CRITERIOS DE DISEÑO PARA REDES DE DISTRIBUCIÓN

EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACÍFICO
GERENCIA DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN
NORMA RED AÉREA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA REDES DE
DISTRIBUCIÓN
Aprobado por:
Freddy Javier García - Gerente de Distribución
Cali, Octubre de 2010
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA: Oct.06 de 2010
MACROPROCESO:
TRANSPORTE DE
ENÉRGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: I DE
TABLA DE CONTENIDO
1 CRITERIOS GENERALES ................................................................................ 1
1.1
CONDICIONES GENERALES PARA EL TRAZADO Y LOCALIZACION
DE LAS LINEAS........................................................................................ 1
1.2
PROGRAMA DE TRABAJO ..................................................................... 1
1.3
RECONOCIMIENTO DE LA ZONA – RUTA PRELIMINAR...................... 2
a Mapas Topográficos – Mapas viales.......................................................... 2
b Aerofotografías. ......................................................................................... 2
c Ruta Preliminar. ......................................................................................... 2
1.4
PERMISO DE TRANSITO. ........................................................................ 3
1.5
TRAZADO DEFINITIVO ............................................................................ 3
1.5.1 Trazado de la poligonal. .......................................................................... 3
1.5.2 Condiciones generales para el trazado. .................................................. 4
1.5.3 Nivelación y Perfil de la Línea. ................................................................ 5
1.6
DIBUJOS................................................................................................... 5
1.6.1 Escalas de dibujo. ................................................................................... 5
2 TRAMITACIÓN DE PROYECTOS..................................................................... 6
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
PROYECTOS SOBRE LÍNEAS DE 34.5 Y 13.2 KV ................................. 6
PROYECTOS PARA CONEXIONES RURALES. ..................................... 7
PROYECTOS SOBRE REDES DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA Y
SECUNDARIA, AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS. ....................................... 8
PROYECTOS SOBRE SUBESTACIONES AÉREAS, INTERIORES Y
SUBTERRÁNEAS. .................................................................................... 9
PROYECTOS SOBRE BLOQUES MULTIFAMILIARES Y EDIFICIOS. ... 9
SOLICITUD DE INFORMACIÓN. ............................................................ 14
PRESENTACIÓN DEL PROYECTO. ...................................................... 14
3 CARACTERISTICAS DE LOS MATERIALES................................................. 19
3.1
CONDUCTORES..................................................................................... 19
3.1.1 Generalidades ....................................................................................... 19
3.1.1.1 Líneas Aéreas de Subtransmisión.................................................... 19
3.1.1.2 Circuitos Primarios. .......................................................................... 19
CODIGO:
MACROPROCESO:
TRANSPORTE DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA: Oct.06 de 2010
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: II DE
3.1.1.3 Circuitos Secundarios....................................................................... 19
3.1.2 Conductores de cobre. .......................................................................... 19
3.1.2.1 Conductores subterráneos. .............................................................. 19
3.1.3 Conductores de Aluminio. ..................................................................... 19
3.1.4 Aislamientos. ......................................................................................... 21
3.1.4.1 Conductores múltiplex ...................................................................... 21
3.2
APOYOS DE LINEAS Y CIRCUITOS AEREOS. .................................... 21
3.2.1 Generalidades. ...................................................................................... 21
3.2.2 Poste de Concreto................................................................................. 21
3.2.2.1 specificaciones para postes de concreto centrifugado ..................... 21
3.2.3 Enterramiento de los postes.................................................................. 22
3.2.4 Concretada de postes ........................................................................... 22
3.2.5 Especificación de montaje de postes .................................................... 23
3.2.6 Montaje de los conjuntos en los postes................................................. 23
3.3
DISPOSICION DE CONDUCTORES AEREOS ...................................... 24
3.3.1 Generalidades ....................................................................................... 24
3.3.2 Distancias entre conductores ................................................................ 24
3.3.3 Distancia de conductores a tierra .......................................................... 25
3.3.4 Distancias de conductores a los soportes ............................................. 26
3.3.4.1 Conductores rígidamente soportados............................................... 26
3.3.4.2 Conductores en aisladores de suspensión. ...................................... 26
3.3.5 Distancia de conductores al cable de guarda........................................ 26
3.3.6 Distancias en casos de cruces .............................................................. 27
3.3.7 Distancias entre circuitos en la misma estructura ................................. 27
3.3.8 Distancias a edificaciones y estructuras similares................................. 27
4 CRITERIOS GENERALES PARA EL CALCULO MECANICO DE
CONDUCTORES AEREOS ............................................................................. 29
4.1
CONSIDERACIONES GENERALES ...................................................... 29
4.2
VANOS .................................................................................................... 29
4.2.1 Vano Individual...................................................................................... 29
4.2.2 Vano Básico o Normal........................................................................... 29
4.2.3 Vano Promedio...................................................................................... 29
4.2.4 Vano Regulador. ................................................................................... 30
4.2.5 Vano de Peso........................................................................................ 30
4.2.6 Vano de Viento...................................................................................... 30
4.3
ESFUERZOS EN CONDUCTORES AEREOS........................................ 31
4.3.1 Peso Propio (Pc). .................................................................................. 31
CODIGO:
MACROPROCESO:
TRANSPORTE DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA: Oct.06 de 2010
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: III DE
4.3.2 Esfuerzos Debidos al Viento (Pv).......................................................... 31
4.3.3 Resultante. ............................................................................................ 32
4.4
CALCULO DE FLECHAS Y TENSIONES .............................................. 32
4.4.1 Fórmula de la Parábola ......................................................................... 32
4.4.2 Fórmula de la catenaria......................................................................... 33
4.4.3 Máximo vano posible............................................................................. 34
4.4.4 Apoyos a diferente nivel. ....................................................................... 34
4.4.4.1 Distancia vertical del apoyo B al punto más bajo ............................. 34
4.4.4.2 Distancia vertical del apoyo A al punto más bajo ............................. 35
4.4.4.3 Distancia horizontal entre el apoyo B y el punto más bajo ............... 35
4.4.5 Efecto de La Temperatura..................................................................... 35
4.4.6 Longitud del conductor. ......................................................................... 37
4.4.7 Flechas y tensiones en conductores ..................................................... 37
4.5
ESFUERZOS PERMISIBLES.................................................................. 41
4.6
VIBRACIÓN............................................................................................. 43
4.6.1 Vibración Eólica..................................................................................... 43
4.6.2 Varillas preformadas de blindaje. .......................................................... 43
4.6.3 Amortiguadores. .................................................................................... 43
5 CRITERIOS GENERALES PARA EL CÁLCULO MECÁNICO DE APOYOS. 45
5.1
ESFUERZOS EN LOS APOYOS. ........................................................... 45
5.1.1 Esfuerzos Verticales.............................................................................. 45
5.1.2 Esfuerzos Debidos al viento. ................................................................. 45
5.1.3 Esfuerzos debidos a tensiones desequilibradas.................................... 45
5.1.4 Esfuerzos por cambio de dirección de la línea. ..................................... 46
5.1.5 Esfuerzos de Levantamiento. ................................................................ 46
5.2
Hipótesis de Carga para apoyos en postería. ..................................... 46
5.2.1 Apoyos para alineamientos rectos. ....................................................... 46
5.2.2 Apoyos para ángulos............................................................................. 46
5.2.3 Apoyos para retenciones y terminales. ................................................. 46
5.2.4 Apoyos sometidos a esfuerzos de levantamiento. ................................ 47
5.3
CÁLCULO DE LOS ESFUERZOS VERTICALES................................... 47
5.3.1 Peso de los conductores. ...................................................................... 47
5.3.2 Peso del poste y de otros elementos. ................................................... 47
5.3.3 Esfuerzo vertical de templetes. ............................................................. 47
5.4
CÁLCULO DE LOS ESFUERZOS HORIZONTALES. ............................ 47
5.4.1 Esfuerzos debidos al viento. ................................................................. 47
5.4.1.1 En los apoyos. .................................................................................. 47
CODIGO:
MACROPROCESO:
TRANSPORTE DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA: Oct.06 de 2010
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: IV DE
5.4.1.2 En los conductores. .......................................................................... 48
5.4.1.3 En otros elementos........................................................................... 49
5.4.2 Esfuerzos debidos a tensiones desequilibradas.................................... 49
5.5
MOMENTOS EN APOYOS SENCILLOS. ............................................... 50
5.5.1 Momento resistente............................................................................... 50
5.5.2 Momentos por presión del viento. ......................................................... 50
5.5.2.1 En el apoyo....................................................................................... 50
5.5.2.2 En los conductores. .......................................................................... 51
5.5.3 Por tensión en los conductores. ............................................................ 51
5.5.4 Factores de seguridad........................................................................... 52
5.5.5 Gráfico de utilización del poste.............................................................. 52
5.6
VANOS MÁXIMOS PERMISIBLES SIN RETENIDAS LATERALES...... 55
5.7
ANÁLISIS DE ESTRUCTURAS EN H..................................................... 59
5.7.1 Generalidades. ...................................................................................... 59
5.8
RETENIDAS Y ANCLAJES. ................................................................... 59
5.8.1 Retenidas. ............................................................................................. 59
5.8.1.1 Características generales del cable de retenida............................... 59
5.8.2 Anclajes................................................................................................. 61
5.8.2.1 Cargas mínimas de tensión .............................................................. 62
5.8.2.2 Requisitos de galvanizado................................................................ 62
5.8.2.3 Concretada de anclas....................................................................... 62
5.8.3 Esfuerzo de Compresión en el Apoyo debido a cargas verticales......... 63
5.9
AISLADORES ......................................................................................... 64
5.9.1 Tipos de aisladores ............................................................................... 64
5.9.2 Cálculo de espigos. ............................................................................... 65
5.9.3 Aisladores de suspensión. .................................................................... 66
5.10 CRUCETAS ............................................................................................. 67
5.11 BASE PARA LOS APOYOS ................................................................... 70
6 CONECTORES Y EMPALMES A UTILIZAR EN LA RED AÉREA................. 71
6.1
GENERALIDADES.................................................................................. 71
6.2
CONECTORES TIPO CUÑA................................................................... 71
6.2.1 Red aérea primaria................................................................................ 71
6.2.1.1 Cruce aéreo de dos líneas de igual o diferente calibre..................... 72
6.2.1.2 Bajante de línea primaria a transformador de distribución. .............. 72
6.2.1.3 Transición de línea primaria aérea a subterránea. ........................... 72
6.2.2 Red aérea secundaria ........................................................................... 73
6.2.2.1 Cruce aéreo de dos líneas de igual o diferente calibre..................... 74
CODIGO:
MACROPROCESO:
TRANSPORTE DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA: Oct.06 de 2010
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: V DE
6.2.2.2 Transición de línea aérea abierta a preensamblada......................... 74
6.2.2.3 Bajante de transformador de distribución. ........................................ 74
6.2.2.4 Conexión a alumbrado público. ........................................................ 75
6.2.2.5 Transición de línea aérea a subterránea: ......................................... 75
6.3
EMPALMES ............................................................................................ 75
6.3.1 Empalme tubular de compresión........................................................... 75
6.3.2 Empalme automático............................................................................. 76
6.3.3 Empalme sin tracción tipo compresión.................................................. 76
7 CÁLCULO DE REDES SECUNDARIAS ......................................................... 77
7.1
TENSIONES DE SUMINISTRO............................................................... 77
7.1.1 Suministro Desde Redes de Distribución Secundaria. .......................... 78
7.2
REGULACIÓN DE TENSIÓN .................................................................. 78
7.3
PROCEDIMIENTO PARA EL CALCULO DE LA CAPACIDAD DEL
TRANSFORMADOR. .............................................................................. 79
7.4
PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE REGULACIÓN DE
TENSIÓN EN BAJA TENSIÓN ............................................................... 79
7.5
DEMANDA POR CLIENTE ..................................................................... 80
7.6
CONSTANTES DE REGULACIÓN. ........................................................ 83
7.7
POTENCIAS NORMALIZADAS DE LOS TRANSFORMADORES......... 86
7.7.1 Red Aérea. ............................................................................................ 86
7.7.1.1 Transformador para servicio residencial........................................... 86
7.7.1.2 Transformador para alumbrado público............................................ 86
7.7.2 Servicios No Residenciales Trifásicos................................................... 86
7.7.2.1 Desde la Red Secundaria De Epsa. ................................................. 86
7.7.2.2 Desde Transformador Dedicado....................................................... 87
7.7.3 Red Subterránea ................................................................................... 87
7.7.3.1 Transformador de Epsa E.S.P.......................................................... 87
7.7.3.2 Transformador Dedicado .................................................................. 87
8 CONEXIÓN DE TRANSFORMADORES ......................................................... 88
8.1
TRANSFORMADORES ESTÁNDAR...................................................... 88
8.2
POLARIDAD. .......................................................................................... 89
8.2.1 PRUEBA DE POLARIDAD. ................................................................... 91
8.3
CONEXIÓN EN PARALELO DE TRANSFORMADORES
MONOFÁSICOS DE DISTRIBUCIÓN. .................................................... 91
8.4
DESPLAZAMIENTO ANGULAR............................................................. 92
8.5
SECUENCIA DE FASES......................................................................... 93
8.6
FERRORRESONANCIA.......................................................................... 94
CODIGO:
MACROPROCESO:
TRANSPORTE DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA: Oct.06 de 2010
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: VI DE
8.7
TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS............................................... 95
8.7.1 OPERACIÓN EN PARALELO ............................................................... 96
8.8
CONSIDERACIONES PARA CONEXIÓN POLIFÁSICA........................ 96
8.8.1 SISTEMA PRIMARIO............................................................................ 97
8.8.2 SISTEMA SECUNDARIO...................................................................... 97
8.8.3 DESPLAZAMIENTO ANGULAR (CAMBIO DE FASE).......................... 98
8.8.4 CONEXIÓN DE DOS TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS EN
DELTA ABIERTA ............................................................................................ 98
9 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ......................................................... 99
9.1
GENERALIDADES.................................................................................. 99
9.2
FUSIBLES ............................................................................................... 99
9.2.1 APLICACIÓN DE LOS CORTACIRCUITOS ....................................... 100
9.2.2 RELACIÓN DE VELOCIDAD DEL FUSIBLE ...................................... 102
9.2.3 FUSIBLES LIMITADORES DE CORRIENTE...................................... 102
9.2.4 ELEMENTOS DUALES....................................................................... 102
9.2.5 FUSIBLE TIPO X................................................................................. 103
9.2.6 FUSIBLE TIPO KS .............................................................................. 103
9.2.7 FUSIBLES DE TIPO RAPIDO ............................................................. 103
9.2.8 FUSIBLE TIPO K................................................................................. 104
9.2.9 FUSIBLES DE TIPO MEDIO Y LENTO............................................... 104
9.3
COORDINACIÓN FUSIBLE–FUSIBLE................................................. 104
9.3.1 PRINCIPIOS DE COORDINACIÓN .................................................... 104
9.3.2 PROTECCION DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN ....... 107
9.4
PROTECCIÓN DE CONDENSADORES............................................... 111
9.4.1 Sobreintensidades............................................................................... 111
9.4.2 Sobretensiones ................................................................................... 112
9.5
RECONECTADOR ................................................................................ 112
9.5.1 PRINCIPIOS DE COORDINACIÓN .................................................... 115
9.5.2 COORDINACIÓN RECONECTADOR - RECONECTADOR ............... 115
9.5.3 COORDINACIÓN RECONECTADOR- FUSIBLE................................ 116
9.5.4 COORDINACIÓN CON FUSIBLE EN EL LADO DE FUENTE ............ 116
9.5.5 COORDINACIÓN DE FUSIBLES EN EL LADO DE CARGA DEL
RECONECTADOR ........................................................................................ 118
9.6
SECCIONALIZADORES ....................................................................... 119
9.6.1 COORDINACIÓN RECONECTADOR – SECCIONALIZADOR........... 120
10 PERMISOS AMBIENTALES ......................................................................... 122
11 PODA DE ARBOLES .................................................................................... 123
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA: Oct.06 de 2010
MACROPROCESO:
TRANSPORTE DE
ENÉRGÍA
11.1
11.2
11.3
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: VII DE
DEFINICIONES ..................................................................................... 123
TÉCNICAS DE PODA ........................................................................... 125
DISTANCIAS DE SEGURIDAD ............................................................ 128
CODIGO:
MACROPROCESO:
TRANSPORTE DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA: Oct.06 de 2010
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: VIII DE
INDICE DE TABLAS
Tabla 1. Escalas a utilizar en los planos ................................................................ 6
Tabla 2. Conductor Tipo AAAC............................................................................. 20
Tabla 3. Conductor Tipo ACSR Clase AA............................................................ 20
Tabla 4. Especificaciones para postes de concreto centrifugado ........................ 22
Tabla 5. Características de los materiales a 20ºC ............................................... 36
Tabla 6. Para conductores ACSR con factor de seguridad 2,5............................ 39
Tabla 7. Para conductores ACSR con factor de seguridad 2,0............................. 40
Tabla 8. Postes de 12 metros con un solo circuito primario................................. 25
Tabla 9. Postes de 12 metros con doble circuito primario ................................... 26
Tabla 10. Postes de 12 metros con un circuito primario y uno secundario .......... 26
Tabla 11. Postes de 9 metros con un solo circuito secundario ............................ 27
Tabla 12. Diámetros nominales y pesos mínimos de recubrimiento para alambres
de acero galvanizado ............................................................................ 60
Tabla 13. cargas mínimas de tensión para varillas de anclaje............................. 62
Tabla 14. Requisitos de galvanizado para varillas de anclaje.............................. 62
Tabla 15. Esfuerzos en aisladores....................................................................... 64
Tabla 16. Tipos de aisladores .............................................................................. 64
Tabla 17. Conectores tipo cuña para cruce aéreo primario ................................. 72
Tabla 18. Conectores tipo cuña para bajante a transformador ............................. 72
Tabla 19. Conectores tipo cuña para transición a línea subterránea (Un solo
transformador)....................................................................................... 73
Tabla 20. Conectores tipo cuña para transición a línea subterránea (Circuito
primario secundario).............................................................................. 73
Tabla 21. Conectores tipo cuña para cruce aéreo secundario............................. 74
Tabla 22. Conectores tipo cuña para transición de línea abierta a preensamblada
.............................................................................................................. 74
Tabla 23. Conectores tipo cuña para bajante de transformador .......................... 75
CODIGO:
MACROPROCESO:
TRANSPORTE DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA: Oct.06 de 2010
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: IX DE
Tabla 24. Conectores tipo cuña para alumbrado público..................................... 75
Tabla 25. Rangos de Voltaje Norma ANSI C84.1 ............................................... 77
Tabla 26. Regulación de tensión para red primaria de distribución. .................... 78
Tabla 27. Regulación de tensión para red secundaria de distribución................. 78
Tabla 28. Tabla guía para el cálculo de la regulación........................................... 80
Tabla 29. Demanda diversificada Estrato 1. ........................................................ 80
Tabla 30. Demanda diversificada Estrato 2. ........................................................ 81
Tabla 31. Demanda diversificada Estrato 3. ........................................................ 82
Tabla 32. Demanda diversificada Estratos 4, 5 y 6.............................................. 83
Tabla 33. Constantes de regulación, red secundaria aérea preensamblada:
(Aluminio) .............................................................................................. 84
Tabla 34. Constantes de regulación, red secundaria Subterránea: (Cobre) ......... 84
Tabla 35. Constantes de regulación para 13.2 kV Disposición vertical espaciada
1m. ........................................................................................................ 84
Tabla 36. Constantes de regulación para 34.5 kV Disposición vertical espaciada
1.2m. ..................................................................................................... 85
Tabla 37. Constantes de regulación para 13.2 kV Disposición horizontal
espaciada 3.8m. .................................................................................... 85
Tabla 38. Constantes de regulación para 34.5 kV Disposición horizontal
espaciada 3.8m. .................................................................................... 85
Tabla 39. Transformadores normalizados ........................................................... 87
Tabla 40. Coordinación Entre Fusibles ANSI/NEMA Tipo K ............................... 105
Tabla 41. Coordinación Entre Fusibles ANSI/NEMA Tipo T ............................... 106
Tabla 42. Coordinación Entre Fusibles ANSI/NEMA Tipo K Y Tipo H ................ 106
Tabla 43. Coordinación Entre Fusibles ANSI/NEMA Tipo T y Tipo H ................. 106
Tabla 44. Coordinación Entre Fusibles Tipo N.................................................... 106
Tabla 45. Selección del fusible del transformador según la conexión primaria.. 110
Tabla 46. Fusibles recomendados para bancos de condensadores en ∆ o en Y
no aterrizada ....................................................................................... 112
Tabla 47. Factores K Para el Fusible en el Lado de Fuente .............................. 117
Tabla 48. Factores K Para el Fusible en el Lado de Carga ................................ 118
Tabla 49. Distancias de seguridad a follajes y árboles ....................................... 128
CODIGO:
MACROPROCESO:
TRANSPORTE DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA: Oct.06 de 2010
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: X DE
Tabla 50. Ampacidades del ACSR..................................................................... 130
INDICE DE FIGURAS
Figura 1. Concretada de postes .......................................................................... 23
Figura 2. Distancias de conductores a tierra – edificaciones y estructuras
similares ................................................................................................ 25
Figura 3. Distancias mínimas entre circuitos ....................................................... 28
Figura 4. Curva de la parábola ............................................................................ 32
Figura 5. Curva de la catenaria ........................................................................... 33
Figura 6. Apoyos a diferente nivel ....................................................................... 34
Figura 7. Cambio del alineamiento con tensiones iguales................................... 49
Figura 8. Cambio del alineamiento con tensiones desiguales ............................. 50
Figura 9. Gráfico de utilización del poste............................................................. 55
Figura 10. Fuerzas sobre un templete................................................................. 59
Figura 11. Concretada de anclas......................................................................... 63
Figura 12. Fuerza sobre un aislador y su espigo................................................. 65
Figura 13: Fuerza sobre una cruceta para suspensión ....................................... 67
Figura 14. Fuerzas sobre una cruceta para retención ......................................... 68
Figura 15. Fuerzas sobre un tornapuntas............................................................ 69
Figura 16. Fuerzas sobre un tirante..................................................................... 69
Figura 17. Empalme automático.......................................................................... 76
Figura 18. Diagramas típicos de transformadores................................................ 89
Figura 19. Polaridad de transformadores ............................................................. 90
Figura 20. Diagrama de un transformador padmounted monofásico.................... 90
Figura 21. Desplazamiento angular de transformadores...................................... 92
Figura 22. Conexión de transformadores monofásicos ........................................ 95
Figura 23. Relación entre fusible protector y protegido o de respaldo................ 104
CODIGO:
MACROPROCESO:
TRANSPORTE DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA: Oct.06 de 2010
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: XI DE
Figura 24. Curva de falla del transformador. ...................................................... 108
Figura 25. Curva de corriente de inrush y curva de daño del transformador en
Amps. .................................................................................................. 109
Figura 26. Disposición de transformadores para conexión sencilla ó en bancos.
............................................................................................................ 110
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
1
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 1 DE 130
CRITERIOS GENERALES
1.1 CONDICIONES GENERALES PARA EL TRAZADO Y LOCALIZACION DE
LAS LINEAS
La ruta de una línea de transmisión eléctrica debe ser en general, recta y de fácil
acceso para su construcción, inspección y reparación.
Las desviaciones en la ruta, son necesarias únicamente para evitar el cruce por
terrenos inaccesibles como: montañas muy empinadas, gargantas profundas,
pantanos, derrumbes, socavones, lagos, áreas densamente pobladas o cultivadas,
aeropuertos, bosques muy densos, fallas geológicas, problemas por servidumbre,
etc.
Las líneas deberán ser localizadas a una distancia tal, que no represente peligro
para las construcciones aledañas, ni queden sometidas a los riesgos de posibles
incendios, tráfico aéreo o de vehículos, etc.
Cuando las líneas se proyectan paralelas a las carreteras u otras obras de servicio
público, deben trazarse a una distancia apropiada de éstas, a fin de prevenir
conflictos ocasionados por futuras ampliaciones o interferencia con dichos
servicios.
Los cambios de dirección encarecen los costos de la línea, debido a la mayor
utilización de apoyos de ángulo y por el aumento de su longitud.
Cualquier cambio que modifique la ruta directa de la línea, deberá ser justificado
desde el punto de vista práctico y técnico.
La localización de una línea de transmisión, es un problema de buen criterio y
requiere la evaluación de condiciones divergentes tales como: bajo costo de las
servidumbres, bajo costo de construcción y economía en el mantenimiento.
1.2 PROGRAMA DE TRABAJO
Se deberá elaborar un programa de trabajo, que comprenda todas las actividades
que implique el trazado y montaje de la línea.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 2 DE 130
El programa de trabajo, debe acompañarse de una memoria en que se explique el
significado de los signos usados, las actividades consideradas y las subactividades en que se divide cada actividad, con la duración en tiempo asignada a
cada uno.
1.3 RECONOCIMIENTO DE LA ZONA – RUTA PRELIMINAR.
Antes de decidir sobre la ruta de una línea de transmisión, se debe reconocer
perfectamente la zona o región por la cual se hará el trazado.
Para este reconocimiento, prestan gran ayuda al proyectista, los planos
topográficos y los planos digitalizados del Sistema De Información Geográfica Del
Instituto Geográfico Agustín Codazzi SIGAC .
a
Mapas Topográficos – Mapas viales.
Antes de tomar cualquier determinación sobre la posible ruta de la linea, se debe
acopiar toda la información cartográfica existente sobre la zona donde se
construirá ésta.
Los planos restituidos del Instituto Geográfico Agustín Codazzi, en caso de existir,
son de gran ayuda y sobre ellos se puede trazar un anteproyecto de la ruta,
localizar los puntos obligados, definir las coordenadas geográficas y en general,
toda la información topográfica requerida para definir la ruta más conveniente.
Los mapas viales, aunque menos precisos y detallados que los restituidos, sirven
de gran ayuda, como complemento al reconocimiento de la ruta.
b
Aerofotografías.
Las aerofotografías de la región constituyen también una gran ayuda y sobre ellas
se pueden estudiar los vanos posibles, y la ruta tentativa de la línea.
c
Ruta Preliminar.
Con base en la información obtenida de los planos topográficos, aerofotografías,
mapas viales y todos los datos tomados sobre el terreno, se fijarán una o varias
rutas preliminares, tomando en cuenta los puntos y tramos obligados que han sido
previamente fijados.
Estas rutas deberán ser estudiadas sobre el terreno, con el fin de seleccionar la
más económica y hacer los ajustes y correcciones necesarias.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
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1.4 PERMISO DE TRANSITO.
Se debe conseguir el permiso de tránsito por las propiedades que cruza la ruta de
la línea. Se debe informar a los propietarios de los terrenos, el objeto del trabajo
que va a realizarse, con el fin de obtener el permiso, tanto para transitar a lo largo
de la línea como para localizar los linderos de las propiedades.
Durante el desarrollo de los trabajos de localización, la cuadrilla de topógrafos
debe hacer el menor daño posible a los cultivos, cercas e instalaciones de la
propiedad privada. Tratará de mantener buenas relaciones públicas con los
propietarios. Se deben abstener de dar seguridades, sobre localización de
estructuras, antes de que éstas hayan sido definidas en planos, lo mismo que
ofrecer servicio eléctrico a poblaciones o zonas aledañas a la ruta, pues para ello,
no están autorizados.
1.5 TRAZADO DEFINITIVO
Una vez que la ruta definitiva de la línea ha sido aprobada, se iniciará el trazado
de ésta.
1.5.1 Trazado de la poligonal.
El trazado de la poligonal, puede ser taquimétrico, tomando visuales no mayores
de 300 metros, cuando se use la mira vertical.
Si se usa la mira Invar, las visuales pueden ser hasta de 500 metros.
Para evitar el error de paralaje, no deben tomarse lecturas taquimétricas cuando el
ángulo vertical sea superior a 30º.
