despeje (maximum clearing time) del fusible, no debe ser mayor que el tiempo de despeje temporizado (curvas lentas) del recloser, teniendo en cuenta que la secuencia del recloser es para dos o más operaciones temporizadas. Si las curvas quedan muy cerca, el recloser se puede disparar primero. Tabla 48. Factores K Para el Fusible en el Lado de Carga Fusibles del lado de carga Para la coordinación de fusibles en el lado de carga, los factores “K” son usados para multiplicar los valores de tiempo de la curva rápida del reconectador. La intersección de esta curva de referencia con la curva de tiempo mínimo de fusión del fusible determina la máxima corriente de Los datos la columna promedio se refieren cuando las curvas rápidas están graficadas concoordinación. valores promedios. Losbajo datos bajo la columna máximo se refieren cuando las curvas rápidas están graficadas con valores máximos.

Tiempo de recierre en ciclos 25 – 30 60 90

Una operación rápida Promedio Máxima 1.3 1.2 1.3 1.2 1.3 1.2

Dos operaciones rápidas Promedio Máxima 2.0 1.8 1.5 1.35 1.5 1.35


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CRITERIOS DE DISEÑO PARA REDES DE DISTRIBUCIÓN 1.3

1.2

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1.5

1.35

La tabla anterior muestra los factores “K” a ser aplicados en el dominio del tiempo para los reconectadores en el lado de Está basada en enciclos. el número de operaciones rápidas del reconectador y enfuente. el tiempo de recierre 9.6 SECCIONALIZADORES El seccionalizador es un dispositivo protector de apertura de circuito que automáticamente aísla secciones en falla de los sistemas de distribución. Los seccionalizadores no pueden interrumpir la corriente de falla y por lo tanto no pueden ser usados solos como un sistema de protección; ellos pueden ser usados en conjunto con los reconectadores o con interruptores de circuito que tengan dispositivo de recierre. Los seccionalizadores sensan y cuentan las operaciones del dispositivo de respaldo durante condiciones de falla. Después de un número preseleccionado de operaciones de interrupción de corriente y mientras que el dispositivo de respaldo está abierto, el seccionalizador abre aislando la sección en falla de la línea. Los seccionalizadores tienen características y funciones que los hacen ventajosos en las siguientes áreas: 1. Un seccionalizador puede ser usado para reemplazar un fusible de ramal donde el crecimiento de la carga requiere un aumento del calibre del fusible y una recoordinación. El paso de recoordinación es eliminado puesto que el seccionalizador no tiene características de tiempo–corriente (como en el caso del fusible o el reconectador). Sin embargo el seccionalizador debe ser coordinado con el reconectador de respaldo. 2. El tiempo de salida del servicio puede reducirse en gran medida puesto que no se requiere remplazo de fusibles, de esta manera la línea puede ser inspeccionada y el servicio restablecido con más rapidez y conveniencia; esto elimina la posibilidad de error en la selección del tipo y dimensionamiento correcto del fusible. 3. Un seccionalizador puede ser usado en lugar de reconectadores laterales cerca de una subestación, donde el nivel de corriente de falla sea mayor que la capacidad de interrupción del reconectador, pero dentro de la capacidad nominal del seccionalizador. Se deben tener en cuenta cuatro factores para la aplicación de seccionalizadores, así:


