Criterios Tecn CORPOELEC Sist Distb

CRITERIOS TÉCNICOS UTILIZADOS EN EL EL DISEÑO DISEÑO DE LA LA RED DE DISTRIB DISTRIBUCIÓN UCIÓN DE ENELVEN

CRITERIOS TÉCNICOS UTILIZADOS EN EL EL DISEÑO DISEÑO DE LA LA RED DE DISTRIB DISTRIBUCIÓN UCIÓN DE ENELVEN

CRITERIOS TÉCNICOS TÉCNICOS UTILIZADOS EN EL DISEÑO DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENELVEN

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CRITERIOS TÉCNICOS UTILIZADOS EN EL DISEÑO DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENELVEN

EQUIPO DE REVISIÓN TÉCNICA

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APROBACIÓN

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ÍNDICE GENERAL ÍNDICE GENERAL............................................................................................................................................. v ÍNDICE DE FIGURAS .....................................................................................................................................viii ÍNDICE DE TABLAS......................................................................................................................................... ix 1. Descripción General. ........................................................................................................................................ 1 Objetivo General. .............................................................................................................................................1 Campo de Aplicación. ......................................................................................................................................1 Vigencia. ..........................................................................................................................................................1 Referencias Normativas....................................................................................................................................1 2. Definiciones...................................................................................................................................................... 1 3. Tensiones Normalizadas................................................................................................................................... 4 4. Distancias Mínimas de Seguridad. ................................................................................................................... 6 4.1. Distancias de Separación de Seguridad con Elementos Energizados y Personas o Vegetación............6 4.2. Distancias de Seguridad Verticales al Piso............................................................................................9 4.3. Distancias Mínimas de Seguridad Horizontal a Edificios y Estructuras..............................................12 4.4. Distancias Libres Entre Alambres, Conductores y Cables Llevados en Estructuras de Soporte Diferentes. ..................................................................................................................................................16 4.5. Distancias Mínimas Entre Conductores en la Misma Estructura.........................................................17 4.6. Distancia Mínima Desde los Puntos de Abastecimiento y Almacenamiento de Combustible a las Líneas de Media Tensión............................................................................................................................21 5. Criterios Técnicos para la Instalación de Conductores y Cables Eléctricos. .................................................. 21 5.1. Conductores Normalizados..................................................................................................................21 5.2. Cálculo de Caída de Tensión para Redes en Baja Tensión..................................................................26 5.3. Capacidades de Corriente en Amperios (A) Permisibles en Conductores de Cobre y Aluminio. .......36 5.4. Cálculo de Conductor para el Cierre de los Bancos de Transformadores Tipo Poste..........................37 5.5. Conductores para Bajantes de Transformadores Tipo Poste. ..............................................................40 5.6. Cables y Conductores para Circuitos Troncales y Ramales y Límites de Cargabilidad. .....................41 6. Criterios Técnicos para la Instalación de Postes............................................................................................. 42 6.1. Concreto. .............................................................................................................................................42 6.2. Madera.................................................................................................................................................44 6.3. Acero. ..................................................................................................................................................44 7. Criterios Técnicos para la Instalación de Transformadores............................................................................ 46 7.1. Tipos....................................................................................................................................................46 7.2. Polaridad..............................................................................................................................................48

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7.3. Tap o Cambiador de Tomas en Transformadores Tipo Poste y Tipo Pedestal (Padmounted) en 4,8/8,32 kV y 13,8/23,9 kV. .......................................................................................................................49 7.4. Capacidades Normalizadas..................................................................................................................50 7.5. Cálculo de Capacidad de Bancos de Transformadores de Distribución Tipo Poste Monofásico y Trifásico. ....................................................................................................................................................54 7.5.1. Cálculo para Banco Monofásico................................................................................................... 54 7.5.2. Cálculo para Bancos de Transformadores Trifásico..................................................................... 55 7.5.3. Capacidad de Corriente en Amperios (A) de los Transformadores a Plena Carga con Tensión Nominal. ...................................................................................................................................57 7.5.4. Estimación de la Demanda. ..........................................................................................................58 7.6. Fenómenos que Ocurren en la Red de Distribución. ...........................................................................59 7.6.1. Ferrorresonancia...........................................................................................................................59 7.6.2. Sobretensiones..............................................................................................................................62 7.6.3. Corrientes de Iinrush. ...................................................................................................................62 7.7. Conexiones de Transformadores Monofásico y Bancos Trifásicos.....................................................63 7.7.1. Conexiones Normales de Transformadores: Monofásicos y Banco Trifásico. ............................. 63 7.7.2. Conexión de Transformadores Monofásicos en Paralelo. ............................................................67 7.8. Estructura Tipo H. ...............................................................................................................................68 7.9. Caseta para Transformadores. .............................................................................................................68 8. Criterios Técnicos para la Instalación de Fusibles.......................................................................................... 70 8.1. Tipos....................................................................................................................................................71 8.2. Funciones.............................................................................................................................................72 8.3. Fusibles Normalizados en ENELVEN. ...............................................................................................73 8.4. Criterios de Selección de los Fusibles Tipo K.....................................................................................74 8.5. Criterios de Selección de los Fusibles Tipo T. ....................................................................................80 8.6. Criterios de Crecimiento de los Ramales.............................................................................................80 9. Criterios Técnicos para la Instalación de Descargadores de Sobretensión (Pararrayos). ............................... 82 9.1. Descargadores de Sobretensión Normalizados en ENELVEN............................................................82 9.2. Principios de Aplicación......................................................................................................................83 9.3. Criterios de Aplicación........................................................................................................................83 9.4. Conexión. ............................................................................................................................................84 10. Criterios Técnicos para la Instalación de Conductores de Guarda y Pararrayos Tipo “Puntas Franklin”. ... 86 10.1. Conductores de Guarda. ....................................................................................................................86 10.2. Pararrayos Tipo “Puntas Franklin”....................................................................................................87 11. Criterios Técnicos para la Instalación de Aisladores.................................................................................... 89 12. Criterios Técnicos para la Instalación de Cortacorrientes. ........................................................................... 93 13. Criterios Técnicos para la Instalación de Seccionadores.............................................................................. 94 14. Criterios de Aislamiento en Función del Nivel de Contaminación. ............................................................. 96 15. Criterios Técnicos para la Instalación de Bancos de Condensadores. .......................................................... 98 16. Criterios Técnicos para la Instalación del Sistema de Puesta a Tierra........................................................ 100

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16.1. Tipos de Suelos................................................................................................................................100 16.2. Configuraciones de Electrodos de Puesta a Tierra. .........................................................................101 BIBLIOGRAFÍA.............................................................................................................................................. 105 ANEXOS.......................................................................................................................................................... 107 Anexo 1.- Símbolos..................................................................................................................................107 Anexo 2.- Ecuaciones Básicas..................................................................................................................108 Anexo 3.- Conversión de Unidades..........................................................................................................111

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ÍNDICE DE FIGURAS Figura No. 1 Distancia de Separación de Seguridad con Elementos Energizados. ............................................ 7 Figura No. 2 Distancias de Separación entre Vegetación y Línea Primaria en 23,9 kV..................................... 8 Figura No. 3 Distancias Verticales de Seguridad. .............................................................................................. 9 Figuras Nos. 4 y 5 Distancias Horizontales de Seguridad. ............................................................................... 12 Figura No. 6 Distancias Horizontales de Seguridad. ........................................................................................ 12 Figura No. 7 Distancias Horizontales de Seguridad. ........................................................................................ 13 Figura No. 8 Distancia Horizontal Entre Conductores de Suministro del Mismo Circuito Soportados en la Misma Estructura Soporte. ....................................................................................................................... 18 Figura No. 9 Distancia Horizontal Entre Conductores de Suministro de Diferentes Circuitos Soportados en la Misma Estructura Soporte. ....................................................................................................................... 18 Figura No. 10 Distancia de Seguridad Vertical Entre Conductores Sobre la Misma Estructura...................... 20 Figura No. 11 Transformador Monofásico. ...................................................................................................... 37 Figura No. 12 Banco de Transformadores Conexión Estrella – Delta Cerrada. ............................................... 37 Figura No. 13 Banco de Transformadores Conexión Estrella Abierta – Delta Abierta.................................... 38 Figura No. 14 Banco de Transformadores Conexión Estrella – Estrella. ......................................................... 39 Figura No. 15 Transformador Monofásico de Distribución Tipo Aéreo (Poste) 120/240 V. ........................... 46 Figura No. 16 Transformador Monofásico de Distribución Tipo Aéreo (Poste) 240/480 V. ........................... 46 Figura No. 17 Transformador Tipo Pedestal (Padmounted) Monofásico Conexión en Anillo. ....................... 47 Figura No. 18 Transformador Tipo Pedestal (Padmounted) Trifásico Conexión en Anillo. ............................ 47 Figura No. 19 Transformador Tipo Pedestal (Padmounted) Trifásico Conexión Radial.................................. 48 Figura No. 20 Polaridad Aditiva y Sustractiva................................................................................................. 48 Figura No. 21 Conexión Estrella Flotante – Delta............................................................................................ 59 Figura No. 22 Vista de Planta. Bóveda de Transformación y Desconexión de un Banco de Transformador en Caseta Estrella / Delta. ............................................................................................................................. 61 Figura No. 23 Estructura Tipo H...................................................................................................................... 68 Figura No. 24 Caseta Superficial...................................................................................................................... 69 Figura No. 25 Caseta Semi Subterránea........................................................................................................... 69 Figura No. 26 Caseta Metálica. ........................................................................................................................ 70 Figura No. 27 Partes del Fusible. ..................................................................................................................... 70 Figura No. 28 Curvas de Fusión de Fusibles de 15K y 15T............................................................................. 71 Figura No. 29 Ubicación de los Fusibles en un Circuito de Distribución. ....................................................... 72 Figura No. 30 Curvas de Tiempo de Inicio de Fundido (Minimum Melting) y Tiempo de Despeje (Total Clearing) para Fusibles Tipo K. ............................................................................................................... 74 Figura No. 31 Curva Característica de Fusibles Tipo K................................................................................... 76 Figura No. 32 Curva Característica de Fusibles Tipo T. .................................................................................. 77 Figura No. 33 a) Conexión Adecuada del Descargador de Sobretensión en Transformadores de Distribución. b) Conexión Inadecuada........................................................................................................................... 84 Figura No. 34 a) Conexión Monofásica Adecuada del Descargador de Sobretensión en Cables de Potencia. b) Conexión Trifásica. .................................................................................................................................. 85 Figura No. 35 Instalación Conductor de Guarda. ............................................................................................. 86 Figura No. 36 Diferentes Aplicaciones en Distribución de Pararrayo “Punta Franklin”.................................. 88 Figura No. 37 Mapa de Contaminación de la Zona Occidental del Lago de Maracaibo.................................. 96 Figura No. 38 Conexión en Estrella Flotante de Banco de Condensadores de Distribución............................ 99 Figura No. 39 Mapa de Suelo de la Zona Occidental del Estado Zulia.......................................................... 101 Figura No. 40 Configuración Tres Barras Perimetral Sistema de Puesta a Tierra.......................................... 102 Figura No. 41 Configuración Dos Barras Sistema de Puesta a Tierra............................................................ 103 Figura No. 42 Configuración Cuatro Barras Perimetral Sistema de Puesta a Tierra...................................... 104

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ÍNDICE DE TABLAS Tabla No. 1 Tensiones Normalizadas en Baja Tensión de ENELVEN. ............................................................. 4 Tabla No. 1 Tensiones Normalizadas en Baja Tensión de ENELVEN. (Continuación).................................... 5 Tabla No. 2 Tensiones Nominales y Rangos Permisibles de la Tensión de Servicio en el Punto de Medición del Sistema de Distribución Hasta 600 V. .................................................................................................. 5 Tabla No. 3 Tensiones Nominales y Rangos Permisibles de la Tensión de Servicio en el Punto de Medición de los Sistemas de Distribución en Media Tensión......................................................................................... 6 Tabla No. 4 Distancias Mínimas de Seguridad. ................................................................................................. 7 Tabla No. 5 Distancias Mínimas de Seguridad Verticales al Piso...................................................................... 9 Tabla No. 5 Distancias Mínimas de Seguridad Verticales al Piso. (Continuación).......................................... 10 Tabla No. 6 Distancia Vertical desde la Carcasa de los Equipos y Partes Energizadas Rígidas, No Guardadas al Piso. ...................................................................................................................................................... 11 Tabla No. 7 Distancias Mínimas Horizontales de Seguridad de Conductores a Edificios y Otras Estructuras.14 Tabla No. 7 Distancias Mínimas Horizontales de Seguridad de Conductores a Edificios y Otras Estructuras. (Continuación).......................................................................................................................................... 15 Tabla No. 8 Distancia Horizontal Entre Alambres, Conductores y Cables Soportados Sobre Estructuras Diferentes. ................................................................................................................................................ 16 Tabla No. 9 Distancia Vertical Entre Alambres, Conductores y Cables Soportados Sobre Estructuras Diferentes. ................................................................................................................................................ 16 Tabla No. 9 Distancia Vertical Entre Alambres, Conductores y Cables Soportados Sobre Estructuras Diferentes. (Continuación). ...................................................................................................................... 17 Tabla No. 10 Distancia Horizontal Entre Conductores Soportados en la Misma Estructura de Apoyo........... 17 Tabla No. 11 Distancia Vertical Entre Conductores Sobre la Misma Estructura. ............................................ 19 Tabla No. 12 Conductor Desnudo de Cobre..................................................................................................... 21 Tabla No. 13 Cable de Cobre para Control. ..................................................................................................... 22 Tabla No. 14 Cables de Baja Tensión 600 V, Unipolar, Trenzado de Aluminio.............................................. 22 Tabla No. 15 Cables Cuádruplex y Triplex de Baja Tensión 600 V, Aluminio. .............................................. 22 Tabla No. 16 Cables de Baja Tensión 600 V, Aluminio. ................................................................................. 22 Tabla No. 17 Cable de Potencia 25 kV de Aluminio........................................................................................ 23 Tabla No. 18 Cables de Baja Tensión 600 V, Concéntrico de Cobre............................................................... 23 Tabla No. 19 Cables de Baja Tensión 600 V, Unipolar, Trenzado de Cobre. .................................................. 23 Tabla No. 20 Cable de Potencia de Cobre. ....................................................................................................... 24 Tabla No. 21 Conductores Desnudos de Aluminio. ......................................................................................... 24 Tabla No. 22 Cable de Baja Tensión 600 V, Unipolar, Trenzado de Cobre..................................................... 25 Tabla No. 23 Cable de Baja Tensión 600 V, Bipolar, Cobre............................................................................ 25 Tabla No. 24 Cable Submarino de Potencia 25 kV. ......................................................................................... 25 Tabla No. 25 Factores de Corrección Aplicables a las Tablas A.m y kVA.m. ................................................. 30 Tabla No. 26 Corriente en Amperios (A) Permisible en Conductores Monopolares de Cobre con Aislante para 600 V, en Ducto o Directamente Enterrados, Temperatura Ambiente 30 °C, Factor de Carga 100%. .... 31 Tabla No. 27 Corriente en Amperios (A) Permisible en Conductores Monopolares de Cobre con Aislante para 600 V, en Ducto o Directamente Enterrados, Temperatura Ambiente 40 °C, Factor de Carga 100%. .... 32 Tabla No. 28 Capacidad de Distribución en kVA.m para Conductores Monopolares de Cobre con Aislante TTU, en Ductos No Magnéticos............................................................................................................... 33 Tabla No. 29 Resistencia, Reactancia e Impedancia para Conductores Monopolares de Cobre, 600 V, en Ductos No Magnéticos. ............................................................................................................................ 34 Tabla No. 30 Corriente en Amperios (A) Permisible en Conductores Monopolares de Aluminio, con Aislante para 600 V, en Ducto o Directamente Enterrados, Temperatura Ambiente 30°C y Factor de Carga 100%. .................................................................................................................................................................. 34

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Tabla No. 31 Corriente en Amperios (A) Permisible en Conductores Monopolares de Aluminio, con Aislante para 600 V, en Ducto o Directamente Enterrados, Temperatura Ambiente 40 °C y Factor de Carga 100%. .................................................................................................................................................................. 35 Tabla No. 32 Capacidad de Distribución en kVA.m para Conductores Monopolares de Aluminio, con Aislante TTU, en Ductos No Magnéticos............................................................................................................... 35 Tabla No. 33 Resistencia, Reactancia e Impedancia para Conductores Monopolares de Aluminio, 600 V, en Ductos No Magnéticos. ............................................................................................................................ 36 Tabla No. 34 Capacidades de Corriente en Amperios (A) Permisibles en Conductores de Cobre y Aluminio.36 Tabla No. 35 Calibre de Conductores de Cobre al Aire para Bajantes de Tx’s Monofásico Tipo Poste Hasta 75 kVA 120/240 V (Por Capacidad Instalada). ............................................................................................. 40 Tabla No. 36 Calibre de Conductores de Cobre al Aire para Bajantes de Tx’s Monofásico Tipo Poste Hasta 75 kVA 240/480 V (Por Capacidad Instalada). ............................................................................................. 41 Tabla No. 37 Conductores Normalizados para Troncales. ............................................................................... 41 Tabla No. 38 Conductores Normalizados para Ramales. ................................................................................. 42 Tabla No. 39 Postes de Concreto Instalados en el Sistema de Distribución de ENELVEN. ............................ 42 Tabla No. 39 Postes de Concreto Instalados en el Sistema de Distribución de ENELVEN. (Continuación)... 43 Tabla No. 40 Postes de Acero Normalizados que Sustituyen los Postes de Concreto...................................... 43 Tabla No. 41 Poste de Madera Normalizado en ENELVEN............................................................................ 44 Tabla No. 42 Poste de Acero a Reemplazar sino se tiene el Poste de Madera. ................................................ 44 Tabla No. 43 Postes de Acero Normalizados en ENELVEN. .......................................................................... 44 Tabla No. 43 Postes de Acero Normalizados en ENELVEN. (Continuación). ................................................ 45 Tabla No. 44 Tap o Cambiador de Tomas en Transformadores Tipo Poste y Tipo Pedestal (Padmounted) en 4,8/8,32 kV y 13,8/23,9 kV. ..................................................................................................................... 49 Tabla No. 45 Transformadores Tipo Poste Monofásico de 4,8/8,32 kV, 120/240 V. ...................................... 50 Tabla No. 46 Transformadores Tipo Poste Monofásico de 4,8/8,32 kV, 240/480 V. ...................................... 50 Tabla No. 47 Transformadores Tipo Poste Monofásico de 13,8/23,9 kV, 120/240 V. .................................... 51 Tabla No. 48 Transformadores Tipo Poste Monofásico de 13,8/23,9 kV, 240/480 V. .................................... 51 Tabla No. 49 Transformadores Tipo Padmounted Monofásico de 4,8/8,32 kV, 120/240 V, Configuración en Anillo........................................................................................................................................................ 51 Tabla No. 50 Transformadores Tipo Padmounted Monofásico de 13,8/23,9 kV, 120/240 V, Configuración en Anillo........................................................................................................................................................ 52 Tabla No. 51 Transformadores Tipo Padmounted Monofásico de 13,8/23,9 kV, 240/480 V, Configuración en Anillo........................................................................................................................................................ 52 Tabla No. 52 Transformadores Tipo Padmounted Trifásico de 4,8/8,32 kV, 120/208 V, Configuración Radial. .................................................................................................................................................................. 52 Tabla No. 53 Transformadores Tipo Padmounted Trifásico de 13,8/23,9 kV, 120/208 V, Configuración Radial. ...................................................................................................................................................... 52 Tabla No. 54 Transformadores Tipo Padmounted Trifásico de 13,8/23,9 kV, 277/480 V, Configuración Radial. ...................................................................................................................................................... 53 Tabla No. 55 Transformadores Tipo Padmounted Trifásico de 13,8/23,9 kV, 120/208 V, Configuración en Anillo........................................................................................................................................................ 53 Tabla No. 56 Transformadores Tipo Padmounted Trifásico de 13,8/23,9 kV, 277/480 V, Configuración en Anillo........................................................................................................................................................ 53 Tabla No. 57 Valores Nominales de Corriente en Amperios (A) de Transformadores Monofásicos Tipo Poste. .................................................................................................................................................................. 57 Tabla No. 58 Valores Nominales de Corriente en Amperios (A) de Transformadores Monofásicos Tipo Padmounted.............................................................................................................................................. 57 Tabla No. 59 Valores Nominales de Corriente en Amperios (A) de Transformadores Trifásicos Tipo Padmounted.............................................................................................................................................. 58

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Tabla No. 60 Fusibles Normalizados en ENELVEN. ...................................................................................... 73 Tabla No. 61 Fusibles para Transformadores Tipo Poste Sistema 13,8/23,9 kV. ............................................ 78 Tabla No. 62 Fusibles para Transformadores Tipo Poste Sistema 4,8/8,32 kV. .............................................. 78 Tabla No. 63 Fusibles para Transformadores Tipo Poste Sistema 6,9 kV. ...................................................... 79 Tabla No. 64 Fusibles para Ramales. ............................................................................................................... 79 Tabla No. 65 Fusibles para Banco de Condensadores...................................................................................... 80 Tabla No. 66 Descargadores de Sobretensión Normalizados en ENELVEN. .................................................. 82 Tabla No. 66 Descargadores de Sobretensión Normalizados en ENELVEN. (Continuación)......................... 83 Tabla No. 67 Aisladores Normalizados en ENELVEN.................................................................................... 89 Tabla No. 67 Aisladores Normalizados en ENELVEN. (Continuación).......................................................... 90 Tabla No. 67 Aisladores Normalizados en ENELVEN. (Continuación).......................................................... 91 Tabla No. 67 Aisladores Normalizados en ENELVEN. (Continuación).......................................................... 92 Tabla No. 68 Cortacorrientes Normalizados en ENELVEN. ........................................................................... 93 Tabla No. 69 Seccionadores Monopolares Normalizados en ENELVEN........................................................ 94 Tabla No. 70 Seccionadores Tripolares Normalizados en ENELVEN. ........................................................... 95 Tabla No. 71 Clasificación de los Municipios por Nivel de Contaminación en Función de la Norma IEC 60815........................................................................................................................................................ 96 Tabla No. 72 Aislamiento en Función del Nivel de Contaminación. ............................................................... 97 Tabla No. 72 Aislamiento en Función del Nivel de Contaminación. (Continuación). ..................................... 98 Tabla No. 73 Municipios de la Zona Occidental del Estado Zulia................................................................. 100

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1. Descripción General. Objetivo General. Establecer los criterios técnicos que deberán seguirse para el diseño de proyectos y construcciones de la red de distribución de energía eléctrica de ENELVEN, con la finalidad de garantizar un servicio eficiente y confiable que permita cumplir con los niveles de calidad adecuados.