Los puntos de iniciación y terminación del trazado, así como los intermedios que
se consideren necesarios, serán fijados por la interventoría, una vez establecida la
ruta definitiva.
Los puntos de tránsito o estaciones, deben quedar materializados con estaca y
puntilla y referenciados con testigos, anotando en cartera los datos de distancia y
ángulo, para su localización y dibujo.
Se deben estacar puntos intermedios, cuando se presente variaciones bruscas en
la topografía o accidentes tales como caños, lagunas, etc.. Estos puntos deben
quedar referenciados en el terreno con dos testigos y sus datos para localización y
dibujo, consignados en cartera.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 4 DE 130
Durante la localización se harán siempre vistas hacia atrás sobre la mira, con el
objeto de promediar los valores con los de las vistas hacia delante.
1.5.2 Condiciones generales para el trazado.
El trazado de la línea, debe cumplir con las siguientes condiciones:
1. Procurar que los alineamientos tengan tangentes lo más largas posibles y que
el trazado pase por partes altas del terreno.
2. Evitar en lo posible las deflexiones superiores a los 30º.
3. Evitar en lo posible ángulos horizontales en los puntos del terreno y en las
laderas. Los ángulos horizontales deben proyectarse en las partes planas de la
línea.
4. La línea no debe pasar sobre edificaciones y se debe evitar su paso por zonas
densamente cultivadas o boscosas.
5. Las líneas de telecomunicaciones deben estar sometidas a lo especificado en
el cuadro de Distancias Mínimas entre Circuitos (Figura 2).
6. Se deben tener en cuenta las características geológicas de la zona, a fin de
asegurar una estable localización de los apoyos.
7. Los cruces de la línea sobre carreteras o vías de tráfico se deben reducir al
mínimo posible.
8. Cuando el trazado cruce líneas eléctricas de alta tensión, se deben tomar las
alturas de la estructura y la distancia de los conductores a tierra, en el punto de
cruce, de acuerdo a lo establecido en el cuadro de Distancias Mínimas entre
Circuitos (Figura 2).
9. Se deben demarcar exactamente los linderos de las distintas propiedades por
donde cruza la línea, anotar el nombre de cada uno de los propietarios, tipo de
cultivo y longitud de la faja cruzada, para poder determinar correctamente las
servidumbres. Además, se debe investigar, si la fumigación de los cultivos se
hace aérea o por otro sistema.
En esta labor, debe buscarse, la asesoría de personas conocedoras de la región
preferiblemente los mismos propietarios y no de los colonos o agregados.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 5 DE 130
10. Se deben referenciar claramente los accidentes principales del terreno, tales
como ríos, deslizamientos, terrenos inestables, etc., así como vías carreteables
y caminos que puedan utilizarse durante la construcción de la linea y para su
mantenimiento.
La distancia de la línea a las vías carreteables cercanas, deberá indicarse en
carteras.
1.5.3 Nivelación y Perfil de la Línea.
Se debe nivelar la línea cada 50 metros en las partes bajas y de ladera y cada 5
metros en las altas, comenzando 50 metros antes de llegar al punto más alto del
perfil.
La nivelación de los puntos intermedios, podrá hacerse a partir de los puntos de
tránsito o estaciones, hacia delante o hacia atrás, hasta un punto situado
aproximadamente en la mitad de las visuales, punto que debe quedar nivelado
desde las dos estaciones de tránsito adyacentes y debidamente estacado.
La nivelación se podrá hacer taquimétricamente. En los puntos intermedios
cuando no haya visual, se puede utilizar el nivel de mano. Se deben nivelar todas
las estaciones de tránsito y estacas intermedias localizadas durante el trazado.
1.6 DIBUJOS
Una vez terminada la localización definitiva de la línea, se deben dibujar los planos
de planta y perfiles de ésta. En los planos de planta de la línea se dibujarán los
alineamientos, localización de estacas, rumbos calculados, deflexiones, mojones,
etc.
1.6.1 Escalas de dibujo.
Se deben presentar planos originales y perfil de la poligonal, de acuerdo a la
especificado en la siguiente tabla.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 6 DE 130
Tabla 1. Escalas a utilizar en los planos
ESCALA
TIPO DE LÍNEA
PLANTA
VERTICAL
LOCALIZACIÓN
34.5 KV y 13.2 KV RURALES
1:2500
1:500
1:25000
REDES AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS
URBANAS PRIMARIAS Y SECUNDARIAS
1:500
1:500
1:2000
1:50 ó 1:75
1:50 ó 1:75
SUBESTACIONES INTERIORES Y
SUBTERRÁNEAS
LOCALIZACIÓN DE EDIFICIO EN CIUDAD
1:2000
Para la correcta ubicación espacial de las redes de distribución, se debe utilizar
como guía el documento “INSTRUCTIVO PARA EL POSICIONAMIENTO ESPACIAL
DE PROYECTOS ELÉCTRICOS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN” que se
considera un anexo de la presente norma.
2
TRAMITACIÓN DE PROYECTOS
Los planos que se elaboren para un proyecto deben contener como mínimo la
siguiente información:
2.1 PROYECTOS SOBRE LÍNEAS DE 34.5 Y 13.2 KV
a. Convenciones utilizadas
b. Diagrama unifilar
c. Localización del proyecto indicando el norte, el nombre del propietario,
poste y línea de arranque, a una escala reducida, de modo que sirva de
orientación para ubicar el proyecto.
d. Planta de toda la línea a construir donde aparezcan:
-
Localización de los apoyos, con su numeración y detalle del punto de
arranque, mostrando los dos postes adyacentes.
-
Longitudes de los vanos.
-
Angulo de cambio de dirección.
-
Clases de conjunto a usar en cada apoyo, incluidas las retenidas.
-
Número de postes por apoyo, altura y resistencia.
-
Calibre y clase de conductor y número de éstos.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 7 DE 130
-
Localización y altura de cruces con líneas existentes eléctricas y
telefónicas, carreteras, ferrocarriles, ríos.
-
Localización de escuelas, inspecciones de policía, casas y todo tipo de
edificación o cualquier elemento que afecte la operación de las líneas,
como guaduales cercanos a la ruta de la línea.
-
Longitud de la línea en cada plano.
-
Voltaje nominal.
-
Protecciones de la línea.
e. Perfil de la línea, en las zonas en donde atraviese terreno montañoso, en el
cual se indique.
-
Perfil del terreno, con las cotas en los puntos de cambios y otros puntos
auxiliares.
-
Localización de los apoyos, con su altura libre.
-
Catenaria de los conductores.
En el plano donde se muestre planta y perfil de la línea, en la parte del
perfil se indicará la numeración de los apoyos, la longitud de los vanos,
la cantidad, la altura y resistencia de los postes, ángulo de cambio de
dirección, las clases de conjuntos a usar en cada apoyo incluidas las
retenidas, la posición relativa de éstas, la localización y altura de cruces
con líneas eléctricas y telefónicas, carreteras, ferrocarriles, ríos, etc.,
cualquier elemento que afecte la operación de la línea, como guaduales
y árboles.
En este caso en la planta solo se repiten la numeración de los apoyos,
la posición de las retenidas y los cruces.
2.2 PROYECTOS PARA CONEXIONES RURALES.
a. Convenciones utilizadas.
b. Localización del proyecto indicando el norte, el nombre del propietario,
poste y línea de arranque y detalle de éste, a una escala reducida, de modo
que sirva de orientación para ubicar el proyecto.
c. Diagrama unifilar.
d. Planta y perfil (si el terreno es montañoso) del tramo de línea en donde
aparezcan:
-
Localización de apoyos, con su numeración, cantidad de postes por
apoyo, altura y resistencia.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 8 DE 130
-
Longitudes de los vanos y ángulos de cambio de dirección de la línea.
-
Clases de conjunto a usar en cada apoyo, incluidas las retenidas.
-
Número de postes por apoyo, altura y resistencia.
-
Calibre, clase de conductor y número de éstos.
-
Localización y altura de cruces con líneas eléctricas y telefónicas,
carreteras, ferrocarriles, etc.
-
Nombre de la línea principal de la cual se deriva el ramal y número del
poste de arranque, tensión de la línea y número de fases, calibre del
conductor.
-
Protecciones del tramo y del transformador, con sus datos básicos.
-
Ubicación y capacidad del transformador.
-
Acometida y contador de energía, con detalle de su localización
2.3 PROYECTOS SOBRE REDES DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA Y
SECUNDARIA, AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS.
a. Plano de la planta de la red aérea, el cual debe contener la siguiente
información:
-
El loteo.
-
El tipo de vías a usar y sus respectivos cortes.
-
Redes eléctricas tanto primarias como secundarias, existentes en los
alrededores.
-
Redes eléctricas a construir, indicando la clase de conjunto a utilizar en
cada poste, número y calibres de conductores.
-
Cuadro del cálculo de la regulación.
-
Cuadro del cálculo de la capacidad de los transformadores de potencia.
-
Tipo de alumbrado público previsto.
-
Escala, convenciones utilizadas y notas aclaratorias.
b. Planta de la red subterránea en donde se muestre:
-
Localización de las cajas de registro, las canalizaciones y del punto de
alimentación de la red, con indicaciones de redes subterráneas
existentes en los alrededores.
-
Número, diámetro y material de los ductos.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 9 DE 130
-
Número, calibre y material de los conductores en cada ducto.
-
Distancia entre las cajas de registro.
-
Localización de las subestaciones interiores o subterráneas.
2.4 PROYECTOS SOBRE SUBESTACIONES AÉREAS, INTERIORES Y
SUBTERRÁNEAS.
a. Convenciones utilizadas.
b. Localización del proyecto, con indicación de redes subterráneas existentes
en los alrededores.
c. Diagrama unifilar, servicios auxiliares y mando de los interruptores.
d. Planta, cortes y vistas en donde se indique:
-
Disposición de los equipos en patios, celdas o cubículos.
-
Disposición de los instrumentos, relés y aparatos en los tableros.
-
Dimensiones verticales y horizontales.
-
Localización y dimensiones de cárcamos.
-
Detalles de fijación de aisladores, equipos, puertas de acceso, mallas
de cerramiento y de protección (tierra).
-
Sistemas de alumbrado interior o exterior, con número, potencia, clase
de fuente luminosa y localización de luminarias.
-
Sistemas de ventilación para subestaciones interiores y subterráneas.
-
Sistemas de drenaje.
e. Cálculo de la capacidad de la subestación.
2.5 PROYECTOS SOBRE BLOQUES MULTIFAMILIARES Y EDIFICIOS.
a. Convenciones utilizadas.
b. Localización del proyecto, con indicación de redes primarias y secundarias
adyacentes.
c. Diagrama unifilar de todo el grupo.
d. Cuadro de cargas con sus respectivos circuitos alimentadores.
e. En caso de bloque multifamiliares, planta donde aparezcan:
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 10 DE 130
-
Número total de bloques y pisos por bloque.
-
Número total de apartamentos y locales y clase de uso de éstos.
-
Circuitos alimentadores de alta y baja tensión, con indicación de calibre
de conductores, cantidad por ducto (para sistemas subterráneos) y
diámetro de los ductos y longitudes.
-
Circuitos de alumbrado y control del mismo.
-
Cuadro de áreas (área del lote, áreas construidas y áreas libres).
-
Localización capacidad de subestaciones.
f. En caso de una edificación, planta donde aparezcan:
-
Número total de pisos, de apartamentos y de locales y clase de uso de
éstos.
-
Acometida de A.T. y B.T. y subestación.
-
Carga instalada por piso y carga total.
g. Cálculo de la capacidad de la subestación.
Cada proyecto que se presente para aprobación de la Empresa se acompañará
con la siguiente información técnica.
1. Breve descripción del proyecto.
2. Planos.
3. Memorias de cálculo.
4. Lista de materiales.
5. Presupuesto.
Las memorias de cálculo comprenderán diferentes tópicos según la clase de
proyecto, de esta manera:
1. En proyectos de líneas de 34.5 y 13.2 KV.
a. Diseño eléctrico.
-
Determinación de la carga a alimentar.
-
Indicación del calibre del conductor normalizado por la Empresa. Ver
norma.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
-
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 11 DE 130
Comprobación de que el calibre del conductor cumple con el porcentaje
de regulación normalizado por la Empresa.
- Indicación de las protecciones.
b. Diseño mecánico.
-
Determinación del vano regulador.
-
Indicación del templete que será utilizado.
-
Cálculo del número de retenidas.
2. En proyectos para conexiones rurales.
a. Diseño eléctrico.
-
Determinación de la carga a alimentar.
-
Indicación del calibre del conductor normalizado por la Empresa.
-
Comprobación de que el calibre del conductor cumple con el porcentaje
de regulación normalizado por la Empresa.
-
Cálculo de la capacidad del transformador.
-
Indicación de las protecciones.
b. Diseño mecánico.
-
Indicación del templete que será utilizado.
-
Cálculo del número de retenidas.
3. En proyectos de redes de distribución primaria y secundaria, aéreas y
subterráneas.
Diseño eléctrico.
-
Selección de la carga diversificada y de la carga a alimentar, basados
en los parámetros suministrados por la Empresa.
En edificios cuyas cargas sean mixtas, la Empresa dará datos de factor
de diversidad y carga individual solo para los apartamentos.
-
Indicación del calibre de conductores normalizados por la Empresa
-
Cálculo del número y capacidades de los transformadores de potencia.
-
Comprobación de que los calibres de conductores cumplen con el
porcentaje de regulación normalizado por la Empresa
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 12 DE 130
4. En proyectos de subestaciones aéreas, interiores y subterráneas.
a. Diseño eléctrico.
-
Capacidad de la subestación.
-
Se adjuntarán los criterios y cálculos justificativos de aquellos aspectos
no definidos en las normas de cada tipo de subestación.
b. Diseño civil
-
Cálculo de los muros y losas
-
Sistema de desagües.
-
Cálculo de ventilación.
Para los cuatro tipos de proyectos los resultados de los cálculo y los valores
presentados en las memorias de cálculo deberán ser concordantes con las
respectivas normas de diseño.
En la presentación de todo tipo de proyectos se incluirá una lista de materiales y
equipos y un presupuesto de toda la obra.
La lista de materiales y equipos comprenderá, estos conceptos:
Item, descripción, unidad y cantidad.
Los materiales y equipos se agruparán así:
-
Materiales y equipos para líneas de 34.5 KV.
-
Materiales y equipos para líneas de 13.2 KV.
-
Materiales y equipos para redes de distribución primaria.
-
Materiales y equipos para subestaciones.
-
Materiales y equipos para redes de distribución secundaria.
-
Materiales y equipos para acometidas.
-
Materiales y equipo para alumbrado público
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 13 DE 130
Los presupuestos, agrupados en la forma anterior, incluirán:
-
Valor Comercial de materiales y equipos.
-
Valor de la mano de obra, incluidas las prestaciones sociales.
-
Valor del transporte de materiales, equipos y personal.
-
Valor del uso de herramientas y equipo de trabajo.
-
Valor de imprevistos para los cuatro conceptos anteriores
-
Valor de la ingeniería.
-
Valor de la administración, incluidos los seguros y las utilidades.
-
Valor total del presupuesto.
El valor de los materiales y equipos se presentará en forma discriminada en un
listado que contenga: ítem, descripción, cantidad, unidad, valor unitario y valor
parcial del ítem.
De acuerdo con la resolución CREG los plazos para aprobación de los proyectos
para dar servicio a obras particulares, deberán cumplir con los siguientes términos:
Para Nivel I (Tensión nominal inferior a un (1) 1 kV , suministrado en la modalidad
trifásica o monofásica) : Siete (7) días hábiles.
Para Nivel II (Tensión nominal mayor o igual a un (1) kV y menor a treinta (30) kV
suministrada en la modalidad trifásica o monofásica): Quince (15) días hábiles.
Para Nivel III (Tensión nominal mayor o igual a treinta (30) kV y menor a sesenta
y dos (62) kV suministrada en la modalidad monofásica) : Quince (15) días
hábiles.
Para Nivel IV (Tensión nominal mayor o igual a sesenta y dos (62) kV,
suministrada en la modalidad trifásica) : Veinte (20) días hábiles.
En algunos casos para conexiones en los niveles de tensión II, III y IV, el plazo
para aprobar o desaprobar la conexión podrá ser mayor al aquí establecido,
cuando La Empresa necesite efectuar estudios que requieran de un plazo mayor.
En este caso, La Empresa informará al Usuario de la necesidad de efectuar tales
estudios y el plazo que tomará la aprobación o desaprobación de la solicitud de la
conexión, sin que este plazo pueda exceder de tres (3) meses.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 14 DE 130
La aprobación del proyecto por parte de La Empresa no exonera de
responsabilidad al diseñador por errores u omisiones que afecten el STR y/o SDL
en el cual opera La Empresa.
La solicitud y planos aprobados para la conexión tendrán una vigencia de un (1)
año.
Para la revisión y aprobación de un proyecto de urbanización o parcelación, a 13.2
KV, se cumplirán las siguientes etapas:
2.6 SOLICITUD DE INFORMACIÓN.
Enviar carta a la Empresa, dirigida al ingeniero de la zona respectiva,
solicitando los datos básicos para la elaboración del proyecto.
En esta carta se dirá la localización geográfica del proyecto, el nombre del
propietario del proyecto y el nombre del representante legal cuando se trate de
persona jurídica.
2.7 PRESENTACIÓN DEL PROYECTO.
Se debe adjuntar esta información:
-
Tres (3) copias del plano del proyecto, en donde se muestren las vías
adyacentes y las redes existentes alrededor.
-
Si la urbanización o parcelación no solo vende lotes si no que construye
casas individuales, dos copias del plano arquitectónico de las casas
tipo.
-
Dos copias del certificado de uso de suelos expedido por Planeación
Departamental.
-
Cualquier otra información que el contratista considere oportuna para
claridad del proyecto.
1. La Empresa contesta indicando los datos básicos. Estos incluirán al menos
esta información:
-
Condiciones bajo las cuales se puede suministrar el servicio de energía.
-
Carga por lote o por unidad de vivienda.
-
Vías por donde debe construirse obligatoriamente el primario y calibre
para estos primarios.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
-
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 15 DE 130
Cualquier otro criterio que la Empresa considere debe cumplir la
urbanización o la parcelación.
2. El contratista procede a elaborar el diseño, de acuerdo con los datos básico
indicados por la Empresa.
3. El contratista presenta el proyecto para revisión y aprobación siguiendo los
pasos dados anteriormente para los proyectos de conexiones rurales.
Para la aprobación y revisión de un proyecto para dar servicio eléctrico a un
edificio, unidad residencial o centro comercial, se cumplirán las siguientes etapas:
1. Enviar carta a la Empresa, dirigida al ingeniero de la zona respectiva,
solicitando los datos básicos para la elaboración del proyecto.
En esta carta se dirá la localización geográfica del proyecto, el nombre del
propietario del proyecto y el nombre del gerente cuando se trate de persona
jurídica.
2. Se debe adjuntar esta información:
-
Tres (3) copias del plano que muestre la localización del edificio, unidad
residencial o centro comercial, en donde se indiquen las vías y redes
eléctricas existentes y adyacentes al área del proyecto.
-
Tres (3) copias de los planos con instalaciones eléctricas interiores en
donde aparezcan las cargas solicitadas y el número de servicios
requeridos.
-
En el caso de las unidades residenciales, decir el tipo de redes (aéreas
o subterráneas) que se quiere construir.
-
Cualquier información que el contratista considere de interés para la
claridad del proyecto.
3. La Empresa contesta indicando los datos básicos: Estos incluirán al menos
esta información:
-
Condiciones bajo las cuales se puede suministrar el servicio de energía
tipo de red de distribución, tipos de carga individual, punto y voltaje de
conexión.
-
Define si es necesario o no una subestación propia para la carga
presentada, si se requiere, define el tipo de ésta.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 16 DE 130
4. Según el tipo de subestación definido en el punto 3; deberá cumplirse con lo
que se indica a continuación:
a. Cuando se trate de subestación, que será operada y mantenida por la
Empresa, se procede así:
-
La Empresa define con el interesado la localización de la subestación y
el área mínima requerida por ella en caso de subestaciones interiores o
el poste en caso de subestaciones exteriores.
-
El interesado elabora el diseño completo de la subestación (diseño
eléctrico, civil y mecánico), con sujeción a las normas del capítulo de
subestaciones interiores y exteriores de las redes de distribución aéreas
y subterráneas. La Empresa dará las pautas para que el interesado
construya las obras civiles.
-
El interesado paga los derechos de revisión a la Empresa, en la
cabecera de zona donde solicitó los datos básicos.
b. Cuando se trate de subestación interior o exterior que no será operada ni
mantenida por la Empresa, se procede así:
-
El interesado define la localización de la subestación teniendo en
cuenta las distancias de seguridad y los requisitos exigidos por la
Empresa, de acuerdo a normas sobre subestaciones.
-
El interesado elabora el diseño completo de la subestación.
Para la revisión y aprobación de un proyecto para dar servicio eléctrico a una
fábrica, se cumplirán las siguientes etapas:
1. Enviar carta a la Empresa, dirigida al ingeniero de la zona respectiva,
solicitando los datos básicos para la elaboración del proyecto.
En esta carta se dirá la localización geográfica del proyecto, el nombre del
propietario y el nombre del representante legal cuando se trate de persona
jurídica.
2. Se debe adjuntar esta información:
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 17 DE 130
-
Tres (3) copias del plano con la localización de la fábrica indicando las
vías y redes existentes adyacentes.
-
Carga solicitada y voltaje deseado.
-
Cualquier otra información que el contratista considere oportuna para
claridad del proyecto.
3. La Empresa contesta indicando los datos básicos. Estos incluirán al menos
esta información:
-
Condiciones bajo las cuales se puede suministrar el servicio de energía
: tipo de red de distribución, tipos de carga, punto y voltaje de conexión.
-
Si es necesario o no una subestación y el tipo de ésta.
-
Cualquier otro criterio que la Empresa considere debe cumplir el
proyecto.
4. El contratista procede a elaborar el diseño.
5. El contratista presenta el proyecto para revisión y aprobación, siguiendo las
etapas indicadas anteriormente para los proyectos de conexiones rurales.
El presupuesto incluye desde el punto de conexión a la Empresa hasta el punto
de protección de la nueva instalación (borne de entrada del interruptor de baja
tensión), pero sin considerar el valor de este interruptor.
Para la construcción y entrega a la Empresa de los proyectos de conexiones
rurales, urbanizaciones y parcelaciones, edificios, unidades residenciales y centros
comerciales y fábricas, se cumplirán las siguientes etapas:
1. El contratista o el interesado pagará a la Empresa en la cabecera de zona, los
derechos liquidados por la Empresa y que fueron entregados por ésta junto con
la aprobación del proyecto.
2. El contratista enviará carta al ingeniero de la zona respectiva, en la cual le
informará:
-
Fecha en la cual dará comienzo a la obra.
-
Número y fecha del recibo de pago de los derechos de la Empresa.
-
Nombre del Ingeniero Electricista inscrito que dirigirá la obra.
-
Nombre del supervisor que ejecutará la obra.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
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Cuando el constructor de la obra no es el mismo diseñador del proyecto, aquél
deberá entregar una carta de autorización del diseñador a la Empresa, para poder
empezar dicha obra.
3. Una vez terminada la obra, el contratista notificará por escrito al ingeniero de
zona y solicitará el recibo técnico de la misma.
4. En su respuesta a la comunicación del punto 3, la Empresa notificará al
contratista sobre la fecha, hora y sitio de reunión para el recibo técnico de la
obra.
Este recibo técnico se hará siempre con la presencia del ingeniero inscrito
responsable de la obra y el ingeniero de zona de la Empresa o su
representante.
5. En caso de anomalías encontradas en la obra, el ingeniero de zona o su
representante notificará por escrito al contratista sobre ellas para que proceda
a corregirlas.
6. Luego de corregir las anomalías, el contratista volverá a notificar al ingeniero
de zona y se repetirá el proceso a partir del punto 4.
La Empresa indicará correcciones que debe hacer el contratista en la obra
hasta un máximo de tres veces. A la tercera vez si el contratista persiste en no
acatar las correcciones señaladas, se rechazará definitivamente la obra.
7. El contratista, luego del recibo técnico de la obra por la Empresa, informará al
usuario para que éste vaya a la oficina de la Distribuidora de Energía en donde
está localizado el proyecto, y firme el contrato de servicio.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
3
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 19 DE 130
CARACTERISTICAS DE LOS MATERIALES
3.1 CONDUCTORES
3.1.1 Generalidades
Las presentes normas establecen el uso de conductores de cobre y aluminio con y
sin alma de acero para los sistemas de subtransmisión y distribución, de acuerdo
con los siguientes requisitos generales:
3.1.1.1 Líneas Aéreas de Subtransmisión.
Se usarán conductores desnudos de aluminio AAAC y de aluminio reforzado con
acero ACSR.
El AAAC se usará en zonas con ambiente tropical salino altamente contaminado.
3.1.1.2 Circuitos Primarios.
Los conductores para circuitos aéreos serán los mismos especificados para líneas
aéreas de subtransmisión.
Para instalaciones subterráneas se usarán conductores de cobre.
3.1.1.3 Circuitos Secundarios.
Para circuitos aéreos se usarán cables múltiplex (preensamblado) de aluminio
ASC aislado para las fases y AAAC o ACSR como conductor neutro mensajero.
Para instalaciones subterráneas se usarán conductores de cobre aislado.
3.1.2 Conductores de cobre.
3.1.2.1 Conductores subterráneos.
Los conductores subterráneos serán de cobre electrolítico de 99.9% de pureza,
tipo suave de conductividad 100%. El cableado podrá ser redondo concéntrico,
redondo compacto o sectorial, de acuerdo con las necesidades y características
de la instalación.
3.1.3 Conductores de Aluminio.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
PAGINA: 20 DE 130
Los conductores serán de aluminio duro de conductividad 61%. Los conductores
de aluminio podrán ser con o sin refuerzo de acero. Los primeros se utilizarán para
líneas de subtransmisión y circuitos primarios en instalaciones de conductores
desnudos.
Los conductores de aluminio tendrán el cableado y las características definidas en
las siguiente tablas
Tabla 2. Conductor Tipo AAAC
CALIBRE
AWG
O
Kcmil
400
350
300
250
4/0
2/0
1/0
2
CLASE
No. DE
ALAMBRES
DIAMETRO
ALAMBRE
Mm
DIAMETRO
CONDUCTOR
Mm
PESO
ALUMINIO
ALEADO
kg/km
CARGA MINIMA A LA
ROTURA CONDUCTOR
AAC
Kgf
AA,A
A
A
A
AA,A
AA,A
AA,A
AA,A
19
19
19
19
7
7
7
7
3,69
3,45
3,19
2,91
4,42
3,50
3,12
2,47
18,45
17,25
15,95
14,55
13,26
10,50
9,36
7,41
555,1
485,5
416,6
346,9
293,7
184,7
146,5
92,14
6098
5333
4772
3977
3334
2090
1734
1091
Tabla 3. Conductor Tipo ACSR Clase AA
DIAMETRO
ALAMBRE
Mm
NOMBRE
CLAVE
CALIBRE
AWG
O
Kcmil
No. DE
ALAMBRES
Al
Acero
Al
Acero
Lark
Ibis
Chicadee
Oriole
Linet
Merlin
Ostrich
Patritg
Waxwing
Penguin
Pigeon
Quail
Raven
Robin
Sparrow
Swan
397.5
397.5
397.5
336.4
336.4
336.4
300.0
266.8
266.8
4/0 (211.6)
3/0 (167.8)
2/0 (133.1)
1/0 (105.6)
1 (83.69)
2 (66.36)
4 (41.74)
30
26
18
30
26
18
26
26
18
6
6
6
6
6
6
6
7
7
1
7
7
1
7
7
1
1
1
1
1
1
1
1
2,92
3,14
3,77
2,69
2,89
3,47
2,73
2,57
3,09
4,77
4,25
3,78
3,37
3,00
2,67
2,12
2,92
2,44
3,77
2,69
2,25
3,47
2,12
2,00
3,09
4,77
4,25
3,78
3,37
3,00
2,67
2,12
DIAMETRO
CONDUCTOR
mm
PESO
DEL
CONDUCTOR
kg/km
CARGA MINIMA A LA
ROTURA
DEL
CONDUCTOR
kgf
20,47
19,88
18,87
18,83
18,29
17,36
17,27
16,30
15,46
14,31
12,74
11,35
10,11
9,00
8,02
6,35
926
812
641
783
687
543
613
545
430
433
342
272
216
171
136
85,4
9208
7393
4507
7852
6394
3856
5761
5129
3120
2783
2998
2407
1988
1611
1295
843
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 21 DE 130
3.1.4 Aislamientos.
3.1.4.1 Conductores múltiplex
Pueden utilizarse en circuitos secundarios y consisten en conductores de fase
aislados en polietileno y neutro mensajero, para formar un conjunto trenzado.