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1. Voltaje del sistema: Cuando se escoja seccionalizador que el voltaje fase aunfase del sistema. su voltaje nominal debe ser mayor o igual 2. Corriente máxima de carga: Las capacidades nominales continuas de corriente del seccionalizador deben ser iguales o mayores que la carga prevista. Puesto que el seccionalizador trabaja en conjunto con dispositivos protectores laterales, la corriente de carga máxima no debe ser un factor restrictivo. 3. Máxima corriente de falla: La capacidad de aguante del seccionalizador debe ser igual o mayor que la máxima corriente de falla disponible en el sistema. Para seccionalizadores hidráulicos, los tiempos totales acumulados de falla antes de que el seccionalizador abra no deben exceder las capacidades nominales de corto tiempo de 1 y 10 segundos del seccionalizador. 4. Coordinación: Después de que los factores anteriores se han satisfecho, se debe alcanzar la coordinación con otros dispositivos protectores. Los factores a considerar para lograr la coordinación son: niveles de actuación, disparos hasta el bloqueo y tiempo de memoria. Los seccionalizadores no tienen característica de tiempocorriente, por lo tanto no es necesario graficar para coordinar con otros dispositivos. 9.6.1 COORDINACIÓN RECONECTADOR – SECCIONALIZADOR Los siguientes principios básicos se deben observar con el fin de lograr la coordinación del seccionalizador: 1. La corriente mínima de enganche o corriente actuante del seccionalizador, debe ser el 80% de la corriente mínima de disparo del dispositivo del lado de fuente. Los dispositivos controlados electrónicamente usan la corriente mínima actuante. Los dispositivos controlados hidráulicamente coordinan la bobina en serie del seccionalizador con la bobina en serie del reconectador de respaldo. La mínima corriente actuante de un seccionalizador hidráulico es 1.6 veces la capacidad nominal de su bobina; por lo tanto, un seccionalizador con capacidad nominal de 50A continuos coordinará con un reconectador cuya capacidad nominal sean 50A continuos. El seccionalizador es capaz de llevar la misma carga que el reconectador, pero su mínima corriente actuante será


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1.6 veces su capacidad nominal (80 A) en el caso del seccionalizador de 50 A; mientras que la corriente mínima de disparo del reconectador de 50A es 100A. 2. El seccionalizador debe ajustarse para el bloqueo en una operación menos que el dispositivo de respaldo. En caso de seccionalizadores en serie, puede ser necesario ajustar las unidades sucesivas para una, dos o tres operaciones menos que los reconectadores de respaldo. 3. Los seccionalizadores que no se encuentren equipados con sensor de falla a tierra deberán ser coordinados con el nivel mínimo de enganche del dispositivo monofásico de respaldo y con el mínimo enganche de tierra para los dispositivos trifásicos con disparo por tierra. Los seccionalizadores monofásicos deben ser coordinados con el disparo por tierra del reconectador, si éste lo tiene. Es importante recalcar que los seccionalizadores electrónicos vienen equipados con sensores de tierra. 4. Los seccionalizadores trifásicos deben ser coordinados con dispositivos de respaldo de apertura trifásica. El disparo no simultáneo de un reconectador monofásico podría conducir a una señal de disparo en una fase del control del seccionalizador. Esto puede causar el disparo del seccionalizador cuando aún esté fluyendo la corriente en una o ambas de las fases diferentes a la fallada. Esta situación puede conducir a una falla violenta del seccionalizador puesto que no tiene capacidad nominal para interrumpir la corriente de falla. 5. El dispositivo del lado de fuente debe ser coordinado con la memoria de conteo de tiempo del seccionalizador. Los seccionalizadores están diseñados para contar y retener el número de operaciones de apertura y cierre del dispositivo de respaldo. El número de operaciones hasta el bloqueo requiere de un período de tiempo de referencia como memoria de tiempo. Con una coordinación apropiada, el seccionalizador contará las operaciones del dispositivo de respaldo en el tiempo adecuado. Después de despejar una falla no persistente por el dispositivo de respaldo y el tiempo de memoria del seccionalizador ha transcurrido, las operaciones retenidas en la memoria del seccionalizador se llevarán a cero ó ignorarán (reset) todas las operaciones previas de conteo. La coordinación selectiva del seccionalizador se puede lograr siguiendo los anteriores principios, sin embargo se pueden adquirir las siguientes funciones que expanden la aplicación de los seccionalizadores: Restricción de corriente de “inrush”, detección de falla a tierra, restricción de voltaje y accesorio de “reseteo” temporizado.