Campo de Aplicación. Aplica para toda instalación eléctrica a ser realizada en las redes de media tensión en 6,9 kV, 8,32 kV y 23,9 kV y baja tensión de 120 V, 208 V, 240 V y 480 V, del sistema de distribución de energía eléctrica de ENELVEN.

Vigencia. El presente documento entrará en vigencia a partir de la fecha de publicación y sustituye cualquier otro que tuviera el mismo objeto publicado por la empresa en años anteriores.

Referencias Normativas. Para la aplicación de los criterios técnicos de diseño indicados en esta norma se consultaron las ediciones más reciente de los documentos citados seguidamente: 1. 2. 3. 4.

Especificaciones Técnicas de Materiales de Distribución ENELVEN (Actualizadas hasta Junio 2010). Manual de Normas de Construcción para Redes de Distribución, Coordinación Técnica, 2004. FONDONORMA 159:2008, Tensiones Normalizadas del Servicio Eléctrico. FONDONORMA 0734:2004, Código Nacional de Seguridad en Instalaciones de Suministro de Energía Eléctrica y de Comunicaciones. 5. FONDONORMA 200:2004, Código Eléctrico Nacional.

2. Definiciones. Aislador: Es una pieza o estructura de material aislante, que tiene por objeto dar soporte rígido o flexible a conductores eléctricos o equipos y aislar los mismos de tierra o de otros conductores o equipos. Están compuestos de una (1) o más piezas aislantes en las cuales los accesorios de conexión (herrajes) forman parte del mismo. Alambre: Es un producto de sección maciza, obtenido a partir del alambrón por trefilación, laminación en frío o ambos procesos combinados, que resulta en un cuerpo de metal estirado, generalmente de forma cilíndrica y de sección circular. Alta Tensión: Nivel de tensión mayor a 69 kV. Baja Tensión: Nivel de tensión menor o igual a 1 kV. Cable: Un conductor sólido o varios trenzados revestidos con material aislante.

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Conductor de Guarda: Es un conductor instalado de manera paralela a las fases de la red de distribución soportado adecuadamente en los postes y debe ser puesto a tierra intervalos continuos a lo largo de la ruta. Su objetivo es el de evitar que las líneas reciban descargas atmosféricas directas. CircuitoTroncal: Es el tramo de mayor capacidad del alimentador que transmite la energía eléctrica desde la subestación de potencia a los ramales. En el sistema de distribución de ENELVEN se tiene estandarizado el cable Cu XLPE No. 750 MCM para circuitos subterráneos en 23,9 kV, cable Cu XLPE No. 500 MCM para circuitos subterráneos en 8,32 kV y conductor Al Alent 336,4 MCM para circuitos aéreos en 23,9 kV y 8,32 kV. Circuito Ramal: Es la parte del alimentador primario energizado a través de un troncal. Normalmente son de calibre menor al troncal, en ENELVEN se tienen estandarizados conductores calibres 1/0 AWG. Condensador: Son dispositivos cuya función primordial es introducir capacitancia, corrigiendo el factor de potencia en alimentadores primarios de distribución. Adicionalmente, incrementa los niveles de tensión, reduce las pérdidas en las líneas, reduce la componente inductiva de la corriente y mejora la capacidad de cargabilidad en el circuito de distribución. Conductor: Es un alambre o conjunto de alambres no aislados entre si, destinados a conducir la corriente eléctrica. Descargador de Sobretensión: Equipo el cual tiene como función limitar las sobretensiones que ocurren por descargas atmosféricas o por maniobras en líneas de transmisión de alta tensión, evitando que estas sobretensiones se descarguen sobre los aisladores, transformadores y otros equipos. También llamado pararrayo. Distancia Mínima de Seguridad: La distancia más corta que se le permite a un personal designado aproximarse a un objeto energizado o en una instalación o construcción, vegetación cuerpo no energizado, como aplique al método de trabajo utilizado. Electrodo de Puesta a Tierra: Conductores o estructura o pieza que están en contacto con el suelo, para proporcionar una conexión eléctrica con el terreno, manteniendo un potencial de referencia cero en los conductores conectados a el. Puede ser una varilla, tubo, placa, cinta, o cable. Frecuencia Nominal: Valor nominal en Hertz (Hz.), asignado al circuito o sistema para la denominación de su clase de frecuencia. Para efectos de éste documento es de 60 Hz. Flecha: Distancia medida verticalmente desde un conductor hasta la línea recta que une sus dos (2) puntos de apoyo. A menos que se indique otra cosa, la flecha se mide en la mitad del vano. Fusible: Es un dispositivo protector, cuyo principio de interrupción se basa inicialmente en la fusión de un elemento conductor o de un trozo de metal calibrado, el cual se calienta hasta el punto de fusión cuando por éste circula una corriente excesiva. Una vez iniciado el proceso de fusión, se produce el arco eléctrico dentro del fusible, siendo posteriormente apagado por medio del material de relleno (fusibles tipo cartucho) o por el aire (fusibles de filamento), provocando la apertura del circuito. Existen varios tipos de fusibles, según sus características constructivas y los valores nominales y de falla que manejan:

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Fusibles tipo K: Elemento rápido. Fusibles tipo T: Elemento lento. Fusibles tipo H: Elemento extrarrápido. Fusibles tipo DUAL: Elemento extralento.

Los fusibles tipo K y T son normalizados según la norma ANSI C37.42 [1] y los fusibles tipo DUAL y tipo H bajo la norma NEMA SG 2 [9]. Es valido mencionar que existen otros tipos especiales de fusibles que son diseñados por los diferentes fabricantes. Sin embargo, en ENELVEN se tienen estandarizado los fusibles tipo K para la protección de transformadores y ramales y los fusibles tipo T para la protección de bancos de condensadores.

Media Tensión: Nivel de tensión mayor a 1 kV y menor a 69 kV. Neutro General: El sistema eléctrico de Distribución de ENELVEN esta establecido en niveles de tensión de 8,32 kV y 23,9 kV, conectado en estrella con neutro puesto a tierra en la fuente. El neutro general es un conductor conectado desde la malla de puesta a tierra en la subestación y se extiende a lo largo del circuito, instalado de poste a poste, debajo de las fases primarias y esta conectado a tierra en cada ubicación técnica (poste) que tenga una conexión de puesta a tierra. Tiene como función fijar la referencia a tierra de la malla de la subestación en todas las conexiones a tierra de los equipos de distribución (transformadores, descargadores de sobretensión, entre otros) que así lo requieran; y minimizar las corrientes de desbalance y de fallas. El neutro general solo se utiliza en los circuitos ubicados en los Municipios Maracaibo, San Francisco y algunos centros poblados en las áreas foráneas. Pararrayo (Punta Franklin): Sistema para la protección de instalaciones contra el impacto directo de una descarga atmosférica. Postes: Piezas tubulares de acero, concreto o de madera, destinados a ser usados en el tendido de redes aéreas de distribución. Seccionadores: Elementos que sirven para seccionar o abrir alimentadores primarios de distribución, su operación es sin carga y su accionamiento de conectar y desconectar es por pértiga, abriendo o cerrando los seccionadores uno por uno o en grupo según el tipo del mismo; su montaje en poste puede ser horizontal o vertical. Existen los monopolares, tripolares aéreos y los tipos padmounted de 3 y 4 vías. Sistema de Puesta a Tierra (SPT): Conjunto de elementos conductores de un sistema eléctrico específico, sin interrupciones ni fusibles, que conectan los equipos eléctricos con el terreno o una masa metálica. Comprende la puesta a tierra y el cableado puesto a tierra. Redes de Distribución Aérea: Conjunto de líneas de conductores, equipos y materiales sostenidos por postes o estructuras existentes entre los puntos de transformación (S/E) y los medidores de energía y/o demanda. Redes de Distribución Subterránea: Conjunto de líneas de cables, sostenidos por ductos, tuberías subterráneas o enterrados y equipos y materiales en forma de pedestal existentes entre los puntos de transformación (S/E) y los medidores de energía y/o demanda.

3


Tensión Máxima: Máximo valor de la tensión que aparece en cualquier instante y en cualquier punto del sistema en condiciones normales de funcionamiento. Este valor excluye las variaciones momentáneas de las tensiones menores a un (1) minuto, así como aquellas debidas a maniobras en el sistema, causas accidentales o cambios bruscos del régimen de carga. Tensión Mínima: Mínimo valor de tensión que aparece en cualquier instante y en cualquier punto del sistema, en condiciones normales de funcionamiento. Este valor excluye las variaciones momentáneas de las tensiones menores a un (1) minuto, así como aquellas debidas a maniobras en el sistema, causas accidentales o cambios bruscos del régimen de carga. Tensión Nominal: Valor asignado al circuito o sistema para la denominación de su clase de tensión. La tensión real a la cual funciona el circuito, varía dentro de una banda que permita un funcionamiento satisfactorio del equipo. Transformador: Equipo utilizado para realizar los cambios de tensión, se encarga de transferir la energía eléctrica de un circuito a una cierta tensión a otro circuito de tensión diferente por medio de un campo magnético que llega a ambos circuitos, sin alterar su frecuencia. Trole: Colector de corriente cuya función es mantener el contacto con el hilo de energía. Variación de Tensión: Diferencia entre la tensión máxima y la tensión mínima en un punto del sistema en un período de tiempo, con respecto a la tensión nominal. Este valor se puede expresar en porcentaje con su signo. Zona A: Tensiones comprendidas entre los límites establecidos para el punto de medición de energía suministrada por las empresas de suministro de energía eléctrica en condiciones normales de operación (Ver Tablas Nos. 2 y 3). Zona B: Tensiones por encima y por debajo de los límites de la zona A, que resulta de la maniobras o emergencias en los sistemas de suministro de energía eléctrica (Ver Tablas Nos. 2 y 3). 3. Tensiones Normalizadas. Las tensiones normalizadas en baja tensión de ENELVEN se describen en la Tabla No. 1.

Tabla No. 1 Tensiones Normalizadas en Baja Tensión de ENELVEN. Sistema Fases

No. de hilos 2

Tensión Nominal (V) 120

Monofásico

3

120/240

3

240/480

Campo de Aplicación Recomendado Residencial. Residencial, comercial y alumbrado público. Alumbrado público y campos deportivos. Fuente: [4].

4


Tabla No. 1 Tensiones Normalizadas en Baja Tensión de ENELVEN. (Continuación). Sistema Fases

Trifásico

No. de hilos

Tensión Nominal (V)

4

208Y/120

4 4

240/480 240/416

4

480Y/277

Campo de Aplicación Recomendado Residencial, comercial, edificaciones públicas e industrias. Industrial y comercial. Industrial. Comercial, edificios públicos e industriales. Fuente: [4].

Notas: 1. Los usuarios deben informar a ENELVEN la tensión nominal de sus cargas durante la solicitud del servicio a fin de conocer la tensión nominal que requieran. 2. En algunos casos ENELVEN suministra al usuario la tensión en media tensión (6,9 kV, 8,32 kV y 23,9 kV) y el cliente instala transformadores de su propiedad en otras tensiones, por ejemplo: 220 V, 440 V o 460 V. 3. Los cuatro (4) hilos hacen referencia a las tres (3) fases más el neutro. Los rangos permisibles de la tensión del sistema en el punto de medición deben cumplir con los valores indicados en la Tabla No. 2.

Tabla No. 2 Tensiones Nominales y Rangos Permisibles de la Tensión de Servicio en el Punto de Medición del Sistema de Distribución Hasta 600 V. Tensión Nominal (V) 120 120/240 240/480 208 Y/120 416/240 480Y/277

Zona A1 Tensión Mínima Tensión Máxima (V) (V) 114 126 114/228 126/252 228/456 252/504 198 Y/114 218 Y/126 395/228 437/252 456 Y/263 504 Y/291

Zona B2 Tensión Mínima Tensión Máxima (V) (V) 108 132 108/216 132/264 216/432 264/528 187 Y/108 229 Y/132 374/216 458/264 432 Y/249 528 Y/305 Fuente: [4].

Notas: 1. Estos valores representan una variación admisible de ±5% de la tensión nominal. 2. Estos valores representan una variación admisible de ±10% de la tensión nominal. 3. Estos límites son aplicables para el diseño de redes en baja tensión.

5


Las tensiones nominales de ENELVEN en media tensión y los rangos permisibles deben cumplir con lo especificado en la Tabla No. 3.

Tabla No. 3 Tensiones Nominales y Rangos Permisibles de la Tensión de Servicio en el Punto de Medición de los Sistemas de Distribución en Media Tensión. Tensión Nominal (V) 4 Hilos 6.900 Y/ 3.980 8.320 Y/ 4.800 23.900 Y/ 13.800

Zona A1 Tensión Mínima (V) 6.727 / 3.881 8.110 Y/ 4.680 23.290 Y/ 13.460

Zona B2 Tensión Máxima (V) 7.245 / 4.179 8.730 Y/ 5.040 25.100 Y/ 14.490

Tensión Mínima (V) 6.555 / 3.781 7.900 Y/ 4.560 22.680 Y/ 13.110

Tensión Máxima (V) 7.302 / 4.212 8.800 Y/ 5.080 25.150 Y/ 14.520 Fuente: [4].

Notas: 1. La máxima desviación permitida respecto a la tensión nominal será de -2,5% hasta +5%. 2. La máxima desviación permitida respecto a la tensión nominal será de -5% hasta +5,8%. 3. Estos límites son aplicables para el diseño de redes en media tensión. 4. Los rangos permisibles de las tensiones de servicios establecidos en este documento y tomado de la referencia [4], son más exigentes que los establecidos en la NCSDE [21], lo cual garantiza el cumplimiento de este reglamento.

Criterio: •

No se deberán conectar cargas nuevas (crecimiento de solicitudes) a la red de 8,32 kV, siempre y cuando existan alternativas en la red de 23,9 kV.

4. Distancias Mínimas de Seguridad. 4.1. Distancias de Separación de Seguridad con Elementos Energizados y Personas o Vegetación. Las distancias de separación mínimas de seguridad se encuentran establecidas en el Código Nacional de Seguridad en Instalaciones de Suministro de Energía Eléctrica y de Comunicaciones [3] (Ver Tabla No. 4). Es importante mencionar que se debe tomar en cuenta el movimiento del conductor por efectos del viento. En la Figura No. 1 se muestran las separaciones.

6


Tabla No. 4 Distancias Mínimas de Seguridad. Nivel de Tensión (kV)

Distancia Vertical (m)

Distancia Horizontal (m)

6,9

2,69

1,02

8,32

2,69

1,02

23,9

2,82

1,14 Fuente: [3].

Criterio: •

Si la instalación es en 8,32 kV y se va a construir con aislamiento en 23,9 kV, se deberán tomar las distancias mínimas de seguridad establecidas para un nivel de tensión de 23,9 kV.

Figura No. 1 Distancia de Separación de Seguridad con Elementos Energizados. Fuente: [3].

7


En la Figura No. 2 se muestra la separación mínima entre vegetación y una línea de distribución en 23,9 kV, la cual está basada en las distancias indicadas en la Tabla No. 4.

Figura No. 2 Distancias de Separación entre Vegetación y Línea Primaria en 23,9 kV. Fuente: [3].

Nota: De requerir mayor información sobre las distancias de separación mínima Ver Fuente [3].

8


4.2. Distancias de Seguridad Verticales al Piso. Las distancias de seguridad verticales al piso hacen referencia a los espaciamientos que deben existir entre las redes de distribución y las vías férreas, las aceras, las carreteras y las superficies de agua. (Ver Figura No. 3).

h

Nota: h = Distancia vertical Figura No. 3 Distancias Verticales de Seguridad. Las distancias señaladas en la Tabla No. 5 corresponden o están calculadas cuando se presenta la máxima flecha en el conductor. Para esto se estima una temperatura en el conductor de 50 °C y sin presencia del viento.

Tabla No. 5 Distancias Mínimas de Seguridad Verticales al Piso. Naturaleza de la superficie debajo de los conductores o cables

Conductores y Cables Simples o Múltiples (Triplex, Cuádruplex) para Sistema de Puesta a Tierra y Baja Tensión (m)

Conductores de Potencia Hasta 23,9 kV (m)

Vías férreas (Excepto vías férreas para troles y metros).

7,2

8,1 Fuente: [3].

9


Tabla No. 5 Distancias Mínimas de Seguridad Verticales al Piso. (Continuación).

Naturaleza de la superficie debajo de los conductores o cables Carreteras, calles y caminos sujetos al tráfico de camiones. Espacios y vías peatonales o aéreas no transitables por vehículos. Otros terrenos tales como cultivos, pastos y huertos que pueden ser recorridos por vehículos. Áreas de agua donde no está permitida la navegación. Áreas navegables incluyendo lagos, ríos, estanques, arroyos.

Conductores y Cables Simples o Múltiples (Triplex, Cuádruplex) para Sistema de Puesta a Tierra y Baja Tensión (m)


4,7

5,6

4,7

5,6

4,7

5,6

4,0

5,2

7,8

8,7 Fuente: [3].

Criterio: •

Las distancias indicadas en las Normas de Construcción de ENELVEN deberán ser mayores a las distancias mínimas de seguridad establecidas en este documento.

De requerir mayor información sobre las distancias verticales de separación mínima Ver Fuente [3] .

10


Tabla No. 6 Distancia Vertical desde la Carcasa de los Equipos y Partes Energizadas Rígidas, No Guardadas al Piso.

Naturaleza de las Superficies por Debajo

-

Partes Energizadas Rígidas, No Guardadas, de Más de 750 V Hasta 23,9 kV y Carcasas No Puestas a Tierra Que Contienen Equipo Conectado a Circuitos de Más de 750 V y Hasta 23,9 kV (m) -

4,6

5,5

4,6

5,5

4,61

5,5

3,41

4,3

-

-

4,6

5,5

4,01

4,9

4,3

4,6

Carcasas de Equipos Efectivamente Puestas a Tierra (m)

1. Donde las partes rígidas se proyectan a. Carreteras, calles y otras áreas sujetas a tráfico de camiones b. Entrada de autos, estacionamientos y callejones c. Otras tierras cruzadas por vehículos, tales como tierra cultivada, pastos, bosques, huertos d. Espacios y vías sujetos a los peatones o a tráfico restringido 2. Donde las partes rígidas están a lo largo de y dentro de los límites de carreteras u otros derechos de paso no sobresalen hacia la carretera a. Carreteras, calles y callejones b. Carreteras en áreas rurales donde no es probable que los vehículos pasen bajo la línea 3. Áreas de agua no adecuadas para la navegación a vela donde esta se prohíbe

Fuente: [3].

Nota: 1.

Las carcasas (tales como cajas de alarma contra fuegos, cajas de control, terminal de comunicaciones, medidores o carcasas de equipos similares) pueden ser montadas a un nivel inferior para accesibilidad, siempre que tales carcasas no obstruyan el camino.

11


4.3. Distancias Mínimas de Seguridad Horizontal a Edificios y Estructuras. En las Figuras Nos. 4, 5 y 6 se muestran la manera de respetar o hacer cumplir las distancias horizontales de seguridad.

Proyección

Proyección

Figuras Nos. 4 y 5 Distancias Horizontales de Seguridad.