Estos conductores deben ajustarse a los anteriores requisitos de aislamiento.
3.2 APOYOS DE LINEAS Y CIRCUITOS AEREOS.
3.2.1 Generalidades.
Estas normas cubren el uso de postes de concreto, los cuales deben ser los
adecuados para el apoyo de las líneas, transformadores y equipos.
Los postes se deben manejar con cuidado, no se deben tirar de los vehículos de
transporte, cuando se distribuyan los postes en el terreno, se debe tener en cuenta
cuales van a llevar transformadores o se van a utilizar en ángulos y terminales.
3.2.2 Poste de Concreto.
Los postes de concreto que se utilizarán en la construcción de líneas de
subtransmisión y circuitos aéreos de distribución serán de los tipos aceptados por
las normas colombianas. Estos pueden construirse con diversas técnicas y
diferentes formas.
En la siguiente tabla se especifican las características principales de postes de
concreto centrifugados y con refuerzo de acero y forma troncónica.
3.2.2.1 specificaciones para postes de concreto centrifugado
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 22 DE 130
Tabla 4. Especificaciones para postes de concreto centrifugado
LARGO
(m).
9
12
13
14
DIAMETROS
Base (cm) Punta (cm)
27.5
14
27.5
14
32
14
32
14
37
19
33.5
14
33.5
14
37
16
40
19
41
20
Mín. espesor
del anillo
Carga de
Diseño
6
6
6
6
7
6
6
7
8.5
9
510
750
510
750
1050
510
750
750
1050
1350
El concreto usado para los postes deberá ser de 200kg/cm2 (3000lbs/pulg2) a los
28 días y el acero de 1200kg/cm2. El recubrimiento del refuerzo será como mínimo
de 2cm.
3.2.3 Enterramiento de los postes
La profundidad a la cual se deben enterrar los postes se regirá por la siguiente
fórmula:
Profundidad de enterramiento = 0.1 H + 0.6 (metros) ,
Donde H es la longitud del poste en metros.
En terrenos pendientes, la profundidad de enterramiento se debe medir desde el
lado inferior de la excavación.
Cuando el terreno es blando, especialmente arenoso o pantanoso, el material de
relleno no puede ser de esta misma clase.
Cuando se trabaja en casco urbano, se debe garantizar el mismo acabado que
tienen las calles y andenes antes de la excavación.
El diámetro del hueco debe ser 20cm mayor que el de la base del poste.
3.2.4 Concretada de postes
En terrenos inestables como es el caso de zonas inundables, áreas de cultivo y
terrenos arenosos, los postes se deben estabilizar mediante un anillo de concreto
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 23 DE 130
ciclópeo que se extienda 20cm alrededor del poste, medidos desde la cara de éste
y a 50cm de profundidad a partir de la línea tierra –aire como se ilustra en la
Figura 1. En terrenos pendientes esta línea la determina el lado inferior de la
excavación.
Figura 1. Concretada de postes
3.2.5 Especificación de montaje de postes
Una vez hechos los huecos para postes, éstos se deben señalizar con una
bandera de advertencia para evitar posibles accidentes.
Si por motivos de diseño, es necesario ubicar un poste en esquinas o sitios de
cruce vehicular, éstos deben ser pintados con una franja de seguridad amarilla y
negra, un metro a partir de del suelo.
3.2.6 Montaje de los conjuntos en los postes
Los postes deben ser alineados con el fin de aprovechar al máximo los huecos.
Las crucetas se deben instalar alineadas y niveladas. En ángulo de la línea la
cruceta debe estar alineada con la bisectriz del ángulo.
Los tornillos deben ser de la longitud adecuada. Cuando se instalen en una
estructura se deben extender al menos ½” y no más de 2 ½” después de las
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 24 DE 130
tuercas. La tornillería no se debe cortar cuando sea muy larga; debe remplazarse
por tornillos de longitud adecuada.
3.3 DISPOSICION DE CONDUCTORES AEREOS
3.3.1 Generalidades
En este artículo se establecen los requisitos generales sobre distancias mínimas
entre conductores desnudos, entre estos y otros elementos de la instalación, a
estructuras adyacentes a los circuitos y entre los circuitos, con base en
consideraciones sobre aislamiento eléctrico.
Generalmente las distancias en la práctica están dictadas por consideraciones de
orden mecánico y de facilidades para la instalación y mantenimiento
Por lo tanto, las distancias que en este artículo se establecen se utilizarán
principalmente en los cálculos eléctricos.
3.3.2 Distancias entre conductores
1. La distancia horizontal debe tener en cuenta el efecto del viento para evitar que
los conductores lleguen acercarse hasta el punto en que se produzcan fallas.
La distancia mínima puede calcularse por la siguiente fórmula:
e=k F +L + A
En la que:
e = separación entre conductores, en metros.
k = coeficiente igual a 0.75 para conductores de cobre o aluminio reforzado con
acero y 1.00 para conductores de aluminio.
F = Flecha máxima en metros.
L= longitud de la cadena de aisladores de suspensión, en metros. En el caso
en el que los conductores estén soportados con aisladores de espigo
y en estructuras terminales y de retención L= 0
A=
Para tensiones superiores a 66 kV
( kV ) 2
20000
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
A=
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 25 DE 130
kV
150
Para tensiones inferiores a 66 kV
kV = tensión entre fases
3.3.3
Distancia de conductores a tierra
Las distancias mínimas del conductor inferior a tierra, bajo condiciones de máxima
flecha serán las especificadas en la Figura 2:
DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD EN ZONAS CON CONSTRUCCIONES
Descripción
Distancia vertical “a” sobre techos y proyecciones de difícil
acceso a personas.
Distancia horizontal “b” a muros, proyecciones, ventanas y
diferentes áreas independientemente de la facilidad de
accesibilidad de personas.
Distancia vertical “c” sobre o debajo de balcones o techos
de fácil acceso a personas, y sobre techos accesibles a
vehículos de máximo 2,45 m de altura.
Distancia vertical “d” a carreteras, calles, callejones, zonas
peatonales, áreas sujetas a tráfico vehicular.
Tensión nominal entre
fases (kV)
44/34,5/33
Distancia
(m)
3,8
13,8/13,2/11,4/7,6
3,8
<1
0.45
115/110
2,8
66/57,5
2,5
44/34,5/33
2,3
13,8/13,2/11,4/7,6
2,3
<1
1,7
44/34,5/33
4,1
13,8/13,2/11,4/7,6
4,1
<1
3,5
500
8,6
230/220
6,8
115/110
6,1
66/57,5
5,8
44/34,5/33
5,6
13,8/13,2/11,4/7,6
5,6
<1
5
Figura 2. Distancias de conductores a tierra – edificaciones y estructuras similares
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 26 DE 130
Cualquier distancia de seguridad adicional que sea requerida, deberá tomarse del
Reglamento técnico de Instalaciones Eléctricas vigente en el momento.
3.3.4 Distancias de conductores a los soportes
3.3.4.1 Conductores rígidamente soportados
Las distancias mínimas a superficies de madera o concreto se calcula por la
fórmula:
e = 0.1 +
kV
150metros
KV = voltaje entre fases
Las distancias mínimas a superficies metálicas deberán ser de 1 cm por cada
kiloVoltio de tensión entre fases.
3.3.4.2 Conductores en aisladores de suspensión.
Las distancias mínimas se calcularán de acuerdo con la siguiente fórmula:
A = lk
W 1 + 0.5W 2
(W 1 + 0.5W 2) 2 + (G1 + 0.5G 2) 2
En donde.
Lk =
W1 =
W2 =
G1 =
G2 =
Longitud de la cadena de aisladores
empuje del viento sobre el conductor
empuje del viento sobre el conductor
peso del conductor
peso de la cadena
3.3.5 Distancia de conductores al cable de guarda
El cable de guarda debe colocarse en tal posición que el ángulo de protección sea
inferior a 30º. Normalmente el cable de guarda se instala con una tensión tal que
su flecha sea 75% a 80% la de los conductores, con lo cual se conserva el ángulo
de apantallamiento y las distancias a los conductores en toda la longitud del vano.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 27 DE 130
3.3.6 Distancias en casos de cruces
Los cruces de líneas soportadas en estructuras diferentes deberán cumplir con los
siguientes requisitos:
-
La línea de mayor tensión debe cruzar siempre por sobre las de tensiones
inferiores.
Se procurará que los cruces se efectúen cerca de un apoyo de la línea de
mayor tensión.
-
La distancia mínima entre el conductor de la línea inferior y el apoyo de la línea
superior debe ser la calculada por la siguiente fórmula:
e = 1.5 +
F
mts
2
En la que
F = flecha máxima en metros del conductor inferior de la línea de menor tensión.
-
La separación vertical mínima entre conductores más próximos de los dos
circuitos en el punto de cruce, se determina en la Figura 3.
3.3.7 Distancias entre circuitos en la misma estructura
Las distancias verticales deberán cumplir con los siguientes requisitos mínimos:
1. El circuito de mayor tensión deberá ir en la parte superior.
2. Las distancias verticales mínimas entre conductores de circuitos diferentes que
se cruzan en el mismo soporte deberán ser las especificadas en el cuadro de
Distancias Mínimas entre Circuitos (Figura 3).
3.3.8 Distancias a edificaciones y estructuras similares
1. Se debe evitar pasar circuitos eléctricos sobre edificios y estructuras similares.
2. Las distancias mínimas horizontales de conductores aéreos a edificios y
estructuras similares serán especificadas en la Figura 2.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 28 DE 130
DISTANCIAS EN METROS
Tensión
Nominal
(kV)
entre
Fases de
la Línea
Superior
500
230/220
115/110
66
57,5
44/34,5/33
13,8/13,2/11,4/7,6
<1
Comunicaciones
4,8
3
2,3
2
1,9
1,8
1,8
1,2
0,6
4,2
2,4
1,7
1,4
1,3
1,2
1,2
0,6
Comunic.
<1
4,2
2,4
1,7
1,4
1,3
1,2
1,2
4,2
2,4
1,7
1,4
1,3
1,3
4,3
2,5
1,8
1,5
1,4
4,3
2,6
1,9
1,5
4,6
2,9
2,2
5,3
3,6
13,8/
44/
57,5
66
115/ 230/
13,2/ 34,5/
110
220
11,4/
33
7,6
Tensión Nominal (kV) entre Fases de la Línea Inferior
Figura 3. Distancias mínimas entre circuitos
7,1
500
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
4
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 29 DE 130
CRITERIOS GENERALES PARA EL CALCULO MECANICO DE
CONDUCTORES AEREOS
4.1 CONSIDERACIONES GENERALES
En este capítulo se incluyen los criterios generales para el cálculo mecánico de
conductores aéreos. Estos criterios no pueden tomarse como normativos en todos
sus aspectos y para su aplicación, el diseñador deberá ejercer su mayor juicio de
acuerdo con la buena práctica y experiencia de la ingeniería.
4.2 VANOS
Teóricamente el vano es la distancia horizontal entre los elementos en los cuales
el conductor está libremente suspendido o apoyado. En la práctica y para los
propósitos del diseño, el vano se toma como la distancia horizontal entre dos
apoyos verticales adyacentes, medida entre los ejes verticales o centros de tales
apoyos.
Para el diseño se definen diferentes vanos, como se explica en seguida.
4.2.1 Vano Individual.
Es la distancia horizontal entre dos apoyos adyacentes cualesquiera de la línea.
4.2.2 Vano Básico o Normal.
Es la distancia horizontal entre apoyos adyacentes, con la cual se obtiene la
mayor economía en la construcción de la línea en terreno plano. Este vano se
determina a partir del aislamiento mínimo permisible a tierra para el voltaje
considerado.
Tramo.- Es el conjunto de varios vanos consecutivos comprendidos entre 2
apoyos de anclaje, o terminales.
4.2.3 Vano Promedio.
Es la distancia horizontal equivalente al promedio aritmético de las longitudes de
los vanos que constituyen el tramo respectivo de la línea.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
PAGINA: 30 DE 130
4.2.4 Vano Regulador.
Es un vano equivalente, ficticio, que permite obtener la tensión promedia en los
vanos de un tramo de la línea, comprendidos entre dos apoyos de retención o
terminales. Este vano se usa para la construcción de la plantilla de localización de
los apoyos.
Su propósito en el diseño de líneas es determinar la longitud de vano
representativa para escoger las tensiones a diferentes temperaturas y preparar las
tablas o ábacos de tendido.
El vano regulador es más largo que el vano promedio y menor que el vano
máximo.
El vano regulador se asume a partir de consideraciones sobre tensión y distancias
a tierra de los conductores. Puede calcularse, aproximadamente, en función de los
vanos determinados en forma preliminar, a partir de la siguiente expresión:
El vano regulador = 1/3 vano promedio + 2/3 vano máximo.
También se puede determinar, con más precisión, por la fórmula:
Vano Re gulador =
l13 + l23 + Lln3
l1 + l2 + Lln
En que l1, l2............ln, son las longitudes de los vano individuales comprendidos en
el tramo.
Puede observarse, que entre mayor sea el número de vanos en el tramo, la
longitud del vano regulador tiende a acercarse a la del vano promedio.
4.2.5 Vano de Peso.
Es la distancia horizontal entre los puntos más bajos de un conductor a lado y lado
del apoyo y se usa para el cálculo de las cargas verticales en los apoyos.
4.2.6 Vano de Viento.
Es aquel en el cual se supone que actúa la fuerza del viento sobre los conductores
y se toma igual a la suma de las mitades de los vanos a lado y lado de la
estructura.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 31 DE 130
4.3 ESFUERZOS EN CONDUCTORES AEREOS.
Los esfuerzos a los que quedan sometidos los conductores en líneas aéreas se
derivan de su peso propio, de la carga debida al viento y de las variaciones de
temperatura.
El peso propio actúa verticalmente y se supone que la carga debida al viento se
aplica horizontalmente en el sentido perpendicular al vano. Las variaciones de
temperatura producen esfuerzos longitudinales en la línea. La tensión resultante
en el plano perpendicular al eje de la línea es la combinación del peso propio y de
la carga del viento.
4.3.1 Peso Propio (Pc).
Éste se calcula para el vano de peso, definido anteriormente, a partir de los pesos
unitarios de los conductores. Estos se encuentran en los catálogos de los
fabricantes y en algunos manuales de Ingeniería.
4.3.2 Esfuerzos Debidos al Viento (Pv)
La presión del viento sobre superficies cilíndricas se calcula para el vano de viento
definido anteriormente, por la siguiente formula:
Pv = 0.0042 v2 kg/m2, en que
v = Velocidad máxima del viento en kilómetros por hora.
Las estadísticas meteorológicas registran velocidades máximas del viento
diferentes para las distintas regiones de Colombia. Para los propósitos de diseño
en estas normas se adoptará una velocidad del viento de 100 km/hora. En caso de
comprobarse, en determinada región, velocidades mayores de la normalizada,
dicha velocidad deberá tomarse como base para el diseño.
La carga del viento por metro de longitud es aproximadamente igual a:
fv = Pv x Dc (kg/m).
fv = 0.0042 v2 D x l
D = Diámetro del conductor en metros.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 32 DE 130
4.3.3 Resultante.
La resultante del peso propio y la carga del viento es:
fc = Pc2 + f v2
kg / m
4.4 CALCULO DE FLECHAS Y TENSIONES
La forma que adoptan los conductores aéreos entre soportes puede representarse
por la fórmula de la parábola y más exactamente por la de la catenaria.
4.4.1 Fórmula de la Parábola
Esta es suficientemente aproximada para el cálculo de flechas y tensiones en
vanos de longitud inferior a 300metros o cuando la flecha tiene valores iguales o
inferiores al 5% de la longitud del vano. En la Figura 4 se presentan la curva de la
parábola y los parámetros que la determinan.
Figura 4. Curva de la parábola
La ecuación de la flecha para vanos con apoyos a nivel es:
F=
F=
Pc =
l=
t=
Pcl 2
8t
Flecha en el centro del vano, en metros
Peso por unidad de longitud, en kilogramo por metro
longitud del vano en metros
componente horizontal de la tensión en el conductor, en kilogramos
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 33 DE 130
Otras flechas pueden calcularse por la relación:
F1 =
l12 Fr
lr2
F1 = Flecha en metros para el vano de longitud l1 en metros.
lr = longitud del vano regulador, en metros
Fr = Flecha para el vano regulador a la temperatura mínima o máxima, en metros
4.4.2 Fórmula de la catenaria
x
x
−
h
y = (e h − e h )
2
h= t/p Siendo t la tensión en kg en el punto mas bajo del conductor y p la carga
por metro de hilo (peso y sobrecarga)
Esta fórmula debe usarse para vanos de mas de 300 metros o cuando la flecha es
mayor que el 5% del vano.
En la Figura 5 se ilustra la curva catenaria y los parámetros que la determinan.
Las convenciones son las mismas usadas en la fórmula de la parábola.
Figura 5. Curva de la catenaria
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 34 DE 130
4.4.3 Máximo vano posible
La tensión mínima en el conductor en el punto de soporte, ocurre cuando la flecha
es igual a F = 0.337*l , por lo tanto en la fórmula de la parábola,
lmax = 2.697
t
Pc
Pc = Peso por unidad de longitud, en kilogramo por metro
t=
componente horizontal de la tensión en el conductor, en kilogramos
4.4.4 Apoyos a diferente nivel.
Este caso se ilustra en la Figura 6. Se aplican las siguientes fórmulas con base en
la ecuación de la parábola:
Figura 6. Apoyos a diferente nivel
4.4.4.1 Distancia vertical del apoyo B al punto más bajo
F1 = F (1 −
h 2
)
4F
metros
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 35 DE 130
Para apoyos a nivel
Pcl2
8t
F=
h = diferencia de altura entre apoyos, en metros
4.4.4.2 Distancia vertical del apoyo A al punto más bajo
F2 = h + F1
metros
4.4.4.3 Distancia horizontal entre el apoyo B y el punto más bajo
l1 =
l
h
(1 −
) metros
2
4F
4.4.5 Efecto de La Temperatura
1. La tensión en el conductor varía en proporción inversa a la temperatura y la
flecha en proporción directa.
Las anteriores relaciones pueden expresarse de la siguiente forma:

 SEl 2 f c
SEl f c21
t 2 t + SEα (T − T1 ) +
−
t
1 =
24t12
24



3l 2α (T − T1 ) 3l 2t1  3l 4 f c
F 3 − F  F12 +
−
=
8
8SE  64SE

t=
t1 =
α=
T=
T1 =
S=
E=
fc =
fc1 =
F=
F1 =
l=
tensión final de conductor en kg/m
tensión inicial de conductor en kg/m
coeficiente de dilatación lineal por grado centígrado
temperatura final, en ºC
Temperatura inicial , en ºC
área del conductor en mm2
módulo de elasticidad, en kg/mm2
esfuerzos en el conductor para las condiciones finales, en kg/m
esfuerzos en el conductor para las condiciones iniciales, en kg/m
flecha final de conductor, en metros
flecha inicial de conductor, en metros
longitud del vano, en metros
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
PAGINA: 36 DE 130
2. Las características de los materiales para los conductores a los cuales se hace
referencia en estas normas son las siguientes, a 20ºC.
Tabla 5. Características de los materiales a 20ºC
Tipo de alambre
o conductor
Aluminio
(estirado en
duro)
Acero
Galvanizado
ACSR
AASC
Cobre E. C.
(estirado en
duro)
Cableado
Módulo de
elasticidad final (1)
2
Kg/mm
Coeficiente de Dilatación
Lineal por grado (2)
-6
Cx10
1
7
19
37
61
1
7
19
37
6/1
8/1
18/1
7000
6200
6000
5800
5600
20000
19000
19000
19000
8000
10000
7000
23.0
23.0
23.0
23.0
23.0
11.5
11.5
11.5
11.5
19.1
16.9
21.2
6/7
8/7
12/7
24/7
26/7
30/7
42/7
45/7
54/7
8000
9000
11000
7380
8000
8000
6000
6470
7000
19.8
17.6
15.3
19.6
18.9
17.8
21.2
20.9
19.3
16/19
18/19
30/19
42/19
54/19
12000
12000
8000
9000
7000
14.2
13.9
18.0
15.8
19.4
3/4
7/3
Tipo 150
Alpac
Tipo 200
Alpac
7
19
37
14000
12000
10000
11000
13.7
14.8
17.1
15.8
16450
6350
6250
23.0
23.0
23.0
Todos
12000
16.9
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 37 DE 130
(1) Los módulos de elasticidad indicados en esta tabla para aluminio, acero y
ACSR son el promedio de los valores obtenidos en ensayos esfuerzo de
deformación. El módulo de elasticidad indicado para cobre es el usado
generalmente para alambre sólido y todos los conductores cableados.
(2) Los coeficientes de dilatación lineal indicados en la tabla para el aluminio,
acero y cobre son los valores generalmente aceptados. Los de ACSR se
calculan para representar el promedio de valores de los diversos tipos y
cableados de lista.
Para aluminio reforzado con acero se emplearán las siguiente fórmulas:
Módulo de elasticidad E
E = 7000
Coeficiente de dilatación lineal α
a + 3 kg
2
a + 1 mm
α = 11.5 * 10− 6
2a + 3
a+3
Donde
a = relación entre las secciones de aluminio y acero del conductor
4.4.6 Longitud del conductor.
La longitud del conductor en metros, puede calcularse con la siguiente fórmula,
según se ilustra en la Figura 5.
Lc = l +
Lc =
l=
F=
8F 2
3l
longitud del conductor, en metros
longitud del vano, en metros
flecha, en metros
4.4.7 Flechas y tensiones en conductores
En las Tablas 6 y 7 se muestran valores de tensiones (kg) en los conductores y
flechas (metros) para diferentes longitudes de vanos, bajo acción de viento de
44kg/m2, temperatura de trabajo del conductor de 75ºC y factores de seguridad de
2.0 y 2.5.
Tabla 6. Para conductores ACSR con factor de seguridad 2,5
FLECHAS Y TENSIONES EN CONDUCTORES ACSR PARA DIFERENTES VANOS
Presión del viento (kg/m2) =
44
Temperatura de Trabajo (ºC) =
75
Factor de seguridad =
2,5
Vano
(m)
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
190
200
210
220
230
240
250
1/0
2/0
Flecha (m) Tensión (kg) Flecha (m) Tensión (kg)
0,15
0,22
0,30
0,38
0,47
0,56
0,66
0,77
0,88
1,00
1,12
1,26
1,39
1,53
1,68
1,84
2,00
2,16
2,34
2,51
2,70
2,89
278,85
304,04
327,64
349,72
370,39
389,75
407,92
424,99
441,05
456,18
470,43
483,88
496,57
508,56
519,90
530,62
540,76
550,37
559,47
568,09
576,27
584,03
0,16
0,23
0,31
0,40
0,49
0,59
0,69
0,80
0,92
1,05
1,18
1,31
1,45
1,60
1,75
1,91
2,08
2,25
2,43
2,61
2,80
2,99
335,60
365,55
393,74
420,22
445,11
468,53
490,58
511,38
531,02
549,58
567,14
583,76
599,51
614,44
628,60
642,05
654,82
666,95
678,48
689,45
699,88
709,82
Flecha (m)
0,18
0,25
0,34
0,43
0,53
0,64
0,76
0,88
1,00
1,14
1,28
1,42
1,57
1,73
1,90
2,07
2,24
2,42
2,61
2,80
3,00
3,21
4/0
Tensión (kg)
491,46
534,03
574,49
612,80
649,05
683,38
715,92
746,80
776,13
804,02
830,57
855,86
879,96
902,95
924,89
945,85
965,86
985,00
1003,29
1020,79
1037,54
1053,57
336.4 MCM
Flecha (m) Tensión (kg)
0,28
0,38
0,49
0,60
0,72
0,85
0,98
1,13
1,28
1,43
1,60
1,77
1,94
2,13
2,32
2,52
2,73
2,94
3,16
3,39
3,62
3,87
383,69
445,61
502,12
554,18
602,46
647,44
689,50
728,93
765,97
800,84
833,70
864,72
894,01
921,71
947,92
972,74
996,26
1018,55
1039,70
1059,77
1078,82
1096,92
Tabla 7. Para conductores ACSR con factor de seguridad 2,0
FLECHAS Y TENSIONES EN CONDUCTORES ACSR PARA DIFERENTES VANOS
Presión del viento (kg/m2) =
44
Temperatura de Trabajo (ºC) =
75
Factor de seguridad =
2
Vano
(m)
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
190
200
210
220
230
240
250
1/0
2/0
Flecha (m) Tensión (kg) Flecha (m) Tensión (kg)
0,10
0,16
0,22
0,28
0,36
0,44
0,52
0,61
0,71
0,81
0,92
1,03
1,15
1,27
1,40
1,53
1,67
1,81
1,96
2,11
2,27
2,43
418,12
434,12
450,75
467,53
484,16
500,46
516,34
531,72
546,58
560,92
574,72
588,00
600,76
613,03
624,81
636,13
647,00
657,43
667,46
677,08
686,33
695,21
0,11
0,16
0,22
0,29
0,37
0,45
0,54
0,64
0,74
0,84
0,96
1,07
1,19
1,32
1,45
1,59
1,73
1,88
2,03
2,19
2,35
2,51
512,74
531,03
550,24
569,78
589,29
608,53
627,36
645,71
663,51
680,75
697,41
713,49
729,01
743,98
758,40
772,30
785,69
798,59
811,02
822,99
834,52
845,63
4/0
Flecha (m) Tensión (kg)
0,11
0,17
0,24
0,31
0,39
0,48
0,58
0,68
0,79
0,90
1,02
1,15
1,28
1,42
1,56
1,70
1,85
2,01
2,17
2,34
2,51
2,69
778,81
802,89
828,63
855,24
882,16
909,03
935,59
961,69
987,23
1012,15
1036,40
1059,97
1082,85
1105,05
1126,58
1147,43
1167,64
1187,21
1206,16
1224,51
1242,28
1259,49
336.4 MCM
Flecha (m) Tensión (kg)
0,20
0,29
0,38
0,48
0,58
0,69
0,81
0,94
1,07
1,21
1,35
1,50
1,65
1,81
1,98
2,15
2,33
2,52
2,71
2,90
3,10
3,31
536,11
594,45
648,85
699,79
747,67
792,84
835,55
876,03
914,47
951,02
985,84
1019,03
1050,70
1080,96
1109,88
1137,54
1164,02
1189,37
1213,67
1236,95
1259,27
1280,69
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
PAGINA: 41 DE 130
4.5 ESFUERZOS PERMISIBLES
Al efectuar la verificación de los esfuerzos mecánicos en los conductores deben
observarse los siguientes requisitos:
A. La tensión a la temperatura promedio de diseño, no deberá ser superior al 25%
del esfuerzo de rotura del conductor
B. la tensión a la temperatura extrema de diseño, no deberá ser superior al 50%
del esfuerzo de rotura.
EJEMPLO
Determinar los esfuerzos y flechas para un conductor de aluminio reforzado,
calibre 397.5 kcmil, para las siguientes condiciones:
Vano a nivel ----------------------------------- 400m
Temperatura de trabajo ---------------------- 60ºC
Temperatura de verificación ---------------- 20ºC
Velocidad del viento a 20ºC ---------------- 100km/h
Tensión a 60ºC ------------------------------- 25% del esfuerzo de rotura sin viento.