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10 PERMISOS AMBIENTALES Siempre que La Empresa vaya a construir y/o recibir una red construida por un particular para su operación y mantenimiento, deberá verificar que la red cumpla, además de los requisitos técnicos que garanticen su eficiencia y seguridad las normas ambientales que al respecto rijan al momento de su construcción. Para ello si es del caso, podrá solicitar al propietario de la red las licencias, permisos o autorizaciones con que la autoridad ambiental aprobó la construcción del proyecto entre estos los siguientes: -

-

Licencia Ambiental. Permisos de uso y aprovechamiento de los recursos naturales (explotación de canteras, extracción de materiales de arrastre, aprovechamiento de aguas superficiales y subterráneas, vertimiento de aguas residuales, poda, remoción o erradicación de vegetación, substracción de áreas de reserva forestal y las demás que requieran las normas ambientales vigentes. Autorización de propietarios de los predios afectados por la red.


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11 PODA DE ARBOLES 11.1 DEFINICIONES AHOLLADURA. Hueco que se abre en el suelo para la siembra de plantas. ALTO REBROTE. Capacidad de generar yemas y ramas nuevas en corto tiempo. ÁRBOL CADUCIFOLIO. Árbol que pierde las hojas en determinadas épocas del año. ÁRBOL ENDÉMICO. Especie arbórea que sólo crece en determinada zona territorial. ÁRBOL HISTÓRICO. Árbol con significancia en la tradición cultural o histórica de la ciudad o población. ÁRBOL PERENNIFOLIO. Árbol que no pierde sus hojas durante el año. ÁRBOL. Vegetal leñoso de más de 4.0 m de altura. ARBORIZACIÓN. Conjunto de árboles sembrados por el hombre con fines específicos. ARBUSTO. Vegetal leñoso de menos de 4.0 m de altura. BAJO REBROTE. Poca capacidad de generar yemas o ramas nuevas. CAPACIDAD DE REBROTE. Capacidad del árbol para generar nuevas yemas y ramas en corto tiempo. CICATRIZANTE. Sustancia química con propiedades antihongos y antibacterias. COPA. Área foliar del árbol sostenida por el tronco. CORTE. Eliminación total de tronco y ramas de un árbol. DAP. Diámetro del tronco a la altura del pecho. DENSIDAD FORESTAL. Cantidad de árboles existentes por manzana, metros lineales, metros cuadrados. DESCOMPENSACIÓN DE COPA. Desbalance causado al podar opuestamente y parcialmente la parte foliar de un árbol. DESCOMPENSACIÓN DE RAIZ. Desbalance causado al podar opuestamente y parcialmente la raíz de un árbol. DIÁMETRO DE COPA. Diámetro de la copa de un árbol en su parte media.