Proyección

Figura No. 6 Distancias Horizontales de Seguridad.

12


En la Figura No. 7 aparece un esquema de una edificación en la cual se establecen las zonas o regiones en las cuales no está permitida la instalación o ubicación de conductores. En la Figura se destaca la manera de aplicar las distancias horizontales hacia una fachada, ventana, balcón, techo o cualquier otro elemento.

Proyección Proyección

Balcón

Notas: -

La parte sombreada corresponde a la región donde está prohibido instalar conductores. Por encima o por debajo de techos y balcones no se podrá construir red aérea. H = Distancia horizontal.

Figura No. 7 Distancias Horizontales de Seguridad.

13


En la Tabla No. 7 se detallan las distancias de seguridad para los diferentes tipos de cables y conductores que se instalan en el sistema de distribución de energía eléctrica.

Criterio: •

Está prohibido instalar redes de distribución de energía por encima o por debajo de balcones y techos viviendas o edificaciones ya existentes. Tabla No. 7 Distancias Mínimas Horizontales de Seguridad de Conductores a Edificios y Otras Estructuras.

Distancias Mínimas de Seguridad

Casas/Edificios

Conductores y Cables Simples o Múltiples (Triplex, Cuádruplex) para Sistema de Puesta a Tierra y Baja Tensión Hasta 600 V (m)


1,401, 2

2,301, 2

1,40

2,30

0,90

3,8

3,2

4,1

a. Horizontal: (1) A paredes, proyecciones y ventanas guardadas (2) A ventanas no guardadas, balcones y áreas accesibles a personas b. Vertical: (1) Sobre o bajo techos o proyecciones no fácilmente accesibles a personas (2) Sobre o bajo balcones y techos accesibles a personas

Fuente: [3].

14


Tabla No. 7 Distancias Mínimas Horizontales de Seguridad de Conductores a Edificios y Otras Estructuras. (Continuación).

Distancias Mínimas de Seguridad

Conductores y Cables Simples o Múltiples (Triplex, Cuádruplex) para Sistema de Puesta a Tierra y Baja Tensión Hasta 600 V (m)


0,90

2,30 1, 2

3,2

4,1

0,90

2,30

a. Horizontal:

Anuncios, vallas, antenas o chimenas

b. Vertical (1) Sobre pasillos y otras superficies por donde transita el personal (2) Sobre otras partes de dichas instalaciones no accesibles al personal

Fuente: [3].

Notas: 1.

Los edificios, anuncios, chimeneas, antenas, tanques u otras instalaciones que no requieran de mantenimiento tal como pintura, lavado u otra operación que necesiten personas trabajando o pasando a través de los conductores y el edificio, la distancia mínima de seguridad puede ser reducida en 0,60 m.

2.

Cuando el espacio disponible no permita alcanzar este valor, la distancia mínima de seguridad puede ser reducida en 0,60 m. En este caso los cables y conductores deben tener una cubierta que garantice una gran resistencia dieléctrica para evitar el cortocircuito, ante posibles contactos momentáneos con las estructuras.

En resumen las distancias horizontales desde la red a 6,9 kV, 8,32 kV y 23,9 kV hacia la superficie de una edificación o hacia una valla, chimenea u otro elemento son: - La Red Cubierta: Se instalará a una distancia mínima de 2,30 m. No obstante en aquellos sitios donde haya limitación de espacio de la red se podrá instalar a una distancia de 1,70 m. - La Red Desnuda: Se instalará a una distancia mínima de 2,30 m. De requerir mayor información sobre las distancias horizontales de separación mínima Ver Fuente [3] .

15


4.4. Distancias Libres Entre Alambres, Conductores y Cables Llevados en Estructuras de Soporte Diferentes. Distancia Horizontal. La distancia horizontal entre alambres, conductores o cables que se cruzan o son adyacentes, tendidos sobre estructuras de soporte diferentes, será no menor a 1,50 m. Para tensiones entre los alambres, conductores o cables superiores se muestran en la Tabla No. 8.

Tabla No. 8 Distancia Horizontal Entre Alambres, Conductores y Cables Soportados Sobre Estructuras Diferentes. Nivel de Tensión (kV) 138

Distancia Horizontal (m) 1,59

230

2,51

400

4,21 Fuente: [3].

Distancia Vertical. La distancia vertical entre cualquier cruce o alambres, cables o conductores adyacentes tendidos en estructuras diferentes será no inferior a la mostrada en la Tabla No. 9.

Tabla No. 9 Distancia Vertical Entre Alambres, Conductores y Cables Soportados Sobre Estructuras Diferentes.

Nivel Inferior

Conductores de Neutro

Nivel Superior Conductores de Conductores y Neutro y Cables Simples Cables y Alambre de o Múltiples Protección Conductores y (Triplex, Contra Mensajeros de Cuádruplex) Sobretensiones Comunicaciones para Sistema de (Hilo de (m) Puesta a Tierra Guarda) y Baja Tensión (m) (m) 0,60

0,60

0,60


Conductores de Potencia Por Encima a 138 kV (m)

0,60

1,17 Fuente: [3].

16


Tabla No. 9 Distancia Vertical Entre Alambres, Conductores y Cables Soportados Sobre Estructuras Diferentes. (Continuación).

Nivel Inferior

Guayas, Conductores y Cables y Mensajeros de Comunicaciones Conductores y Cables Simples o Múltiples (Triplex, Cuádruplex) para Sistema de Aterramiento y Baja Tensión Conductores de Potencia Hasta 25 kV

Conductores de Neutro y Alambre de Cables y Protección Conductores y Contra Mensajeros de Sobretensiones Comunicaciones (m) (Hilo de Guarda) (m)

Nivel Superior Conductores y Cables Simples o Múltiples (Triplex, Cuádruplex) para Sistema de Puesta a Tierra y Baja Tensión (m)


Conductores de Potencia Por Encima a 138 kV (m)

0,60

0,60

0,60

1,50

2,07

0,60

0,60

0,60

0,60

1,17

0,60

1,50

0,60

0,60

1,17 Fuente: [3].

4.5. Distancias Mínimas Entre Conductores en la Misma Estructura. Tabla No. 10 Distancia Horizontal Entre Conductores Soportados en la Misma Estructura de Apoyo. Clase de Circuito y Tensión entre los Conductores Considerados Conductores de suministro del mismo circuito: 6,9 a 8,32 kV Sobre 8,32 hasta 23,9 kV Conductores de suministro de diferentes circuitos: 6,9 a 8,32 kV Sobre 8,32 hasta 23,9 kV

Distancias Horizontales de Seguridad (m) 0,35* 0,55* 0,35* 0,55*

* Estas distancias son las utilizadas por la Norma de Construcción de ENELVEN, aunque las nuevas instalaciones deben preveerse en 23,9 kV considerando un posible cambio de tensión.

17


Distancia Horizontal


Figura No. 8 Distancia Horizontal Entre Conductores de Suministro del Mismo Circuito Soportados en la Misma Estructura Soporte.


Figura No. 9 Distancia Horizontal Entre Conductores de Suministro de Diferentes Circuitos Soportados en la Misma Estructura Soporte.

18


Tabla No. 11 Distancia Vertical Entre Conductores Sobre la Misma Estructura.

Conductores y Cables Usualmente a Niveles Inferiores

1. Cables y conductores de comunicaciones 2. Cables y conductores de suministro a. Conductores y cables simples o múltiples (triplex y cuádruplex) para sistema de puesta a tierra y baja tensión hasta 600 V. b. Conductores en forma separada: 6,9 kV 8,32 kV 23,9 kV

Conductores y Cables Usualmente a Niveles Superiores Conductores y Conductores de Suministro Desnudos Cables Simples o 23,9 kV Múltiples (Triplex y Cuádruplex) 6,9 kV Misma Diferentes 138 kV para Sistema de 8,32 kV Empresa de Empresas de (m) Puesta a Tierra (m) Servicio Servicio y Baja Tensión (m) (m) Hasta 600 V (m) 1,00

3,29*

5,12*

5,12*

-

-

2,29*

4,12*

4,12*

-

1,83* 1,83* 1,22*

1,83* 1,83* 1,22*

1,71**

-

-

* Estas distancias son las utilizadas por la Norma de Construcción de ENELVEN. ** Considerando lo establecido en el Código Nacional de Seguridad en Instalaciones de Suministro de Energía Eléctrica y de Comunicaciones. Fuente: [3].

19


1,22 m Circuito de Mayor Tensión 1,22 m

1,83 m Circuito de Menor Tensión

3,66 m

2,29 m

Figura No. 10 Distancia de Seguridad Vertical Entre Conductores Sobre la Misma Estructura.

20


4.6. Distancia Mínima Desde los Puntos de Abastecimiento y Almacenamiento de Combustible a las Líneas de Media Tensión. De acuerdo a lo establecido en el Artículo 14 del Capítulo III Características y Condiciones para la Implantación de los Expendios Dedicados a GNV, Establecimientos Mixtos y Consumos Propios de la Gaceta Oficial No. 5.873 Normas para la Construcción, Modificación, Desmantelamiento y Operación de Establecimientos, Instalaciones y/o Equipos Destinados a Consumo Propio y/o Venta de Combustible Gas Natural Vehicular (GNV) en el Mercado Interno; la distancia mínima desde los puntos de abastecimiento, compresión y almacenamiento de combustibles líquidos o gaseosos deben estar localizados a quince (15) metros de las líneas eléctricas aéreas de media tensión (13,8 kV a 66 kV). De requerir mayor información Ver Fuente: [22].

5. Criterios Técnicos para la Instalación de Conductores y Cables Eléctricos. 5.1. Conductores Normalizados. Los conductores utilizados en el sistema de distribución de energía eléctrica de ENELVEN, son los siguientes:

Tabla No. 12 Conductor Desnudo de Cobre. CÓDIGO SAP

600078

DESCRIPCIÓN

APLICACIÓN

ALAMBRE CU BLANDO SÓLIDO No.4 AWG

21

Es utilizado para el sistema de conexión y de puesta a tierra del descargador de sobretensión, cruceta, transformador, caseta de transformadores, estructura metálica, punta franklin, condensador, gabinetes para medidores y cajas antifraude, poste de alumbrado de los corredores o avenidas principales, cortacorriente y varilla. Adicionalmente, en instalaciones subterráneas switches de transferencia de tres (3) y cuatro (4) vías.


Tabla No. 13 Cable de Cobre para Control. CÓDIGO SAP 600080

DESCRIPCIÓN

APLICACIÓN

CABLE CU CONTROL No. 7X12 AWG 600V

Usado en instalación de equipo de medición indirecta.

Tabla No. 14 Cables de Baja Tensión 600 V, Unipolar, Trenzado de Aluminio. CÓDIGO SAP

DESCRIPCIÓN

600081

CABLE AL TTU 500 MCM 600 V

600094

CABLE AL TTU 300 MCM 600 V

APLICACIÓN Usado para el mantenimiento donde exista línea secundaria subterránea con este material.

Tabla No. 15 Cables Cuádruplex y Triplex de Baja Tensión 6 00 V, Aluminio. CÓDIGO SAP

DESCRIPCIÓN

APLICACIÓN

600084

CONDUCTOR AL CUÁDRUPLEX 1/0 AWG PLOW

600085

CONDUCTOR AL CUÁDRUPLEX 4/0 AWG PONY

600086

CONDUCTOR AL TRIPLEX 2 AWG SHRIMP

600087

CONDUCTOR AL TRIPLEX 1/0 AWG GAMMARUS

Usado en la instalación de línea secundaria aérea residencial y comercial. Usado para la instalación de alumbrado público. Adicionalmente, en la instalación de línea secundaria aérea residencial y comercial. Usado en la instalación de línea secundaria aérea residencial y comercial y alumbrado público.

Tabla No. 16 Cables de Baja Tensión 600 V, Aluminio. CÓDIGO SAP

DESCRIPCIÓN

APLICACIÓN

600088

CABLE AL W.P. 2 AWG PEACH 600 V

600089

CABLE AL W. P. 1/0 AWG ASPEN 600 V

22

Usado para la instalación de alumbrado público (línea apagadora). Usado para la instalación de línea secundaria aérea residencial, comercial y alumbrado público.


Tabla No. 17 Cable de Potencia 25 kV de Aluminio. CÓDIGO SAP

600091

DESCRIPCIÓN

APLICACIÓN

CABLE AL XLPE No 1/0 AWG 25.000V

Usado en la instalación de línea primaria subterránea residencial, comercial, industrial, transformador tipo pedestal (padmounted) y transformador en casetas metálica y de concreto.

Tabla No. 18 Cables de Baja Tensión 600 V, Concéntrico de Cobre. CÓDIGO SAP

DESCRIPCIÓN

APLICACIÓN

600095

CONDUCTOR CU CONCÉNTRICO 2X10 AWG 600V

600096 600097 600098 600099

CONDUCTOR CU CONCÉNTRICO2X8+1X10AWG 600V CONDUCTOR CU CONCÉNTRICO 2X6+1X8AWG 600V CONDUCTOR CU CONCÉNTRICO 2X4+1X6AWG 600V CONDUCTOR CU CONCÉNTRICO 2X2+1X4AWG 600V

Es utilizado para la instalación de luminaria para alumbrado público y acometida monofásica y vallas comerciales. Es utilizado para la instalación de acometida monofásica residencial, comercial y agrícola.

Tabla No. 19 Cables de Baja Tensión 600 V, Unipolar, Trenzado de Cobre. CÓDIGO SAP

DESCRIPCIÓN

600100

CABLE CU TTU No. 1/0 AWG 600V

600101


600102


600108

CABLE CU TTU No. 300 MCM 600V

600109

CABLE CU TTU 500 MCM 600 V

600110

CABLE CU TTU No. 750 MCM 600V

APLICACIÓN Es utilizado para el cierre y bajante de transformadores y línea secundaria aérea y subterránea. Adicionalmente, se utilizan como neutro de la instalación 120/240 V, 120/208 V, 240/480 V y 277/480 V. Los cables TTU Nos. 1/0 AWG, 2/0 AWG y 4/0 AWG son utilizados para el cableado de la alimentación del medidor y del cliente como un caso particular para la zona foránea.

23


Tabla No. 20 Cable de Potencia de Cobre. CÓDIGO SAP

DESCRIPCIÓN

APLICACIÓN

600103

CABLE CU XLPE No 350 MCM 25.000V

600104


614661


Usado para solicitudes especiales en instalaciones subterráneas. Utilizado en la salida subterránea del circuito o cuando el circuito es totalmente subterráneo o en una derivación del troncal de un circuito subterráneo en 23,9 kV. Así como también, se utiliza en algunos casos para líneas de sub transmisión. Utilizado en la salida subterránea del circuito o cuando el circuito es totalmente subterráneo o en una derivación del troncal de un circuito subterráneo en 8,32 kV.

Tabla No. 21 Conductores Desnudos de Aluminio. CÓDIGO SAP

DESCRIPCIÓN

APLICACIÓN

600105

CONDUCTOR AL ALENT 1/0 AWG POPPY

600106

CONDUCTOR AL ALENT 336,4 MCM TULIP

24

Usado en la instalación de línea primaria aérea un (1) hilo, dos (2) hilos y tres (3) hilos (ramal) y en neutro general. Usado en instalación de línea primaria aérea (troncal).


Tabla No. 22 Cable de Baja Tensión 600 V, Unipolar, Trenzado de Cobre. CÓDIGO SAP

DESCRIPCIÓN

600111

CABLE CU THW No. 10 AWG 600V

600112


600113


600114


600115


APLICACIÓN Usado en instalación de línea secundaria subterránea (alumbrado público). Adicionalmente, es utilizado para llevar la señal de neutro al medidor y hacer los cierres en las bobinas del mismo. Usado para instalación de línea secundaria subterránea y neutro de la instalación 120/240 V, 120/208 V, 240/480 V y 277/480 V. Los cables Cu THW Nos. 6 AWG, 4 AWG y 2 AWG son utilizados para cablear la alimentación del medidor y cliente. Adicionalmente, el cable Cu THW No. 2 AWG es utilizado en algunos casos para bajantes de transformadores y cierres de banco de transformadores.

Tabla No. 23 Cable de Baja Tensión 600 V, Bipolar, Cobre. CÓDIGO SAP 600116

DESCRIPCIÓN

APLICACIÓN

CABLE CU BIPOLAR ST 2X18 AWG 600V

Usado para instalación de luminaria para alumbrado público.

Tabla No. 24 Cable Submarino de Potencia 25 kV. CÓDIGO SAP 614663

DESCRIPCIÓN

APLICACIÓN

CABLE CU TR-XLPE No 1/0 AWG 25.000V

25

Sólo aplica para redes de distribución sublacustre.


5.2. Cálculo de Caída de Tensión para Redes en Baja Tensión. Criterio: •

El cálculo de caída de tensión se realiza cuando la distancia entre el punto de transformación y el punto de suministro supera los 50 m. Cuando la distancia sea menor el calibre del conductor se escoge de acuerdo a la carga.

El porcentaje de caída de tensión se expresa como sigue: Circuitos Monofásicos: ∆V(%) =

kVA (r . Cosφ + x . Senφ) L 5 (kV) 2

(1)

Circuitos Trifásicos: ∆V(%) =

kVA (r . Cosφ + x . Senφ) L 10 (kV) 2

(2)

Donde: ∆V (%)

r x L kV kVA Cos Ø

= Porcentaje de caída de tensión en %. = Resistencia en ohmios por unidad de longitud del conductor a usar en Km. = Reactancia en ohmios por unidad de longitud del conductor a usar en Km. = Longitud de circuito en Km. = Tensión en kV entre fases. = Carga kVA. = Factor de potencia de la carga.

Las ecuaciones (1) y (2) pueden ser escritas como sigue: ∆V (%) = K . (kVA

K =

K =

. L); donde K = Constante de Distribución.

(r . cos φ + x . senφ) 5 (kV) 2 (r . cos φ + x . senφ) 10 (kV) 2

para circuitos monofásicos.

para circuitos trifásicos.

26

(3)


La ecuación (3) se emplea de dos maneras: a.

Cuando se trata de verificar que el porcentaje ∆V (%) no excede el máximo establecido, para un conductor específico, una carga y longitud dada, se obtiene K y se calcula el porcentaje de ∆V (%) respectivo.

b.

Si se trata de elegir el calibre de conductor, se recomienda la ecuación de ésta manera:

kVA . L =

∆V (%)

K

= CD

En donde CD es la capacidad de distribución en “kVA . m”, la selección del conductor requerido se realiza a través de las tablas anexas, donde el proceso se limita a adoptar el calibre cuya CD sea mayor o igual producto “kVA . L” del circuito considerado. Previamente, es necesario definir el factor de potencia, tipo de conductor (Cu o Al), tipo de tubería (magnética o no magnética). Hay que tomar en cuenta el aislante, Al TTU (75 °C); para los fines prácticos el THW es equivalente al TTU. Cabe señalar que las tablas han sido elaboradas para un sistema trifásico 120/208 V. Para otros sistemas de tensión habrá que aplicar un factor de corrección. Lo mismo sucede si la caída de tensión es diferente al -2%. La Norma FONDONORMA 200:2004 recomienda una máxima caída de tensión en el punto de medición de la instalación más lejana del centro de transformación del cinco por ciento (-5%). Fuente: [2]. En los anexos se incluyen las tablas, para los conductores, con la información necesaria para seleccionar los conductores por caída de tensión. Ejemplo: Determine el calibre del conductor para un circuito trifásico 120/208 V con conductor de aluminio TTU, 75 °C, en tubería no magnética. Carga de 209 kVA con Fp = 0,8. Longitud del circuito = 45m, caída de tensión = -2%. a) Cálculo de la capacidad de corriente:

I=

209 = 580A 3 x 0,208

De la Tabla No. 30 se obtiene: 3 conductores de 300 MCM Al TTU por fase. b) Selección por caída de tensión: CD = (209) x 45 = 9.405 kVA − m.

27


Debido a que cada fase tiene tres (3) conductores la capacidad real de distribución (CD) sería: CD =

CD 9.405 = = 3.135 3 3

De la Tabla No. 32 se selecciona el conductor cuya CD sea mayor o igual a 3.135 kVA x m para ∆V (%) = 2 y Fp = 0,8, de la Tabla se obtiene que el conductor de 300 MCM Al TTU es el adecuado.