Las características del conductor son:
Diámetro -------------------------------------- 19.88mm
Area del Aluminio --------------------------- 201.4 mm2
Area del conductor -------------------------- 234.2 mm2
Relación de áreas Alumino-Acero ------- 6.14
Esfuerzo de rotura --------------------------- 7.340kg
Peso --------------------------------------------- 811.7kg/km
Módulo de elasticidad:
E = 7.000
9.14
= 8960kg / mm 2
7.14
Coeficiente de dilatación lineal:
α = 11.5 * 10− 6
15.28
= 19.2 * 10− 6
9.14
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
PAGINA: 42 DE 130
(1) Tensión inicial
t1 = 7340 * 0.25 = 1835kg
(2) Flecha inicial
0.8117(400) 2 (0.8117) 3 (400) 4
+
= 8.86 metros
8 * 1835
384(1835) 3
(3) Esfuerzos a 20ºC
Peso Pr opio = 0.81 kg / m
Viento = 0.0042(100) * 0.01988 = 0.83kg / m
2
Esf .resultante = (0.83) 2 + (0.81) 2 = 1.16kg / m
(4) Flecha a 20ºC
2
2
4

3(400 ) 19.2(− 40 )10−6
3(400) 1835 
3(400) 1.16
2
F − F (8.86) +
−
=
8
8 * 234.2 * 8960  64 * 234.2 * 8960

F 3 − 89.2 F = 663.4
3
F = 12.02m
(5) Tensión a 20ºC
Puede encontrarse su valor aproximado por la ecuación de la parábola:
Pcl 2 1.16(400) 2
=
= 1930kg
8F
8 *12.02
(6) Longitud del conductor a 20ºC
t=
8(12.02 )
= 400.96 metros
3 * 400
2
Lc = 400 +
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 43 DE 130
4.6 VIBRACIÓN
Los conductores aéreos están sometidos a dos clases de vibraciones por el efecto
del viento, la vibración eólica y el efecto de galope. Este último se presenta en
conductores cubiertos por el hielo, así que no será considerado.
4.6.1 Vibración Eólica.
Es una oscilación de alta frecuencia y poca amplitud que se origina por la
presencia de remolinos detrás del conductor, que producen esfuerzos
intermitentes en sentido perpendicular a la dirección del viento.
Para evitar la ocurrencia de vibraciones, deben tenerse en cuenta en el diseño los
siguientes requisitos:
1. Diseñar la línea con tensiones mecánicas bajas, para condiciones de media y
baja temperatura.
2. Usar varillas preformadas de blindaje.
3. Seleccionar dispositivos apropiados para fijar el conductor.
4. Las conexiones rígidas deben evitarse.
5. Usar amortiguadores
4.6.2 Varillas preformadas de blindaje.
Las varillas de blindaje aumentan el momento resistente del conductor
distribuyendo los esfuerzos de flexión, con lo cual reducen la amplitud de la
vibración eólica. Consisten en varillas helicoidales del mismo material del
conductor, que se instalan sobre éste en los puntos de amarre, de forma que
queden paralelos a los hilos del cable y lo cubran totalmente.
El elemento de amarre se aplica en el centro del tramo cubierto por varillas, de
modo que estas sobresalgan de 60 a 90 centímetros en cada extremo.
Generalmente el diámetro de las varillas es un poco mayor que el de los hilos del
conductor.
4.6.3 Amortiguadores.
Los amortiguadores tienen por objeto absorber parte de la energía de la vibración
eólica y su uso se justifica en tramos donde se prevea una vibración excesiva.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 44 DE 130
La efectividad de los amortiguadores depende de su sitio de colocación con
relación al punto de amarre del conductor y de sus características relacionadas a
las propias de amortiguación que tenga el conductor.
La instalación de los amortiguadores debe hacerse de acuerdo con las
recomendaciones de su fabricante y del fabricante de los conductores.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
5
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 45 DE 130
CRITERIOS GENERALES PARA EL CÁLCULO MECÁNICO DE APOYOS
5.1 ESFUERZOS EN LOS APOYOS.
Los apoyos de líneas aéreas están sujetos a la combinación de diferentes
esfuerzos que se resumen en los siguientes:
5.1.1 Esfuerzos Verticales.
Estos son debidos al peso propio de los apoyos, conductores y cables de guarda,
crucetas, aisladores, herrajes, carga viva y otros elementos, equipos y empuje
vertical de templetes.
5.1.2 Esfuerzos Debidos al viento.
Se originan por la presión del viento en la dirección normal a los conductores y a la
presión sobre el apoyo, las crucetas, aisladores, conductores y cable de guarda.
Los esfuerzos en los conductores se calcularán para el vano de viento que se
supone igual a la suma de las mitades de los vanos contiguos al apoyo.
5.1.3 Esfuerzos debidos a tensiones desequilibradas.
Se originan en el empuje desequilibrado de conductores y cables de guarda,.
Estos esfuerzos pueden ser los siguientes:
1. Esfuerzo debido a la máxima tensión transmitida por el conductor superior,
aplicado a la altura del conductor medio. Este esfuerzo se produce por rotura
del conductor en el vano contiguo al conductor considerado. El caso más
desfavorable es aquel en que ser presentan esfuerzos de torsión, de acuerdo
con la posición relativa del conductor con relación al eje del apoyo.
2. Esfuerzos en estructuras terminales o en el caso extremo de rotura de todos
los conductores en un lado del apoyo. Estos esfuerzos se suponen iguales al
25% del esfuerzo máximo de rotura de los conductores. Los esfuerzos se
suponen aplicados en el eje del apoyo, a la altura del conductor medio. En
estructuras terminales, el conjunto, incluyendo el templete, debe soportar la
tensión debida a todos los conductores.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 46 DE 130
5.1.4 Esfuerzos por cambio de dirección de la línea.
Son esfuerzos resultantes en apoyos para ángulos, en los cambios de dirección de
los alineamientos.
5.1.5 Esfuerzos de Levantamiento.
Se presentan en apoyos localizados en puntos topográficos bajos, en que los
conductores ejercen esfuerzos de levantamiento en sus puntos de amarre. Debe
evitarse, al plantillar, que se presenten apoyos localizados en puntos bajos, los
cuales dan origen a estos esfuerzos.
5.2 Hipótesis de Carga para apoyos en postería.
El cálculo mecánico de los apoyos formados por postes se limita a la verificación
de su resistencia a los esfuerzos horizontales y a combinaciones de estos
esfuerzos.
Las hipótesis de carga para el cálculo mecánico de los apoyos serán las que se
establecen a continuación. A este respecto se hace referencia a la clasificación del
Artículo 5.1 anterior.
5.2.1 Apoyos para alineamientos rectos.
Los postes se verificarán mecánicamente para las siguientes hipótesis.
Hipótesis 1ª:
Hipótesis 2ª:
Esfuerzos B.
Esfuerzos C.1
5.2.2 Apoyos para ángulos.
Los postes se verificarán para las siguientes hipótesis:
Hipótesis 1ª:
Hipótesis 2ª
Simultaneidad de esfuerzos B. y D.
Esfuerzos C.1
En los casos en que las continuidad del servicio así lo exija, se tendrá en cuenta
una tercera hipótesis: combinación de esfuerzos B. y C.1. Los esfuerzos del viento
se aplicarán al conductor más tensionado, suponiendo roto el conductor con el
cual forma el ángulo.
5.2.3 Apoyos para retenciones y terminales.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 47 DE 130
Los postes se verificarán para la siguiente hipótesis:
Hipótesis 1ª:
Hipótesis 2ª:
Hipótesis 3ª:
Esfuerzos B.
Esfuerzos C.1
Esfuerzos C.2
La segunda hipótesis y los esfuerzos de torsión solo se tendrán en cuenta para
líneas a 66 kV y 115 kV.
5.2.4 Apoyos sometidos a esfuerzos de levantamiento.
En este caso solo se considerarán estos esfuerzos sin combinarlos con esfuerzos
transversales ni longitudinales.
5.3 CÁLCULO DE LOS ESFUERZOS VERTICALES.
5.3.1 Peso de los conductores.
Este se obtiene de los catálogos de fabricantes, en kilogramos por kilómetro. El
peso total se calcula para el vano gravitante, que es la distancia entre los puntos
más bajos del conductor en los vanos contiguos a su apoyo.
5.3.2 Peso del poste y de otros elementos.
Estos se obtienen de los catálogos de proveedores y fabricantes.
5.3.3 Esfuerzo vertical de templetes.
Estos se calculan de acuerdo con la fórmula mencionada en el Artículo 5.7 de este
capítulo.
5.4 CÁLCULO DE LOS ESFUERZOS HORIZONTALES.
5.4.1 Esfuerzos debidos al viento.
5.4.1.1 En los apoyos.
La presión del viento se supone en la dirección transversal a la línea y se calcula
por las siguientes fórmulas:
Pv1 = 0.007V2
Para superficies planas.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
Pv1 = 0.042V2
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 48 DE 130
Para superficies de revolución en que:
Pv1 = Presión del viento en Kg/m2
v = Velocidad del viento en Km/hora.
Carga del viento = f P = Pv1 * Area.
En postes de forma troncocónica el área es igual, aproximadamente, a:
area =
d1 =
d2 =
H=
d1 + d 2
H
200
Diámetro a nivel del terreno, en centímetros.
Diámetro del extremo superior, en centímetros.
Altura del poste sobre el terreno, en metros.
La Altura H1 , del punto de aplicación de la carga del viento, sobre la superficie del
terreno, se determina por la siguiente fórmula aproximada:
H1 =
H d 1 + 2d 2
*
, metros
3 d1 + d 2
Para hallar H, tener en cuenta que la profundidad de enterramiento del poste es
0.1H + 0.6
Donde las convenciones son las mismas de la fórmula anterior.
5.4.1.2 En los conductores.
La carga total del viento sobre los conductores se calcula por la siguiente fórmula:
fv = 0.042V2*A*n.
V=
A=
dc =
l=
n=
velocidad del viento en km/hora.
área del conductor =
(dc/100)*l (m2).
diámetro del conductor, en centímetros.
longitud del vano de viento, en metros.
número de conductores iguales.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 49 DE 130
El punto de aplicación de este esfuerzo estará localizado en el amarre de los
conductores.
5.4.1.3 En otros elementos.
Para la verificación de los esfuerzos en los apoyos (postería de concreto) incluidos
en estas Normas, pueden despreciarse los provenientes de esfuerzos del viento
en crucetas, aisladores y otros elementos secundarios de la instalación.
5.4.2 Esfuerzos debidos a tensiones desequilibradas.
1. En el Capítulo 4 se establecen las fórmulas para el cálculo de tensiones en los
conductores. Estas se emplearán para el cálculo de esfuerzos en los apoyos,
bajo las hipótesis del Artículo 5.1-c anterior.
2. En apoyos para ángulos, el esfuerzo será la resultante de las tensiones en los
dos conductores como se ilustra en las figuras 7 y 8.
ϕ
Figura 7. Cambio del alineamiento con tensiones iguales
En el caso de la Figura 7, en que las tensiones son iguales, la resultante tendrá la
dirección de la bisectriz del ángulo inferior y un valor igual a:
tr = 2t sen
ϕ
2
; para t1 = t 2 = t
Si los esfuerzos no son iguales, como en el caso de la Figura 8, la resultante tiene
el valor:
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 50 DE 130
tr = t12 + t 22 − 2t1t 2 cos ϕ
ϕ
θ
Figura 8. Cambio del alineamiento con tensiones desiguales
Y su dirección es la del ángulo θ, que se determina por la siguiente expresión:
cos θ =
t r2 + t12 − t 22
2t r t1
5.5 MOMENTOS EN APOYOS SENCILLOS.
5.5.1 Momento resistente.
El momento resistente de un poste es igual a:
Mr =
f t d13
10
en que
Mr = Momento resistente en kg-m
Ft = Esfuerzo de trabajo permisible en kg/mm2
d1 = Diámetro del poste en la sección de empotramiento
5.5.2 Momentos por presión del viento.
5.5.2.1 En el apoyo.
El momento en kg-m es:
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 51 DE 130
M 1 = Pv1 S1 H 1
Pv1 = Presión del viento en, kg-m2
S1 = Area del apoyo sometido a la presión del viento, en m2
H1 = Altura de aplicación de la carga resultante, en m
Para postes troncónicos:
H 2 (2d 2 + d1 )
M 1 = Pv1
600
Pv1 = Presión del viento en, kg-m2
H = Altura del poste sobre el terreno, en m
d2 = Diámetro superior del poste, en cm
d1 = Diámetro del poste a nivel del suelo, en cm
5.5.2.2 En los conductores.
El momento en kg-m es:
M 2 = Pv1
h1 nd c (l 2 + l1 )
200
Pv1 = Presión del viento en, kg-m2
h1 = Altura de aplicación de la carga de viento, en m
n = Número de conductores
dc = Diámetro de los conductores, en cm
l1 y l2 = longitud de los vanos adyasentes, en m
Para conductores de diferentes diámetros y apoyos a diferente nivel, la fórmula se
aplicará separadamente.
5.5.3 Por tensión en los conductores.
El momento en kg-m, es:
M 3 = t r h1
tr = Tensión resultante , en kg
h1 = Altura de aplicación de la tensión, en m
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 52 DE 130
5.5.4 Factores de seguridad.
1. Para cualquier combinación de esfuerzos, el momento total que esta produce
debe ser inferior al momento resistente: ∑M < Mr.
2. El esfuerzo de trabajo permisible será igual a:
ft =
10M
d13
,
Mr =
C r h1
fs
Atención:
fs = 1, si se toma una carga de rotura dada por el fabricante, en la que ya se ha
incluido el factor de seguridad.
ft = esfuerzo permisible de trabajo en kg/mm2
Cr = Carga de rotura en kg.
fs = factor de seguridad, que para postes de madera será 3,0 a 5,0 y de concreto
de 1,5 a 2,5.
h1 = altura desde el nivel del suelo hasta el punto de aplicación de la carga, en
metros.
Para postes troncónicos:
ft =
10C r h1
Ch
= 4 r 3 1 kg / mm 2
3
2.5d1
d1
Y el momento resistente será:
Mr = 4*10-1Crh1
Cr = Carga de rotura en kilogramos.
d1 = diámetro en centímetros, al nivel del suelo.
5.5.5 Gráfico de utilización del poste.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 53 DE 130
La curva de utilización del poste permite determinar la magnitud del ángulo de
alineamiento y la longitud de los vanos que puede soportar, sin necesidad de
templetes.
La curva de utilización está determinada por la expresión:
Mr = M1 + M2 + M3
Mr = momento máximo permisible en el poste.
M1 = momento por carga del viento en el poste.
M2 = momento por carga del viento en los conductores.
M3 = momento por carga debido al ángulo de deflexión de los alineamientos.
Reemplazando en la expresión anterior las fórmulas respectivas:
M r = P1 S1 H 1 + Pv1
h1 n1d c (l1 + l 2 )
+ t r h1
200
Ejemplo: Hallar la curva de utilización de un poste troncónico de concreto bajo las
siguientes condiciones:
Longitud total del poste
Profundidad de empotramiento
Diámetro superior del poste
Diámetro del poste a ras del suelo
Momento de rotura del poste
Número de conductores
=
=
=
=
=
=
Diámetro de los conductores
Carga de rotura de los conductores
Velocidad del viento
=
=
=
9.2 metros.
1.5 metros.
0.12 metros.
0.255 m.
3.230 kg-m
2, calibre 2/0 ACSR, en
disposición vertical, uno en el
extremo del poste y el inferior
a un metro de distancia.
1,134 centímetros.
2.425 kilometros.
80 km/hora.
Para un factor de seguridad de 2.5, el momento máximo permisible en el poste es:
Mr =
3230
= 1.292 kg − m
2.5
Momento en el apoyo debido al viento:
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 54 DE 130
2
(
9.5 − 1.5) (2 * 12.0 + 25.5)
M 1 = 0.0042(80)
= 131.5 kg − m
2
600
Momento del viento sobre los conductores:
M 2 = 0.0042(80)
(7.7 + 6.7 )1.134(l1 + l 2 )
2
200
M2=4.39 l , si se supone l1=l2=l
Momento debido al ángulo de deflexión:
Tensión permisible en el conductor con factor de seguridad de 4:
tr =
2425
= 606.3 kg
4
M 3 = 2 * 606.3 sen
ϕ
2
(7.7 + 6.7 ) = 17461.4 sen ϕ
2
Por lo tanto:
1292 = 131.5 + 4.39l + 17461.4 sen
264.4 = l + 3977.5 sen
ϕ
ϕ
2
2
Los puntos de intersección con los ejes de coordenadas son:
L=0 ; sen(ϕ/2) = 0.0665 ; ϕ/2 = 3º 49`
ϕ/2 = 0 ; sen(ϕ/2) = 0 ; l = 264.4m
Uniendo estos puntos de intersección, se encuentra el gráfico de utilización del
poste para las condiciones de carga, como se ilustra en la Figura 9. De este
gráfico se deduce que el vano máximo permisible en alineamientos rectos es de
264,4 metros.
Para ángulos ϕ entre 0º y 7º 38’ los vanos pueden hallarse del gráfico. Así por
ejemplo para ϕ = 4º 42’ el vano permisible es de 100 metros.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 55 DE 130
Figura 9. Gráfico de utilización del poste
5.6 VANOS MÁXIMOS PERMISIBLES SIN RETENIDAS LATERALES
Las siguientes tablas muestran los vanos máximos permitidos para los calibres
336.4kCM, 4/0, 2/0 y 1/0 AWG, en disposiciones de un solo circuito, doble circuito
primario, un circuito primario y un secundario en cable tríplex 2x2/0 + 1/0, en poste
de 12 metros, y circuito único secundario en cable tríplex 2x2/0 + 1/0 en poste de
9 metros. Se tuvo en cuenta en cada caso la resistencia mecánica del poste.
Estos vanos aseguran que para las disposiciones mencionadas, se respeta la
distancia permitida desde el suelo hasta el conductor mas bajo.
VANOS MÁXIMOS PERMISIBLES SIN RETENIDAS LATERALES (METROS)
Tabla 8. Postes de 12 metros con un solo circuito primario
(Los postes trabajan con un factor de seguridad de 2.5)
TIPO DE
LÍNEA
UN
CIRCUITO
PRIMARIO
CALIBRE Y NÚMERO DE
ALAMBRES
CIRCUITO
SUPERIOR
CIRCUITO
INFERIOR
3 x 1/0
3 x 2/0
3 x 4/0
3 x 336.4
---
ALTURA
DEL
POSTE
12m
13.2KV
34.5KV
RESISTENCIA DEL
POSTE
510
750
1050
115
190
210
105
170
200
80
135
195
65
110
160
RESISTENCIA DEL
POSTE
510
750
1050
115
180
180
105
170
170
80
135
160
65
110
140
Para el cálculo de estas distancias de vanos, se ha tenido en cuenta la acción del viento (44kg/m2) sobre los
conductores y la separación mínima entre conductores soportados en aisladores tipo Line Post, en disposición
triangular, dada por la fórmula: e = 0.75 * √F + kV/150, donde.
F: Flecha máxima; e : separación entre conductores; y kV: tensión en kilovoltios de la línea.
Flecha máxima (13.2kV) = 2.2m
Flecha máxima (34.5kV) = 1.7m
Estos valores de flechas permiten un valor de vano máximo para calibre de conductor así:
Para 336.4kCM 170m (13.2kV) y 140m (34.5kV)
Para 4/0 AWG 190m (13.2kV) y 160m (34.5kV)
Para 2/0 AWG 200m (13.2kV) y 170m (34.5kV)
Para 1/0 AWG 210m (13.2kV) y 180m (34.5kV)
Tabla 9. Postes de 12 metros con doble circuito primario
TIPO DE
LÍNEA
DOBLE
CIRCUITO
PRIMARIO
CALIBRE Y NÚMERO DE
ALAMBRES
CIRCUITO
CIRCUITO
SUPERIOR
INFERIOR
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 4/0
3 x 4/0
3 x 2/0
3 x 336.4
3 x 336.4
3 x 4/0
3 x 2/0
ALTURA
DEL
POSTE
12m
RESISTENCIA DEL
POSTE
510
55
40
45
35
40
40
750
90
70
75
55
60
70
1050
130
105
115
85
90
100
Tabla 10. Postes de 12 metros con un circuito primario y uno secundario
TIPO DE
LÍNEA
CIRCUITO
PRIMARIO Y
SECUNDARIO
CALIBRE Y NÚMERO DE
ALAMBRES
CIRCUITO
CIRCUITO
SUPERIOR
INFERIOR
3 x 2/0
Tríplex
2x2/0 +
3 x 4/0
1x1/0
3 x 336.4
ALTURA
DEL
POSTE
12m
RESISTENCIA DEL
POSTE
510
60
50
45
750
95
85
75
1050
145
125
110
Tabla 11. Postes de 9 metros con un solo circuito secundario
TIPO DE LÍNEA
CIRCUITO
SECUNDARIO
CALIBRE Y NÚMERO DE
ALAMBRES
CIRCUITO
CIRCUITO
SUPERIOR
INFERIOR
Tríplex
2x2/0 +
--1x1/0
ALTURA
DEL
POSTE
9m
TENSION SECUNDARIA
FACTRO DE SEGURIDAD
2.0
2.5
120
100
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 59 DE 130
5.7 ANÁLISIS DE ESTRUCTURAS EN H.
5.7.1 Generalidades.
El análisis de las estructuras en H, se efectúa tratando cada uno de los apoyos
componentes como si se tratara de apoyos sencillos. Para ello se supone que
cada apoyo toma la mitad de los esfuerzos totales.
5.8 RETENIDAS Y ANCLAJES.
Se utilizan para contrarrestar las tensiones horizontales desequilibradas en los
apoyos, como se ilustra en la Figura 10.
φ
Figura 10. Fuerzas sobre un templete
5.8.1 Retenidas.
5.8.1.1 Características generales del cable de retenida
El cable de acero galvanizado cumplirán con las siguientes características
generales:
Calibre:
- Número de alambres:
-
9.52 mm (3/8")
7
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
-
Diámetro nominal del alambre, mm:
Diámetro nominal del cable, mm:
Peso unitario, kg/km:
Clase de galvanizado (1)
Peso mínimo de recubrimiento,kg/m2 (1)
Resistencia mínima de rotura (kN):
Grado
PAGINA: 60 DE 130
3.05
9.52
406.0
58503
Extra Alta Resistencia
NOTAS: (1) Dependiendo del tipo de recubrimiento (clase A, B o C), cada
empresa seleccionara los valores correspondientes.
Los cables terminados deben estar libres de asperezas e imperfecciones que no
sean consistentes con la buena práctica comercial.
Tabla 12. Diámetros nominales y pesos mínimos de
recubrimiento para alambres de acero galvanizado
Diámetro Nominal del
Alambre Galvanizado
Pesos mínimos de recubrimientos
(g/m2) de superficie no galvanizada
(mm)
CLASE A
CLASE B
CLASE C
2.03
183
366
549
2.64
244
488
732
3.05
259
519
778
4.19
275
549
824
Con base en el esquema de la Figura 10, las relaciones para el cálculo son las
siguientes:
pr = t
r1 + r2
r2
p1 = p r
p2 =
r2
r +r
=t 1 2
b
b
p r2 + p12
En función del ángulo φ el esfuerzo p2 es igual a:
p 2 = p r secθ = p r 1 +
r22
b2
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 61 DE 130
El momento flector en la sección de amarre de la retenida es igual a:
M = r1 x t, lo cual indica que las retenidas deben apoyarse en el poste tan cerca del
punto de aplicación de la fuerza, cuanto sea posible.
Puede observarse también que entre mayor sea b, menores serán los esfuerzos
p1 y p2 .
Al diseñar la línea, se debe usar solamente un calibre de cable para retenidas; allí
donde se requiera un calibre mayor se deberá utilizar un número equivalente de
retenidas de calibre seleccionado.
5.8.2 Anclajes.
El esfuerzo de tracción en la retenida debe ser contrarrestado por el anclaje.
Los anclajes consisten generalmente en una varilla de acero de refuerzo anclada a
un bloque de concreto. La varilla y el cable de acero la retenida se unen por medio
de un tensor.
La tracción en la retenida se considera contrarrestada por el peso del bloque de
anclaje y el del relleno sobre éste.
El volumen del relleno se considera igual al de un tronco de pirámide, cuya
fórmula es la siguiente:
(
1
V = h A1 + A2 + A1 . A2
3
)
V = volumen en metros cúbicos.
h = altura del tronco de pirámide en metros.
A1 y A2 = áreas de las bases superior e inferior en metros cuadrados.
El peso del tronco de pirámide será igual al volumen por la densidad el terreno en
kg/m3. Por lo tanto:
p2 = peso anclaje + V x densidad del terreno, relación con la cual puede
determinarse el valor de h.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 62 DE 130
La relación entre las áreas A1 y A2 depende del ángulo natural de talud del terreno.
Para propósitos prácticos se supone que la pendiente natural está en al relación
1:1.
5.8.2.1 Cargas mínimas de tensión
Para el tipo de varillas de anclaje a utilizar en el sistema de EPSA E.S.P., las
siguientes son las características de tensión.
Tabla 13. cargas mínimas de tensión para varillas de anclaje
DIAMETRO
mm
pulg
16
19
5/8
¾
CARGA DE PRUEBA
CARGA MINIMA
kgf
KN
kgf
kN
3400
5100
33.1
48.9
6200
9000
60.5
88.9
5.8.2.2 Requisitos de galvanizado.
Los requisitos de galvanizado para zonas contaminadas, para las varillas de
anclaje, se muestran en la siguiente tabla.
Tabla 14. Requisitos de galvanizado para varillas de anclaje
APLICACIÓN
Varillas de anclaje
PROMEDIO
gr/m2
450
MINIMO
Gr/m2
405
5.8.2.3 Concretada de anclas
En terrenos inestables como es el caso de zonas inundables, áreas de cultivo y
terrenos arenosos, las anclas se deben estabilizar concretándolas (concreto
ciclópeo) en su base (zapata) con una franja de 50cm desde el fondo del hueco
para aumentar su área de contacto con el terreno. Ver Figura 11.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 63 DE 130
Figura 11. Concretada de anclas
El concreto para el anclaje deberá tener una resistencia a los 28 días de 210
kg/cm2 (3000psi)
5.8.3 Esfuerzo de Compresión en el Apoyo debido a cargas verticales.
El esfuerzo de compresión en la sección a ras del suelo se calcula por la siguiente
fórmula:
Rc =
P
S2
 4 JH 2 S 2
1 +
I




Rc = esfuerzo de comprensión en kg/mm2.
P = suma de esfuerzos verticales en el apoyo, en kg.
S2 = área del poste a ras del suelo, en mm2.
H = altura del poste sobre el suelo, en metros.
I = momento de inercia de la sección a ras del suelo, en cm4.
J = coeficiente que depende del material del apoyo y que tiene los siguientes
valores:
Hierro y acero
k = 0.011
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
Madera
Concreto reforzado
PAGINA: 64 DE 130
k = 0.020
k = 0.015
El esfuerzo Rc debe ser inferior al coeficiente de trabajo permisible a la
comprensión para el apoyo.
5.9 AISLADORES
Los aisladores deberán soportar todas las cargas sin exceder los siguientes
porcentajes de su esfuerzo último de diseño. (resistencia eléctrica y mecánica
combinada)
Tabla 15. Esfuerzos en aisladores
Tipo de esfuerzo
Cantillever (cortadura)
Compresión
Tensión
Porcentaje (%)
40
50
50
5.9.1 Tipos de aisladores
Los tipos de aisladores a utilizar en el sistema de EPSA E.S.P. se resumen en la
siguiente tabla así como sus esfuerzos últimos de diseño.