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DIÁMETRO DE FUSTE. Diámetro de un tronco en su parte media, diamétro del tronco. FUSTE. Parte sólida del árbol cubierta por la corteza. IMPACTO ESTÉTICO. Mal aspecto simétrico que presenta la copa de un árbol debido a la poda antitécnica. INFECTACIÓN. Ataque de hongos o bacterias dentro del tejido de ramas o troncos. INFESTACIÓN. Ataque de hongos o bacterias sobre la superficie de ramas o troncos. MATA. Planta de tallo bajo, ramificado y leñoso. MEDIO REBROTE. Producción de yemas y ramas nuevas en un lapso de tiempo medio. MUERTE ASCENDENTE. Secamiento del árbol que empieza desde la raiz del árbol hacia la copa. MUERTE DESCENDENTE. Secamiento del árbol que empieza desde la copa del árbol hacia la base del tronco. NINGÚN REBROTE. No hay producción de yemas ni ramas nuevas. NOMBRE CIÉNTIFICO. Nombre técnico que se le asigna a los árboles para poderlos clasificar botánicamente. NOMBRE COMÚN O VULGAR. Nombre que la gente le asigna a los árboles según la región. PLÁNTULA. Árbol con altura menor a 10 cm. PODA DE DESPEJE. Corte parcial en forma técnica de ramas para facilitar el paso de las redes aéreas de energía, iluminación de vías, visibilidad. PODA DE LEVANTE. Corte parcial en forma técnica de ramas bajeras para facilitar la circulación vehicular y peatonal. PODA FOLIAR. Corte técnico en forma parcial de las ramas de la copa del árbol, para permitir el paso de las redes de energía. PODA RADICULAR. Corte técnico en forma parcial de las raíces de un árbol, para permitir las canalizaciones de las redes subterráneas de energía. PODA SANITARIA. Corte parcial en forma técnica de ramas enfermas. PODA. Cortes parciales de ramas o raíces, realizada en forma técnica. Para permitir el paso de las líneas de energía. PUDRICIÓN FOLIAR. Enfermedad que ataca las hojas y ramas del árbol, causándole la muerte.


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PUDRICIÓN RADICULAR. Enfermedad que ataca las raíces y causa la muerte de las mismas. RESIEMBRA. Siembra de árboles en el mismo sitio donde se había sembrado ya un árbol, para reponer el que se secó. ROZA. Corte indiscriminado de ramas sin la aplicación de criterios técnicos, estéticos y de sanidad vegetal. SIMETRÍA. Balance en la forma y aspecto de la copa del árbol después de la labor de poda. TALA. Corte total de un árbol y evacuación de los desechos vegetales. TOCÓN. Pedazo de rama o tronco que sobresale. TRANSPLANTE. Mover un árbol del sitio actual a un sitio previamente seleccionado. TRONCO COLUMNAR. Tronco que no presenta ramificaciones. TRONCO MONOPODIAL. Tronco que presenta un solo eje principal del cual se desprenden las ramas. TRONCO SIMPODIAL AÉREO. Tronco que presenta varios ejes y cuya ramificación se produce a una altura determinada del suelo. TRONCO SIMPODIAL RASTRERO. Tronco que presenta varios ejes y cuya ramificación se produce a ras del suelo. ZONA BLANDA. Áreas en tierra. ZONA DURA. Áreas pavimentadas o en concreto. 11.2 TÉCNICAS DE PODA En este capítulo se presentan las recomendaciones técnicas básicas para el manejo adecuado de la arborización con el fin de mitigar el impacto que se pueda causar a ésta al hacer mantenimiento preventivo de redes mediante el corte de ramas. Al efectuar la poda de árboles se deben tener en cuenta las siguientes recomendaciones: Revisar la zona de trabajo con el fin de identificar los siguientes factores de riesgo: Proximidad de líneas de energía ya sean de media o baja tensión, edificaciones que puedan ser afectadas con la caída de ramas cortadas y redes de comunicaciones o de otro tipo que también corran el mismo riesgo.


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En el caso de ramas ó brazos de gran tamaño que puedan caer sobre tendidos energizados el contratista deberá coordinar con la intervenrtoría la correspondiente suspensión de servicio. Para efectuar éste tipo de corte se debe asegurar el brazo a cortar con una manila con el fin de evitar posibles accidentes o daños al tendido o al árbol. Aplicar las siguiente medidas preventivas de sanidad vegetal: 1. Lavar las herramientas antes de iniciar el trabajo con una solución desinfectante. Se recomiendan mezclas de formaldehído más agua o de oxicloruro de cobre más agua. 2. Aplicar cicatrizante cuando se corten ramas de diámetro mayor a cinco (5) centímetros. Se recomiendan mezclas de sulfato de cobre más hidróxido de calcio más adherente ó de oxicloruro de cobre más adherente. Una vez efectuada la poda se deben retirar las ramas cortadas al lugar que determine la interventoría, no se deben dejar ramas colgando de los árboles ó al pié de ellos. Los cortes se deben efectuar como los indican las siguientes Figuras


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11.3 DISTANCIAS DE SEGURIDAD Las distancias libres deben tener en cuenta los siguientes criterios: -

Margen de seguridad según la tensión de línea. Flecha del cable. Oscilación del cable. Movimiento de los árboles. Tipo de árboles. (densidad de follaje, velocidad de crecimiento, etc.).