28


TABLAS Sumario Tabla No. 25: Factores de Corrección Aplicables a las Tablas A.m y kVA.m. Tabla No. 26: Corriente en Amperios (A) Permisible en Conductores Monopolares de Cobre con Aislante para 600 V, en Ducto o Directamente Enterrados, Temperatura Ambiente 30 °C, Factor de Carga 100%. Tabla No. 27: Corriente en Amperios (A) Permisible en Conductores Monopolares de Cobre con Aislante para 600 V, en Ducto o Directamente Enterrados, Temperatura Ambiente 40 °C, Factor de Carga 100%. Tabla No. 28: Capacidad de Distribución en kVA.m para Conductores Monopolares de Cobre con Aislante TTU, en Ductos No Magnéticos. Tabla No. 29: Resistencia, Reactancia e Impedancia para Conductores Monopolares de Cobre, 600 V, en Ductos No Magnéticos. Tabla No. 30: Corriente en Amperios (A) Permisible en Conductores Monopolares de Aluminio, con Aislante para 600 V, en Ducto o Directamente Enterrados, Temperatura Ambiente 30 °C y Factor de Carga 100%. Tabla No. 31: Corriente en Amperios (A) Permisible en Conductores Monopolares de Aluminio, con Aislante para 600 V, en Ducto o Directamente Enterrados, Temperatura Ambiente 40 °C y Factor de Carga 100%. Tabla No. 32: Capacidad de Distribución en kVA.m para Conductores Monopolares de Aluminio, con Aislante TTU, en Ductos No Magnéticos. Tabla No. 33: Resistencia, Reactancia e Impedancia para Conductores Monopolares de Aluminio, 600 V, en Ductos No Magnéticos.

29


Tabla No. 25 Factores de Corrección Aplicables a las Tablas A.m y kVA.m. Factores de corrección para tensiones y sistemas distintos a 3 x 208/120 V, aplicables a las tablas de A.m y kVA.m para conductores colocados en tuberías.

30


Tabla No. 26 Corriente en Amperios (A) Permisible en Conductores Monopolares de Cobre con Aislante para 600 V, en Ducto o Directamente Enterrados, Temperatura Ambiente 30 °C, Factor de Carga 100%.

AWG o MCM

Aislante

10 8 6 4 2 1/0 2/0 4/0 300 500 750

THW THW THW THW THW TTU TTU TTU TTU TTU TTU

Temperatura Máxima de Funcionamiento del Conductor 75 °C Amperios (A) 1 a 3 cond. 4 a 6 cond. 35 28 50 40 65 52 85 68 115 92 150 120 175 140 230 184 285 228 380 304 475 380 Fuente: [1].

• •

Valores de corriente permisible tomados del Código Eléctrico Nacional. Factores de corrección para otra temperatura ambiente: 40 °C 0,88

Conductor para 75 °C

Criterio: •

En ENELVEN se deberá aplicar un factor de corrección para una temperatura ambiente de 40 °C para calcular los valores de corriente. (Ver Tabla No. 27).

31


Tabla No. 27 Corriente en Amperios (A) Permisible en Conductores Monopolares de Cobre con Aislante para 600 V, en Ducto o Directamente Enterrados, Temperatura Ambiente 40 °C, Factor de Carga 100%.

AWG o MCM

Aislante

10 8 6 4 2 1/0 2/0 4/0 300 500 750

THW THW THW THW THW TTU TTU TTU TTU TTU TTU

Temperatura Máxima de Funcionamiento del Conductor 75 °C Amperios (A) 1 a 3 cond. 4 a 6 cond. 31 25 44 35 57 46 75 60 101 81 132 106 154 123 202 162 251 201 334 268 418 334

32


Tabla No. 28 Capacidad de Distribución en kVA.m para Conductores Monopolares de Cobre con Aislante TTU, en Ductos No Magnéticos. Sistema trifásico 208/120 V, 60 Hz y temperatura del conductor 75 °C.

AWG o MCM 1/0 2/0 4/0 250 300 500 750

1 2.087 2.634 4.019 4.937 5.917 9.708 14.164

0,95 1.994 2.467 3.721 4.275 4.975 7.230 9.427

V = 2% Cos 0,9 2.018 2.476 3.658 4.166 4.797 6.708 8.487

0,8 2.119 2.568 3.678 4.136 4.698 6.247 7.612

0,7 2.268 2.720 3.796 4.227 4.744 6.076 7.218

1 3.130 3.951 6.028 7.405 8.875 14.562 21.246

0,95 2.991 3.700 5.581 6.412 7.462 10.845 14.140

V = 3% Cos 0,9 3.027 3.714 5.487 6.249 7.195 10.062 12.730

0,8 3.178 3.852 5.517 6.204 7.047 9.370 11.418

0,7 3.402 4.080 5.694 6.340 7.116 9.114 10.827

10 ∆V% kV 2 kVA . m = R Cos θ + x Sen θ

•

Tabla calculada en base a la fórmula:

• •

Valores de R a 20 °C y C.C. para conductividad de 96,66% tomados del Catálogo Burndy OH – 57. Factores de corrección para otras temperaturas y C.A. en ductos no magnéticos tomados del Manual Técnico Rome Co. Valores de X para ducto no magnético tomados de Tablas Kaiser Aluminium. Para otras tensiones multiplicar los valores de kVA.m por los coeficientes de la Tabla No. 25 Factores de Corrección. Para otros valores de ∆V multiplicar los valores de kVA.m para 2% por (Nuevo ∆V/2). ∆V = Caída de tensión.

• • •

33


Tabla No. 29 Resistencia, Reactancia e Impedancia para Conductores Monopolares de Cobre, 600 V, en Ductos No Magnéticos. Sistema Trifásico, 60 Hz, factor de carga 100% y temperatura máxima de funcionamiento permitida.

AWG o MCM 1/0 2/0 4/0 300 500 750 • • •

R ( / Km)

X ( / Km)

Z ( / Km)

0,414 0,328 0,208 0,146 0,089 0,061

TTU 0,1276 0,1233 0,1168 0,1119 0,1119 0,1079

0,433 0,351 0,237 0,184 0,143 0,124

Valores de R a 20 °C y C.C. para conductividad 96,66% tomados del Catálogo Burndy OH – 57. Factores de corrección para otras temperaturas y C.A. en ductos no magnéticos tomados del Manual Técnico Rome Co. Valores de X para ducto no magnético tomados de Tablas Kaiser Aluminium para espesores de aislante según Catálogo Cabel y Alcave.

Tabla No. 30 Corriente en Amperios (A) Permisible en Conductores Monopolares de Aluminio, con Aislante para 600 V, en Ducto o Directamente Enterrados, Temperatura Ambiente 30°C y Factor de Carga 100%. AWG o MCM 300 500

Temperatura Máxima de Funcionamiento del Conductor 75 °C (TTU) Amperios (A) 1 a 3 cond. 4 a 6 cond. 230 184 310 248 Fuente: [1].

• •

Valores de corriente permisibles tomados del Código Eléctrico Nacional. Factores de corrección para otra temperatura ambiente: Conductor para 75 °C

40 °C 0,88

Criterio: •

En ENELVEN se deberá aplicar un factor de corrección para una temperatura ambiente de 40 °C para calcular los valores de corriente. (Ver Tabla No. 31).

34


Tabla No. 31 Corriente en Amperios (A) Permisible en Conductores Monopolares de Aluminio, con Aislante para 600 V, en Ducto o Directamente Enterrados, Temperatura Ambiente 40 °C y Factor de Carga 100%.

AWG o MCM 300 500

Temperatura Máxima de Funcionamiento del Conductor 75 °C (TTU) Amperios (A) 1 a 3 cond. 4 a 6 cond. 202 162 273 218

Tabla No. 32 Capacidad de Distribución en kVA.m para Conductores Monopolares de Aluminio, con Aislante TTU, en Ductos No Magnéticos. Sistema trifásico 208/120 V, 60 Hz y temperatura del conductor 75 °C.

AWG o MCM 300 500

1 3.712 6.127

0,95 3.376 5.119

V = 2% Cos 0,9 0,8 3.347 3.410 4.921 4.803

0,7 3.558 4.841

1 5.568 9.191

0,95 5.064 7.678

V = 3% Cos 0,9 0,8 5.021 5.116 7.381 7.205

0,7 5.336 7.261

10 ∆V% kV 2 kVA . m = R Cos θ + x Sen θ

•

Tabla calculada en base a la fórmula:

• • •

Valores de R y X para ducto no magnético tomados de las Tablas Kaiser Aluminium. Para otros valores de ∆V multiplicar los valores de kVA.m para 2% por (Nuevo ∆V/2). Para otras tensiones multiplicar los valores de kVA.m por los coeficientes de la Tabla No. 25 Factores de Corrección. ∆V = Caída de tensión.

35


Tabla No. 33 Resistencia, Reactancia e Impedancia para Conductores Monopolares de Aluminio, 600 V, en Ductos No Magnéticos. Sistema Trifásico, 60 Hz, factor de carga 100% y temperatura máxima de funcionamiento permitida.

AWG o MCM 300 500 • •

R ( / Km)

X ( / Km)

Z ( / Km)

0,2329 0,1411

TTU 0,1119 0,1119

0,2583 0,1801

Valores de R tomados de Tablas Kaiser Aluminium. Valores de X tomados de Tablas Kaiser Aluminium para espesores de aislante según Catálogo Cabel y Alcave.

5.3. Capacidades de Corriente en Amperios (A) Permisibles en Conductores de Cobre y Aluminio. En la Tabla No. 34 se muestran las capacidades de corriente de los conductores tomados de las Tablas Nos. 310.16 Ampacidades Admisibles de los Conductores Aislados para Tensiones Nominales de 0 a 2000 Voltios y 60°C a 90°C (140°F a 194°F) con No Más de Tres Conductores Portadores de Corriente en una Canalización, Cable o Directamente Enterrados, Basadas en una Temperatura Ambiente de 30°C (86°F) y 310.17 Ampacidades Admisibles de los Conductores Sencillos Aislados para Tensiones Nominales de 0 a 2000 Voltios al Aire Libre, Basadas en una Temperatura Ambiente de 30° C (86° F) del Código Eléctrico Nacional aplicando un factor de corrección para una temperatura ambiente de 40 °C. De requerir mayor información Ver Fuente: [2].

Tabla No. 34 Capacidades de Corriente en Amperios (A) Permisibles en Conductores de Cobre y Aluminio. Calibre 10 8 6 4 2 1/0 2/0 4/0 300 500 750

Cobre Aire 44 62 84 110 150 202 233 317 392 546 691

Aluminio Ducto* 31 44 57 75 101 132 154 202 251 334 418

Aire 35 48 66 88 119 158 185 246 308 427 546

Cables THW, TTU. Temperatura de los Conductores 75 °C. Tensión Nominal de 0 – 2 kV. Temperatura Ambiente 40 °C. * No más de tres (3) conductores en canalización.

36

Ducto* 26 35 44 57 79 106 119 158 202 273 339 Fuente: [2].


5.4. Cálculo de Conductor para el Cierre de los Bancos de Transformadores Tipo Poste. a.- Transformador Monofásico: A B C N

Ic

I1

I2 I1 I 2 (4) Ic = = 2 2 Figura No. 11 Transformador Monofásico.

Notas: 1. Conexión considerando transformador con polaridad sustractiva para 13,8/23,9 kV. 2. La selección del calibre del conductor a utilizar para el cierre de los bancos de transformadores se realizará a través del método por capacidad de corriente, resaltando que para valores de corriente que estén muy próximo o sobrepasen el máximo permitido para un determinado calibre, se deberá escoger el calibre inmediatamente superior. b.- Estrella – Delta Cerrada: A B C N

Icp

Icp Icg

I3 I2 I1 Figura No. 12 Banco de Transformadores Conexión Estrella – Delta Cerrada.

37


Notas: 1. Conexión considerando transformadores con polaridad sustractiva para 13,8/23,9 kV. 2. La selección del calibre del conductor a utilizar para el cierre de los bancos de transformadores se realizará a través del método por capacidad de corriente, resaltando que para valores de corriente que estén muy próximo o sobrepasen el máximo permitido para un determinado calibre, se deberá escoger el calibre inmediatamente superior. Corriente de cierre para banco Estrella – Delta Cerrada: I cg =

I 3φ

(5)

3

I cp =

I1φ + I 3φ 3

(6)

Donde: I1∅: Corriente monofásica. I3∅: Corriente trifásica. Icp: Corriente por el cierre pequeño. Icg: Corriente por el cierre grande. Luego, con los resultados de I cp e I cg se deben escoger los conductores en la Tabla No. 34 de conductores normalizados de ENELVEN.

c.- Estrella Abierta – Delta Abierta: A B C N

Ic

I1

I2

I3

Figura No. 13 Banco de Transformadores Conexión Estrella Abierta – Delta Abierta.

38


Notas: 1. Conexión considerando transformadores con polaridad sustractiva para 13,8/23,9 kV. 2. La selección del calibre del conductor a utilizar para el cierre de los bancos de transformadores se realizará a través del método por capacidad de corriente, resaltando que para valores de corriente que estén muy próximo o sobrepasen el máximo permitido para un determinado calibre, se deberá escoger el calibre inmediatamente superior. Corriente de cierre para banco Estrella Abierta – Delta Abierta:

Ic =

I1φ + I 3φ

(7)

3

Donde: I1∅: Corriente monofásica. I3∅: Corriente trifásica. Ic : Corriente de cierre. Luego, con el resultado de I c se debe escoger el conductor en la Tabla No. 34 de conductores normalizados de ENELVEN.

d.- Estrella – Estrella: A B C N

Ic

I1

Ic

I2

I3

Figura No. 14 Banco de Transformadores Conexión Estrella – Estrella.

39


Notas: 1. Conexión considerando transformadores con polaridad sustractiva para 13,8/23,9 kV. 2. La selección del calibre del conductor a utilizar para el cierre de los bancos de transformadores se realizará a través del método por capacidad de corriente, resaltando que para valores de corriente que estén muy próximo o sobrepasen el máximo permitido para un determinado calibre, se deberá escoger el calibre inmediatamente superior. Corriente de cierre para banco Estrella – Estrella: (8)

Ic = IF

Donde: IF: Corriente de fase. Ic: Corriente de cierre. Luego, con el resultado de Ic se debe escoger el conductor en la Tabla No. 34 de conductores normalizados de ENELVEN. 5.5. Conductores para Bajantes de Transformadores Tipo Poste. La máxima caída de tensión permisible desde los bushings secundarios del transformador hasta la caja de distribución o la percha de tres (3) puntos es del -2% y desde la percha de tres (3) puntos o la caja de distribución hasta el cliente es del -3%. En las Tablas Nos. 35 y 36 se muestran los calibres de los conductores que se utilizaran para los bajantes de los transformadores tipo poste 120/240 V y 240/480 V. La carga del cliente será calculada dependiendo de su requerimiento, el “Proyectista” calculará el calibre del conductor hasta el medidor. Tabla No. 35 Calibre de Conductores de Cobre al Aire para Bajantes de Tx’s Monofásico Tipo Poste Hasta 75 kVA 120/240 V (Por Capacidad Instalada). Capacidad kVA

Calibre No. AWG

10 15 25 37,5 50 75

2 THW 2 THW 1/0 TTU 2/0 TTU 4/0 TTU 4/0 TTU

Nota: Los calibres de los conductores utilizados para los bajantes de los transformadores monofásicos tipo poste hasta 75 kVA, 120/240 V corresponden a prácticas recomendadas por ENELVEN y no por cálculos.

40


Tabla No. 36 Calibre de Conductores de Cobre al Aire para Bajantes de Tx’s Monofásico Tipo Poste Hasta 75 kVA 240/480 V (Por Capacidad Instalada). Capacidad kVA

Calibre No. AWG

10 15 25 37,5 50 75

4 THW 4 THW 2 THW 2 THW 1/0 TTU 1/0 TTU

Nota: Los calibres de los conductores utilizados para los bajantes de los transformadores monofásicos tipo poste hasta 75 kVA, 240/480 V corresponden a prácticas recomendadas por ENELVEN y no por cálculos. Criterio: •

El transformador de 75 kVA sólo podrá ser instalado en poste cuando es un servicio exclusivo.

•

Las capacidades normalizadas de los transformadores utilizados para la alimentación del alumbrado público, 240/480 V, son desde 15 kVA hasta 50 kVA.

5.6. Cables y Conductores para Circuitos Troncales y Ramales y Límites de Cargabilidad. En la Tabla No. 37 se muestran los conductores utilizados para los troncales de los circuitos de distribución: Tabla No. 37 Conductores Normalizados para Troncales.

CALIBRE

Cable Cu XLPE No. 500 MCM Conductor Al Alent 336,4 MCM Cable Cu XLPE No. 750 MCM

TENSIÓN DE DISEÑO

CARGA MVA

TENSIÓN DEL SISTEMA 13,8/23,9 kV

15 kV

25 kV

9

25 kV

9

INSTALACIÓN

4,8/8,32 kV

6,9 kV

9

9

9

9

AÉREA

OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN DE EMERGENCIA

SUBT.

13,8/23,9 kV

4,8/8,32 kV

6,9 kV

13,8/23,9 kV

4,8/8,32 kV

6,9 kV

9

-

3,33

3

-

6,66

6

10

3,33

3

20

6,66

6

10

-

-

20

-

-

9

9

Nota: Para tensión de 6,9 kV no se harán nuevas construcciones sino sólo uso de las existentes.

41


En la Tabla No. 38 se muestran los conductores normalizados para los ramales de los circuitos de distribución: Tabla No. 38 Conductores Normalizados para Ramales. CARGA MVA CALIBRE

TENSIÓN DE DISEÑO

TENSIÓN DEL SISTEMA

INSTALACIÓN

13,8/23,9 kV

4,8/8,32 kV

6,9 kV

AÉREA

9

Conductor Al Alent 1/0 AWG

25 kV

9

9

9

Cable Al XLPE No. 1/0 AWG

25 kV

9

9

9

SUBT.

9

OPERACIÓN NORMAL 13,8/23,9 kV

4,8/8,32 kV

6,9 kV

3,33

0,97

1,17

3,33

0,97

1,17

Criterio: •

La capacidad máxima de operación normal de los ramales viene dada por el fusible de mayor capacidad normalizado el cual es 65K.

6. Criterios Técnicos para la Instalación de Postes. Se clasifican de acuerdo a su tamaño, espesor y material utilizado para su fabricación tales como: 6.1. Concreto. Son postes fabricados de concreto armado, se usan en circuitos de distribución aéreos en zonas urbanas y extra urbanas de las ciudades. Actualmente, estos postes no están normalizados en el maestro de materiales para compra y una vez fallados deben ser reemplazados por postes de acero. Sin embargo, se encuentran instalados en el sistema de distribución postes de concreto de los siguientes tamaños: Tabla No. 39 Postes de Concreto Instalados en el Sistema de Distribución de ENELVEN. DIMENSIÓN 30’/20 30’/30 30’/55 36’/30

DESCRIPCIÓN Poste de 30 pie de longitud de resistencia de ruptura. Poste de 30 pie de longitud de resistencia de ruptura. Poste de 30 pie de longitud de resistencia de ruptura. Poste de 36 pie de longitud de resistencia de ruptura.

42

y 20.000 lbs-pie y 30.000 lbs-pie y 55.000 lbs-pie y 30.000 lbs-pie


Tabla No. 39 Postes de Concreto Instalados en el Sistema de Distribución de ENELVEN. (Continuación). DIMENSIÓN 36’/55 40’/30 40’/55 46’/55 50’/100

DESCRIPCIÓN Poste de 36 pie de longitud y 55.000 lbs-pie de resistencia de ruptura. Poste de 40 pie de longitud y 30.000 lbs-pie de resistencia de ruptura. Poste de 40 pie de longitud y 55.000 lbs-pie de resistencia de ruptura. Poste de 46 pie de longitud y 55.000 lbs-pie de resistencia de ruptura. Poste de 50 pie de longitud y 100.000 lbs-pie de resistencia de ruptura.

En la Tabla No. 40 se muestran los postes de acero normalizados que sustituyen los postes de concreto instalados en el sistema de distribución de ENELVEN. Tabla No. 40 Postes de Acero Normalizados que Sustituyen los Postes de Concreto. POSTE DE CONCRETO

CÓDIGO SAP

30’/20

600543

POSTE ACERO 9,20m (30pie) 20.000lbs-pie.

609908


600545

POSTE ACERO 11,10m (36,42pie) 30.000lbs-pie.

40’/30

600546

POSTE ACERO 12,20m (40 pie) 30.000lbs-pie.

40’/55

609905


610379


30’/30 30’/55 36’/30 36’/55

46’/55 50’/100

DESCRIPCIÓN

Criterios: •

Los postes de hierro de 30’/20 y 36’/30 serán utilizados únicamente en actividades de mantenimiento como reemplazo de postes fallados.

43


•

Los postes 30’/40, 40’/30, 40’/55 y 46’/55 son utilizados tanto para mantenimiento como para nuevos desarrollos.

6.2. Madera. En la Tabla No. 41 se muestra el poste de madera normalizado en ENELVEN. Tabla No. 41 Poste de Madera Normalizado en ENELVEN. CÓDIGO SAP

DESCRIPCIÓN

600541

APLICACIÓN En zonas foráneas de alta contaminación salina.

POSTE MADERA 12,20 m (40 pie) 12.500 lbs-pie

Tabla No. 42 Poste de Acero a Reemplazar sino se tiene el Poste de Madera. POSTE DE MADERA

CÓDIGO SAP

POSTE MADERA 12,20 m (40 pie) 12.500 lbs-pie

609905

DESCRIPCIÓN Poste de Acero de 40’/30 (Foráneo).