Tabla 16. Tipos de aisladores
Tipo de aislador
Line- Post 13.2kV
(Porcelana)
Line- Post 34.5kV
(Porcelana)
Suspensión
sintético 13.2kV
Suspensión
sintético 13.2kV
De tensión para
retenidas 13.2kV
y/o 34.5kV
Referencia
Resistencia a la
Tensión en
tracción (kN) Cantillever (kN)
Esfuerzo máximo
permitido (kN)
ANSI 57-1
12.5
5
ANSI 57-2
12.5
5
IEEE 1024
44.6 (10000lbf)
22.3
IEEE 1024
44.6 (10000lbf)
22.3
ANSI 54-4
89
44.5
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 65 DE 130
5.9.2 Cálculo de espigos.
Los espigos de aisladores se verifican para la tensión máxima del conductor,
suponiendo roto el conductor del vano contiguo, en un tramo en suspensión.
En apoyos para ángulo, el espigo debe ser adecuado para soportar las resultante
de los esfuerzos horizontales en los conductores, más el esfuerzo del viento sobre
éstos, en la dirección de la resultante mencionada.
Para el cálculo se supone que los esfuerzos se aplican en el extremo libre y que el
espigo actúa como ménsula rígidamente empotrada. Con base en la Figura 12:
ϕ
Figura 12. Fuerza sobre un aislador y su espigo
Momento en el empotramiento M5 = fr *h, en que:
fr = resultante de los esfuerzos horizontales.
h = altura libre del herraje.
El esfuerzo de trabajo en el espigo está dado por la expresión:
g=
g = esfuerzo de trabajo en kg/mm2.
32M 5
π d3
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 66 DE 130
M5 = momento en kg-mm.
d = diámetro del espigo en mm.
El esfuerzo g deberá ser inferior al permisible, dado por los fabricantes de acero.
5.9.3 Aisladores de suspensión.
En el numeral 3.3.4.2 se establecieron las fórmulas para el cálculo de las
distancias en los aisladores de suspensión. La oscilación de los aisladores de
suspensión depende de las condiciones de tensión del conductor, la presión del
viento y las cargas verticales.
En el caso de apoyos para ángulos de deflexión de alineamientos, el valor máximo
del ángulo de deflexión está gobernado por las distancias mínimas normalizadas
entre el conductor y la estructura.
El ángulo de oscilación de los conductores se expresa por la fórmula:
β = tan −1
c arg a transversal
c arg avertical
β = tan −1
tr + fv
Pc + Pa
2
β = ángulo de la cadena de aisladores con la vertical.
Tr = esfuerzo resultante debido al cambio de alineamientos.
fv = esfuerzo del viento en el conductor.
Pc = peso del conductor en el vano gravitante
Pa = peso de la cadena de aisladores
El ángulo de balanceo de los aisladores y por lo tanto las distancias mínimas a la
estructura se puede por los siguientes medios.
a. Instalación de pesos adicionales en la cadena de suspensión
b. Extensión de la cadena de aisladores, por medio de brazos o ménsulas, para
aumentar su distancia a la estructura.
c. Aumento en las distancias de colocación de los aisladores, utilizando crucetas
de mayor longitud.
d. Diseño con tensiones menores.
e. Uso de estructuras de mayor altura para tratar de contrarrestar el vano viento
con el vano gravitante.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 67 DE 130
f. Uso de estructuras de retención.
La selección de los medios anteriores debe basarse en un análisis técnicoeconómico de las alternativas, de acuerdo con las condiciones de cada proyecto.
5.10 CRUCETAS
Las crucetas podrán serán metálicas y para su cálculo se consideran empotradas
en el punto o puntos de amarre del apoyo. Sobre la crucetas actúa el peso de los
aisladores, herrajes y conductores en los apoyos de suspensión. En estructuras
de retención y terminales actúa además la tensión en los conductores.
En la Figura 13, el momento flector es:
M v = t c . L1 kg − m
Figura 13: Fuerza sobre una cruceta para suspensión
En la Figura 14, se ilustra una cruceta sujeta a esfuerzos verticales y horizontales,
cuyas relaciones son las siguientes:
M v = t c . L1 kg − m
M h = t . L1 kg − m
M 4 = M v . M h kg − m en que
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 68 DE 130
Figura 14. Fuerzas sobre una cruceta para retención
L1 es la distancia del punto de aplicación de la fuerza al punto de amarre de la
cruceta.
El valor del coeficiente de trabajo se encuentra por la expresión:
gt =
M 4 .Y
I
M4 = momento, en kg-cm
I = momento de inercia, en cm4
Y = distancia a la fibra de mayor esfuerzo, en cm
En la Figura 15 se incluyen las características de perfiles L más usuales en
crucetas metálicas. Si se usa doble cruceta los esfuerzos en cada una se
consideran iguales a la mitad de los esfuerzos totales.
c. Generalmente las crucetas se refuerzan con tornapuntas o tirantes, como se
ilustra en las Figuras 16 y 17.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 69 DE 130
Figura 15. Fuerzas sobre un tornapuntas
Figura 16. Fuerzas sobre un tirante
El cálculo de estos elementos se basa en las siguientes fórmulas:
t c1 = t c
L1
L2
pr1 = t c1
L2
L1
= tc
b
b
pr = t c21 + pr1 = t c
L1
L22 + b 2
L2 b
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 70 DE 130
5.11 BASE PARA LOS APOYOS
Los postes deben hincarse en el terreno de modo que los esfuerzos se distribuyan
adecuadamente en el mismo, de acuerdo con sus características.
Los apoyos deberán anclarse de forma que se obtenga soporte lateral adecuado y
contra los esfuerzos de levantamiento. En el caso de estructuras en H o formadas
por varios postes, se deberán evitar asentamientos diferentes en los apoyos que
forman la estructura. El relleno a través de las estructuras deberá colocarse y
luego compactarse en la excavación seca, en capas que no excedan 20 cm de
espesor. El material para rellenos deberá ser seleccionado, con tamaños máximos
de agregados hasta de 4 cms.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
6
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 71 DE 130
CONECTORES Y EMPALMES A UTILIZAR EN LA RED AÉREA
6.1 GENERALIDADES
Para realizar los empalmes de cables y las conexiones necesarias en el sistema
de red aérea se utilizarán los empalmes y conectores que a continuación se
relacionan.
6.2 CONECTORES TIPO CUÑA
Los conectores tipo cuña están formados por dos piezas, una con perfil en C y otra
con forma de cuña que encaja en la anterior; son conectores que trabajan con
tecnología de presión de cuña garantizando una conexión confiable y fácil de
hacer. Son aptos para conexión aluminio- aluminio y conexión bimetálica.
Para la instalación de los conectores de calibres de derivación pequeños se
requiere de una pinza extensible (pico de loro); para calibres superiores se
necesita una herramienta especial en la que el conector es encajado con los
cables ya ubicados en su posición y mediante la detonación de una pequeña
carga de pólvora se hace deslizar la cuña hasta su posición de trabajo, haciendo
un contacto firme entre los cables.
6.2.1 Red aérea primaria
La red aérea primaria en el sistema EPSA, se construye en calibres 2/0AWG,
4/0AWG y 336.4kCM. Con base en estos calibres y en los puntos de utilización de
los conectores se elegirá el tipo de conector
En la red aérea primaria se definen tres (3) puntos de conexión, así:
Cruce aéreo de dos líneas de igual o diferente calibre.
Bajante de línea primaria a transformador de distribución.
Transición de línea primaria aérea a subterránea, la cual a su vez tiene dos
opciones:
Cuando la transición es para alimentar un solo transformador .
Cuando la transición es para construir un circuito primario subterráneo.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 72 DE 130
6.2.1.1 Cruce aéreo de dos líneas de igual o diferente calibre.
En este caso, el alimentador es la línea que va por encima, la derivación va por
debajo y puede ser de un calibre igual o inferior al de la línea superior. La
conexión será Aluminio con Aluminio.
Tabla 17. Conectores tipo cuña para cruce aéreo primario
Calibre alimentador
Calibre derivación
Aluminio AWG o kCM Aluminio AWG o kCM
336.4
336.4
4/0
2/0
4/0
4/0
2/0
2
2/0
2/0
2
2
2
ITEM
Conector tipo cuña
WAC10
WAC11
WAC12
WAC4C
WAC7
WAC15
WAC16
WAC3C
WAC17
6.2.1.2 Bajante de línea primaria a transformador de distribución.
El bajante de la línea primaria a los transformadores de distribución se hará en Cu.
No. 4. La conexión será Aluminio con Cobre.
Tabla 18. Conectores tipo cuña para bajante a transformador
Calibre alimentador Calibre derivación
ITEM
AWG o kCM
AWG o Kcm
Conector tipo cuña
350
4
WAC13
4/0
4
WAC14
2/0
4
WAC3C6
2
4
WAC18
6.2.1.3 Transición de línea primaria aérea a subterránea.
La transición se hace conectando la línea aérea a la subterránea a través de una
protección (cortacircuitos) o medio de corte visible (seccionador o cuchillas) lo que
implica un puente en cable de cobre para hacer la conexión entre la línea aérea y
el elemento de corte ó protección.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 73 DE 130
Cuando la transición es para alimentar un solo transformador, debido a la poca
potencia a manejar, el calibre de cobre que se usará es No.2. La conexión será
Aluminio con Cobre.
Tabla 19. Conectores tipo cuña para transición a línea subterránea
(Un solo transformador)
Calibre línea aérea
Aluminio AWG o kcmil
336.4
4/0
2/0
2
Calibre cobre
AWG o kCM
2
2
2
2
ITEM
Conector tipo cuña
WAC14
WAC15
WAC3C6
WAC17
Cuando la transición es para construir un circuito primario subterráneo, el calibre
de cobre que se usará es No.2/0. La conexión será Aluminio con Cobre.
Tabla 20. Conectores tipo cuña para transición a línea subterránea
(Circuito primario secundario)
Calibre línea aérea
Aluminio AWG o kCM
336.4
4/0
2/0
2
Calibre cobre
AWG o Kcm
2/0
2/0
2/0
2/0
ITEM
Conector tipo cuña
WAC12
WAC7
WAC17
WAC3C
6.2.2 Red aérea secundaria
La red aérea secundaria en el sistema EPSA, se construye en cable
preensamblado (tríplex) en calibres 2xNo.2/0 + 1xNo.1/0 y 2xNo.1/0 + 1xNo.2.
Existe red secundaria abierta en calibres No.2/0, 1/0, 2 y 4. Con base en estos
calibres y en los puntos de utilización de los conectores se elegirá el tipo de
conector.
En la red aérea secundaria se definen cinco (5) puntos de conexión, así:
1. Cruce aéreo de dos líneas de igual o diferente calibre.
2. Transición de línea aérea abierta a preensamblada.
3. Bajante de transformador de distribución.
4. Conexión a alumbrado público.
5. Transición de línea aérea a subterránea, la cual a su vez tiene dos opciones:
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
PAGINA: 74 DE 130
-
Cuando la transición es para alimentar a un solo cliente.
-
Cuando la transición es para construir un circuito secundario subterráneo.
6.2.2.1 Cruce aéreo de dos líneas de igual o diferente calibre
En este caso, la derivación va por debajo y puede ser de un calibre igual o inferior
al de la línea superior. La conexión será Aluminio con Aluminio.
Tabla 21. Conectores tipo cuña para cruce aéreo secundario
Calibre línea superior
Aluminio AWG o kCM
Calibre derivación
Aluminio AWG o kCM
Fases
Neutro
Fases
Neutro
2/0
1/0
2/0
1/0
1/0
2
1/0
2
1/0
2
ITEM
Conector tipo cuña
Fases
Neutro
WAC17 WAC3C2
WAC3C1 WAC9
WAC9
WAC18
6.2.2.2 Transición de línea aérea abierta a preensamblada.
En este caso la conexión es Aluminio con Aluminio.
Se pueden encontrar los siguientes casos de conexión.
Tabla 22. Conectores tipo cuña para transición de línea abierta a preensamblada
Calibre línea preensamblada
Aluminio AWG o kCM
Fases
Neutro
2/0
1/0
1/0
2
Calibre línea abierta
Aluminio AWG o kCM
Fases
Neutro
2/0
1/0
2
4
2/0
1/0
2
4
1/0
2
4
4
1/0
2
4
4
ITEM
Conector tipo cuña
Fases
Neutro
WAC17
WAC3C1
WAC3C3
WCA3C6
WAC3C1
WAC3C2
WAC9
WAC3C4
WAC3C2
WAC9
WAC3C4
WAC20
WAC3C2
WAC9
WAC3C4
WAC20
6.2.2.3 Bajante de transformador de distribución.
El bajante único de transformador de distribución será en Cobre No. 2/0.
conexión será Cobre - Aluminio.
La
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
PAGINA: 75 DE 130
Tabla 23. Conectores tipo cuña para bajante de transformador
Calibre cobre
AWG o kCM
2/0
ITEM
Calibre red secundaria
AWG o kCM
Conector tipo cuña
2/0
WAC17
1/0
WAC3C1
2
WAC3C3
4
WAC3C6
6.2.2.4 Conexión a alumbrado público.
La conexión para el alumbrado público se hace de la red secundaria a un alambre
de cobre de calibres 12 o 14. La conexión es Aluminio con Cobre.
Tabla 24. Conectores tipo cuña para alumbrado público
Calibre cobre
AWG o kCM
12, 14
Calibre red secundaria
ITEM
AWG o kCM
Conector tipo cuña
2/0
WAC21
1/0
WAC21
2
WAC22
4
WAC23
6.2.2.5 Transición de línea aérea a subterránea:
Cuando la transición es para alimentar a un solo cliente o para construir un circuito
secundario subterráneo,, la conexión es Aluminio con Cobre. Se seleccionará el
conector de acuerdo a los calibres a utilizar.
6.3 EMPALMES
Los empalmes entre líneas aéreas deben soportar esfuerzos mecánicos, ya que
se usan para unir cables del mismo calibre en sitios donde están sometidos a
tensiones mecánicas; existen dos tipos de empalmes que sirven para este
requerimiento. Sólo en el caso de los conductores aislados de la red
preensamblada, se usan empalmes aislados que no necesitan soportar esfuerzos
ya que estos conductores no están sometidos a tensiones. El tamaño del empalme
se debe seleccionar de acuerdo con el calibre del cable.
6.3.1 Empalme tubular de compresión
Este tipo de empalme permite una conexión confiable tanto eléctrica como
mecánicamente. Para su aplicación requiere de una herramienta especial de
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 76 DE 130
accionamiento mecánico manual (ponchadora) con dados que se deben
seleccionar de acuerdo con el calibre del empalme. Ver figura 18.
6.3.2 Empalme automático
Es un empalme de instalación rápida que no requiere de herramienta ya que
internamente consta de unos resortes y unos casquillos que impiden que el cable
se salga una vez se ha introducido. Se ilustra en la Figura 17.
Sus principales ventajas son que no requiere ni herramienta ni habilidad especial
del instalador a la vez que se logra una conexión rápida y confiable.
Figura 17. Empalme automático
6.3.3 Empalme sin tracción tipo compresión
Se utilizan principalmente en la red preensamblada para los conductores de fase y
por esta razón el empalme viene preaislado y su instalación es por medio de
máquina ponchadora. Se consiguen para conductores de igual o diferente calibre.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
7
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 77 DE 130
CÁLCULO DE REDES SECUNDARIAS
7.1 TENSIONES DE SUMINISTRO.
Con el fin de atender la demanda del sistema con niveles de voltaje que
garanticen el adecuado funcionamiento de los equipos eléctricos, debe tenerse un
rango de operación del voltaje. Por esta razón es necesario establecer los niveles
máximo y mínimo de voltaje de operación, tanto en condiciones normales como en
casos de contingencias (condiciones anormales).
La norma ANSI C84.1 “Voltage Rating for Electric System and Equipment (60 Hz)”
recomienda como valores límites para el voltaje de servicio (voltaje en el punto de
conexión del transformador) en condiciones normales y de emergencia en media
tensión, los siguientes valores:
Tabla 25. Rangos de Voltaje Norma ANSI C84.1
Mínimo 2Voltaje de Servicio 3Voltaje de Servicio
Voltaje Nominal 1Voltaje
de Servicio
de Utilización
Favorable (Rango A) Tolerable (Rango B)
120
108
114-126
110-127
208
187
197-218
191-220
240
216
228-252
220-254
1
ANSI C84.1 Para comparación. Representa el mínimo voltaje RMS para los
puntos terminales de conexión de equipos (Dentro de las instalaciones del cliente),
para circuitos que no alimenten cargas de iluminación.
2
Voltaje Favorable. Es el rango recomendado de voltaje de operación; incluye un
rango 5% por encima y 5% por debajo del nominal. Éste y el rango de voltaje
tolerable son voltajes RMS a la entrada del servicio, fuera de las instalaciones del
cliente.
3
Voltaje Tolerable. Corresponde al Voltaje de servicio que se sale del rango
favorable un 8.33% por debajo y 5.83% por encima del nominal. Este voltaje es
considerado indeseable, pero no lo suficiente como para causar daños en el
equipo. Cuando se presente este rango de voltaje; a corto plazo se deben iniciar
acciones para llevar el voltaje al rango favorable. Si el voltaje cae fuera del rango
tolerable, esta condición es considerada de muy alta prioridad y se deben tomar
acciones inmediatas para mejorar el voltaje.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 78 DE 130
7.1.1 Suministro Desde Redes de Distribución Secundaria.
Monofásico bifilar a 120V ± 5%. Mediante acometida de dos conductores
conectados a fase y neutro.
Monofásico Trifilar a 120/240V ± 5%. Mediante acometida de dos conductores
conectados a fase y uno al neutro.
Dos fases trifilar desde un trifásico a 120/208 V ± 5%. Mediante acometida de
dos conductores conectadas a dos fases y uno al neutro desde el secundario de
un transformador trifásico.
7.2 REGULACIÓN DE TENSIÓN
Tabla 26. Regulación de tensión para red primaria de distribución.
LIMITES PARA LA REGULACION
COMPONENTE
DEL SISTEMA
REGULACION MAXIMA
RUR
DESDE
HASTA
%
2
Volts
URB
1
%
2
Volts
Primario trifásico
Barras de
subestación urbana
Ultimo punto
trifásico
3.5
4.2
3.0
3.6
Derivaciones
1Φ´s de
primarios
Arranque en último
punto trifásico
Poste terminal
1.5
1.8
0.5
0.6
5.0
6.0
3.5
4.2
TOTAL EN EL ULTIMO POSTE PRIMARIO
1
Tabla 27. Regulación de tensión para red secundaria de distribución.
LIMITES PARA LA REGULACION
COMPONENTE
DEL SISTEMA
REGULACION MAXIMA
RUR
DESDE
Transformadores
Bujes primarios
de distribución
HASTA
Conexión con red
secundaria
URB
%
Volts 1
3.0
2.5
3.0
%
Volts
2.5
1
Red secundaria
aérea
Conexión de bajantes Poste terminal
secundarios
secundario
3.5
4.2
3.5
4.2
Acometida
Poste terminal
secundario
2.5
3.0
1.0
1.2
8.5
10.2
7
8.4
Último punto de
instalación interna
3.0
3.6
3.0
3.6
TOTAL EN EL PUNTO DE UTILIZACIÓN
11.5
16.2
10.0
12
Medidor
SUBTOTAL EN EL MEDIDOR
Instalación
interna
Medidor de energía
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 79 DE 130
1. La regulación de tensión se calcula con base en un voltaje de referencia de
120 Voltios.
2. Se asume que el voltaje en la barra de subestación de distribución durante la
hora pico de máxima caída de voltaje se mantiene al 105% del voltaje nominal,
126 voltios en una base de 120 voltios.
3. Donde el voltaje en baja tensión no cumpla con los requerimientos de la norma
ANSI C84.1 se debe ajustar mediante el conmutador de derivaciones.
7.3 PROCEDIMIENTO PARA EL CALCULO DE LA CAPACIDAD DEL
TRANSFORMADOR.
1. Para definir la capacidad del transformador en conjuntos residenciales y
urbanizaciones se debe definir primero el tipo de carga por usuario de acuerdo
con la estratificación definida por la Oficina de Planeación Municipal para el
proyecto.
2. A la carga calculada en el paso anterior se le deben sumar las demás cargas
que puedan ser atendidas por el transformador como son las de alumbrado
público, iluminación de áreas comunes, ascensores y áreas de recreación.
3. El transformador se debe calcular para que inicialmente esté cargado al
ochenta por ciento (80%) con el fin de cubrir el crecimiento futuro.
4. Cuando el transformador es exclusivo para alumbrado público, se multiplica el
número de lámparas por la potencia individual y se deja una reserva del 20%.
7.4 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE REGULACIÓN DE TENSIÓN
EN BAJA TENSIÓN
1. Determinar el tipo de estrato socio-económico de la urbanización o condominio.
2. Determinar el tipo de redes a utilizar:
-
Monofásica trifilar.
Trifásica tetrafilar.
3. Determinar el tipo de conductor:
-
Cobre aislado para redes subterráneas.
Cable triplex de aluminio para redes aéreas.
4. Calcular la regulación en el extremo o extremos más alejados y de mayor
carga, usando las constantes de regulación y presentar el cálculo en los
cuadros anexos.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 80 DE 130
Tabla 28. Tabla guía para el cálculo de la regulación
Nombre del proyecto:
Estrato:___ Tipo de carga:___ No de usuarios:___
Transformador No:_____ Capacidad:____ Kva
Calibre de Caída Caída
Carga del
Momento Σ kVAxm conductor
Tramo Longitud No. de
parcial total
tramo
(m)
lotes
(kVAxm) (kVAxm)
de - a
(KVA)
%∆V Σ%∆V
Al
Cu
7.5 DEMANDA POR CLIENTE
La siguiente tabla define las potencias demandadas por los clientes de acuerdo
con la estratificación y al uso previsto de gas. El uso de gas se define cuando en el
proyecto estén previstas redes domiciliarias de este combustible.
Tabla 29. Demanda diversificada Estrato 1.
Con gas
Cant.
Carga
kw/Cl
1
1.38
1.38
2
2.31
1.16
3
3.15
1.05
4
4.04
1.01
5
4.90
0.98
6
5.73
0.96
7
6.60
0.94
8
7.40
0.93
9
8.16
0.91
10
9.07
0.91
11
9.80
0.89
12
10.44
0.87
13
11.06
0.85
14
11.48
0.82
15
0.82
16
0.82
17
0.82
18
0.82
Más de 18
0.82/Usu
Sin gas
Carga
kw/Cl
2.14
2.14
3.53
1.77
4.81
1.60
6
1.50
6.96
1.39
7.92
1.32
8.88
1.27
9.95
1.24
10.97
1.22
12.73
1.27
12.94
1.18
13.9
1.16
14.27
1.10
14.4
1.03
14.78
0.99
15.68
0.98
16.13
0.95
16.6
0.92
0.92/Usu
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 81 DE 130
Tabla 30. Demanda diversificada Estrato 2.
Con gas
Cant.
Carga
kw/Cl
1
1.88
1.88
2
3.19
1.60
3
4.39
1.46
4
5.51
1.38
5
6.57
1.31
6
7.61
1.27
7
8.60
1.23
8
9.52
1.19
9
10.51
1.17
10
11.47
1.15
11
12.41
1.13
12
13.52
1.13
13
14.45
1.11
14
15.31
1.09
15
16.19
1.08
16
17.03
1.06
17
18.04
1.06
18
1.06
19
1.06
20
1.06
21
1.06
22
1.06
23
1.06
24
1.06
25
1.06
Más de 25
1.06/Usu
Sin gas
Carga
Kw/Cl
2.8
2.80
4.75
2.38
6.45
2.15
7.97
1.99
9.37
1.87
10.7
1.78
11.93
1.70
13.02
1.63
14.18
1.58
15.28
1.53
16.31
1.48
17.53
1.46
18.5
1.42
19.36
1.38
20.21
1.35
21
1.31
22.1
1.30
23.07
1.28
24
1.26
24.96
1.25
25.93
1.23
26.9
1.22
27.88
1.21
28.97
1.21
29.95
1.20
1.20/Usu
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 82 DE 130
Tabla 31. Demanda diversificada Estrato 3.
Con gas
Cant.
Carga
kw/Cl
1
2.32
2.32
2
3.27
1.64
3
4.28
1.43
4
5.34
1.34
5
6.54
1.31
6
7.58
1.26
7
8.46
1.21
8
9.23
1.15
9
10.03
1.11
10
11.01
1.10
11
12.01
1.09
12
13.15
1.10
13
14.32
1.10
14
15.43
1.10
15
16.56
1.10
16
17.64
1.10
17
18.87
1.11
18
1.11
19
1.11
20
1.11
21
1.11
22
1.11
Mas de 22
1.11/usu
Sin gas
Carga
kw/Cl
3.2
3.20
4.8
2.40
6.29
2.10
7.73
1.93
9.33
1.87
10.66
1.78
11.73
1.68
12.63
1.58
13.54
1.50
14.66
1.47
15.78
1.43
17.06
1.42
18.34
1.41
19.51
1.39
20.68
1.38
21.75
1.36
22.98
1.35
24.1
1.34
25.06
1.32
25.8
1.29
26.65
1.27
27.35
1.24
1.24/usu
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 83 DE 130
Tabla 32. Demanda diversificada Estratos 4, 5 y 6.
Estrato 4
Cant.
Carga
kw/Cl
1
5
5
2
8.29
4.15
3
10.53
3.51
4
12.63
3.16
5
14.34
2.87
6
16.05
2.68
7
17.63
2.52
8
19.74
2.47
9
21.64
2.40
10
23.55
2.36
11
25.26
2.30
12
26.78
2.23
13
28.49
2.19
14
29.93
2.14
15
31.38
2.09
16
32.7
2.04
17
33.96
2.00
18
35.27
1.96
19
36.73
1.93
20
38.18
1.91
21
39.63
1.89
22
40.96
1.86
23
42.41
1.84
24
43.86
1.83
25
45.25
1.81
Más de 25
1.81/usu
Estratos 5 y 6
Carga
kw/Cl
6.17
6.17
9.77
4.89
12.73
4.24
15.42
3.86
17.87
3.57
20.05
3.34
22.24
3.18
24.42
3.05
26.35
2.93
28.28
2.83
29.95
2.72
31.62
2.64
33.29
2.56
34.7
2.48
36.25
2.42
37.66
2.35
39.2
2.31
40.74
2.26
42.29
2.23
43.7
2.19
45.11
2.15
46.66
2.12
48.07
2.09
49.48
2.06
50.9
2.04
2.04/usu
7.6 CONSTANTES DE REGULACIÓN.
Las tablas siguientes definen las constantes de regulación propias para cada tipo
de red y el material con que se construyen (Cobre y Aluminio)
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
PAGINA: 84 DE 130
Tabla 33. Constantes de regulación, red secundaria aérea preensamblada: (Aluminio)
Calibre
AWG
“K” Trifásica
“K” Monofásica
Fp=0.8
Fp=0.9
Fp=0.8
Fp=0.9
2
0.00185
0.00203
0.00279
0.00305
1/0
0.00121
0.00131
0.00182
0.00197
2/0
0.00099
0.00106
0.00149
0.00159
Tabla 34. Constantes de regulación, red secundaria Subterránea: (Cobre)
“K” Trifásica
“K” Monofásica
Calibre
AWG – Kcmil
Fp=0.8
Fp=0.9
Fp=0.8
Fp=0.9
2
0.00123
0.00132
0.00184
0.00199
1/0
0.00082
0.00087
0.00124
0.00131
2/0
0.00068
0.00071
0.00102
0.00106
4/0
0.00047
0.00048
0.00071
0.00072
250
0.00042
0.00042
0.00063
0.00063
350
0.00033
0.00032
0.00050
0.00049
Tabla 35. Constantes de regulación para 13.2 kV
Disposición vertical espaciada 1m.
“K” Trifásica x 10-7
Calibre
AWG - Kcmil
Fp=0.8
Fp=0.9
2
6.61298
6.72632
1/0
4.96988
4.88454
2/0
4.29273
4.13661
4/0
3.30678
3.07578
266.8
2.93833
2.76268
336.4
2.15811
1.89578
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
Tabla 36. Constantes de regulación para 34.5 kV
Disposición vertical espaciada 1.2m.