En el caso de redes preensambladas, las cuales son aisladas, las ramas pequeñas y hojas pueden estar en contacto con la línea sin problemas, lo que disminuye notablemente la amplitud de la zona a talar; sólo las ramas gruesas que por fricción puedan dañar el aislamiento representan problemas. La tabla 49 presenta un relación de las distancias de seguridad requeridas para líneas aéreas primarias y secundarias. Tabla 49. Distancias de seguridad a follajes y árboles

Red MT Red BT Conductor desnudo Red BT Conductor aislado

A(m) 2 1.5 0.3

NOTAS:

A: Distancia al poste B: Distancia al conductor externo, a lo largo de los 2/3 del vano. Ver figura página siguiente.

B(m) 2 1.5 0.3


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Tabla 50. Ampacidades del ACSR Palabra Clave Raven Quail Pigeon Penguin Waxwing Partridge Merlin Linnet Oriole Chickadee Ibis Lark Pelican Flicker Hawk Hen Osprey Parakeet

Dove Eagle Rook Grosbeak Egret Flamingo Tern Condor Drake Mallard Rail Cardinal Bunting Grackle Bittern Pheasant Bobolink Plover Lapwing Falcon Chukar Bluebird

Conductor Calibre Trenzado AWG ó kcmil Al/St 1/0 6/1 2/0 6/1 3/0 6/1 4/0 6/1 266.8 18/1 266.8 26/7 336.4 18/1 336.4 26/7 336.4 30/7 397.5 18/1 397.5 26/7 397.5 30/7 477.0 18/1 477.0 24/7 477.0 26/7 477.0 30/7 556.5 18/1 556.5 24/7

556.5 556.5 636.0 636.0 636.0 666.6 795.0 795.0 795.0 795.0 954.0 954.0 1192.5 1192.5 1272.0 1272.0 1431.0 1431.0 1590.0 1590.0 1780.0 2156.0

26/7 30/7 24/7 26/7 30/19 24/7 45/7 54/7 26/7 30/19 45/7 54/7 45/7 54/19 45/7 54/19 45/7 54/19 45/7 54/19 84/19 84/19

Con sol Sin viento 150 175 205 240 300 305 350 360 365 390 405 410 440 450 460 460 490 500

510 510 550 560 560 570 630 640 650 660 720 730 830 850 870 890 940 950 1010 1030 1090 1230

Ampacidad (Amperes) Sin sol Con sol Sin viento Con viento 175 240 205 275 240 315 275 365 345 445 355 455 405 515 420 530 425 530 460 575 470 590 475 590 520 640 530 670 540 660 540 660 580 710 590 720

600 600 650 660 660 670 750 760 770 780 850 870 990 1010 1030 1050 1120 1140 1200 1230 1300 1480

Conductividad del ACSR = Al 61%, Acero 8% IACS. Temperatura del conductor = 75ºC Absorción solar: 0.5 Temperatura ambiente = 25ºC Velocidad del viento = 0.6 m/s

730 730 780 790 790 810 890 900 910 910 970 990 1120 1130 1160 1180 1250 1270 1340 1360 1440 1610

Sin sol Con viento 255 295 340 390 480 490 560 570 575 620 640 640 700 710 720 720 770 790

790 800 860 860 870 880 970 990 990 1000 1070 1090 1240 1260 1290 1320 1390 1420 1490 1520 1600 1810

Criterios de Diseno Para Redes Aereas

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