6.3. Acero. Los postes de acero en forma tubular, están formados de varias secciones de tubos de diferentes diámetros y en forma telescópica. Los postes de acero normalizados en ENELVEN son los siguientes: Tabla No. 43 Postes de Acero Normalizados en ENELVEN. CÓDIGO SAP 600531 600532 600533 600542

DESCRIPCIÓN

APLICACIÓN

Usado en la instalación de luminaria tipo capri para el POSTE HEXAGONAL 3,00 M (9,84 PIE) CAPRI alumbrado de plazas, parques y caminerías. Usado en la instalación de POSTE HEXAGONAL 8,00 M (26,25 PIE) luminaria para alumbrado público de autopistas, POSTE HEXAGONAL 9,60 M (31,50 PIE) avenidas y calles principales. Usado en la instalación de POSTE ACERO P/MEDIDORES 3" x 6,10 M medidores de energía y acometidas de usuarios.

44


Tabla No. 43 Postes de Acero Normalizados en ENELVEN. (Continuación). CÓDIGO SAP

DESCRIPCIÓN

600543

POSTE ACERO 9,20M (30PIE)20.000LBS-PIE

600545

POSTE ACERO 11,10M (36,42PIE) 30.000LBS

600546

POSTE ACERO 12,20M (40PIE) 30.000LBS-PIE

609905


609908


610379


613513

POSTE ACERO 18,0m (60 pie)

APLICACIÓN Usado únicamente para mantenimiento en líneas secundarias aéreas y alumbrado público en veredas y plazas. Este poste fue sustituido por el poste acero 12,20 m (40 pie) 30.000 lbs-pie. Sólo se compra para mantenimiento cuando lo amerite. Usado para la instalación de línea primaria aérea 1 hilo, 2 hilos y 3 hilos de pase 1/0 AWG y 336,4 MCM, transformador y línea secundaria. Usado para la instalación de línea primaria aérea 3 hilos 1/0 AWG (troncal y ramal) y 3 hilos 336,4 MCM (troncal) y transformador. Además, en aquellos casos donde no pueda ser instalado un viento para dar mayor soporte. Usado en la instalación de línea secundaria aérea y viento aéreo. Usado para la instalación de línea primaria aérea doble terna y pases especiales. Usado en el alumbrado en estadios y en algunos casos por emergencia en líneas de transmisión.

Criterios: •

Los postes de 11,10 m (36,42 pie) 30.000 lbs-pie podrán ser utilizados en instalaciones existentes donde el resto de los postes sean de 36’/30 (intercalar postes).

•

Los postes de 9,20 m (30 pie) 20.000 lbs-pie sólo podrán ser utilizados para mantenimiento.

•

Los postes de 12,20 m (40 pie) 55.000 lbs-pie no podrán ser utilizados en pases tangenciales.

45


7. Criterios Técnicos para la Instalación de Transformadores. Los transformadores de distribución son máquinas eléctricas estáticas aisladas y enfriadas en aceite que tienen como función principal transformar la energía eléctrica recibida en media tensión a tensión de servicio 120/240 V, 240/480 V y 120/208 V. Pueden ser monofásicos o trifásicos. 7.1. Tipos. Los transformadores de distribución en nuestro sistema están clasificados en tipo aéreo y tipo subterráneo. a) Tipo Aéreo (Poste): Transformador que generalmente está instalado en poste o estructura. (Ver Figuras Nos. 15 y 16).

Figura No. 15 Transformador Monofásico de Distribución Tipo Aéreo (Poste) 120/240 V.

Figura No. 16 Transformador Monofásico de Distribución Tipo Aéreo (Poste) 240/480 V.

46


Nota: Es de resaltar que el transformador de 240/480 V de ENELVEN presenta la tapa de color rojo. (Ver Figura No. 16). b) Tipo Pedestal: Transformador para ser montado sobre una base de concreto (tipo padmounted) y pueden ser monofásico o trifásico y pueden ser para sistema primario tipo radial o en anillo. A diferencia del tipo poste éste transformador se encuentra provisto de fusibles expulsión y fusibles limitadores de corriente. En la Figura No. 17 se muestra el transformador tipo pedestal (padmounted) monofásico conexión en anillo.

A Salida Entrada

B C

Figura No. 17 Transformador Tipo Pedestal (Padmounted) Monofásico Conexión en Anillo. En la Figura No. 18 se muestra el transformador tipo pedestal (padmounted) trifásico conexión en anillo. Media Tensión

Baja Tensión

Entrada Salida

Figura No. 18 Transformador Tipo Pedestal (Padmounted) Trifásico Conexión en Anillo.

47


En la Figura No. 19 se muestra el transformador tipo pedestal (padmounted) trifásico conexión radial. Media Tensión

Baja Tensión

Entrada

Figura No. 19 Transformador Tipo Pedestal (Padmounted) Trifásico Conexión Radial. 7.2. Polaridad. La polaridad de los transformadores indica la manera en que la bobina primaria se encuentra enrollada en el núcleo laminado de hierro con relación a la manera en que está enrollada la bobina secundaria. Los transformadores se construyen de dos tipos de polaridad a saber: 1. Polaridad Aditiva. 2. Polaridad Sustractiva. Polaridad Aditiva

Polaridad Sustractiva

Figura No. 20 Polaridad Aditiva y Sustractiva.

48


Criterios: •

Los transformadores de distribución para 4,8/8,32 kV se especifican con polaridad aditiva hasta 167,5 kVA y polaridad sustractiva desde 250 kVA hasta 333 kVA.

•

Los transformadores de distribución para 13,8/23,9 kV se especifican con polaridad sustractiva.

7.3. Tap o Cambiador de Tomas en Transformadores Tipo Poste y Tipo Pedestal (Padmounted) en 4,8/8,32 kV y 13,8/23,9 kV. Tabla No. 44 Tap o Cambiador de Tomas en Transformadores Tipo Poste y Tipo Pedestal (Padmounted) en 4,8/8,32 kV y 13,8/23,9 kV. Transformadores Tipo Poste y Tipo Pedestal (Padmounted) Posición

4,8/8,32 kV

13,8/23,9 kV

1 2 3 4 5

Tensión (V) 5.040 4.920 4.800 4.680 4.560

Tensión (V) 14.400 13.800 13.200 12.870 12.540

Criterios: Para Clientes Exclusivos: •

La posición del tap deberá ser ajustada en campo por personal que esté realizando la instalación siempre y cuando se mantengan los siguientes aspectos: Red Urbana: No debe haber variación de más de un ±5% en el medidor más alejado del transformador. Red Foránea: No debe haber variación de más de un ±10% en el medidor más alejado del transformador.

Para Clientes No Exclusivos: Red Urbana: La posición del tap deberá ser ajustada por el Taller de Transformadores para 8,32 kV tap 3 y 23,9 kV tap 2. Ver Tabla No. 44.

49


Red Foránea: No debe haber variación de más de un ±10% en el medidor más alejado del transformador. 7.4. Capacidades Normalizadas. Criterios: •

Los transformadores tipo poste serán instalados hasta 50 kVA en poste y en casos de servicios exclusivos se podrá utilizar hasta 75 kVA siempre y cuando el poste existente sea de 40’/30.

•

En estructura se instalan transformadores desde 75 kVA hasta 167,5 kVA y en caseta bancos de transformación mayores a 250 kVA.

•

Los transformadores de capacidades de 10 kVA y 15 kVA no deberán ser utilizados para alimentar cargas residenciales en áreas urbanas. Sólo serán usados para la atención de solicitudes de servicio para cargas especiales tales como avisos, semáforos, vallas publicitarias, entre otros, y nuevas solicitudes para alimentar cargas residenciales en áreas rurales.

En las siguientes Tablas se muestran los tipos y capacidades normalizadas de los transformadores de distribución. Tabla No. 45 Transformadores Tipo Poste Monofásico de 4,8/8,32 kV, 120/240 V. CÓDIGO SAP 300000 300001 300002 300003 300004 300005 300006 300007 300008 300009

DESCRIPCIÓN TDPOENEL 1F 4,8 kV 120/240 10 kVA TDPOENEL 1F 4,8 kV 120/240 15 kVA TDPOENEL 1F 4,8 kV 120/240 25 kVA TDPOENEL 1F 4,8 kV 120/240 37,5 kVA TDPOENEL 1F 4,8 kV 120/240 50 kVA TDPOENEL 1F 4,8 kV 120/240 75 kVA TDPOENEL 1F 4,8 kV 120/240 100 kVA TDPOENEL 1F 4,8 kV 120/240 167,5 kVA TDPOENEL 1F 4,8 kV 120/240 250 kVA TDPOENEL 1F 4,8 kV 120/240 333 kVA

Tabla No. 46 Transformadores Tipo Poste Monofásico de 4,8/8,32 kV, 240/480 V. CÓDIGO SAP 300010 300011 300012 300013 300014 300015

DESCRIPCIÓN TDPOENEL 1F TDPOENEL 1F TDPOENEL 1F TDPOENEL 1F TDPOENEL 1F TDPOENEL 1F

4.8kV 240/480V 4.8kV 240/480V 4.8kV 240/480V 4.8kV 240/480V 4.8kV 240/480V 4.8kV 240/480V

50

10kVA 15kVA 25kVA 37kVA 50kVA 75kVA


Tabla No. 47 Transformadores Tipo Poste Monofásico de 13,8/23,9 kV, 120/240 V. CÓDIGO SAP 300017 300018 300019 300020 300021 300022 300023 300024 300025 300026


Tabla No. 48 Transformadores Tipo Poste Monofásico de 13,8/23,9 kV, 240/480 V. CÓDIGO SAP 300027 300028 300029 300030 300031 300032 300033 300034 300035 300036


Tabla No. 49 Transformadores Tipo Padmounted Monofásico de 4,8/8,32 kV, 120/240 V, Configuración en Anillo. CÓDIGO SAP 300051 300052 300037 301306 301316

DESCRIPCIÓN TDPMENEL 1F 4.8kV 120/240V 37,5kVA AN TDPMENEL 1F 4.8kV 120/240V 50kVA AN TDPMENEL 1F 4.8kV 120/240V 75kVA AN TDPMENEL 1F 4,8 kV 120/240 100 kVA AN TDPMENEL 1F 4,8 kV 120/240 167,5 kVA AN

Nota: Estos transformadores podrán ser utilizados únicamente para reemplazos para mantenimiento.

51



DESCRIPCIÓN TDPMENEL 1F 13.8kV 120/240V 37kVA AN TDPMENEL 1F 13.8kV 120/240V 50kVA AN TDPMENEL 1F 13.8kV 120/240 75kVA AN TDPMENEL 1F 13.8kV 120/240V 100kVA AN TDPMENEL 1F 13.8kV 120/240V 167kVA AN


DESCRIPCIÓN TDPMENEL 1F 13,8 kV 240/480 37,5 kVA TDPMENEL 1F 13,8 kV 240/480 50 kVA TDPMENEL 1F 13,8 kV 240/480 75 kVA TDPMENEL 1F 13,8 kV 240/480 100 kVA TDPMENEL 1F 13,8 kV 240/480 167 kVA

Tabla No. 52 Transformadores Tipo Padmounted Trifásico de 4,8/8,32 kV, 120/208 V, Configuración Radial. CÓDIGO SAP 301332 301333 301334 301335

DESCRIPCIÓN TDPMENEL 3F 8,32 kV 120/208 75 kVA RA TDPMENEL 3F 8,32 kV 120/208 150 kVA RA TDPMENEL 3F 8,32 kV 120/208 225 kVA RA TDPMENEL 3F 8,32 kV 120/208 300 kVA RA

Nota: Estos transformadores podrán ser utilizados únicamente para reemplazos para mantenimiento. Tabla No. 53 Transformadores Tipo Padmounted Trifásico de 13,8/23,9 kV, 120/208 V, Configuración Radial. CÓDIGO SAP 300053 300054 300055 300056 300057 300058

DESCRIPCIÓN TDPMENEL 3F 23,9 kV 120/208 75 kVA RA TDPMENEL 3F 23,9 kV 120/208 150 kVA RA TDPMENEL 3F 23,9 kV 120/208 225 kVA RA TDPMENEL 3F 23,9 kV 120/208 300 kVA RA TDPMENEL 3F 23,9 kV 120/208 500 kVA RA TDPMENEL 3F 23,9 kV 120/208 750 kVA RA

52


Tabla No. 54 Transformadores Tipo Padmounted Trifásico de 13,8/23,9 kV, 277/480 V, Configuración Radial. CÓDIGO SAP 300071 300072 300073 300074 300075

DESCRIPCIÓN TDPMENEL 3F 23,9 kV 277/480 75 kVA RA TDPMENEL 3F 23,9 kV 277/480 150 kVA RA TDPMENEL 3F 23,9 kV 277/480 225 kVA RA TDPMENEL 3F 23,9 kV 277/480 300 kVA RA TDPMENEL 3F 23,9 kV 277/480 500 kVA RA

Tabla No. 55 Transformadores Tipo Padmounted Trifásico de 13,8/23,9 kV, 120/208 V, Configuración en Anillo. CÓDIGO SAP 300059 300060 300061 300062 300063 300064

DESCRIPCIÓN TDPMENEL 3F 23,9 kV 120/208 75 kVA AN TDPMENEL 3F 23,9 kV 120/208 150 kVA AN TDPMENEL 3F 23,9 kV 120/208 225 kVA AN TDPMENEL 3F 23,9 kV 120/208 300 kVA AN TDPMENEL 3F 23,9 kV 120/208 500 kVA AN TDPMENEL 3F 23,9 kV 120/208 750 kVA AN

Tabla No. 56 Transformadores Tipo Padmounted Trifásico de 13,8/23,9 kV, 277/480 V, Configuración en Anillo. CÓDIGO SAP 300065 300066 300067 300068 300069 300070

DESCRIPCIÓN TDPMENEL 3F 23,9 kV 277/480 75 kVA AN TDPMENEL 3F 23,9 kV 277/480 150 kVA AN TDPMENEL 3F 23,9 kV 277/480 225 kVA AN TDPMENEL 3F 23,9 kV 277/480 300 kVA AN TDPMENEL 3F 23,9 kV 277/480 500 kVA AN TDPMENEL 3F 23,9 kV 277/480 750 kVA AN

53


7.5. Cálculo de Capacidad de Bancos de Transformadores de Distribución Tipo Poste Monofásico y Trifásico. 7.5.1. Cálculo para Banco Monofásico. 

Para: 120/240 V.

kVA1φ =

(I1 + I 2 ) x 120 1.000

(9)

I1



I2

Para: 240/480 V. kVA 1φ =

(I1 + I 2 ) x 240 1.000

(10)

I1

54

I2


7.5.2. Cálculo para Bancos de Transformadores Trifásico. Con los valores de la carga monofásica y la carga trifásica se pueden calcular los equipos de transformadores; de acuerdo a la tensión solicitada (tipo de conexión). Nota: Las fórmulas que a continuación se describen fueron deducidas tomando como premisa que las impedancias de los transformadores son iguales. Conexión Estrella – Delta Cerrada

:

Tensiones secundarias (120/240 V, 4 hilos; 240/480 V, 4 hilos) utilizando transformadores tipo poste con tensiones de placa 120/240 V y 240/480 V respectivamente. 2 1 kVA1φ + kVA 3φ 3 3

(11)

1 1 Txp = kVA 1φ + kVA 3φ 3 3

(12)

Txg =

kVA1φ = 0,002

kVA 3φ =

I1 + I 2 - I 3 × VF 2

(13)

I 3 × VL x 3

(14)

1.000

Donde: Txg: Transformador Grande. Txp: Transformador Pequeño. VF : Tensión de Fase. VL : Tensión de Línea. Criterios: •

Utilizada para alimentar cargas trifásicas, motores mayores a 10 HP, y en combinación con cargas monofásicas.

•

En casetas, la conexión de la estrella debe ser flotante (con el cuarto cortacorriente desconectado). Solo se debe utilizar la estrella puesta a tierra al momento de la energización.

55


Conexión Estrella – Estrella

:

Tensiones secundarias (120/208 V, 4 hilos, 240/416 V 4 hilos) utilizando transformadores monofásicos tipo poste con tensiones secundarias de placa 120/240 V y 240/480 V respectivamente. kVA Totales = kVA1φ + kVA 3φ

(15)

IL = IF

(16)

VL = VF 3

(17)

Donde: IL : Corriente de Línea. IF : Corriente de Fase. VL : Tensión de Línea. VF : Tensión de Fase. Conexión Estrella Abierta – Delta Abierta

:

Tensiones secundarias (120/240 V, 4 hilos) utilizando transformadores tipo poste con tensiones de placa 120/240 V. Criterios: •

Utilizada para alimentar cargas urbanas y rurales, residenciales, comerciales y pequeñas industrias; incluyendo motores hasta 10 HP. En la medida en que la carga crezca se podrá agregar la tercera unidad al banco para disponer de una delta cerrada.

•

Para alimentar carga trifásica, motores hasta 5 HP el transformador pequeño será de 10 kVA y para motores hasta 10 HP el transformador será de 15 kVA.

•

En este tipo de conexión puede resultar en tensiones significativamente desbalanceadas, que podrían causar excesivo calentamiento de motores trifásicos, por lo que no debe usarse para cargas superiores a 10 HP.

56


El cálculo del tamaño de los transformadores es hecho utilizando las siguientes ecuaciones: Txg = 100%kVA1φ + 60%kVA 3φ

(18)

Txp = 60%kVA 3φ

(19)

IL = IF 3

(20)

VL = VF

(21)

Donde: IL: Corriente de Línea. IF: Corriente de Fase. VL: Tensión de Línea. VF: Tensión de Fase. 7.5.3. Capacidad de Corriente en Amperios (A) de los Transformadores a Plena Carga con Tensión Nominal. Tabla No. 57 Valores Nominales de Corriente en Amperios (A) de Transformadores Monofásicos Tipo Poste. Tensión (V)

10

15

25

37,5

50

75

100

167,5

250

333

120 240 480 4.800 13.800

83 42 21 2 1

125 63 31 3 1

208 104 52 5 2

313 156 78 8 3

417 208 104 10 4

625 313 156 16 5

833 417 208 21 7

1.392 696 348 35 12

2.083 1.042 521 52 18

2.775 1.388 694 69 24

Tabla No. 58 Valores Nominales de Corriente en Amperios (A) de Transformadores Monofásicos Tipo Padmounted. Tensión (V) 120 / 240 240 /480 4.800 13.800

37,5 313 156 8 3

50 417 208 10 4

75 625 313 16 5

I TX1φ =

kVA 1φ VF

57

100 833 417 21 7

167,5 1.392 696 35 12 (22)


Tabla No. 59 Valores Nominales de Corriente en Amperios (A) de Transformadores Trifásicos Tipo Padmounted. Tensión (V) 120 / 208 277 /480 4.800 13.800

75 208 90 9 3

150 417 181 18 6

225 625 271 27 9

I TX 3φ =

Nota:

300 833 361 36 13

kVA 3φ

500 1.389 602 60 21

750 2.083 903 90 31 (23)

3 * VL

Las capacidades de los transformadores están expresadas en kVA. 7.5.4. Estimación de la Demanda. Instalación ya Existente: a) Estimación a través del Consumo de Energía: • • •

Cuantificar las instalaciones legales e ilegales que están conectadas al transformador e identificar los contadores de energía (medidores). Si existe una instalación que no posea contador de energía, se puede estimar su consumo promediando el resto de las instalaciones conectadas al mismo transformador. Estimar la demanda de la instalación utilizando la ecuación (24).

kVA =

KWhm # h*# d * FC * FP

(24)

Donde: KWhm: Energía consumida en un mes. Factor de Carga Residencial (FC): 45%. Factor de Carga Comercial (FC): 60%. Factor de Potencia (FP): 0,9 ind horas: 24. días: 30. b) Chequeo de Carga: Para esto se deberá contar con mediciones puntuales de corriente, preferiblemente a la hora de máxima carga y luego calcular la potencia aparente en kVA a través de las ecuaciones descritas en la Sección 7.5. Cálculo de Capacidad de Bancos de Transformadores de Distribución Tipo Poste Monofásico y Trifásico.

58


Instalación Nueva: Se deberá realizar el cálculo de estimación de la demanda en función de la tabla de carga donde se indica el consumo de la(s) vivienda(s) suministrada por el cliente a Asesoría y luego utilizando el programa DEMAND se obtienen los kVA a instalar. •

Zona Residencial no consolidadas (Barrios): 2 kVA/Vivienda.