K Trifásica x 10-8
Calibre
AWG - Kcmil
Fp=0.8
Fp=0.9
2
9.74999
9.89697
1/0
7.34467
7.2008
2/0
6.3534
6.10592
4/0
4.91007
4.55297
266.8
4.3707
4.09463
336.4
3.22854
2.82558
Tabla 37. Constantes de regulación para 13.2 kV
Disposición horizontal espaciada 3.8m.
K Trifásica x 10-7
Calibre
AWG - Kcmil
Fp=0.8
Fp=0.9
2
6.61298
6.72632
1/0
4.96988
4.88454
2/0
4.29273
4.13661
4/0
3.30678
3.07578
266.8
2.93833
2.76268
336.4
2.15811
1.89578
Tabla 38. Constantes de regulación para 34.5 kV
Disposición horizontal espaciada 3.8m.
K Trifásica x 10-8
Calibre
AWG - Kcmil
Fp=0.8
Fp=0.9
2
9.6807
9.84662
1/0
7.27537
7.15045
2/0
6.2841
6.05557
4/0
4.84077
4.50261
266.8
4.3014
4.04427
336.4
3.15924
2.77522
PAGINA: 85 DE 130
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 86 DE 130
7.7 POTENCIAS NORMALIZADAS DE LOS TRANSFORMADORES
7.7.1 Red Aérea.
7.7.1.1 Transformador para servicio residencial.
El transformador normalizado para la red aérea del sistema de EPSA E.S.P. será
monofásico de las siguientes características.
SISTEMA
TENSIONES (Voltios)
POTENCIAS (kVA)
Buenaventura:
7620 Y /120/240
15 - 25 - 37.5 - 50
Resto del sistema
13200/120/240
15 – 25 -37.5 - 50
La disposición del cambiador de derivaciones será simétrica ±2x2.5%.
No se aceptarán redes de distribución para servicios residenciales con
transformadores cuya tensión primaria sea diferente a 13200 voltios. Para casos
especiales donde se requieran otros voltajes, se debe consultar con la Jefatura de
Zona Correspondiente.
7.7.1.2 Transformador para alumbrado público.
El transformador de alumbrado público será el transformador normalizado para el
sistema de distribución a 13200/120/240 V monofásico. Para casos especiales
donde se requieran otros voltajes, se debe consultar con la Oficina de Alumbrado
Público de EPSA E.S.P.
7.7.2 Servicios No Residenciales Trifásicos
7.7.2.1 Desde la Red Secundaria De Epsa.
Para alimentar servicios trifásicos hasta de 30 kVA en sectores donde la red sea
monofásica se utilizará el montaje en delta abierta adicionando un transformador
monofásico de la potencia apropiada. En este caso el voltaje de servicio será
120/240 V.
Este tipo de montaje se aprobará en redes secundarias donde se requiera
eventualmente uno o dos servicios trifásicos.
Para sectores donde las cargas sean mayoritariamente industriales se dará
servicio desde transformadores trifásicos.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 87 DE 130
7.7.2.2 Desde Transformador Dedicado
Cuando se trate de dar servicio desde un transformador dedicado a uno o varios
clientes el transformador puede ser de las tensiones secundarias que se
requieran, siendo las más comunes 120/208 V, 127/220 V, 254/440 V, 277/480 V.
En caso de tensiones diferentes a éstas se debe hacer consulta previa para
garantizar una correcta medición de la energía.
En redes a 34.5 kV se podrán utilizar transformadores para servicios no
residenciales siempre y cuando la carga justifique la utilización de este nivel de
tensión.
En todo caso se deberá hacer consulta previa con la Jefatura de Zona
Correspondiente.
7.7.3 Red Subterránea
7.7.3.1 Transformador de Epsa E.S.P.
Para la red subterránea de EPSA los transformadores normalizados son los
relacionados en la siguiente tabla:
Tabla 39. Transformadores normalizados
TIPO DE
SUBESTACIÓN
Pedestal(Pad Mounted)
Capsulada.
Bóveda
1
Aérea
TRIFÁSICOS
TENSION
POTENCIA
SECUNDARIA
(Kva)
(Voltios)
120/208
45-75-112.5-225
120/208
45-75-112.5-225
13200/120/208 45-75-112.5-225
13200/120/208 45-75-112.5-225
MONOFÁSICOS
TENSION
POTENCIA
SECUNDARIA
(Kva)
(Voltios)
120/240
15-25-37.5-50
120/240
15-25-37.5-50
120/240
15-25-37.5-50
120/240
15-25-37.5-50
1. Se puede presentar el caso de que una subestación sea aérea pero sus redes tanto primarias
como secundarias sean subterráneas.
7.7.3.2 Transformador Dedicado
Cuando el transformador es dedicado para uno o varios clientes se permitirán
potencias y tensiones diferentes a las definidas en la tabla anterior de acuerdo con
las necesidades propias de la carga. En todo caso se deberá consultar con EPSA
para asegurar una correcta medición de la energía y el nivel de tensión a utilizar.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
8
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 88 DE 130
CONEXIÓN DE TRANSFORMADORES
Este manual de construcción incluye las conexiones de transformadores de
distribución estándar que normalmente se encontrarán en el sistema eléctrico de
La Empresa de Energía del Pacífico S.A. EPSA ESP. El contenido de esta sección
se limita a la instalación de transformadores de distribución monofásicos. Se
incluyen aquí, diagramas de conexión con una breve descripción e información
técnica. Conexiones mas complejas y fuera de estas normas, deben ser
consultadas para su análisis, información detallada y aplicación apropiada.
8.1 TRANSFORMADORES ESTÁNDAR.
Los transformadores de distribución monofásicos y trifásicos sumergidos en
aceite, para montajes en poste o tipo pedestal (pad-mounted) están especialmente
diseñados para cargas de distribución residenciales. También son apropiados para
cargas de iluminación comercial e industrial y diversas aplicaciones de potencia.
Los transformadores descritos aquí están diseñados para las condiciones de
aplicación normalmente encontradas en sistemas eléctricos de distribución de
energía. Es conveniente usarlos bajo las condiciones de servicio usuales descritas
en la norma ANSI C57.12.00 “General Requeriments for Liquid-Immersed
Distribution Power and Regulating Transformers”. Todas las otras condiciones son
consideradas “servicios inusuales” y deben evitarse.
Las normas estándar incorporan cierta nomenclatura con respecto a rangos de
voltaje que muestran el voltaje de operación y las conexiones con las que el
transformador en particular puede ser usado como sigue:
Baja tensión de 120/240 (fig. 18-a) indica que el transformador es apropiado para
la operación en serie o paralelo en el devanado de baja tensión y máxima
capacidad. Para operación trifilar, la capacidad entre el neutro y cada terminal de
linea secundaria es la mitad de la capacidad. Baja tensión de 240/120 (fig 18-b)
indica que el transformador es apropiado para operación serie o trifilar en el
devanado de baja tensión, pero no para operación múltiple a 120 voltios.
Baja tensión de 240 x 480 voltios o alta tensión de 2400 x 4800 voltios (fig. 18-c)
indican que los devanados referidos pueden ser conectados para operación serie
o múltiple pero no para operación trifilar.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
a. E/2
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
b. 2E/E
PAGINA: 89 DE 130
c. VxVi
Figura 18. Diagramas típicos de transformadores.
Alta tensión de 13200 V. , 7620 V. en Y aterrizado indican que el transformador
tiene un solo buje terminal de alta tensión y es apropiado para la operación entre
fase y neutro en un circuito trifásico de neutro multiaterrizado con un voltaje línea a
línea de 13,200 V.
Alto voltaje nominal de 14,400/13,200 indica que ambos voltajes son considerados
nominales.
Altos voltajes nominales de 7,200/14,400 V indica que con los devanados en
paralelo se puede obtener un voltaje (7,200V) y con los devanados en serie, el
otro voltaje (14,400).
El símbolo “/” también se usa para separar los distintos voltajes de tap, por
ejemplo: 12,540 / 12,870 /13,200 / 13,530 / 13860 V.
NOTA: Los voltajes aquí presentados no corresponden en su totalidad a los de La
Empresa ya que se presenta un ejemplo de la norma ANSI.
8.2 POLARIDAD.
La polaridad de un transformador indica la dirección de los voltajes inducidos en
sus devanados con relación a los terminales del transformador. La polaridad se
refiere a las relaciones de voltaje de los terminales del transformador de acuerdo a
como salen del tanque. Teniendo de frente el lado de baja tensión del
transformador, cuando H1 es adyacente a X1 el transformador es de polaridad
sustractiva, cuando H1 esta localizado diagonalmente con respecto a X1 el
transformador es de polaridad aditiva. La figura 19 muestra ambos casos.
Algunos transformadores están equipados con un solo terminal de alta tensión el
cual es localizado simétricamente con respecto a los terminales de baja tensión. El
solo terminal de alta tensión es designado como H1. H2 es aterrizado en este
caso. Estos transformadores son clasificados como de polaridad aditiva. Durante
los primeros años en los cuales el transformador fue fabricado, algunos de ellos
fueron hechos con el terminal primario H2 disponible y el terminal primario H1
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
PAGINA: 90 DE 130
aterrizado. Consecuentemente estos transformadores deberían considerarse
como de polaridad substractiva.
V O LT A J E
V O LT A J E
H1
H2
H1
H2
X1
X2
X1
X2
V O LT A J E
V O LT A J E
PO LA RID A D
S U ST RA CT IV A
PO LA RID A D
A D IT IV A
Figura 19. Polaridad de transformadores
Los transformadores monofásicos tipo pedestal (pad-mounted) de 34.5/19.9 KV y
menores son normalmente considerados de polaridad aditiva.
Ellos son similares a los transformadores rurales en que un solo terminal de alta
tensión es expuesto y designado como H1. Si la unidad es un transformador
alimentado a través de un “loop” hay dos terminales los cuales son denotados H1A
y H1B indicando una conexión entre los terminales. Cuando se está de frente a un
transformador tipo pedestal (pad-mounted) si el terminal X1 es localizado como
muestra la figura 20, el transformador tiene polaridad aditiva. Si la localización de
X y X3 es inversa, la unidad tiene polaridad sustractiva.
H1B
X3
X1
H1A
X1
H1A
X2
X2
X3
H1B
Figura 20. Diagrama de un transformador padmounted monofásico
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 91 DE 130
8.2.1 PRUEBA DE POLARIDAD.
Con un terminal primario conectado al terminal secundario adyacente, el
transformador es excitado desde una fuente A.C. de 240 voltios sobre el devanado
de alta tensión. Entonces dos voltajes son medidos, uno a través del devanado de
alta tensión (H1 a H2) y el otro entre los terminales libres del primario y del
secundario. Si el voltaje entre los terminales libres es menor que el del devanado
de alta tensión, la polaridad es sustractiva, si es mayor, es aditiva.
Un diagrama de conexión para la polaridad de transformadores es mostrado en la
Norma RA109.
Las polaridades aditiva y substractiva serán encontradas entre los
transformadores mas viejos, pero generalmente la polaridad substractiva es la
actualmente estandarizada para transformadores de potencia (subestaciones). De
acuerdo con la norma ANSI C- 57.12.20, los transformadores de distribución
monofásicos de 200 KVA y menores, con voltajes de 8660 V. o menos tendrán
polaridad aditiva, como es el caso de los transformadores a 7620 V para
Buenaventura. Todos los otros transformadores monofásicos tendrán polaridad
substractiva, esto incluye todos los transformadores monofásicos que operan a
13200 V.
Es importante conocer la polaridad de los transformadores y lo mas deseable es
que los transformadores de igual polaridad sean conectados en paralelo o en
banco. Sin embargo esto no siempre es posible, por lo cual se muestran los
diagramas de conexión en la norma RA110 para diferentes combinaciones de
polaridad.
8.3 CONEXIÓN EN PARALELO DE TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS
DE DISTRIBUCIÓN.
Para conexiones exitosas de un banco de transformadores de distribución en
paralelo, se deben cumplir las siguientes condiciones:
-
Valores idénticos de voltaje.
-
Selecciones idénticas de taps.
-
Porcentaje de impedancia de un transformador entre el 92.5% y el 107.5%
de la del otro.
-
Valores idénticos de frecuencia.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 92 DE 130
Es recomendado que la conexión en paralelo de transformadores monofásicos
esté limitada a situaciones de emergencia. Las pérdidas de dos transformadores
pequeños son mayores comparadas con las de uno que los reemplace.
Adicionalmente la buena protección de sobre-corriente de dos unidades es difícil
de lograr.
8.4 DESPLAZAMIENTO ANGULAR.
Desplazamiento angular es un término usado para describir la relación del voltaje
del lado de alta con la del voltaje del lado de baja para un transformador trifásico o
para un banco de tres transformadores monofásicos conectados para operación
trifásica.
El desplazamiento angular es mostrado en la figura 21 bajo la norma EEI-NEMA
para transformadores trifásicos.
D ES PLA Z A M IEN T O
A N GU LA R EN GRA D O S
CO N EXIÓ N
H2
X2
0
D ELT A -D ELT A
H1
H3
X1
H2
X3
X2
0
Y - Y
H1
H3
X1
H2
X3
X2
D ELT A - Y
30
X1
H1
H3
X3
H2
X2
Y - D ELT A
30
X1
H1
H3
X3
Figura 21. Desplazamiento angular de transformadores
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 93 DE 130
El desplazamiento angular de los bancos de transformadores debe ser igual si
requieren ser conectados en paralelo. Un banco delta - delta puede ser conectado
en paralelo con otro banco delta-delta si ambos bancos tienen 0º de
desplazamiento angular. Un banco delta-delta puede ser conectado en paralelo
con un banco Y-Y si ambos bancos son conectados para 0º de desplazamiento
angular. Un banco delta-delta o uno Y-Y no puede ser conectado en paralelo con
otro banco delta-Y o Y-delta, porque estas dos conexiones tienen un
desplazamiento angular en múltiplos de 30º. Adicionalmente los cuatro
requerimientos para conexión en paralelo de transformadores monofásicos se
aplican a bancos trifásicos.
Los transformadores monofásicos pueden ser conectados de muchas formas
diferentes para bancos trifásicos. El requerimiento de idéntico desplazamiento
angular debe cumplirse ya sea para la conexión en paralelo de un transformador
trifásico con un banco conformado por tres unidades monofásicas, o para conectar
en paralelo dos bancos ambos conformados por unidades monofásicas.
Las marcas de alta tensión son H1 a la derecha y H2 a la izquierda, cuando
tenemos de frente el lado de alta tensión del transformador. Para polaridad aditiva,
el terminal X1 de baja tensión está a la derecha cuando tenemos de frente el lado
de baja tensión del transformador, y la polaridad es substractiva cuando el terminal
X1 de baja tensión esta a la izquierda.
Es importante conocer la polaridad de los transformadores cuando se requiera
montar un banco de transformadores para asegurar un voltaje apropiado en el
lado de baja y un desplazamiento angular conocido.
8.5 SECUENCIA DE FASES.
La secuencia de fases es el orden en que los tres voltajes de un sistema trifásico
aparecen, por ejemplo ABC o BAC. Es a menudo necesario saber la secuencia de
fase para:
-
Determinar la dirección de rotación de motores polifásicos.
-
Determinar la conexión apropiada cuando un banco de transformadores
trifásicos se conectan en paralelo.
-
Determinar que la secuencia de fase no cambie cuando un banco de
transformadores trifásicos es reemplazado.
-
Determinar las conexiones apropiados para medidores de energía.
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Se debe tener cuidado al remplazar bancos porque se puede presentar una
inversión de la secuencia de fases que invertirá también la rotación de los motores
trifásicos del cliente y probablemente resultará en un daño a su equipo.
De acuerdo a la norma ANSI C- 57.12.70, el terminal de transformadores trifásicos
(tipicamente padmounted) se marca de tal forma que si la secuencia de fase en el
lado de alta es H1, H2, H3 entonces la secuencia de fase en el lado de baja debe
ser X1, X2, X3. Cuando es un banco de transformadores monofásicos, la
secuencia depende de la configuración de la conexión.
8.6 FERRORRESONANCIA.
La ferrorresonancia es un fenómeno asociado con la conexión de los
transformadores polifásicos en serie con una capacitancia. Operando por debajo
de condiciones normales, la ferrorresonancia no ocurrirá en sistemas de
distribución. Sin embargo, si hay capacitancia dentro del sistema, típicamente en
la forma de bancos de capacitores shunt, cables de circuitos, líneas aéreas y/o
capacitancias internas de transformadores, y ocurre un suicheo monofásico o la
operación monofásica de un dispositivo de protección, la ferrorresonancia puede
presentarse.
Las siguientes son algunas anomalías las cuales pueden ocurrir cuando se
presenta ferrorresonacia.
-
Alto voltaje con voltajes pico en excesos hasta de cinco veces el voltaje
normal los cuales pueden, entre otras cosas, causar la operación y/o falla
de pararrayos en el área.
-
Formas de onda de voltaje y corriente dentada e irregular
-
Los transformadores involucrados en una ferrorresonancia de circuito,
emitirán ruidos fuertes.
Que ocurra o no resonancia durante un suicheo monofásico, depende en gran
medida del tipo de conexión del transformador. Un sistema de distribución debe
ser diseñado y operado de tal manera que la resonancia no sea posible o muy
improbable durante las condiciones de operación monofásicas.
Factores adicionales que deben ser considerados son:
-
Al aumentar el voltaje de distribución, aumenta la probabilidad de
ferrorresonancia.
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-
Los circuitos subterráneos son mas susceptibles debido a la alta
capacitancia del cable comparado con las líneas aéreas.
-
Implementando swicheo tripolar remoto al transformador y ubicando
swiches o fusibles cerca al transformador se reducirá la tendencia a la
ferrorresonancia.
8.7 TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS.
Las conexiones de transformadores monofásicos que se muestran en la figura 22
son las mas comúnmente usadas en el sistema eléctrico de La Empresa de
Energía del Pacífico S.A. EPSA ESP. Los diagramas son basados en conexiones
secundarias monofásicas trifilares de 240/120 V. Todos los diagramas son
aplicados a conexiones secundarias monofásicas 120 V. para conexión en
paralelo de los dos devanados de baja tensión.
CO N D U CT O R D E FA SE PRIM A RIO
CO N D U CT O R D E FA SE PRIM A RIO
CO N D U CT O R D E FA SE PRIM A RIO
H1
X3
H2
X2
H1
X1
X3
H2
X2
X1
N EU T RO
CO M Ú N
SECU N D A RIO
N EU T RO
CO M Ú N
2 4 0 /1 2 0
SECU N D A RIO
SECU N D A RIO
a . s is t em a d e n eu t r o c o m ú n
t r ifá s ic o t et r a filar
2 4 0 /1 2 0
SECU N D A RIO
b . s is t em a p r im a r io en d elt a
Figura 22. Conexión de transformadores monofásicos
La figura 22-a muestra un transformador monofásico convencional de dos bujes
primarios, uno conectado a un conductor de fase primario a través de un
cortacircuito y al conductor neutro común de un sistema de neutro común trifásico
tetrafilar. El otro terminal de alta tensión, el terminal de tierra del pararrayos, el
tanque del transformador y el conductor neutro común son conectados a una tierra
común.
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La figura 22-b muestra un transformador de dos bujes primarios conectados cada
uno a un conductor de fase primario a través de dos cortacircuitos con dos
pararrayos. Este tipo de conexión es común sólo en sistemas de delta primario. El
terminal de tierra del pararrayos, el tanque del transformador y el conductor neutro
secundario son conectados a una tierra común.
En las normas RA111 a RA113 se muestran montajes de transformadores
monofásicos.
8.7.1 OPERACIÓN EN PARALELO
La operación en paralelo de transformadores monofásicos no es recomendable,
debido a problemas asociados con protección de sobrecorrientes y altas cargas,
pero algunas veces se hace necesaria para alimentar una carga grande cuando un
transformador monofásico de la capacidad requerida, no está disponible.
Existen diversas condiciones limitantes para una satisfactoria operación en
paralelo de transformadores monofásicos, por ejemplo, las relaciones de
transformación deben ser idénticas y los porcentajes de impedancia
aproximadamente iguales. Los valores de reactancia y resistencia no deben ser
muy diferentes. Las diferencias en las relaciones de transformación causarán una
división inapropiada de carga y/o de corriente circulando. Si las impedancias son
diferentes, la carga no será repartida proporcionalmente a las capacidades de los
transformadores. La capacidad de dos o más transformadores con igual
porcentaje de impedancia e igual relación de transformación operando en paralelo,
será la suma de los kVA nominales de cada transformador. El porcentaje de
impedancia de un transformador debe ser aproximadamente de ± 7.5 % del valor
del transformador con el cual se va a conectar en paralelo (por ejemplo, un
transformador con una impedancia de 4% puede ser conectado con otro que tenga
impedancia mínimo de 3.7% a máximo 4.3% ).
Como precaución de seguridad, ambos transformadores deben ser conectados al
conductor de fase primario a través de cortacircuitos. Los transformadores
conectados en paralelo deben ser instalados siempre en un mismo poste, nunca
en postes separados a menos que sea conectados a un secundario común a
través de dispositivos que provean una adecuada protección al personal y los
equipos. Es difícil mantener la apropiada distancia para separar las conexiones de
los terminales del lado de alta tensión.
8.8 CONSIDERACIONES PARA CONEXIÓN POLIFÁSICA
Existen muchas maneras para conectar un sistema primario polifásico a un
sistema secundario polifásico a través de transformadores de distribución.
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Determinar la conexión correcta del transformador, requiere la consideración de
los componentes y los sistemas involucrados.
Generalmente, los transformadores usados en instalaciones trifásicas deben ser
transformadores convencionales con dos bujes primarios. Los transformadores de
un solo buje tienen un terminal del devanado primario aterrizado al tanque y
pueden ser usados solamente en bancos donde el primario es conectado en Y o Y
abierta, aunque esto no es recomendable. Los transformadores autoprotegidos no
deben ser usados en un banco donde el secundario es conectado en delta
cerrada. Los transformadores autoprotegidos y los de un solo buje primario
pueden ser usados en conexiones Y – Y y Y abierta – delta abierta pero no son
recomendables para otro tipo de conexiones.
8.8.1 SISTEMA PRIMARIO
Los sistemas de distribución primaria son típicamente trifásicos a tres hilos o
sistemas tetrafilares con neutro multiaterrizado. Estos tipos de sistemas permiten
para las conexiones del sistema primario el uso de delta, Y, Y aterrizado, Delta
abierta y Y abierta. Es importante que el voltaje nominal del transformador sea
igual al del sistema primario para asegurar el voltaje del lado de baja deseado.
8.8.2 SISTEMA SECUNDARIO
El sistema secundario puede ser tetrafilar aterrizado o trifilar no aterrizado. Para
alimentar una carga trifásica no aterrizada, las conexiones del lado de baja que
podrían ser usadas son delta y delta abierta. Una solución es alimentar los
sistemas secundarios usando una conexión Y aterrizada. El cliente puede tomar
servicios solo de las líneas energizadas. Esto evita problemas con el aterrizaje de
un lado de la conexión delta.
Los sistemas tetrafilares aterrizados pueden dar servicio a una combinación de
cargas y voltajes. Cargas monofásicas de 120V podrán ser alimentadas junto con
cargas trifásicas de 240V aterrizando la derivación central de un lado de la delta.
El sistema Y aterrizado tetrafilar requiere que el punto neutro sea aterrizado.
Advertencia: En un sistema a cuatro hilos en delta, la fase que se adiciona (“fase
brava”) tiene un voltaje de 208V con respecto al neutro, por tal motivo se debe
tener especial cuidado con esta fase al conectar electrodomésticos y equipos de
oficina a 120V. Ver Norma RA116.
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8.8.3 DESPLAZAMIENTO ANGULAR (CAMBIO DE FASE)
En un transformador monofásico, los voltajes primario y secundario están en fase
(0º de desplazamiento angular) o en oposición (180º de desplazamiento angular)
dependiendo de la polaridad del transformador. En conexión de transformadores
trifásicos el desplazamiento está en función de la conexión usada. Las conexiones
delta - delta y Y aterrizada - Y aterrizada producen un desplazamiento angular de
0º. Las conexiones delta - Y aterrizado y Y - delta producen 30º de desplazamiento
angular. Los secundarios de dos diferentes transformadores trifásicos deben tener
igual desplazamiento angular antes de ser conectados en paralelo.
En un transformador trifásico Pad-mounted, el desplazamiento angular es
mostrado en la placa de características con el diagrama de conexión.
8.8.4 CONEXIÓN DE DOS TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS EN DELTA
ABIERTA
Un banco de transformadores en delta abierta consiste en dos transformadores
monofásicos conectados eléctricamente de manera que pueden servir cargas
monofásicas trifilares y cargas trifásicas trifilares como se muestra en la norma
RA116. Un transformador es llamado transformador principal el cual alimenta el
57.7% de la carga trifásica y el 100% de la carga monofásica; el otro es llamado
transformador anexo y alimenta el 57.7% de la carga trifásica. Por ejemplo , si se
desea alimentar una carga monofásica de 7 kva y una carga trifásica de 5 kva, con
cargas al mismo factor de potencia, la capacidad de los transformadores se
calcula como sigue:
Carga monofásica
Carga trifásica (0.577 x 5)
Total kva requeridos
Tamaño de transformador requerido
Transformador
Principal
7 KVA
2.9 KVA
9.9
10 KVA
Transformador
Anexo
······
2.9 KVA
2.9
3 KVA
La conexión de transformadores en delta abierta se usará en zonas donde
predomina la red monofásica y eventualmente se requiere la instalación de un
servicio trifásico.
El montaje de transformadores en delta abierta se muestra en las normas RA117 a
RA119
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COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
9.1 GENERALIDADES
Los sistemas de distribución deben construirse de tal manera que se proteja al
público, al personal de la compañía y se minimicen las fallas tanto en duración
como en área afectada. Este último objetivo se logra aislando la falla del resto del
sistema ó mediante el uso de sistemas de recierre ó de transferencia automática
de carga.
Los equipos de protección deben ser coordinados para asegurar la adecuada
operación del sistema. La coordinación de estos equipos es un compromiso entre
la máxima protección y la máxima continuidad del servicio; esta coordinación se
logra con las siguientes reglas básicas:
1. Evitar que las fallas temporales se conviertan en fallas permanentes.
2. Aislar las fallas permanentes mediante la remoción de la mínima parte del
sistema que contenga las líneas o dispositivos fallados.
3. Prevenir el peligro al público mediante el despeje de las líneas en falla. Se
debe aclarar que los sistemas de protección no siempre son protección para el
personal. La presencia de un dispositivo de protección no necesariamente
protege al trabajador, puesto que mientras opera el dispositivo protector
pueden ocurrir lesiones graves. Por esta razón se deben seguir las normas de
seguridad en el trabajo.
Básicamente hay cuatro tipos diferentes de dispositivos de protección: fusibles,
interruptores, reconectadores y seccionalizadores. Todos estos dispositivos
censan la corriente que exceda a la corriente nominal y operan para despejar este
exceso que puede ser identificado como una falla del sistema.
9.2 FUSIBLES
Un fusible es un dispositivo no ajustable que sirve para una aplicación específica.
Los fusibles son diseñados para despejar sobrecorrientes, proteger equipo,
seccionar y suministra protección contra sobrecarga o contra cortocircuito. La
mayoría de los cortacircuitos trabajan por el principio de expulsión.
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Un análisis del sistema de EPSA nos permite requerir:
Las capacidades máximas de potencia (en MVA) que permiten una adecuada
coordinación de Fusibles vs Protecciones de circuitos de cabecera para nuevos
clientes Industriales permite definir el tipo de protección que se deben instalar en
los puntos de conexión en niveles de tensión de 13,2 y 34,5 kV.; El criterio básico
es garantizar que ante cualquier tipo de falla monofásica o trifásica, el equipo de
protección seleccionado brinde una correcta coordinación con las protecciones de
cabecera para no disparar el circuito.