7.6. Fenómenos que Ocurren en la Red de Distribución. 7.6.1. Ferrorresonancia. Es un fenómeno asociado a operaciones monopolares en la red (sistema 23,9 kV) que pueden causar severas fallas en el aislamiento de los equipos involucrados. Entre las fallas más comunes están en aisladores fracturados, descargadores de sobretensión (pararrayos) explotados a sobretensiones que superan las consideradas en el diseño. La ferrorresonancia se presenta en instalaciones en sistema subterráneo en combinación con bancos de transformadores con conexión , en la práctica, asociado a operaciones monofásicas al energizar o desenergizar bancos de transformadores. Es caracterizada por sobretensiones que pueden llegar a cinco por unidad (5 p. u.), como resultado de colocar la reactancia no lineal de un transformador en serie con la capacitancia del alimentador (con frecuencia un cable subterráneo). Una situación típica se ilustra en la Figura No. 21. Cuando se efectúan operaciones monofásicas para energizar o desenergizar el banco de transformadores se completan posibles circuitos ferrorresonantes.

ENERGIZADO

DESENERGIZADO

Figura No. 21 Conexión Estrella Flotante – Delta.

59


Para reducir este fenómeno se tienen establecidos los siguientes criterios operativos: •

La instalación del cuarto cortacorriente deberá ser hecha para todos los bancos de transformadores independientemente de la capacidad del mismo y de la longitud del cable de alimentación.

•

El punto de conexión del neutro con el cuarto cortacorriente deberá estar libre de posibles contactos con partes externas, es decir, no deberá estar cerca o rozando la pared, carcasa del transformador o cualquier otro objeto que esté dentro de la caseta de transformadores.

•

La distancia de separación entre cortacorrientes debe ser como mínimo de 70 cm y desde la estructura angular de soporte hasta la pared debe ser de 40 cm. Ver Figura No. 22.

•

Realizar la operación del lado de los transformadores en la cámara de desconexión.

•

Efectuar la energización o desenergización de los transformadores con carga.

•

Conectar a tierra temporalmente el neutro de la estrella durante la operación.

•

Desconectar la puesta a tierra temporal a través del cuarto cortacorriente, dejando el banco estrella flotante.

•

Colocar sistema trifásico de seccionamiento cuando la importancia de la carga y la economía lo justifiquen.

La ferrorresonancia también puede ocurrir en el caso de transformadores trifásicos de cinco (5) columnas con conexión (transformadores trifásicos tipo padmounted), debido al acoplamiento magnético entre las fases. Las sobretensiones que se producen por las operaciones de maniobra (switcheo) normalmente no exceden dos por unidad (2 p. u.), las cuales no son perjudiciales para los transformadores o cables, por su corta duración.

60


40

70

70

70

40 CORTACORRIENTE DE PUESTA A TIERRA DESCONECTAR UNA VEZ PUESTO EN SERVICIO EL BANCO

FOSA DE DRENAJE

Nota: Todas las dimensiones están dadas en cm. Figura No. 22 Vista de Planta. Bóveda de Transformación y Desconexión de un Ba nco de Transformador en Caseta Estrella / Delta. Fuente: [7].

61


7.6.2. Sobretensiones. Por Operación de la Red: A nivel de la red de distribución se pueden generar sobretensiones por fenómenos de ferroresonancia, el cual es evitable siguiendo los criterios recomendados en la Sección 7.6.1. Ferrorresonancia. A nivel de la red de transmisión se pueden generar sobretensiones por fallas monofásicas, energización de bancos de condensadores para lo cual la red de distribución se protege siguiendo los criterios recomendados en el Capítulo 9 Criterios Técnicos para la Instalación de Descargadores de Sobretensión. Por Descargas Atmosféricas: Estas son producidas por descargas atmosféricas las cuales por inducción generan sobretensiones para lo cual se deben seguir los criterios establecidos en el Capítulo 9 Criterios Técnicos para la Instalación de Descargadores de Sobretensión. 7.6.3. Corrientes de Iinrush. Cuando un transformador se energiza se presenta una corriente de excitación de corta duración (Iinrush), cuya magnitud estará definida por diferentes factores tales como: el flujo remanente en el núcleo del transformador, el punto de conexión en la onda de tensión, el equivalente de cortocircuito del sistema y la potencia del transformador. Esta corriente es soportada por los fusibles tipo K normalizados en ENELVEN para los transformadores. De llegar a ocurrir la quema de fusibles al energizar bancos de transformadores, primero se deberá validar que la capacidad de los fusibles utilizados son los adecuados, de persistir esta condición, se deberá informar a la Unidad de Ingeniería de Distribución.

62


7.7. Conexiones de Transformadores Monofásico y Bancos Trifásicos. 7.7.1. Conexiones Normales de Transformadores: Monofásicos y Banco Trifásico. Conexión de Transformador Monofásico 4,8/8,32 kV – 120/240 V. (Primario Estrella con Neutro Puesto a Tierra).

Conexión de Transformador Monofásico 13,8/23,9 kV – 120/240 V. (Primario Estrella con Neutro Puesto a Tierra).

Nota: Conexiones considerando transformador con polaridad aditiva para 4,8/8,32 kV y polaridad sustractiva para 13,8/23,9 kV. (Ver Sección 7.2. Polaridad). Aplicación: Cargas distribuidas en zonas residenciales. Cargas aisladas en servicio donde la tensión nominal del equipo servido es 120/240 V. Conexión de Transformador Monofásico 6,9 kV – 120/240 V con Transformador 240/480 V (Transformador Tapa Roja). (Primario Delta).

63


Aplicación: Cargas distribuidas en zonas residenciales. Cargas aisladas en servicio donde la tensión nominal del equipo servido es 120/240 V. Conexión de Transformador Monofásico 4,8/8,32 kV – 240/480 V (Transformador Tapa Roja). (Primario Estrella con Neutro Puesto a Tierra).

Conexión de Transformador Monofásico 13,8/23,9 kV – 240/480 V (Transformador Tapa Roja). (Primario Estrella con Neutro Puesto a Tierra).

Nota: Conexiones considerando transformador con polaridad aditiva para 4,8/8,32 kV y polaridad sustractiva para 13,8/23,9 kV. (Ver Sección 7.2. Polaridad). Aplicación: Para ser utilizado en alumbrado público. Conexión Estrella Abierta – Delta Abierta 4,8/8,32 kV – 120/240 V.

64

Conexión Estrella Abierta – Delta Abierta 13,8/23,9 kV – 120/240 V.


Nota: Conexiones considerando transformador con polaridad aditiva para 4,8/8,32 kV y polaridad sustractiva para 13,8/23,9 kV. (Ver Sección 7.2. Polaridad). Aplicación: Para alimentar cargas trifásicas, motores hasta 10 HP. Conexión Estrella – Estrella con Neutro Puesto a Tierra 4,8/8,32 kV – 120/208 V, con Transformadores 120-240 V en Placa.

Conexión Estrella – Estrella con Neutro Puesto a Tierra 13,8/23,9 13,8/23,9 kV – 120/208 V, con Transformadores 120-240 V en Placa.

Nota: Conexiones considerando transformador con polaridad aditiva para 4,8/8,32 kV y polaridad sustractiva para 13,8/23,9 kV. (Ver Sección 7.2. Polaridad). Aplicación: Cargas distribuidas en zonas residenciales y comerciales. Cargas individuales: Para servicio de cargas distribuidas de luz y fuerza donde las tensiones nominales del equipo servido son 120 V para cargas monofásicas y 208 V para cargas trifásicas. Conexión Estrella – Estrella con Neutro Puesto a Tierra 4,8/8,32 kV – 240/416 V con Transformadores 240/480 V (Transformador Tapa Roja).

65

Conexión Estrella – Estrella con Neutro Puesto a Tierra 13,8/23,9 kV – 240/416 V con Transformadores 240/480 V (Transformador Tapa Roja).


Nota: Conexiones considerando transformador con polaridad aditiva para 4,8/8,32 kV y polaridad sustractiva para 13,8/23,9 kV. (Ver Sección 7.2. Polaridad). Aplicación: Para servicio de cargas trifásicas y cargas monofásicas. La tensión nominal del equipo será 416 V para cargas trifásicas y 240 V para cargas monofásicas. Conexión Estrella Flotante – Delta Cerrada 4,8/8,32 kV – 120/240 V.

Conexión Estrella Flotante – Delta Cerrada 13,8/23,9 kV – 120/240 V.

Nota: Conexiones considerando transformador con polaridad aditiva para 4,8/8,32 kV y polaridad sustractiva para 13,8/23,9 kV. (Ver Sección 7.2. Polaridad). Conexión Estrella Flotante – Delta Cerrada 4,8/8,32 kV – 240/480 V (Transformador Tapa Roja).

66

Conexión Estrella Flotante – Delta Cerrada 13,8/23,9 kV – 240/480 V (Transformador Tapa Roja).


Nota: Conexiones considerando transformador con polaridad aditiva para 4,8/8,32 kV y polaridad sustractiva para 13,8/23,9 kV. (Ver Sección 7.2. Polaridad). Aplicación: Cuando el cliente requiera dotación de servicio 240/480 V. 7.7.2. Conexión de Transformadores Monofásicos en Paralelo. Conexión 4,8/8,32 kV.

Conexión 13,8/23,9 kV.

Aplicación: Para aumentar la capacidad de transformación debido a las demandas superiores a los tamaños normales de los transformadores. Condiciones para la puesta en paralelo: a) La tensión normal y la posi posición ción de los “taps” deben ser iguales iguales en ambas unidades. b) La diferencia en la relación de transformación transformación de las unidades no será mayor mayor de 0,75% con objeto de limitar la corriente de circulación. c) El porcentaje de impedancia de uno (1) de los transformadores debe estar comprendido entre 92,5% y el 107,5% del otro. d) Las características características de la frecuencia frecuencia deben ser iguales. iguales. Criterio: • La instalación de transformadores conectados en paralelo deberá realizarse únicamente en

casos de emergencia donde no se tenga disponibilidad de la capacidad del transformador solicitada (instalación provisional) y una vez que se tenga el transformador se deberá normalizar (instalación definitiva).

67


7.8. Estructura Tipo H. Criterio: •

La instalación de transformadores tipo poste de 75 kVA hasta 167,5 kVA individual o conectados en equipo será en estructura tipo H. Este tipo de instalación sólo podrá ser realizada en zonas industriales.

En la Figura No. 23 se muestra la instalación de transformadores en estructura tipo H.

Figura No. 23 Estructura Tipo H. 7.9. Caseta para Transformadores. Criterios: •

La instalación de transformadores tipo poste de capacidades de 250 kVA hasta 333 kVA será en caseta.

•

La instalación de caseta sólo podrá realizarse para casos que se necesite 120/240 V y no se pueda utilizar estructura tipo H.

•

En la caseta es necesario instalar el cuarto cortacorriente con la finalidad de evitar el efecto de ferrorresonancia, teniendo en cuenta que la conexión en los transformadores debe ser estrella flotante – delta ( ).

•

Se debe tener presente en forma muy especial, la ubicación adecuada de las mismas (lugares que no sean de fácil acceso a terceros). El preservar los accesos y retiros que prevén las Normas para poder ejecutar en forma segura y confiable cualquier trabajo de mantenimiento.

68


Existen varios tipos de casetas según su ubicación, de acuerdo al área superficial: Caseta superficial: Es aquella que está sobre el nivel del suelo.

Figura No. 24 Caseta Superficial. Nota: La construcción de éste tipo de caseta debe ser en casos excepcionales, previo acuerdo entre las Unidades de Asesoría (Servicios Comerciales) y Proyectos (Distribución). Caseta semi subterránea: Es aquella que está bajo y sobre el nivel del suelo. (Ver Figura No. 25).

Figura No. 25 Caseta Semi Subterránea. Criterio: •

Actualmente, este tipo de caseta ya no se utiliza.

Caseta subterránea: Es aquella que se encuentra ubicada en sótano de edificios. Criterio: •

Actualmente, este tipo de caseta ya no se utiliza.

69


Caseta metálica: Es aquella utilizada en servicio 8,32 kV hasta 75 kVA. (Ver Figura No. 26).

Figura No. 26 Caseta Metálica. Criterio: •

Este tipo de casetas actualmente no se utiliza para nuevas cargas en 8,32 kV, en el caso de necesitar alimentar una nueva carga en 8,32 kV en subterráneo se deben utilizar transformadores padmounted tal como se indica en las Tablas Nos. 49 y 52.

8. Criterios Técnicos para la Instalación de Fusibles. En la Figura No. 27 se muestran las partes constitutivas del fusible.

Terminales a presión

Elemento fusible Rosca para tapa plateado

Tubo de cartón fenolítico, cubierto de fibra de vidrio y epoxy Conductor de cobre estañado resistente

Arandela Tensor Cabeza removible tipo botón estañado

Figura No. 27 Partes del Fusible.

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8.1. Tipos. Existen varios tipos de fusibles, según sus características constructivas y los valores nominales y de falla que manejan: • • • •

Fusibles tipo K: Elemento rápido. Fusibles tipo T: Elemento lento. Fusibles tipo H: Elemento extrarápido. Fusibles tipo DUAL: Elemento extralento.

Los fusibles tipo K y T son normalizados según la norma ANSI C37.42 [1] y los fusibles tipo DUAL y tipo H bajo la norma NEMA SG 2 [9]. Es valido mencionar que existen otros tipos especiales de fusibles que son diseñados por los diferentes fabricantes. Sin embargo, en ENELVEN se tienen estandarizado los fusibles tipo K para la protección de transformadores y ramales y los fusibles tipo T para la protección de bancos de condensadores. En la Figura No. 28 se muestran las curvas de los fusibles de 15K y 15T.

Figura No. 28 Curvas de Fusión de Fusibles de 15K y 15T.

71


8.2. Funciones. 1. 2. 3.

Proteger las líneas y equipos de daños, durante fallas o cortocircuitos. Reducir el número de usuarios sin servicio. Ahorrar tiempo en las localizaciones de las fallas.

Para cumplir con esto se deben instalar fusibles en el inicio de los ramales y en cada punto donde se conecten transformadores y condensadores. En la Figura No. 29 se ilustra la ubicación de los fusibles en un circuito de distribución.

25K 4

40K 3 I

1 65K 2

a. b. c. d.

Interruptor de la subestación. Fusible 65K. Fusible 40K. Fusible 25K. Figura No. 29 Ubicación de los Fusibles en un Circuito de Distribución.

La característica de fundido del fusible depende de la cantidad de corriente y del tiempo que ésta permanezca; la cual se representa con curvas tiempo – corriente similares a las mostradas en la Figura No. 28. Para la adecuada aplicación y coordinación de fusibles en un sistema de distribución, las curvas de tiempo de inicio de fundido (Minimum Melting) y tiempo total de despeje (Total Clearing) son necesarias. La coordinación consiste en la selección de dispositivos de protección y su ubicación en el circuito con respecto a sus curvas tiempo – corriente, de manera tal que garanticen el despeje selectivo de fallas.

72


8.3. Fusibles Normalizados en ENELVEN. En la Tabla No. 60 se muestran los fusibles normalizados en ENELVEN. Tabla No. 60 Fusibles Normalizados en ENELVEN. CÓDIGO SAP 600373 600372 600374 600375 600377 600378 600379 600364 600357 600358 600362 600359 600363 600360 600361 600367 405091 600383 405092 600381 600382 614198 613680

DESCRIPCIÓN

APLICACIÓN

FUSIBLE TIPO K 1 AMP FUSIBLE TIPO K 3 AMP FUSIBLE TIPO K 6 AMP FUSIBLE TIPO K 10 AMP FUSIBLE TIPO K 15 AMP FUSIBLE TIPO K 20 AMP FUSIBLE TIPO K 25 AMP FUSIBLE TIPO K 30 AMP FUSIBLE TIPO K 40 AMP FUSIBLE TIPO K 65 AMP FUSIBLE TIPO T 10 AMP FUSIBLE TIPO T 15 AMP FUSIBLE TIPO T 25 AMP FUSIBLE TIPO T 40 AMP FUSIBLE TIPO T 65 AMP FUSIBLE BAYONET 3A P/TX PEDESTAL 23,9kV FUSIBLE BAYONET 6A P/TX PEDESTAL 23,9kV FUSIBLE BAYONET 8A P/TX PEDESTAL 23,9kV FUSIBLE BAYONET 10A P/TX PEDESTAL 23,9kV FUSIBLE BAYONET 15A P/TX PEDESTAL 23,9kV FUSIBLE BAYONET 25A P/TX PEDESTAL 23,9kV FUSIBLE BAYONET 40A P/TX PEDESTAL 23,9kV FUSIBLE TIPO EXPULSION P/SEC 3 Y 4 VIAS

Para ser utilizado en cortacorriente monopolar universal.

Para ser transformadores (padmounted).

Para ser utilizado en switches de tres (3) y cuatro (4) vías instalado en sistema de distribución 23,9 kV.

Criterios: •

Los fusibles tipo K deben ser utilizados solo en transformadores y ramales.

•

Los fusibles tipo T deben ser utilizados solo para banco de condensadores.

73

utilizado en tipo pedestal


8.4. Criterios de Selección de los Fusibles Tipo K. •

El fusible debe ser capaz de llevar la corriente nominal sin fundirse ni sobrecalentarse y sobrellevar los transitorios de conexión y desconexión del sistema y las descargas atmosféricas, con una muy baja probabilidad de fundirse.

•

Los fusibles para ramales primarios estandarizados en ENELVEN son: 25K, 40K y 65K. Estos fusibles conforman los rangos de corriente de preferencia establecidos en la Norma ANSI C37.42 [1], en la cual se establece que ellos coordinan entre ellos mismos, es decir, el de 25K coordina con el de 40K, y no con el de 30K, ya que se podría correr el riesgo de una operación inadecuada en la coordinación.

Tiempo (seg)

Tiempo (seg)

Corriente (A)

Corriente (A)

Figura No. 30 Curvas de Tiempo de Inicio de Fundido (Minimum Melting) y Tiempo de Despeje (Total Clearing) para Fusibles Tipo K. Fuente: [10].

74


•

Los ajustes de los relés de sobrecorrientes de los interruptores de los circuitos de distribución, están normalizados en el sistema de ENELVEN y coordinan con fusibles hasta 65K, por lo tanto es el mayor fusible que se utilizará en ramales o equipos.

•

Los fusibles para la protección de transformadores se seleccionarán con una capacidad de por lo menos 1,25 veces la máxima corriente de carga.

•

La corriente a plena carga, de un transformador monofásico, se calcula por medio de la fórmula: I=

S Vf

Donde: S: Potencia Nominal en kVA Vf: Tensión de Fase Nominal en kV •

La aplicación de fusibles para la protección de transformadores, se realiza de modo que la corriente mínima a la cual empieza a fundirse el fusible a 300 seg, sea por lo menos dos (2) veces su corriente nominal.

75


•

En la Figura No. 31 se muestra la curva característica de fusibles tipo K.

Figura No. 31 Curva Característica de Fusibles Tipo K.

76


•

En la Figura No. 32 se muestra la curva característica de fusibles tipo T.

Figura No. 32 Curva Característica de Fusibles Tipo T.

77


•

Se selecciona el fusible, cuya curva característica de fusión mínima quede totalmente al lado derecho de la curva de conexión del transformador y al lado izquierdo de la curva térmica y de la sobrecarga del transformador.

•

En las Tablas Nos. 61, 62 y 63 se indican las capacidades adecuadas de los fusibles tipo K y limitadores de corriente para transformadores tipo poste para sistemas de distribución de 13,8/23,9 kV, 4,8/8,32 kV y 6,9 kV. Tabla No. 61 Fusibles para Transformadores Tipo Poste Sistema 13,8/23,9 kV. FUSIBLES PARA TRANSFORMADORES TIPO POSTE SISTEMA 13,8 /23,9 kV LIMITADOR DE kVA FUSIBLE TIPO K CORRIENTE 10 1K 12K – MATE 15 3K 12K – MATE 25 3K 12K – MATE 37,5 3K 12K – MATE 50 6K 12K – MATE 75 6K 12K – MATE 100 10K 12K – MATE 167,5 15K 25K – MATE 250 25K 25K – MATE 333,3 30K 40K – MATE Tabla No. 62 Fusibles para Transformadores Tipo Poste Sistema 4,8/8,32 kV. FUSIBLES PARA TRANSFORMADORES TIPO POSTE SISTEMA 4,8 /8,32 kV LIMITADOR DE kVA FUSIBLE TIPO K CORRIENTE 10 3K 12K – MATE 15 3K 12K – MATE 25 6K 12K – MATE 37,5 10K 12K – MATE 50 15K 25K – MATE 75 20K 25K – MATE 100 30K 40K – MATE 167,5 40K 40K – MATE 250 65K 80K – MATE 333,3 65K (*) 80K – MATE Nota: (*)

Como resultado del cálculo del fusible tipo K para un transformador de 333,3 kVA se obtiene un valor de 80K, debido a que el máximo valor que se tiene estandarizado en

78


ENELVEN a nivel de coordinación con la subestación es con curva de 65K, por lo cual se recomienda el fusible de esa misma capacidad. Tabla No. 63 Fusibles para Transformadores Tipo Poste Sistema 6,9 kV. FUSIBLES PARA TRANSFORMADORES TIPO POSTE SISTEMA 6,9 kV LIMITADOR DE kVA FUSIBLE TIPO K CORRIENTE 10 3K 12K – MATE 15 3K 12K – MATE 25 6K 12K – MATE 37,5 10K 12K – MATE 50 10K 12K – MATE 75 15K 25K – MATE Notas: Los fusibles tipo K son seleccionados con una corriente de trabajo de 1,25 veces la corriente nominal del transformador. La corriente mínima a la cual empieza a fundirse el fusible (Minimum Melting) a 300 seg es 2 veces la corriente de trabajo. •

En el caso de circuitos conectados a barras con niveles de cortocircuito superiores a 10 kA y que no posean reactancias serie a nivel de subestaciones, se deberán instalar fusibles limitadores de corriente a los transformadores que se encuentren hasta una distancia de un (1) Km a partir de la salida de la subestación. Esta estimación fue hecha incluyendo la máxima incorporación de los proyectos de generación local previstos a la fecha.

•

En la Tabla No. 64 se indican los fusibles para ramales en 13,8/23,9 kV, 4,8/8,32 kV y 6,9 kV. Tabla No. 64 Fusibles para Ramales. CAPACIDAD DEL FUSIBLE 25K (*) 40K (**) 65K

MÁXIMO kVA INSTALADO SISTEMA 13,8/23,9 kV SISTEMA 4,8/8,32 kV SISTEMA 6,9 kV kVA 3F kVA 1F kVA 3F kVA 1F kVA 3F kVA 1F 1.290 430 450 150 373 216 2.000 665 720 240 597 345 3.300 1.100 1.170 390 970 561

Notas: (*) Aplica para ramales cuyo máximo transformador instalado sea: En 13,8/23,9 kV de 167,5 kVA En 4,8/8,32 kV de 75 kVA En 6,9 kV de 50 kVA

79


(**) Aplica para ramales cuyo máximo transformador instalado sea: En 13,8/23,9 kV de 250 kVA En 4,8/8,32 kV de 100 kV En 6,9 kV de 75 kVA En caso de encontrarse en el ramal un transformador de mayor capacidad seleccionar el fusible inmediatamente superior. 8.5. Criterios de Selección de los Fusibles Tipo T. •

Los fusibles tipo T son seleccionados con una corriente de trabajo de 125% la corriente nominal del banco de condensadores.

•

La corriente mínima a la cual empieza a fundirse el fusible (Minimum Melting) a 300 seg es 2 veces la corriente de trabajo.

•

El banco de condensadores de 9 x 200 kvar ya no se encuentra normalizado para nuevas instalaciones; sin embargo, actualmente existen instalados en el sistema de distribución de ENELVEN.

En la Tabla No. 65 se muestran los fusibles recomendados para la protección de condensadores. Tabla No. 65 Fusibles para Banco de Condensadores. FUSIBLES PARA BANCO DE CONDENSADORES kvar

SISTEMA 4,8/8,32 kV

SISTEMA 13,8/23,9 kV

3x25 3x50 3x100 3x150 3x200 6x200 9x200

6T 15T 25T 40T 65T -

20T 40T 65T

8.6. Criterios de Crecimiento de los Ramales. •

Crecimiento de Ramales a Partir de Uno (1) o Dos (2) Hilos: Urbano: Dividir carga •

•

••

••

•• •

•• •

25K → 40K → 25K → 40K → 25K o 40K → 65K

o Troncal

80


Foráneo: Dividir carga •

•

•

••

••

••

•••

•• •

25K → 40K → 65K → 25K → 40K → 65K → 40K → 65K

o Troncal

•

Crecimiento de Ramales Trifásicos: Urbano y Foráneo: •••

•••

•••

25K → 40K → 65K •

En los sistemas subterráneos a alimentar donde se prevé un crecimiento futuro se recomienda la instalación de tres (3) hilos.

•

Para el caso de la red de distribución en 23,9 kV, si la carga supera los 3,3 MVA3∅, el cual es el límite para fusibles de 65K se deberá evaluar dividir la carga o el cambio del conductor de 1/0 AWG a 336,4 MCM.

•

Para el caso de la red de distribución en 8,32 kV, si la carga supera los 1,1 MVA3∅, el cual es el límite para fusibles de 65K se deberá evaluar dividir la carga o el cambio del conductor de 1/0 AWG a 336,4 MCM.

•

Cuando el usuario solicite una carga trifásica superior a los 3,3 MVA, se le deberá solicitar la instalación de un recloser o un interruptor.

•

En los casos de las electrificaciones donde la carga instalada sea mayor a 1 MVA deberá proyectarse con tres (3) hilos.

•

Criterios para las Subestaciones en 8,32 kV (Trinidad, Tarabas, Bella Vista, Central, Pomona y Veritas): Sistema de Distribución Aéreo: 

Validar la existencia de un circuito de distribución en 23,9 kV cerca y si tiene disponibilidad. Si no tiene disponibilidad validar si es posible descargarlo transfiriendo carga a otro circuito.



Si no se dispone de un circuito de distribución en 23,9 kV validar si existe la opción de un circuito cerca en 8,32 kV y tiene capacidad. Si no tiene capacidad validar si este se puede descargar transfiriendo carga a otro circuito.

81




Extender ramal en 23,9 kV desde el circuito de distribución más cercano.

Sistema de Distribución Subterráneo: 

Para el caso de solicitudes de urbanizaciones alimentadas por circuitos de distribución en 8,32 kV se deberá validar si tiene capacidad el ramal y el troncal para la instalación de la carga. Si no tiene disponibilidad se deberá evaluar si es posible transferir carga para descargar el circuito.



Si se agotan todas las posibilidades para que sea alimentada la carga en 8,32 kV se deberá extender en 23,9 kV para alimentar la carga.

9. Criterios Técnicos para la Instalación de Descargadores de Sobretensión (Pararrayos). 9.1. Descargadores de Sobretensión Normalizados en ENELVEN. En la Tabla No. 66 se muestran los descargadores de sobretensión normalizados en ENELVEN, los cuales son de óxido metálico y aislamiento polimérico (goma silicón). Tabla No. 66 Descargadores de Sobretensión Normalizados en ENELVEN. CÓDIGO SAP

DESCRIPCIÓN

APLICACIÓN

600016

DESCARGADOR DE SOBRETENSIÓN 6 kV

600017


600019

DESCARGADOR DE SOBRETENSIÓN 21 kV, ENCAP

82

En la salida de los circuitos potheads en 8,32 kV, instalación de transformador en poste y en estructura, alimentación de entrada subterránea y banco de condensadores. Adicionalmente, es utilizado en la salida de los circuitos potheads en 6,9 kV y transformador en poste y en estructura y alimentación de entrada subterránea. En la salida de los circuitos potheads en 23,9 kV, instalación de transformador en poste y en estructura, alimentación de entrada subterránea en el área urbana y banco de condensadores. Para ser utilizado en transformador tipo pedestal (padmounted).


Tabla No. 66 Descargadores de Sobretensión Normalizados en ENELVEN. (Continuación). CÓDIGO SAP

600020

DESCRIPCIÓN

APLICACIÓN


En la salida de S/E de los circuitos en 23,9 kV, instalación de transformador en poste y en estructura, alimentación de entrada subterránea en el área foránea, para proteger el circuito en zonas de alta incidencia por descargas atmosféricas y banco de condensadores.

9.2. Principios de Aplicación. Cuando el descargador de sobretensión ve una tensión igual o menor a la de operación de éste, el mismo actúa como si fuese una alta impedancia. Ahora cuando en los terminales del descargador comienza a ver un nivel de tensión mayor al de operación de éste, el mismo, se comporta como una baja impedancia produciendo una descarga, drenando la sobretensión a tierra. 9.3. Criterios de Aplicación. •

Para los circuitos ubicados en el área urbana de ENELVEN (Municipios Maracaibo y San Francisco) se deberán utilizar descargadores de sobretensión de 18 kV. Para el caso de las áreas foráneas de ENELVEN se deberán utilizar los descargadores de sobretensión de 21 kV.

•

Se debe tener en cuenta que si se energiza un banco de transformadores en caseta conectados en estrella flotante – delta ( ) se tiene el riesgo de la ferrorresonancia y sobretensiones trayendo como consecuencia la actuación de los descargadores de sobretensión. Por lo cual, el banco debe energizarse en estrella puesta a tierra de manera temporal con el cuarto cortador, y así de esta manera no se tendrá riesgo de sobretensión y actuación de los descargadores de sobretensión. Para más detalle Ver Sección 7.6.1. Ferrorresonancia.

•

Cuando un transformador tipo padmounted en configuración radial, se encuentra ubicado a treinta (30) m de longitud del bajante primario, se deberá instalar el descargador de sobretensión en el transformador de 21 kV encapsulado.

•

Cuando se tienen transformadores tipo padmounted conectados en anillo se deberán instalar los descargadores de sobretensión en los extremos finales del anillo de 21 kV encapsulado.

•

En instalaciones donde se tienen switches de transferencia de 3 y 4 vías se deberán instalar los descargadores de sobretensión tanto en el equipo como en los extremos finales del anillo.

•

En el caso de circuitos aéreos en 23,9 kV, en zonas urbanas que cuenten con un apantallamiento proporcionado por edificaciones y estructuras cercanas a la línea no hace falta la instalación de descargadores de sobretensión para proteger a la línea.

83


•

El descargador de sobretensión deberá ser conectado de manera efectiva al equipo de puesta a tierra. Para mayor detalle Ver Capítulo 16 Criterios Técnicos para la Instalación del Sistema de Puesta a Tierra.

•

En el caso de circuitos aéreos en 23,9 kV, para circuitos urbanos de tramos muy largos y zonas foráneas con alta densidad de descargas atmosféricas se recomienda la instalación de descargadores de sobretensión a lo largo de la línea. Para esto se debe consultar con Ingeniería de Distribución para que realice el estudio donde se proponga la configuración y cantidad a instalar.

9.4. Conexión. En la norma IEEE C62.22 [7], se establece que el descargador de sobretensión debe estar instalado lo mas cerca del equipo a proteger, siendo conectado de la línea al descargador y luego al bushing del transformador, tal como se muestra en la Figura No. 33 (a). Una conexión inadecuada como la mostrada en la Figura No. 33 (b), o la instalación del descargador en la cruceta antes del cortacorriente traerá como consecuencia que el aislamiento del transformador pueda recibir una sobretensión mayor a la cual el viene diseñado trayendo como consecuencia la falla del mismo.

3

3

2

2 1

1. 2. 3. 4.

1

4

4

(a)

(b)

Descargador de sobretensión. Bushing de A. T. Conductor de conexión línea-descargador. Conductor de conexión a tierra.

Figura No. 33 a) Conexión Adecuada del Descargador de Sobretensión en Transformadores de Distribución. b) Conexión Inadecuada.

84


(a)

(b)

Figura No. 34 a) Conexión Monofásica Adecuada del Descargador de Sobretensión en Cables de Potencia. b) Conexión Trifásica.

85


10. Criterios Técnicos para la Instalación de Conductores de Guarda y Pararrayos Tipo “Puntas Franklin”. 10.1. Conductores de Guarda. Criterios: •

El “Conductor de Guarda” es un conductor que corre paralelamente a las fases del sistema; debe ser soportado adecuadamente en postes, a una altura suficiente que apantalle a las fases y debe ser puesto a tierra a intervalos continuos a lo largo de la ruta.

•

El uso de los “Conductores de Guarda”, ofrece una protección completa del circuito de distribución en caso de descargas atmosféricas directas.

•

La instalación debe estar acorde a lo indicado en la norma IEEE 1410 6 .

Figura No. 35 Instalación Conductor de Guarda. Nota: Para que la protección del “Conductor de Guarda” sea efectiva se debe hacer un análisis donde se evalúe el calibre del conductor, la resistividad del suelo, el sistema de puesta a tierra y la altura a la que debe estar el “Conductor de Guarda” para esto se debe contactar a Ingeniería de Distribución.

86


10.2. Pararrayos Tipo “Puntas Franklin”. Criterios: •

El uso de las “Puntas Franklin”, ofrece un campo de protección muy limitado solo protegiendo de una descarga directa a los equipos que estén asociados al poste.

•

Se debe utilizar una varilla de cobre sólido de acuerdo a lo indicado en la norma NFPA 780 10 con las siguientes dimensiones: 

Para crucetas de 8 pies utilizar varilla de: 1,22 m de longitud mínima.



Para crucetas de 12 pies utilizar varilla de: 1,83 m de longitud mínima.

•

Dicha varilla debe estar sujeta con abrazaderas y conectada a un sistema de puesta a tierra tal como se indica en el Capítulo 16 Criterios Técnicos para la Instalación del Sistema de Puesta a Tierra.

•

El área de protección de la punta franklin debe estar acorde a lo indicado en la norma NFPA 780 10 . Dicha norma recomienda que para estructuras menores a 50 pies el ángulo α debe ser de 45° para lograr una zona aceptable de protección.

•

Como material alternativo y de bajo costo se puede utilizar como punta franklin la varilla de sistema de puesta a tierra de acero recubierta de cobre de 2,44 m tal como se indica en la Figura No. 36 (a), y sujetada con fleje de acero. La varilla debe estar conectada a un sistema de puesta a tierra tal como se indica en el Capítulo 16 Criterios Técnicos para la Instalación del Sistema de Puesta a Tierra.

•

En la Figura No. 36 (b) se muestra la aplicación para banco de transformadores instalado en poste y en la Figura No. 37 (c) en estructuras.

87


(a)

(b)

(c)

Figura No. 36 Diferentes Aplicaciones en Distribución de Pararrayo “P unta Franklin”.

88

CRITERIOS TÉCNICOS UTILIZADOS EN EL DISEÑO DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENEL VEN

11. Criterios Técnicos para la Instalación de Aisladores. •

Los aisladores deben ser utilizados en función del nivel de tensión y la zona de contaminación.

En la Tabla No. 67 se muestran los aisladores normalizados en ENELVEN. Tabla No. 67 Aisladores Normalizados en ENELVEN. CÓDIGO SAP

600007

DESCRIPCIÓN

AISLADOR PORC TIPO ESPIGA CLASE 56-3 35 kV

NIVEL BÁSICO DE AISLAMIENTO

AISLADOR CERÁMICO

APLICACIÓN

Es utilizado en redes de distribución de 23,9 kV en líneas de pase y en las terminaciones para realizar puentes. Para ser instalado en área foráneo sur en ramales. Ver Capítulo 14 Criterios de Aislamiento en Función del Nivel de Contaminación.

N/E

HERRAJES A UTILIZAR

Palillo AG (Pin) Corto 35 kV ANSI 56-3 (código 600415) para instalación en cruceta de acero y poste y Palillo AG (Pin) Largo 35 kV ANSI 56-3 para instalación en cruceta de madera.

CÓDIGO SAP

614360

DESCRIPCIÓN

AISLADOR POLIMERICOPEDEST DIST 23,9KV


AISLADOR POLIMÉRICO

APLICACIÓN

Es utilizado en zonas de muy alta y alta contaminación.

125 kV BIL

HERRAJES A UTILIZAR

Palillo AG (Pin) Corto 35 kV ANSI 56-3 (código 600415) para instalación en cruceta de acero y poste y Palillo AG (Pin) Largo 35 kV ANSI 56-3 para instalación en cruceta de madera. Los pines del aislador cuando son crucetas de madera se conectan a tierra. Ver Capítulo 16 Criterios Técnicos para la Instalación del Sistema de Puesta a Tierra.

N/E: No se especifica.

89


Tabla No. 67 Aisladores Normalizados en ENELVEN. (Continuación). CÓDIGO SAP

600008

600022

DESCRIPCIÓN

AISLADOR PORC TIPO PEDEST CLASE 57-3 35 kV




N/E

N/E

AISLADOR CERÁMICO

APLICACIÓN

HERRAJES A UTILIZAR

Es utilizado en redes de distribución de 23,9 kV en líneas de pase y en las terminaciones para realizar puentes. Para ser instalado en área foráneo norte, Maracaibo y San Francisco. Adicionalmente, para ser instalado en área foráneo sur en circuitos troncales.

Palillo AG (Pin) Corto 35 kV ANSI 57-3 (código 600413) para instalación en cruceta de acero y poste y Palillo AG (Pin) Largo 35 kV ANSI 57-3 (código 600414) para instalación en cruceta de madera.

Es utilizado en redes de distribución de 8,32 kV en líneas de pase y en las terminaciones para realizar puentes.

Palillo AG (Pin) Corto Hasta 15 kV (código 600450) para instalación de cruceta de acero y poste.

CÓDIGO SAP

614360

DESCRIPCIÓN




APLICACIÓN

125 kV BIL Es utilizado en zonas de muy alta contaminación (zonas costeras de MAPAPA) y zonas de alta contaminación (Maracaibo y San Francisco).

614359


110 kV BIL

HERRAJES A UTILIZAR

Palillo AG (Pin) Corto 35 kV ANSI 57-3 (código 600413) para instalación en cruceta de acero y poste y Palillo AG (Pin) Largo 35 kV ANSI 57-3 (código 600414) para instalación en cruceta de madera. Ver Capítulo 16 Criterios Técnicos para la Instalación del Sistema de Puesta a Tierra.




600008

600022

DESCRIPCIÓN

AISLADOR PORC TIPO PEDEST CLASE 57-3 35 kV



AISLADOR CERÁMICO

N/E

N/E

APLICACIÓN

HERRAJES A UTILIZAR

Es utilizado en redes de distribución de 23,9 kV en líneas de pase y en las terminaciones para realizar puentes. Para ser instalado en área foráneo norte, Maracaibo y San Francisco. Adicionalmente, para ser instalado en área foráneo sur en circuitos troncales.

Palillo AG (Pin) Corto 35 kV ANSI 57-3 (código 600413) para instalación en cruceta de acero y poste y Palillo AG (Pin) Largo 35 kV ANSI 57-3 (código 600414) para instalación en cruceta de madera.

Es utilizado en redes de distribución de 8,32 kV en líneas de pase y en las terminaciones para realizar puentes.


CÓDIGO SAP

614360

DESCRIPCIÓN




APLICACIÓN

125 kV BIL Es utilizado en zonas de muy alta contaminación (zonas costeras de MAPAPA) y zonas de alta contaminación (Maracaibo y San Francisco).

614359


HERRAJES A UTILIZAR

Palillo AG (Pin) Corto 35 kV ANSI 57-3 (código 600413) para instalación en cruceta de acero y poste y Palillo AG (Pin) Largo 35 kV ANSI 57-3 (código 600414) para instalación en cruceta de madera. Ver Capítulo 16 Criterios Técnicos para la Instalación del Sistema de Puesta a Tierra.


110 kV BIL


90



600013

600014

DESCRIPCIÓN

AISLADOR PORC TIPO CAMPANA CLASE 52-1

AISLADOR PORC TIPO CAMPANA ANTIFOG 24 kV

N/E: No se especifica. Nota:


N/E

N/E

AISLADOR CERÁMICO

APLICACIÓN

HERRAJES A UTILIZAR

Es utilizado en el inicio y terminación de línea y doble terminación.

Horquilla Guarda cabos (Thimble Clevis) (código 600446), Malla Preformada Al 1/0 AWG (código 600454) y Malla Preformada Al 336,4 MCM (código 600455).

Es utilizado en el inicio y terminación de línea y doble terminación. Adicionalmente, es utilizado como suspensión en zonas foráneas.

Horquilla Guarda Cabos (Thimble Clevis) (código 600446), Horquilla Bola (Ball Clevis) (código 600444), Encaje de Ojo (Socket Eye) (código 600443), Tuerca de Ojo Acero Galvanizado 5/8 pulg (código 600445), Malla Preformada Al 1/0 AWG (código 600454) y Malla Preformada Al 336,4 MCM (código 600455).

CÓDIGO SAP

DESCRIPCIÓN

614319

AISLADOR POLIMÉRICO TIPO SUSP DIST AG 13,8 kV

614320



110 kV BIL

125 kV BIL


APLICACIÓN

HERRAJES A UTILIZAR

Utilizado en sustitución del aislador campana.

Horquilla Guardacabos (Thimble Clevis) (código 600446) y Tuerca de Ojo Acero Galvanizado 5/8 pulg (código 600445).





600013

600014

DESCRIPCIÓN

AISLADOR PORC TIPO CAMPANA CLASE 52-1

AISLADOR PORC TIPO CAMPANA ANTIFOG 24 kV


AISLADOR CERÁMICO

N/E

N/E

APLICACIÓN

HERRAJES A UTILIZAR

Es utilizado en el inicio y terminación de línea y doble terminación.

Horquilla Guarda cabos (Thimble Clevis) (código 600446), Malla Preformada Al 1/0 AWG (código 600454) y Malla Preformada Al 336,4 MCM (código 600455).

Es utilizado en el inicio y terminación de línea y doble terminación. Adicionalmente, es utilizado como suspensión en zonas foráneas.