1.- Conexiones a 13,2 kV: La máxima potencia que se permite para aceptar
instalación de fusibles es de 0,9 MVA. Para este caso el valor del fusible debe
ser de 65 Amperios tipo K (65K).
2.- Conexiones a 34,5 kV: La máxima potencia que se permite para clientes a
este nivel de tensión es 1,5 MVA para aceptar fusibles en el punto de conexión.
Para este caso el valor del fusible debe ser de 50 Amperios tipo K (50K); en
cualquier caso, las conexiones a 34.5 kV. en anillos del sistema de EPSA no serán
permitidas.
Para capacidades superiores se exige la instalación de interruptores con equipo
de protección de los cuales los más prácticos son los Reconectadores con control
y protección numéricos.
9.2.1 APLICACIÓN DE LOS CORTACIRCUITOS
El voltaje apropiado de los cortacircuitos está determinado por los siguientes
factores:
1. Máximo voltaje fase-fase o fase-tierra.
2. Puesta a tierra del sistema.
3. Tipo de circuito. Monofásico o trifásico.
Generalmente el voltaje nominal del cortacircuitos debe ser mayor o igual que el
voltaje del sistema. Lo cual define las siguientes reglas:
1. En sistemas no aterrizados el voltaje nominal máximo del cortacircuitos debe
se mayor o igual que el máximo voltaje fase-fase del sistema.
2. En sistemas efectivamente puestos a tierra:
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a. Para cargas monofásicas el máximo voltaje nominal del cortacircuitos
debe ser mayor o igual al máximo voltaje nominal fase-tierra del sistema.
b. Para sistemas trifásicos los voltajes nominales están basados en los
voltajes línea-línea.
La selección de los voltajes nominales con las normas anteriores garantiza que el
nivel básico de aislamiento (BIL) del cortacircuitos coordine con el del sistema.
Para seleccionar un cortacircuitos para una ubicación particular del sistema se
deben conocer los siguientes datos:
1. Voltaje del sistema y nivel de aislamiento.
2. Tipo de sistema (delta, Y aterrizada, uni o multiaterrizada, etc.)
3. Relación X/R y máxima corriente de falla en el punto de instalación.
4. Corriente de carga.
NOTA: La relación X/R es el factor de potencia de cortocircuito y está determinado
por la relación de resistencia y reactancia del circuito en el punto de falla. Por
ejemplo si la reactancia es X=20 Ohms y la resistencia es R=1.5 Ohms, la relación
X/R es 13.33
Estos cuatro factores determinan los siguientes tres requerimientos de los
cortacircuitos:
1. Corriente continua de trabajo
2. Voltaje nominal
3. Capacidad de interrupción.
La corriente continua de operación del fusible debe ser igual o mayor que la
corriente de carga. Para determinar la corriente de carga del circuito se debe tener
en cuenta una posible sobrecarga, pero no limitada a la sobrecarga de
transformadores sino también a cargas de arranque y alimentación de circuitos en
transferencia. La capacidad de interrupción de los fusibles debe ser mayor que la
máxima corriente de falla en el punto de instalación.
Las normas industriales para la especificación de corrientes nominales y
características de tiempo corriente fueron establecidas para tener una
intercambiabilidad de fusibles de diferentes fabricantes. Estas normas dividen los
fusibles más comúnmente usados en dos tipos: rápidos o tipo K y lentos o tipo T,
con diferentes características de Tiempo Corriente.
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Existen otros tipos de fusibles; por ejemplo los tipo QA, H y N. Cada tipo de fusible
es diseñado por su fabricante para una aplicación específica y en su literatura
técnica incluyen las curvas de tiempo mínimo de fusión y tiempo total de despeje.
La corriente es graficada en el eje horizontal y el tiempo en el eje vertical. Ambas
curvas son herramientas básicas para la apropiada aplicación de los fusibles en un
sistema coordinado. El intervalo entre la iniciación de la corriente de falla y la
iniciación del arco es el tiempo de fusión. El intervalo de duración del arco es el
tiempo de arqueo. El tiempo de arqueo sumado al tiempo de fusión es el tiempo
total de despeje.
9.2.2 RELACIÓN DE VELOCIDAD DEL FUSIBLE
La relación de velocidad de los fusibles de tamaños de 100A y menores, es la
relación entre la corriente de fusión en 0.1 segundos a la corriente de fusión en
300 segundos; al aumentar la relación, disminuye la velocidad de fusión. Para
fusible con capacidades superiores a 100A, la relación de velocidad está entre la
corriente de fusión a 0.1 segundo y 600 segundos.
9.2.3 FUSIBLES LIMITADORES DE CORRIENTE
Los fusibles de respaldo limitadores de corriente son instalados en serie con el
cortacircuitos de distribución o un dispositivo similar. Los fusibles limitadores son
capaces de interrumpir la corriente excesiva y las corrientes de falla de bajo é
intermedio rango. La apropiada aplicación de estos fusibles limita grandes
corrientes de falla y minimizan la ruptura de transformadores y capacitores, mejora
la protección de corto circuito y previene el bloqueo de líneas, aísla los bushings
externos de posibles flameos y mejora la coordinación de protecciones en áreas
de alta corriente de falla. Se usan en distribución secundaria cuando la máxima
corriente de falla excede la máxima capacidad de interrupción de los fusibles de
bayoneta.
Los fusibles limitadores de corriente están diseñados para despejar fallas en el
rango de altas corrientes y limitar la cantidad de corriente que pasa a través de él
durante la operación de despeje.
9.2.4 ELEMENTOS DUALES
Son fusibles en cuya construcción incorporan dos elementos en serie unidos por
una soldadura (construcción de elemento dual). Los elementos duales le permiten
al fusible responder a las mismas bajas temperaturas de fusión que los fusibles de
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un elemento para sobrecargas prolongadas, a la vez que tienen superior
capacidad de soporte de las ondas de choque.
Los fusibles de elemento dual tienen hasta veintiséis (26) veces mas capacidad de
soporte a las ondas de choque que los fusibles sencillos.
Todos los fusibles tipo KS, X y en algunas marcas los fusibles de 1A y 2A tipo K, T
y QA son fabricados con el sistema de elemento dual.
9.2.5 FUSIBLE TIPO X
Es un fusible diseñado específicamente para dar la mejor protección al
transformador de distribución ya que su curva característica de tiempo corriente
coordina con precisión con la curva ANSI de cargabilidad del transformador.
El diseño de múltiples elementos del fusible tipo X combina la protección de
sobrecarga de los fusibles de bajo amperaje y la alta capacidad a las ondas de
choque (I2t) de los fusibles de alto amperaje.
La alta capacidad de corriente del fusible X reduce significativamente la
probabilidad de daño de éste debida a descargas atmosféricas. Esta capacidad
permite que el fusible sea montado en serie en el lado de fuente del pararrayos,
protegiendo tanto al pararrayos y al transformador. Por lo tanto el pararrayos
puede ser trasladado de la cruceta al tanque del transformador para una máxima
protección de sobrevoltaje.
Su relación nominal de velocidad es 32.
9.2.6 FUSIBLE TIPO KS
Es un fusible clasificado como muy lento y tiene una mayor capacidad de soporte
de onda de choque que el fusible tipo T lo cual lo hace apto para proteger líneas y
transformadores.
La relación nominal de velocidad del fusible tipo KS es 20.
9.2.7 FUSIBLES DE TIPO RAPIDO
Los fusibles de tipo rápido tienen unas relaciones de velocidad de entre 6 y 8.1.
Dentro de esta categoría están los de tipo H y K.
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9.2.8 FUSIBLE TIPO K
Este tipo de fusible cumple con las exigencias de la Norma ANSI/NEMA para los
fusibles tipo rápido, tienen una relación nominal de velocidad igual a 7 y son
apropiados donde se requieren características tiempo–corriente rápidas como en
el caso de protección de capacitores.
9.2.9 FUSIBLES DE TIPO MEDIO Y LENTO
Este tipo de fusibles cumplen con las exigencias de la Norma ANSI/NEMA para los
fusibles tipo lento y medio, tienen una relación nominal de velocidad entre 10 y 12
y son apropiados donde se requieren características tiempo–corriente medias y
lentas con lo cual se logra una buena coordinación con Relays y Reconectadores.
9.3 COORDINACIÓN FUSIBLE–FUSIBLE
Por definición convencional, cuando dos o más elementos fusibles u otros
dispositivos de protección son aplicados a un sistema, el dispositivo más cercano
a la falla en el lado de suministro es el “protector” y el más cercano a la
alimentación es el de “respaldo” o “protegido”. La figura 23 ilustra esta situación.
SUBESTACIÓN
FUSIBLE
PROTECTOR
FUSIBLE
PROTEGIDO
FUSIBLE
PROTECTOR
Figura 23. Relación entre fusible protector y protegido o de respaldo.
9.3.1 PRINCIPIOS DE COORDINACIÓN
Se deben seguir dos principios básicos para obtener una adecuada coordinación
de protecciones.
1. El dispositivo protector debe despejar una falla temporal o permanente antes
de que el dispositivo protegido interrumpa el circuito en el caso de los fusibles
u opere hasta el bloqueo en el caso de los reconectadores.
2. La interrupción debida a fallas permanentes debe estar restringida a la menor
sección del sistema durante el menor tiempo posible.
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Una regla esencial para la coordinación de fusibles establece que el tiempo
máximo de despeje (Maximum Clearing Time) del elemento protector no debe
exceder el 75% del tiempo mínimo de fusión (Minimum Melting Time) del elemento
protegido. Con esto se asegura que el elemento protector interrumpa y despeje la
falla antes de que sea dañado el elemento protegido.
Otra regla importante define que la corriente de carga en el punto de aplicación no
debe exceder la capacidad continua de corriente del elemento fusible, ya que éste
se puede sobrecalentar y quemar causando una interrupción innecesaria del
servicio.
La coordinación entre fusibles puede ser hecha utilizando las curvas tiempo –
corriente, tablas de coordinación o por reglas prácticas establecidas por la
industria. Estos métodos son progresivamente fáciles en el orden dado, pero con
las reglas prácticas no se logra la exactitud de coordinación que se lograría con
las curvas o con las tablas de coordinación.
El uso de las tablas de coordinación, implica que los fusibles sean operados
dentro de su capacidad continua de corriente y que sean instalados en el
cortacircuitos adecuado. Las tablas 40 a la 44 presentan un listado de fusibles
protectores, protegidos y la máxima corriente a la cual se asegura una adecuada
coordinación.
Tabla 40. Coordinación Entre Fusibles ANSI/NEMA Tipo K
Fusible
Protector
6K
8K
10K
12K
15K
20K
25K
30K
40K
50K
65K
80K
100K
140K
Fusible protegido
8K
10K
12K
14K
20K
25K
30K
40K
50K
65K
80K
100K
140K 200K
Máxima corriente de falla con la cual B protegerá a A (Amperios)
190
350
210
510
440
300
650
650
540
320
840
840
840
710
430
1060
1060
1060
1050
870
500
1340
1340
1340
1340
1340
1100
660
1700
1700
1700
1700
1700
1700
1350
850
2200
2200
2200
2200
2200
2200
2200
1700
1100
2800
2800
2800
2800
2800
2800
2800
2800
2200
1450
3900
3900
3900
3900
3900
3900
3900
3900
3900
3500
2400
5800
5800
5800
5800
5800
5800
5800
5800
5800
5800
5800
4500
2000
9200
9200
9200
9200
9200
9200
9200
9200
9200
9200
9200
9200
9100
4000
CODIGO:
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Tabla 41. Coordinación Entre Fusibles ANSI/NEMA Tipo T
Fusible
protector
Fusible protegido
8T
10T 12T
14T
20T
25T
30T
40T
50T
65T
80T
100T
140T
200T
Máxima corriente de falla con la cual B protegerá a A (amperios)
6T
8T
10T
12T
15T
20T
25T
30T
40T
50T
65T
80T
100T
140T
350 680
375
920
800
530
1200
1200
1100
680
1500
1500
1500
1280
730
2000
2000
2000
2000
1700
990
2540
2540
2540
2540
2540
2100
1400
3200
3200
3200
3200
3200
3200
2600
1500
4100
4100
4100
4100
4100
4100
4100
3100
1700
5000
5000
5000
5000
5000
5000
5000
5000
3800
1750
6100
6100
6100
6100
6100
6100
6100
6100
6100
4400
2200
9700
9700
9700
9700
9700
9700
9700
9700
9700
9700
9700
7200
4000
15200
15200
15200
15200
15200
15200
15200
15200
15200
15200
15200
15200
13800
7500
Tabla 42. Coordinación Entre Fusibles ANSI/NEMA Tipo K Y Tipo H
Fusible
Protector
Fusible protegido
8K
10K
12K
14K
20K
25K
30K
40K
50K
65K
80K
100K
140K 200K
Máxima corriente de falla con la cual B protegerá a A (amperios)
1H
2H
3H
5H
8H
125
280
45
45
45
45
380
220
220
220
220
510
450
450
450
450
650
650
650
650
650
840
840
840
840
840
1060
1060
1060
1060
1060
1340
1340
1340
1340
1340
1700
1700
1700
1700
1700
2200
2200
2200
2200
2200
2800
2800
2800
2800
2800
3900
3900
3900
3900
3900
5800
5800
5800
5800
5800
9200
9200
9200
9200
9200
Tabla 43. Coordinación Entre Fusibles ANSI/NEMA Tipo T y Tipo H
Fusible protegido
Fusible
Protector
8T
10T
1H
2H
3H
5H
8H
400
240
240
240
240
520
500
500
500
500
12T
14T
20T
25T
30T
40T
50T
65T
80T
100T
140T
200T
Máxima corriente de falla con la cual B protegerá a A (amperios)
710
710
710
710
710
920
920
920
920
920
1200
1200
1200
1200
1200
1500
1500
1500
1500
1500
2000
2000
2000
2000
2000
2540
2540
2540
2540
2540
3200
3200
3200
3200
3200
4100
4100
4100
4100
4100
Tabla 44. Coordinación Entre Fusibles Tipo N
5000
5000
5000
5000
5000
6100
6100
6100
6100
6100
9700
9700
9700
9700
9700
15200
15200
15200
15200
15200
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
Fusible
Protector
PAGINA: 107 DE 130
Fusible protegido
8
10
14
20
25
30
40
50
60
75
85
100
150
200
Máxima corriente de falla con la cual B protegerá a A (amperios)
5
8
10
15
20
25
30
40
50
60
75
85
100
150
22
150
280
175
400
350
200
490
490
370
200
640
640
640
450
175
1250
1250
1250
1250
1250
900
1450
1450
1450
1450
1450
1450
1300
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
1300
2650
2650
2650
2650
2650
2650
2650
2500
1700
3500
3500
3500
3500
3500
3500
3500
3500
3200
2000
4950
4950
4950
4950
4950
4950
4950
4950
4950
4950
3700
8900
8900
8900
8900
8900
8900
8900
8900
8900
8900
8900
8900
6000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
3000
9.3.2 PROTECCION DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
Típicamente cada transformador de distribución está protegido por un fusible
ubicado en el lado primario del transformador. El fusible no puede distinguir entre
las sobrecargas de corto tiempo, las fallas secundarias de alta impedancia y las
condiciones de sobrecarga de larga duración; así que la selección de un fusible
debe ser un compromiso.
Los fusibles ubicados externamente son usualmente seleccionados para proteger
el transformador cuando la corriente de carga excede un predeterminado múltiplo
de la corriente de plena carga durante 300 segundos. Este múltiplo, o relación de
fusible se ajusta a la política de operación de las compañías de energía y puede
variar de uno (1) a quince (15). La Norma ANSI C57.91 “IEEE Guide for Loading
Mineral-Oil-Immersed Overhead and Pad-Mounted Distribution transformers Rated
500kVA and less with 65ºC or 55ºC Average Winding Rise” suministra tablas que
muestran la capacidad de transformadores de distribución. Los transformadores
de distribución pueden ser sobrecargados durante un periodo de tiempo con un
moderado sacrificio de su expectativa de vida. El porcentaje de sobrecarga
depende de diferentes factores incluyendo la carga previa del transformador , la
temperatura ambiente, la duración de la sobrecarga y la temperatura nominal del
transformador. Los valores de sobrecarga en la C57.91 llegan hasta valores de
tres (3) veces la capacidad de plena carga del transformador. Para lograr un
máximo uso de un transformador, es típico usar una relación de fusible de dos (2)
o tres (3).
Otra consideración es proteger el transformador de distribución contra daños
causados por fallas que pasan a través del transformador por fallas secundarias.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 108 DE 130
El daño a transformadores por fallas que pasan a través de él, son el resultado de
efectos térmicos y mecánicos. Estos últimos son la principal causa de falla en los
transformadores. Los incrementos de temperatura asociados con fallas de alta
corriente son bastante aceptables pero los efectos mecánicos no lo son si las
fallas ocurren con alguna regularidad. Esto debido a la naturaleza acumulativa de
algunos de los efectos mecánicos tales como la compresión del aislamiento, el
desgaste del aislamiento y la fricción inducida por desplazamiento. Dichos daños
ocurren como un resultado de estos efectos acumulativos y son función no solo de
la magnitud y duración de la falla sino también del número de tales fallas.
Figura 24. Curva de falla del transformador.
La corriente de Inrush y la corriente de enganche de carga fría también se deben
considerar al momento de seleccionar fusible. Se sugiere que un fusible sea capaz
de soportar una corriente igual a 25 veces la corriente de plena carga del
transformador por 0.01 segundos y 12 veces la corriente a plena carga para 0.1
segundo para soportar la corriente de Inrush. Los valores sugeridos para
enganche de carga fría son seis (6) veces la corriente de plena carga para un (1)
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 109 DE 130
segundo, tres (3) veces la corriente de plena carga para 10 segundos y dos (2)
veces para 1000 segundos. Un fusible seleccionado debe estar ubicado entre la
corriente de Inrush y la curva de daño presentada en amperios.
Figura 25. Curva de corriente de inrush y curva de daño del transformador en Amps.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 110 DE 130
Figura 26. Disposición de transformadores para conexión sencilla ó en bancos.
Tabla 45. Selección del fusible del transformador según la conexión primaria.
Capacidad
7620/13200 Y
Transformador
Figuras D, E y F
KVA
Corriente Super Tipo K
Nominal Surge
5
0.656
1H*
10
1.312
2H
15
1.97
3H
25
3.28
5H
37.5
4.92
6
50
6.56
8
75
9.84
12
Capacidad
Transformador
Monofásico
(KVA)
Capacidad
total
Del Banco
5
10
15
25
37.5
50
75
15
30
45
75
112.5
150
225
Tipo X
1.5*
3
3
5
7
10
15
Corriente
Nominal
0.379
0.757
1.136
1.894
2.841
3.79
5.68
13200 ∆
Figuras A y B
Super Tipo K
Surge
1H*
1H*
1H
3H
5H
6
6
13200 ∆
Figura C
Corriente Super Tipo K
Nominal Surge
0.656
1H*
1.312
2H*
1.97
3H
3.28
5H
4.92
6
6.56
8
9.84
12
Tipo X
1.5*
1.5*
1.5
3
4
7
10
Tipo X
1.5*
3
3
5
7
10
15
*Puesto que este es el fusible más pequeño y no protege para el 300% de carga, se
recomienda una protección secundaria.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 111 DE 130
9.4 PROTECCIÓN DE CONDENSADORES
9.4.1 Sobreintensidades
De acuerdo con las normas ANSI/IEEE, los condensadores deben ser capaces de
operar al 135% de sus KVAR nominales. El máximo voltaje del sistema de
operación no puede ser mayor que el 6% del voltaje nominal del condensador. Por
normas, la tolerancia en capacitancia es del 15% y la presencia de armónicos
puede adicionar un máximo del 10% del valor RMS de corriente. Estos factores
juntos hacen que la corriente en exceso sea aproximadamente el 35% de la
corriente nominal, así que todo el equipo asociado con un banco de capacitores,
incluyendo los fusibles, deben ser capaces de operar al 135% de la corriente
nominal.
Otra consideración a tener en cuenta en la protección de sobrecorriente es su
forma de fallar. Una falla usualmente empieza con una rotura del dieléctrico en
uno de los paquetes, lo cual en efecto saca de servicio aquellas unidades y el
voltaje a través de las unidades aún en operación se aumenta así como su
corriente. El voltaje incrementado eventualmente hará fallar otras unidades
causando un nuevo incremento de corriente y voltaje. Si se permite continuar, este
proceso conducirá a la falla de todas las unidades del banco.
Al hacer la selección de un fusible para un banco de capacitores, la característica
tiempo-corriente del fusible debe ser comparada con la curva de ruptura del
tanque de la unidad, la cual es suministrada por los diferentes fabricantes. Esta
curva de ruptura compara la probabilidad de ruptura con las diferentes relaciones
de tiempo corriente.
Las características tiempo-corriente del fusible para un banco de capacitores debe
ser seleccionada para:
1. soportar la corriente “inrush” normal asociada con la energización del banco de
condensadores.
2. Soportar la mayor corriente prevista del banco que puede ser alrededor del
135% de la corriente nominal.
3. Operar tan pronto como sea posible en respuesta a una falla de la unidad.
4. Proteger las unidades individuales en el banco contra ruptura, de acuerdo con
las curvas de ruptura de tanque.
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 112 DE 130
5. Soportar el transitorio de corriente de desconexión (outrush current) del banco
de condensadores que resulta cuando un banco cercano es energizado o
cuando una falla ocurre
Tabla 46. Fusibles recomendados para bancos de condensadores en ∆ o en Y no aterrizada
Kvar
trifásico
Corriente de
línea (Amp)
150
300
450
600
900
1200
1350
1800
2400
2700
6.6
13.1
19.7
26.2
39.4
52.5
59.0
78.7
105.0
118.1
Capacidad del Condensador
50 a 100 Kvar 150 a 400 Kvar
Fusible
Fusible
recomendado recomendado
6T
*
12 T
*
20 T
20 T
25 T
25 T
40 K
40 K
50 K
50 K
50 K
50 K
ND
65 K
ND
100 K
ND
100 K
9.4.2 Sobretensiones
Como cualquier equipo de tipo intemperie, este equipo debiera estar protegido
contra sobretensiones. De todos modos un pararrayos protector de un banco de
condensadores, es como si estuviera expuesto a un trabajo menor, por causa de
descarga atmosféricas que por ejemplo cuando protege un transformador, esto es
debido a que el banco de condensadores reduce la tensión de impulso causada
por una descarga atmosférica.
9.5 RECONECTADOR
Un reconectador (recloser) censa corriente y tiempo, interrumpe sobrecorrientes y
recierra automáticamente un número de veces; entonces abre y aísla
permanentemente una falla en una sección de la línea. Muchas fallas son
transitorias por naturaleza, entonces el reconectador en su primera operación de
recierre restablece el servicio automáticamente sin necesidad de reparaciones.
Los reconectadores pueden ser instalados como unidades monofásicas o
trifásicas. Un reconectador monofásico es generalmente encontrado en sistemas
de distribución protegiendo líneas monofásicas y trifásicas. Los trifásicos se
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 113 DE 130
encuentran en subestaciones como fuente primaria de protección para un
alimentador y en líneas de distribución para proteger derivaciones del alimentador
principal.
Los reconectadores son utilizados basados en su voltaje nominal, rango de
interrupción mínima corriente de falla dentro de su zona de protección y corriente
nominal de operación. Un reconectador debe tener un voltaje nominal igual o
mayor que el voltaje del sistema. La corriente nominal de interrupción del
reconectador debe ser igual o mayor que la máxima corriente de falla de la
derivación a la cual va a proteger.
El reconectador debe ser capaz de mantener la máxima corriente continua de
operación sin dispararse y detectar la mínima falla dentro de su zona de
protección. Con base en todos estos criterios se debe diseñar la coordinación de
protecciones del sistema. Uno de los parámetros más importantes es detectar la
mínima corriente de falla a tierra con el fin de obtener una adecuada protección al
público.
Los reconectadores monofásicos hidráulicos son seleccionados de acuerdo a
corrientes continuas de operación con valores típicos de 10, 15, 25, 35, 50, 70,
100 y 140 Amperios, Sin embargo la mínima corriente de falla que puede ser
sensada por estos dispositivos es dos veces el valor nominal de corriente continua
de operación. Por lo tanto, un reconectador de 50 A puede soportar una corriente
de carga mayor a 50 A y operará para corrientes de falla iguales o superiores a
100 A. Esto sugiere, que cuando se elija un reconectador monofásico, la corriente
de carga esperada no debe exceder la capacidad de la corriente continua de
operación del reconectador. También la corriente mínima de falla en la zona de
protección del reconectador debe ser superior que la mínima corriente nominal de
disparo de éste. La zona de protección de un reconectador se debe extender
hasta el siguiente reconectador y pasar a través de seccionalizadores y fusibles
hasta el final de la línea.
Los rangos de interrupción en los reconectador son dados por los fabricantes. Los
diferentes tipos de reconectador, por ejemplo, tipo H, tipo L y tipo E tienen
diferentes rangos de interrupción. Si el rango de interrupción de un tipo de
reconectador no tiene la capacidad adecuada para una aplicación en particular,
entonces un tipo de reconectador con un mayor rango de interrupción debe ser
seleccionado.
Los reconectadores trifásicos vienen con controles electrónicos o hidráulicos. Los
primeros son los más utilizados actualmente. Los reconectadores controlados
hidráulicamente son similares en su funcionamiento a los monofásicos pero su
sistema de disparo permite la apertura simultánea de los tres polos. Los
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 114 DE 130
electrónicos tienen un conjunto de capacidades nominales de interrupción,
corrientes nominales de operación y voltajes nominales pero la corriente mínima
de disparo y las curvas características tiempo corriente (TCC) a ser usadas en el
reconectador, pueden ser programadas. Típicamente esto es hecho usando
componentes enchuflables pero los modelos más recientes se encuentran con
control de microprocesador los cuales se pueden programar a través de un PC.
Un reconectador trifásico puede también censar e interrumpir fallas a tierra. Esto
se hace por monitoreo de la corriente residual de transformadores de corriente
conectados en Y. En un sistema de potencia perfectamente balanceado esta
corriente será cero puesto que la suma vectorial de las corrientes de fase es cero.
El dispositivo de protección debe operar cuando la corriente residual se
incremente sobre cierto valor, como sucedería en fallas involucradas con tierra.
Es recomendable que el ajuste de la mínima corriente de disparo para un
reconectador trifásico sea de 200% a 250% de la corriente pico de carga para
permitir sobrecargas de corta duración tales como las corrientes de enganche en
frío. También es recomendable que la mínima corriente de disparo no sea menor
que el 140% de la corriente de carga. El ajuste de corriente de tierra debe ser tan
bajo como sea posible para incrementar la sensitividad. Como mínimo debe ser
menor que la máxima corriente de carga en su zona de protección y superior que
el desbalance esperado en el sistema. El desbalance esperado del sistema y/o
alimentador es típicamente el 20% de la máxima corriente de carga más la
corriente de carga de la mayor derivación monofásica protegida por un dispositivo
automático tal como fusible o reconectador. Es recomendable hacer una revisión
periódica o estacional de todo el sistema y desbalance de alimentadores que
asegure que el desbalance no exceda el 20% de la máxima corriente de carga.
Esto ayudará a prevenir operaciones no deseadas del reconectador.
Los reconectadores controlados electrónicamente tienen un amplio rango de
características de operación que se ajustan con gran precisión a los
requerimientos individuales del sistema. Las características de ajuste de estos
reconectadores son las siguientes:
1. Coordinación de secuencia: Una función que evita que el reconectador
opere sus curvas rápidas si un reconectador “aguas abajo” está tratando de
despejar la falla.
2. Disparo instantáneo: Causa que el reconectador se dispare tan rápido como
sea posible cuando la corriente de falla excede un múltiplo de la corriente de
disparo mínimo. Esto extiende el rango de corriente donde habrá operación
rápida del reconectador antes de la operación de un fusible de derivación, de
esta manera se evita que fallas temporales se conviertan en permanentes.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 115 DE 130
3. Bloqueo instantáneo: Omite el ajuste del número de operaciones de recierre
si la corriente de falla excede un ajuste límite, con el fin de bloquear el
reconectador reduciendo así la posibilidad de daño del equipo.
4. Intervalo de recierre: es el tiempo entre las operaciones de recierre que
puede ser programado permitiendo una coordinación con dispositivos más
rápidos o lentos.
5. Tiempo de reinicio después de recierre exitoso: Permite que el recloser se
reinicie automáticamente después de reenergizar exitosamente la línea.
6. Tiempo mínimo de respuesta: Adiciona un retardo para inhibir el disparo del
reconectador hasta que un mínimo tiempo predeterminado ha transcurrido.
Esto puede extender la coordinación con reconectadores “aguas abajo”.
9.5.1 PRINCIPIOS DE COORDINACIÓN
Para asegurar una aplicación apropiada de los reconectadores automáticos de
circuitos en un sistema de distribución, se deben observar los siguientes principios
básicos de coordinación.
1. El dispositivo del lado de carga debe despejar las fallas permanentes o
temporales antes que el dispositivo del lado de fuente interrumpa el circuito
(fusible) u opere hasta el bloqueo (reconectador).
2. Las salidas de circuito causadas por fallas permanentes deben ser
restringidas a la sección más pequeña posible del sistema.
Estos principios inciden en la selección de curvas de operación y secuencias de
los dispositivos de los lados de fuente y carga. La ubicación y el número de
dispositivos de protección para restringir las fallas del servicio a la sección más
pequeña de la línea está determinada por la práctica individual de cada compañía.
Las recomendaciones y ejemplos citados en las siguientes secciones representan
solamente una referencia de prácticas aceptadas
9.5.2 COORDINACIÓN RECONECTADOR - RECONECTADOR
El objetivo de la coordinación reconectador- reconectador es restringir alguna falla
permanente al menor número de clientes. La coordinación hasta el bloqueo es
obtenida cuando el reconectador “aguas abajo” queda abierto para una falla
permanente quedando el reconectador de respaldo cerrado. La coordinación de
disparo es difícil de obtener, pero el público está demandándola mas
frecuentemente.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 116 DE 130
Los reconectadores controlados hidráulicamente pueden ser coordinados usando
diferentes valores de disparo mínimo para reconectadores en serie o
seleccionando diferentes curvas. Para reconectadores monofásicos controlados
hidráulicamente, es necesario mantener una separación de 0.2 segundos o 12
ciclos entre las curvas TCC de reconectadores adyacentes para asegurar que no
ocurrirán disparos simultáneos. Si esta separación es entre 2 y 12 ciclos, entonces
el reconectador “aguas arriba” podría o no bloquearse. Cuando la separación está
por debajo de 2 ciclos el reconectador “aguas arriba” es casi seguro que se
bloqueará. Para los reconectadores monofásicos tipo D y DV de la Cooper Power
Systems y los reconectadores hidráulicos trifásicos, es necesario mantener una
separación de 0.15 segundos o 8 ciclos. Una regla práctica para coordinación de
reconectadores monofásicos es “brincar” tamaños de bobinas. Sin embargo esta
coordinación es sólo para bloqueo y no necesariamente coordina en términos de
secuencia de disparos.
Los reconectadores electrónicamente controlados ofrecen una variedad de
características de corriente de disparo y deben ser coordinados usando las
corrientes mínimas de disparo y las curvas tiempo corriente (TCC). El mínimo
nivel de disparo seleccionado para la curva no altera la capacidad nominal máxima
continua del reconectador. La coordinación entre los reconectadores controlados
electrónicamente se logra mediante la selección de diferentes curvas rápidas y
temporizadas. La coordinación se puede obtener usando el accesorio de
coordinación de secuencia. Las curvas usadas por los reconectadores
electrónicamente controladas no requieren de márgenes de coordinación como en
el caso de los reconectadores hidráulicamente controlados. Cuando se coordinan
reconectadores electrónicamente controlados, las curvas del reconectador “aguas
abajo” que han de ser consideradas son las curvas de despeje y las curvas de
“aguas arriba” son las curvas de mínima respuesta.
9.5.3 COORDINACIÓN RECONECTADOR- FUSIBLE
La coordinación recloser fusible se basa en el método de las curvas tiempo
corriente ajustadas por un factor multiplicador.
El método consiste en comparar las curvas tiempo corriente del recloser con las
del fusible, teniendo en cuenta que el fusible del lado de carga ha sido
seleccionado para la protección del transformador y que el fusible del lado de línea
del recloser debe coordinar con éste.
9.5.4 COORDINACIÓN CON FUSIBLE EN EL LADO DE FUENTE
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
PAGINA: 117 DE 130
Cuando un fusible está ubicado en el lado de fuente de un reconectador, es
necesario que el tiempo total de despeje del reconectador sea menor que el
tiempo mínimo de fusión del fusible con el fin de obtener una adecuada
coordinación. Un factor de “derrateo” comúnmente referido como factor K se debe
aplicar al fusible del lado de fuente con el fin de tener en cuenta los efectos de predaño y calentamiento durante las operaciones de recierre.
El caso más común de coordinación de fusible- reconectador en el lado de fuente
es cuando el fusible se usa para proteger un transformador reductor (34.5/13.2kV)
y el reconectador es ubicado en el barraje (barras de 13.2kV) del lado de carga del
transformador. Por lo tanto cuando se diseñe la coordinación usando el método
gráfico, es necesario desplazar las curvas del fusible al lado de baja del
transformador para que éstas queden referidas al mismo voltaje base.
Para la corriente máxima de falla en el sitio de instalación del recloser, el tiempo
de la corriente mínima de fusión del fusible en el lado del transformador debe ser
mayor que el tiempo promedio de la curva temporizada del recloser (curva lenta)
afectada por un factor específico. La curva del fusible debe ser desplazada en el
eje de las corrientes multiplicándola por la relación de transformación.
La siguiente Tabla muestra los factores K que deben ser aplicados para
temporizar la curva del del reconectador en el lado de carga. El desplazamiento
de la curva en el dominio del tiempo nos permitirá tolerancias de pre-daño y
calentamiento en el fusible.
El punto de intersección de la curva de
desplazamiento temporizado y la curva del fusible (referida al lado de baja del
transformador) será la máxima corriente de falla en la cual los dos dispositivos
coordinarán.
Tabla 47. Factores K Para el Fusible en el Lado de Fuente
Fusibles para el lado de fuente
Para coordinación del lado de fuente del fusible, el factor “K” de la tabla es utilizado para multiplicar los valores
de la curva temporizada (B, C, D, E etc). La intersección de esta curva de referencia con la curva de tiempo
mínimo de fusión del fusible determina la corriente máxima de coordinación. Las curvas deben estar referidas
al mismo voltaje.
Tiempo de recierre
en ciclos
Secuencia dos
rápidas y dos lentas
Secuencia una
rápida y una lentas
Secuencia cuatro
lentas
25
30
60
90
120
240
2.7
2.6
2.1
1.85
1.7
1.4
3.2
3.1
2.5
2.1
1.8
1.4
3.7
3.5
2.7
2.2
1.9
1.45
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
600
1.35
PAGINA: 118 DE 130
1.35
1.35
9.5.5 COORDINACIÓN DE FUSIBLES EN EL LADO DE CARGA DEL
RECONECTADOR
La condición más común es que el fusible esté en el lado de carga de los
reconectadores en un sistema de distribución.
La máxima coordinación entre el recloser y el fusible se logra ajustando el recloser
para una secuencia de operación de dos disparos rápidos y dos lentos. La primer
operación rápida permite que cerca del 80% de las fallas temporales sea
despejada. La segunda operación rápida permite el despeje de otro 10 % de las
fallas. Antes de la tercera apertura el fusible se funde y despeja las fallas
persistentes o permanentes.
Dos reglas definen la coordinación de recloser fusible en el lado de carga.
1. Para todos los valores posibles de corriente de falla en la sección protegida por
el fusible, el tiempo mínimo de fusión de éste debe ser mayor que el tiempo de
despeje de las operaciones rápidas (curvas rápidas) del recloser multiplicado
por un factor. Este factor permite un tiempo adecuado para que el fusible no se
dañe.
2. Para todos los valores de corriente de falla posibles en la sección protegida por
el fusible, el máximo tiempo de despeje (maximum clearing time) del fusible, no
debe ser mayor que el tiempo de despeje temporizado (curvas lentas) del
recloser, teniendo en cuenta que la secuencia del recloser es para dos o más
operaciones temporizadas. Si las curvas quedan muy cerca, el recloser se
puede disparar primero.
Tabla 48. Factores K Para el Fusible en el Lado de Carga
Fusibles del lado de carga
Para la coordinación de fusibles en el lado de carga, los factores “K” son usados para multiplicar los valores de
tiempo de la curva rápida del reconectador. La intersección de esta curva de referencia con la curva de
tiempo mínimo de fusión del fusible determina la máxima corriente de coordinación. Los datos bajo la columna
promedio se refieren cuando las curvas rápidas están graficadas con valores promedios. Los datos bajo la
columna máximo se refieren cuando las curvas rápidas están graficadas con valores máximos.
Tiempo de
recierre en ciclos
25 – 30
60
90
Una operación rápida
Promedio
Máxima
1.3
1.2
1.3
1.2
1.3
1.2
Dos operaciones rápidas
Promedio
Máxima
2.0
1.8
1.5
1.35
1.5
1.35
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
120
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
1.3
1.2
PAGINA: 119 DE 130
1.5
1.35
La tabla anterior muestra los factores “K” a ser aplicados en el dominio del tiempo
para los reconectadores en el lado de fuente. Está basada en el número de
operaciones rápidas del reconectador y en el tiempo de recierre en ciclos.
9.6 SECCIONALIZADORES
El seccionalizador es un dispositivo protector de apertura de circuito que
automáticamente aísla secciones en falla de los sistemas de distribución. Los
seccionalizadores no pueden interrumpir la corriente de falla y por lo tanto no
pueden ser usados solos como un sistema de protección; ellos pueden ser usados
en conjunto con los reconectadores o con interruptores de circuito que tengan
dispositivo de recierre. Los seccionalizadores sensan y cuentan las operaciones
del dispositivo de respaldo durante condiciones de falla. Después de un número
preseleccionado de operaciones de interrupción de corriente y mientras que el
dispositivo de respaldo está abierto, el seccionalizador abre aislando la sección en
falla de la línea.
Los seccionalizadores tienen características y funciones que los hacen ventajosos
en las siguientes áreas:
1.
Un seccionalizador puede ser usado para reemplazar un fusible de ramal
donde el crecimiento de la carga requiere un aumento del calibre del fusible y
una recoordinación. El paso de recoordinación es eliminado puesto que el
seccionalizador no tiene características de tiempo–corriente (como en el caso
del fusible o el reconectador). Sin embargo el seccionalizador debe ser
coordinado con el reconectador de respaldo.
2.
El tiempo de salida del servicio puede reducirse en gran medida puesto que
no se requiere remplazo de fusibles, de esta manera la línea puede ser
inspeccionada y el servicio restablecido con más rapidez y conveniencia; esto
elimina la posibilidad de error en la selección del tipo y dimensionamiento
correcto del fusible.
3.
Un seccionalizador puede ser usado en lugar de reconectadores laterales
cerca de una subestación, donde el nivel de corriente de falla sea mayor que
la capacidad de interrupción del reconectador, pero dentro de la capacidad
nominal del seccionalizador.
Se deben tener en cuenta cuatro factores para la aplicación de seccionalizadores,
así:
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 120 DE 130
1. Voltaje del sistema:
Cuando se escoja un seccionalizador su voltaje nominal debe ser mayor o igual
que el voltaje fase a fase del sistema.
2. Corriente máxima de carga:
Las capacidades nominales continuas de corriente del seccionalizador deben ser
iguales o mayores que la carga prevista. Puesto que el seccionalizador trabaja en
conjunto con dispositivos protectores laterales, la corriente de carga máxima no
debe ser un factor restrictivo.
3. Máxima corriente de falla:
La capacidad de aguante del seccionalizador debe ser igual o mayor que la
máxima corriente de falla disponible en el sistema. Para seccionalizadores
hidráulicos, los tiempos totales acumulados de falla antes de que el
seccionalizador abra no deben exceder las capacidades nominales de corto
tiempo de 1 y 10 segundos del seccionalizador.
4. Coordinación:
Después de que los factores anteriores se han satisfecho, se debe alcanzar la
coordinación con otros dispositivos protectores. Los factores a considerar para
lograr la coordinación son: niveles de actuación, disparos hasta el bloqueo y
tiempo de memoria. Los seccionalizadores no tienen característica de tiempocorriente, por lo tanto no es necesario graficar para coordinar con otros
dispositivos.
9.6.1 COORDINACIÓN RECONECTADOR – SECCIONALIZADOR
Los siguientes principios básicos se deben observar con el fin de lograr la
coordinación del seccionalizador:
1. La corriente mínima de enganche o corriente actuante del seccionalizador,
debe ser el 80% de la corriente mínima de disparo del dispositivo del lado de
fuente. Los dispositivos controlados electrónicamente usan la corriente mínima
actuante. Los dispositivos controlados hidráulicamente coordinan la bobina en
serie del seccionalizador con la bobina en serie del reconectador de respaldo.
La mínima corriente actuante de un seccionalizador hidráulico es 1.6 veces la
capacidad nominal de su bobina; por lo tanto, un seccionalizador con
capacidad nominal de 50A continuos coordinará con un reconectador cuya
capacidad nominal sean 50A continuos. El seccionalizador es capaz de llevar
la misma carga que el reconectador, pero su mínima corriente actuante será
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 121 DE 130
1.6 veces su capacidad nominal (80 A) en el caso del seccionalizador de 50 A;
mientras que la corriente mínima de disparo del reconectador de 50A es 100A.
2.
El seccionalizador debe ajustarse para el bloqueo en una operación menos
que el dispositivo de respaldo. En caso de seccionalizadores en serie, puede
ser necesario ajustar las unidades sucesivas para una, dos o tres operaciones
menos que los reconectadores de respaldo.
3. Los seccionalizadores que no se encuentren equipados con sensor de falla a
tierra deberán ser coordinados con el nivel mínimo de enganche del dispositivo
monofásico de respaldo y con el mínimo enganche de tierra para los
dispositivos trifásicos con disparo por tierra. Los seccionalizadores
monofásicos deben ser coordinados con el disparo por tierra del reconectador,
si éste lo tiene. Es importante recalcar que los seccionalizadores electrónicos
vienen equipados con sensores de tierra.
4. Los seccionalizadores trifásicos deben ser coordinados con dispositivos de
respaldo de apertura trifásica. El disparo no simultáneo de un reconectador
monofásico podría conducir a una señal de disparo en una fase del control del
seccionalizador. Esto puede causar el disparo del seccionalizador cuando aún
esté fluyendo la corriente en una o ambas de las fases diferentes a la fallada.
Esta situación puede conducir a una falla violenta del seccionalizador puesto
que no tiene capacidad nominal para interrumpir la corriente de falla.
5. El dispositivo del lado de fuente debe ser coordinado con la memoria de
conteo de tiempo del seccionalizador. Los seccionalizadores están diseñados
para contar y retener el número de operaciones de apertura y cierre del
dispositivo de respaldo. El número de operaciones hasta el bloqueo requiere
de un período de tiempo de referencia como memoria de tiempo. Con una
coordinación apropiada, el seccionalizador contará las operaciones del
dispositivo de respaldo en el tiempo adecuado. Después de despejar una falla
no persistente por el dispositivo de respaldo y el tiempo de memoria del
seccionalizador ha transcurrido, las operaciones retenidas en la memoria del
seccionalizador se llevarán a cero ó ignorarán (reset) todas las operaciones
previas de conteo.
La coordinación selectiva del seccionalizador se puede lograr siguiendo los
anteriores principios, sin embargo se pueden adquirir las siguientes funciones que
expanden la aplicación de los seccionalizadores: Restricción de corriente de
“inrush”, detección de falla a tierra, restricción de voltaje y accesorio de “reseteo”
temporizado.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 122 DE 130
10 PERMISOS AMBIENTALES
Siempre que La Empresa vaya a construir y/o recibir una red construida por un
particular para su operación y mantenimiento, deberá verificar que la red cumpla,
además de los requisitos técnicos que garanticen su eficiencia y seguridad las
normas ambientales que al respecto rijan al momento de su construcción.
Para ello si es del caso, podrá solicitar al propietario de la red las licencias,
permisos o autorizaciones con que la autoridad ambiental aprobó la construcción
del proyecto entre estos los siguientes:
-
Licencia Ambiental.
-
Permisos de uso y aprovechamiento de los recursos naturales (explotación de
canteras, extracción de materiales de arrastre, aprovechamiento de aguas
superficiales y subterráneas, vertimiento de aguas residuales, poda, remoción
o erradicación de vegetación, substracción de áreas de reserva forestal y las
demás que requieran las normas ambientales vigentes.
-
Autorización de propietarios de los predios afectados por la red.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 123 DE 130
11 PODA DE ARBOLES
11.1 DEFINICIONES
AHOLLADURA. Hueco que se abre en el suelo para la siembra de plantas.
ALTO REBROTE. Capacidad de generar yemas y ramas nuevas en corto tiempo.
ÁRBOL CADUCIFOLIO. Árbol que pierde las hojas en determinadas épocas del
año.
ÁRBOL ENDÉMICO. Especie arbórea que sólo crece en determinada zona
territorial.
ÁRBOL HISTÓRICO. Árbol con significancia en la tradición cultural o histórica de
la ciudad o población.
ÁRBOL PERENNIFOLIO. Árbol que no pierde sus hojas durante el año.
ÁRBOL. Vegetal leñoso de más de 4.0 m de altura.
ARBORIZACIÓN. Conjunto de árboles sembrados por el hombre con fines
específicos.
ARBUSTO. Vegetal leñoso de menos de 4.0 m de altura.
BAJO REBROTE. Poca capacidad de generar yemas o ramas nuevas.
CAPACIDAD DE REBROTE. Capacidad del árbol para generar nuevas yemas y
ramas en corto tiempo.
CICATRIZANTE. Sustancia química con propiedades antihongos y antibacterias.
COPA. Área foliar del árbol sostenida por el tronco.
CORTE. Eliminación total de tronco y ramas de un árbol.
DAP. Diámetro del tronco a la altura del pecho.
DENSIDAD FORESTAL. Cantidad de árboles existentes por manzana, metros
lineales, metros cuadrados.
DESCOMPENSACIÓN DE COPA. Desbalance causado al podar opuestamente y
parcialmente la parte foliar de un árbol.
DESCOMPENSACIÓN DE RAIZ. Desbalance causado al podar opuestamente y
parcialmente la raíz de un árbol.
DIÁMETRO DE COPA. Diámetro de la copa de un árbol en su parte media.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 124 DE 130
DIÁMETRO DE FUSTE. Diámetro de un tronco en su parte media, diamétro del
tronco.
FUSTE. Parte sólida del árbol cubierta por la corteza.
IMPACTO ESTÉTICO. Mal aspecto simétrico que presenta la copa de un árbol
debido a la poda antitécnica.
INFECTACIÓN. Ataque de hongos o bacterias dentro del tejido de ramas o
troncos.
INFESTACIÓN. Ataque de hongos o bacterias sobre la superficie de ramas o
troncos.
MATA. Planta de tallo bajo, ramificado y leñoso.
MEDIO REBROTE. Producción de yemas y ramas nuevas en un lapso de tiempo
medio.
MUERTE ASCENDENTE. Secamiento del árbol que empieza desde la raiz del
árbol hacia la copa.
MUERTE DESCENDENTE. Secamiento del árbol que empieza desde la copa del
árbol hacia la base del tronco.
NINGÚN REBROTE. No hay producción de yemas ni ramas nuevas.
NOMBRE CIÉNTIFICO. Nombre técnico que se le asigna a los árboles para
poderlos clasificar botánicamente.
NOMBRE COMÚN O VULGAR. Nombre que la gente le asigna a los árboles
según la región.
PLÁNTULA. Árbol con altura menor a 10 cm.
PODA DE DESPEJE. Corte parcial en forma técnica de ramas para facilitar el
paso de las redes aéreas de energía, iluminación de vías, visibilidad.
PODA DE LEVANTE. Corte parcial en forma técnica de ramas bajeras para
facilitar la circulación vehicular y peatonal.
PODA FOLIAR. Corte técnico en forma parcial de las ramas de la copa del árbol,
para permitir el paso de las redes de energía.
PODA RADICULAR. Corte técnico en forma parcial de las raíces de un árbol, para
permitir las canalizaciones de las redes subterráneas de energía.
PODA SANITARIA. Corte parcial en forma técnica de ramas enfermas.
PODA. Cortes parciales de ramas o raíces, realizada en forma técnica. Para
permitir el paso de las líneas de energía.
PUDRICIÓN FOLIAR. Enfermedad que ataca las hojas y ramas del árbol,
causándole la muerte.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 125 DE 130
PUDRICIÓN RADICULAR. Enfermedad que ataca las raíces y causa la muerte de
las mismas.
RESIEMBRA. Siembra de árboles en el mismo sitio donde se había sembrado ya
un árbol, para reponer el que se secó.
ROZA. Corte indiscriminado de ramas sin la aplicación de criterios técnicos,
estéticos y de sanidad vegetal.
SIMETRÍA. Balance en la forma y aspecto de la copa del árbol después de la
labor de poda.
TALA. Corte total de un árbol y evacuación de los desechos vegetales.
TOCÓN. Pedazo de rama o tronco que sobresale.
TRANSPLANTE. Mover un árbol del sitio actual a un sitio previamente
seleccionado.
TRONCO COLUMNAR. Tronco que no presenta ramificaciones.
TRONCO MONOPODIAL. Tronco que presenta un solo eje principal del cual se
desprenden las ramas.
TRONCO SIMPODIAL AÉREO. Tronco que presenta varios ejes y cuya
ramificación se produce a una altura determinada del suelo.
TRONCO SIMPODIAL RASTRERO. Tronco que presenta varios ejes y cuya
ramificación se produce a ras del suelo.
ZONA BLANDA. Áreas en tierra.
ZONA DURA. Áreas pavimentadas o en concreto.
11.2 TÉCNICAS DE PODA
En este capítulo se presentan las recomendaciones técnicas básicas para el
manejo adecuado de la arborización con el fin de mitigar el impacto que se pueda
causar a ésta al hacer mantenimiento preventivo de redes mediante el corte de
ramas.
Al efectuar la poda de árboles se deben tener en cuenta las siguientes
recomendaciones:
Revisar la zona de trabajo con el fin de identificar los siguientes factores de riesgo:
Proximidad de líneas de energía ya sean de media o baja tensión, edificaciones
que puedan ser afectadas con la caída de ramas cortadas y redes de
comunicaciones o de otro tipo que también corran el mismo riesgo.
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 126 DE 130
En el caso de ramas ó brazos de gran tamaño que puedan caer sobre tendidos
energizados el contratista deberá coordinar con la intervenrtoría la
correspondiente suspensión de servicio. Para efectuar éste tipo de corte se debe
asegurar el brazo a cortar con una manila con el fin de evitar posibles accidentes o
daños al tendido o al árbol.
Aplicar las siguiente medidas preventivas de sanidad vegetal:
1. Lavar las herramientas antes de iniciar el trabajo con una solución
desinfectante. Se recomiendan mezclas de formaldehído más agua o de
oxicloruro de cobre más agua.
2. Aplicar cicatrizante cuando se corten ramas de diámetro mayor a cinco (5)
centímetros. Se recomiendan mezclas de sulfato de cobre más hidróxido de
calcio más adherente ó de oxicloruro de cobre más adherente.
Una vez efectuada la poda se deben retirar las ramas cortadas al lugar que
determine la interventoría, no se deben dejar ramas colgando de los árboles ó al
pié de ellos.
Los cortes se deben efectuar como los indican las siguientes Figuras
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 127 DE 130
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
PAGINA: 128 DE 130
11.3 DISTANCIAS DE SEGURIDAD
Las distancias libres deben tener en cuenta los siguientes criterios:
-
Margen de seguridad según la tensión de línea.
-
Flecha del cable.
-
Oscilación del cable.
-
Movimiento de los árboles.
-
Tipo de árboles. (densidad de follaje, velocidad de crecimiento, etc.).
En el caso de redes preensambladas, las cuales son aisladas, las ramas
pequeñas y hojas pueden estar en contacto con la línea sin problemas, lo que
disminuye notablemente la amplitud de la zona a talar; sólo las ramas gruesas que
por fricción puedan dañar el aislamiento representan problemas. La tabla 49
presenta un relación de las distancias de seguridad requeridas para líneas aéreas
primarias y secundarias.
Tabla 49. Distancias de seguridad a follajes y árboles
Red MT
Red BT Conductor desnudo
Red BT Conductor aislado
A(m)
2
1.5
0.3
NOTAS:
A: Distancia al poste
B: Distancia al conductor externo, a lo largo de los 2/3 del vano.
Ver figura página siguiente.
B(m)
2
1.5
0.3
CODIGO:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
REVISIÓN:
FECHA:
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 129 DE 130
CODIGO:
REVISIÓN:
FECHA:
MACROPROCESO:
DISTRIBUCIÓN DE
ENÉRGÍA
CRITERIOS DE DISEÑO PARA
REDES DE DISTRIBUCIÓN
PAGINA: 130 DE 130
Tabla 50. Ampacidades del ACSR
Palabra
Clave
Raven
Quail
Pigeon
Penguin
Waxwing
Partridge
Merlin
Linnet
Oriole
Chickadee
Ibis
Lark
Pelican
Flicker
Hawk
Hen
Osprey
Parakeet
Dove
Eagle
Rook
Grosbeak
Egret
Flamingo
Tern
Condor
Drake
Mallard
Rail
Cardinal
Bunting
Grackle
Bittern
Pheasant
Bobolink
Plover
Lapwing
Falcon
Chukar
Bluebird
Conductor
Calibre
Trenzado
AWG ó kcmil
Al/St
1/0
6/1
2/0
6/1
3/0
6/1
4/0
6/1
266.8
18/1
266.8
26/7
336.4
18/1
336.4
26/7
336.4
30/7
397.5
18/1
397.5
26/7
397.5
30/7
477.0
18/1
477.0
24/7
477.0
26/7
477.0
30/7
556.5
18/1
556.5
24/7
556.5
26/7
556.5
30/7
636.0
24/7
636.0
26/7
636.0
30/19
666.6
24/7
795.0
45/7
795.0
54/7
795.0
26/7
795.0
30/19
954.0
45/7
954.0
54/7
1192.5
45/7
1192.5
54/19
1272.0
45/7
1272.0
54/19
1431.0
45/7
1431.0
54/19
1590.0
45/7
1590.0
54/19
1780.0
84/19
2156.0
84/19
Con sol
Sin viento
150
175
205
240
300
305
350
360
365
390
405
410
440
450
460
460
490
500
510
510
550
560
560
570
630
640
650
660
720
730
830
850
870
890
940
950
1010
1030
1090
1230
Ampacidad (Amperes)
Sin sol
Con sol
Sin viento Con viento
175
240
205
275
240
315
275
365
345
445
355
455
405
515
420
530
425
530
460
575
470
590
475
590
520
640
530
670
540
660
540
660
580
710
590
720
600
730
600
730
650
780
660
790
660
790
670
810
750
890
760
900
770
910
780
910
850
970
870
990
990
1120
1010
1130
1030
1160
1050
1180
1120
1250
1140
1270
1200
1340
1230
1360
1300
1440
1480
1610
Conductividad del ACSR = Al 61%, Acero 8% IACS.
Temperatura del conductor = 75ºC
Absorción solar: 0.5
Temperatura ambiente = 25ºC
Velocidad del viento = 0.6 m/s
Sin sol
Con viento
255
295
340
390
480
490
560
570
575
620
640
640
700
710
720
720
770
790
790
800
860
860
870
880
970
990
990
1000
1070
1090
1240
1260
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