Horquilla Guarda Cabos (Thimble Clevis) (código 600446), Horquilla Bola (Ball Clevis) (código 600444), Encaje de Ojo (Socket Eye) (código 600443), Tuerca de Ojo Acero Galvanizado 5/8 pulg (código 600445), Malla Preformada Al 1/0 AWG (código 600454) y Malla Preformada Al 336,4 MCM (código 600455).

CÓDIGO SAP

DESCRIPCIÓN

614319


614320




110 kV BIL

125 kV BIL

APLICACIÓN

HERRAJES A UTILIZAR





N/E: No se especifica. Nota: Cuando el poste no tiene la tuerca sujetadora del pin o la tuerca no sirve, se debe utilizar la base AG (silla) para la instalación del aislador.

91



DESCRIPCIÓN


AISLADOR CERÁMICO

APLICACIÓN

HERRAJES A UTILIZAR

Cubo AG para Aislador Base ANSI TR-04 (código 600419) cuando va a ser instalado en cruceta de acero y pletina tipo L para la instalación del cortacorriente.

NO APLICA.

Malla Preformada Acero Guaya 5/16 pulg (código 600452).

NO APLICA.

600015

AISLADOR DE PORC TIPO BASE CLASE TR-04

N/E

Es utilizado para aumentar la distancia de fuga en la instalación de cortacorriente en zonas de muy alta y alta contaminación. Su uso no aplica para cortacorrientes poliméricos.

600010

AISLADOR DE TRACCIÓN PARA GUAYA DE ACERO

N/E

Es utilizado para la instalación de viento aéreo entre postes y viento tipo ancla.

Es utilizado en instalaciones de percha de 1 y 3

Malla Preformada Al 1/0 AWG W.P.

CÓDIGO SAP

DESCRIPCIÓN



APLICACIÓN

HERRAJES A UTILIZAR




DESCRIPCIÓN

AISLADOR CERÁMICO

APLICACIÓN

HERRAJES A UTILIZAR

CÓDIGO SAP

Cubo AG para Aislador Base ANSI TR-04 (código 600419) cuando va a ser instalado en cruceta de acero y pletina tipo L para la instalación del cortacorriente.

NO APLICA.

DESCRIPCIÓN



600015

AISLADOR DE PORC TIPO BASE CLASE TR-04

N/E

Es utilizado para aumentar la distancia de fuga en la instalación de cortacorriente en zonas de muy alta y alta contaminación. Su uso no aplica para cortacorrientes poliméricos.

600010

AISLADOR DE TRACCIÓN PARA GUAYA DE ACERO

N/E

Es utilizado para la instalación de viento aéreo entre postes y viento tipo ancla.

Malla Preformada Acero Guaya 5/16 pulg (código 600452).

NO APLICA.

600012

AISLADOR PORC TIPO CARRETE CLASE 53-2 0,6 kV

N/E

Es utilizado en instalaciones de percha de 1 y 3 aisladores y en la instalación de líneas secundarias abiertas.

Malla Preformada Al 1/0 AWG W.P. (código 600457) y Alambre Amarre Al No. 4 AWG (código 600079).

NO APLICA.

APLICACIÓN

HERRAJES A UTILIZAR


92


12. Criterios Técnicos para la Instalación de Cortacorrientes. •

Todos los transformadores y ramales deberán tener instalados cortacorrientes con los fusibles normalizados (Ver Tabla No. 60).

En la Tabla No. 68 se indican los cortacorrientes normalizados por ENELVEN. Tabla No. 68 Cortacorrientes Normalizados Normalizados en ENELVEN. CÓDIGO SAP

600189

DESCRIPCIÓN

CORTACORRIENTE CORTACORRIENTE CERÁMICO

APLICACIÓN

CORTACORRIENTE MONOPOLAR 13,8 kV

CÓDIGO SAP

614316 Protección de transformadores, ramales de líneas, alimentación de

DESCRIPCIÓN

CORTACORRIENTE CORTACORRIENTE POLIMÉRICO

APLICACIÓN

CORTACORRIENTE MONOPOLAR POLIM 13,8KV

Reemplazará a los cortacorrientes cerámicos


12. Criterios Técnicos para la Instalación de Cortacorrientes. •

Todos los transformadores y ramales deberán tener instalados cortacorrientes con los fusibles normalizados (Ver Tabla No. 60).

En la Tabla No. 68 se indican los cortacorrientes normalizados por ENELVEN. Tabla No. 68 Cortacorrientes Normalizados Normalizados en ENELVEN. CÓDIGO SAP

600189

DESCRIPCIÓN

CORTACORRIENTE CORTACORRIENTE CERÁMICO

APLICACIÓN


CÓDIGO SAP

614316

DESCRIPCIÓN


APLICACIÓN


Protección de transformadores, ramales de líneas, alimentación de entrada subterránea y en la instalación de bancos de condensadores. 600190

CORTACORRIENTE CORTACORRIENTE POLIMÉRICO

Reemplazará a los cortacorrientes cerámicos con prioridad en las zonas de alta contaminación.

614317

93



13. Criterios Técnicos para la Instalación de Seccionadores. •

Se utilizan para seccionar los troncales de los circuitos y para realizar paralelos con otros circuitos.

•

Para la red de 23,9 kV todos los troncales deberán tener instalados seccionadores cada 2,5 MVA de carga.

En la Tabla No. 69 se indican los seccionadores normalizados por ENELVEN. Tabla No. 69 Seccionadores Monopolares Normalizados en ENELVEN. CÓDIGO SAP

600191

600192

DESCRIPCIÓN

SECCIONADOR MONOPOLAR 13,8 KV 600A

SECCIONADOR MONOPOLAR 23,9 KV 600A


SECCIONADOR CERÁMICO

APLICACIÓN

110 kV BIL

Es utilizado como medio de seccionamiento de carga y anillos abiertos (paralelo) en sistema de distribución de 6,9 y 8,32 kV en conductores de aluminio desde 336,4 MCM. Adicionalmente, Adicionalmente, se utiliza como medio de seccionamiento seccionamiento en sistema primario subterráneo.

125 kV BIL

Es utilizado como medio de seccionamiento de carga y anillos abiertos (paralelo) en sistema de distribución de 23,9 kV en conductores de aluminio desde 336,4 MCM. Adicionalmente, Adicionalmente, se utiliza como medio de seccionamiento seccionamiento en sistema primario subterráneo.

94

CÓDIGO SAP

DESCRIPCIÓN

614380

SECCIONADOR MONOPOLAR 13,8 KV 600A POLIM

614382

SECCIONADOR MONOPOLAR 23,9 KV 600A POLIM


SECCIONADOR POLIMÉRICO

APLICACIÓN

110 kV BIL

Reemplazará a los seccionadores con aislador de porcelana con prioridad en las zonas de muy alta contaminación.

125 kV BIL

Reemplazará a los seccionadores con aislador de porcelana con prioridad en las zonas de muy alta contaminación.


En la Tabla No. 70 se indican los seccionadores tripolares normalizados por ENELVEN. ENELVEN. Tabla No. 70 Seccionadores Tripolares Normalizados en ENELVEN. E NELVEN. CÓDIGO SAP

405752

408203

DESCRIPCIÓN

SECC TRIP 23,9 kV 600 A USO CON PÉRTIGA

SECC TRIP 23,9 kV 600 A MANDO SUELO


CARACTERÍSTICA DEL MANDO

APLICACIÓN

125 kV BIL

La operación de apertura y cierre del seccionador será por mando local (manual) mediante pértiga universal.

Se recomienda el uso del seccionador tripolar con operación por pértiga para lugares con alto nivel de vandalismo y zonas de alto nivel de corrosión.

125 kV BIL

La operación de apertura y cierre del seccionador será por mando local (manual) mediante palanca de accionamiento. El mando deberá tener la posibilidad de bloqueo del mismo mediante candado en ambas posiciones (abierto o cerrado).

No se recomienda su uso para zonas de alta corrosión.

SECCIONADORTRIPOLAR

Notas: •

Con el uso de seccionamiento tripolar se evitan los problemas de ferrorresonancia descritos en la sección 7.6.1. Ferrorresonancia.

•

Estos seccionadores no son equipos de stock, por lo cual las diferentes áreas de Distribución deben planificar la compra compra de los mismos mismos por cargo directo. directo.

95


14. Criterios de Aislamiento en Función del Nivel de Contaminación. En la Tabla No. 71 se muestra la clasificación para los diferentes municipios del occidente del Estado Zulia en función de las características indicadas en la norma IEC 60815. Tabla No. 71 Clasificación de los Municipios por Nivel de Contaminación en Función de la Norma IEC 60815. Nivel de Contaminación

Municipios Mara, Indígena Bolivariano Guajira y Padilla. Maracaibo y San Francisco.

Muy Alto Alto

Concepción, La Cañada. La Villa, Machiques, Colón, Catatumbo.

Medio Bajo

INDÍGENA BOLIVAR IANO GUAJIR A ALMIR ANTE PADILLA

MAR A JESÚS ENR IQUE LOSSADA

MAR ACAIBO

MIR ANDA

SAN FR ANCISCO

CAÑADA DE R OSAR IO DE UR DANETA

PER IJÁ

MACHIQUES DE PER IJÁ

C AT AT AT ATUMB O JESÚS MAR ÍA SEMPR ÚN

COLÓN

MUY ALTO

MEDIO

ALTO

BAJO

Figura No. 37 Mapa de Contaminación de la Zona Occidental del Lago de Maracaibo.

96


En la Tabla No. 72 se muestran los aisladores a ser utilizados en el sistema de distribución de ENELVEN por nivel de contaminación. Tabla No. 72 Aislamiento en Función del Nivel de Contaminación. Nivel de Contaminación

Cerámico

Polimérico

• Dos (2) aisladores cerámico

Muy Alto

•

• • •

Alto

•

• • •

Medio

• • •

campana (código 600014) + aislador tipo pedestal clase 57-3 (código 600008) Cortacorriente cerámico (código 600190) + aislador base (código 600015) Seccionador cerámico (código 600192) Lavado de alta frecuencia Dos (2) aisladores cerámico campana (código 600014) + aislador tipo pedestal clase 57-3 (código 600008) Cortacorriente cerámico (código 600190) + aislador base (código 600015) Seccionador cerámico (código 600192) Lavado de media frecuencia Dos (2) aisladores campana (código 600014) + aislador tipo espiga clase 56-3 (código 600007) Cortacorriente cerámico (código 600190) Seccionador cerámico (código 600192) Lavado de baja frecuencia

97

• DS-28 (código 614320) +

aislador tipo pedestal 57-3 (código 600008) • Cortacorriente polimérico (código 614317) • Seccionador polimérico (código 614382)

• DS-28 (código 614320) +

aislador tipo pedestal clase 57-3 (código 600008) • Cortacorriente polimérico (código 614317) • Seccionador polimérico (código 614382)

• DS-28 (código 614320) +

aislador tipo espiga clase 563 (código 600007) • Cortacorriente polimérico (código 614317) • Seccionador polimérico (código 614382)


Tabla No. 72 Aislamiento en Función del Nivel de Contaminación. (Continuación). Nivel de Contaminación

Cerámico

Polimérico

• Dos (2) aisladores campana

Bajo

(código 600014) + aislador • DS-28 (código 614320) + tipo espiga clase 56-3 aislador tipo espiga clase 56(código 600007) 3 (código 600007) cerámico • Cortacorriente polimérico • Cortacorriente (código 600190) (código 614317) cerámico • Seccionador • Seccionador polimérico (código 600192) (código 614382) • No hace falta lavado

Criterios: •

La políticas de lavado artificial de aislamiento es la siguiente: Lavado de alta frecuencia: Lavado de media frecuencia: Lavado de baja frecuencia:

Una (1) vez a la semana. Una (1) vez al mes. Una (1) vez cada dos (2) meses.

•

Para el caso de las zonas de media y baja contaminación no hace falta el lavado artificial de aislamiento.

•

En aquellos sitios donde el nivel de contaminación es bajo; pero existe vandalismo, se recomienda el uso de los aisladores poliméricos, ya que estos amortiguan los impactos de terceros de manera más eficiente que la cerámica.

15. Criterios Técnicos para la Instalación de Bancos de Condensadores. Los aspectos importantes del uso de los bancos de condensadores en las redes de distribución son: -

Mejora el factor de potencia. Incrementa los niveles de tensión. Reduce las pérdidas en las líneas. Reduce la componente inductiva de la corriente. Mejora la capacidad de cargabilidad en el circuito de distribución.

Criterios: •

Para las redes de 23,9 kV se tiene normalizado las capacidad de los bancos de condensadores: 3 x 200 kvar (0,6 Mvar) y 6 x 200 kvar (1,2 Mvar). El banco esta conformado por unidades de condensadores monofásicos de 200 kvar de 13,8 kV fase – neutro.

•

Para los condensadores se deberán utilizar fusibles tipo T (Ver Tabla No. 65, Capítulo 8 Criterios Técnicos para la Instalación de Fusibles). El uso de fusibles tipo K en condensadores puede conllevar la operación inadecuada del mismo.

98


•

La instalación de los bancos de condensadores deberá ser en estrella flotante. Para esto el condensador deberá ser de doble bushing (Ver Conexión en Figura No. 38).

•

Los descargadores de sobretensión deben estar conectados a tierra. (Ver Conexión en Figura No. 38).

•

La instalación de bancos de condensadores fijos o desconectables (switchables o conmutables) en postes de distribución no podrá ser hecha en:   

Ramales (Derivaciones) en 1/0 AWG. Posteadura que existan instalados seccionadores, transformador(es), cortacorrientes o derivaciones. Posteadura que existan sistema antifraude.

Nota: Para determinar el punto de conexión y capacidad de los bancos de condensadores en la red de distribución se deberá realizar un estudio de flujo de carga y compensación reactiva por parte de Control de Energía para el caso de la red urbana y Planificación del Sistema (PLS) para la red foránea. Se debe considerar la reubicación de cualquier elemento o equipo ubicado en la primera sección del poste primario, a fin de dar prioridad a la instalación del banco de condensadores.

D: Descargadores de sobretensión. C: Celdas de condensadores.

Figura No. 38 Conexión en Estrella Flotante de Banco de Condensadores de Distribución.

99


16. Criterios Técnicos para la Instalación del Sistema de Puesta a Tierra. 16.1. Tipos de Suelos. Los suelos del occidente del Estado Zulia se han clasificado en tres zonas: Zona Foránea Norte, Zona Foránea Sur y Zona Urbana. En la Tabla No. 73 se muestran los municipios pertenecientes a cada zona: Tabla No. 73 Municipios de la Zona Occidental del Estado Zulia. Municipios del Occidente del Estado Zulia Zona Urbana

Zona Foránea Norte

Zona Foránea Sur

Maracaibo San Francisco

Almirante Padilla Indígena Bolivariano Guajira Mara

Jesús Enrique Lossada Rosario de Perijá Cañada de Urdaneta Machiques de Perijá Jesús María Semprún Catatumbo Colón

Esta clasificación se puede observar geográficamente en la Figura No. 39. Zona Urbana (Maracaibo - San Francisco) Los suelos de Maracaibo y San Francisco tienen una amplia diversidad, ya que pueden ser: arcillosos, húmedos, arenosos y rocosos, debido a que su periferia bordea con el norte (suelos húmedos y arcillosos), por el sur (suelos rocosos) y al este limita con el Lago de Maracaibo (Agua de Mar). Zona Foránea Norte Los suelos para esta zona se caracterizan por ser arcillosos y húmedos, debido a que se encuentra adyacente al Golfo de Venezuela, por lo que también algunas superficies presentan agua de mar, constituyendo así una alta salinidad y por ende muestran baja resistencia eléctrica. Zona Foránea Sur En esta área predominan los suelos rocosos, de contextura gruesa. Esta zona se encuentra adyacente a la Sierra de Perijá y es la más alejada del Lago de Maracaibo o agua de mar, trayendo como resultado de las formaciones compactas características, una alta resistividad eléctrica de los terrenos.

100


In d íg en a B o l i v ar i an o Gu a ji ji r a

Figura No. 39 Mapa de Suelo de la Zona Occidental del Estado Zulia. 16.2. Configuraciones de Electrodos de Puesta a Tierra. Criterios: •

Las configuraciones recomendadas de electrodos de puesta a tierra en función de las resistividades de suelo del occidente del Lago de Maracaibo apuntan a cumplir en un 90% de las zonas, el criterio de tener una impedancia de puesta a tierra menor a 25 Ω, tal como lo indica el Código Eléctrico Nacional, sección 250-56.

•

Los electrodos de puesta a tierra están constituidos por varillas, las cuales deben cumplir con las siguientes condiciones:

101




Serán de acero con recubrimiento de cobre (Cooperweld) y tendrán un diámetro de 0,02 m (5/8 pulg) y una longitud de 2,44 m (8 pies).



El espacio entre la superficie y el tope superior de la varilla enterrada debe ser de 0,10 m.



En caso de equipos de distribución (transformadores, condensadores, entre otros) ubicados en postes, debe existir una distancia de 0,60 m entre el poste y el arreglo de electrodos.



El conductor de puesta a tierra se conectará a la barra y a los puntos de enlace mediante conectores apernados.



Cuando se conecte más de una varilla en el sistema de tierra, los electrodos estarán separados a una distancia igual a la longitud de la varilla, es decir 2,44 m (8 pies).

El diseño de las configuraciones de electrodos será implementado dependiendo del tipo de suelo correspondiente a cada zona como se presenta a continuación: Zona Urbana (Maracaibo - San Francisco) Criterios: •

Los sistemas de puesta a tierra para esta zona deben estar compuestos por un arreglo de tres (3) varillas perimetral, debido a la composición de los suelos correspondientes. Las características de material y dimensionamiento son las señaladas en ésta misma sección.

•

El arreglo de tres (3) varillas consiste en enterrar en línea recta y en forma vertical dos barras de tierra paralelas, con las características de material y dimensionamiento descritas anteriormente. El arreglo se coloca a 0,60 m del poste asociado. (Ver Figura No. 40)

Figura No. 40 Configuración Tres Barras Perimetral Sistema de Puesta a Tierra.

102


Zona Foránea Norte Criterios: •

De acuerdo a las características de resistividad eléctrica de los suelos pertenecientes a esta zona, se debe instalar dos (2) varillas perimetral como arreglo de electrodos, para obtener un sistema de puesta a tierra efectivo.

•

El arreglo de dos varillas consiste en enterrar en línea recta y en forma vertical dos barras de tierra paralelas, con las características de material y dimensionamiento descritas anteriormente. El arreglo se coloca a 0,60 m del poste asociado. (Ver Figura No. 41).

Figura No. 41 Configuración Dos Barras Sistema de Puesta a Tierra. Zona Foránea Sur Criterio: •

Los suelos de esta zona son de características diversas y su densidad de población conlleva a establecer un diseño de configuración de tres (3) varillas al igual que la Zona Urbana (Maracaibo – San Francisco. (Ver Figura No. 40).

Zonas donde la Resistividad del Suelo sean mayor a 125 .m En aquellos casos donde la resistividad del suelo cause que la impedancia de puesta a tierra con el uso de tres varillas de un valor mayor a 25 Ω se deberá evaluar la inclusión de una varilla adicional o la utilización de otro diseño de sistema de puesta a tierra. (Ver Figura No. 42).

103


Figura No. 42 Configuración Cuatro Barras Perimetral Sistema de Puesta a Tierra.

104


BIBLIOGRAFÍA Normas: [1] ANSI C37.42-1196, American National Standard Specifications for High Voltage Expulsion Type Distribution Class Fuses, Cutouts, Fuse Disconnecting Switches and Fuse Links. [2] FONDONORMA 200:2004, Código Eléctrico Nacional. [3] FONDONORMA 0734:2004, Código Nacional de Seguridad en Instalaciones de Suministro de Energía Eléctrica y de Comunicaciones. [4] FONDONORMA 159:2008, Tensiones Normalizadas del Servicio Eléctrico . [5] IEC 60815, Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions , 1986. [6] IEEE Std. 1410-2004, IEEE Guide for Improving the Lightning Performance of Electric Power Overhead Distribution Lines. [7] IEEE C62.22, Guide for the Application of Metal-Oxide Surge Arresters for Alternating-Current Systems ,

1997. [8] Manual de Normas de Construcción para Redes de Distribución, Coordinación Técnica, 2004. [9] NEMA SG 2 High Voltage Fuses-Rescinded . [10] NFPA 780, Standard for the Installation of Lightning Protection Systems .

Libros: [11] Shoemaker, Thomas M. y Mack, James E., “The Lineman’s and Clableman’s Field Manual”, Second

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Tesis: [13] Balzan F., W. Bracamontes, “Estudio sobre el Proceso de Mantenimiento, Operación y Parámetros de

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105


[16] Contreras E., J. Rangel, “Propuestas para Minimizar las Fallas por Contaminación de Aisladores en los

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ANEXOS Anexo 1.- Símbolos.

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Anexo 2.- Ecuaciones Básicas.

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109


110


Anexo 3.- Conversión de Unidades. Longitud:

Volumen:

Masa:

111


Energía:

Potencia:

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Criterios Tecn CORPOELEC Sist Distb

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