INSTITUTO POLITÉCNICO...

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

UNIDAD PROFESIONAL ADOLFO LOPEZ MATEOS

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

“ASPECTOS PARA LA PLANEACIÓN DE REDES DE DISTRIBUCIÓN”

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TITULO DE:

INGENIERO ELECTRICISTA

P R E S E N T A:

JOSÉ LUIS GAONA JIMÉNEZ

DIRECTOR DE TESIS: ING. GILBERTO ENRIQUEZ HARPER ING. JESUS MARIO CRUZ GARCIA

MEXICO, D.F 2009

ASPECTOS PARA LA PLANEACION DE REDES DE DISTRIBUCIÓN

Instituto Politécnico Nacional ESIME ZACATENCO José Luis Gaona

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EN MEMORIA DE MI MADRE CUYA DEDICACIÓN Y ENSEÑANZAS

FUERON UNA INSPIRACIÓN PARA MÍ.

José Luis Gaona Jiménez



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AGRADECIMIENTO

A Dios por haberme permitido concluir con mis estudios. A mis padres por el apoyo brindado durante toda mi carrera. A mis hermanos y amigos que estuvieron siempre apoyándome durante los momentos más difíciles de la carrera. A toda la gente que siempre me apoyo y creyó en mi. Por la ayuda brindada y por creer en mí al apoyarme en la realización de este trabajo a: Ing. Gilberto Enríquez Harper (CFE) Ing. Enrique Galindo Ibarra (LyFC) Ing. Héctor Reyes Casasola (CFE) Ing. Mauricio Ruiz Lagunas (CFE) Ing. Manuel Mota Morales (CFE) Ing. Jesús Mario Cruz García (CFE)



Objetivo 1

CAPÍTULO I DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA

I.1 Sistema eléctrico de potencia (SEP) 3 I.2 Generación 4

• I.2.1 Centrales hidroeléctricas 6• I.2.2 Centrales termoeléctricas 9• I.2.3 Centrales eólicas 14• I.2.4 Centrales solares 16

I.3 Líneas de transmisión 18I.4 Subestaciones eléctricas 20I.5 Redes de distribución 23I.6 Usuarios 29

CAPÍTULO ll ESTRUCTURA DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN

II.1 Definición de red de distribución 31II.2 Tipos de redes de distribución 32II.3 Red subterránea 32

• II.3.1 Material y equipo a utilizar en redes subterráneas de media tensión

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• II.3.2 Material y equipo a utilizar en redes subterráneas de baja tensión

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II.4 Red de distribución aérea 36• II.4.1 Material y equipo a utilizar en redes aéreas 38 de media tensión • II.4.2 Material y equipo a utilizar en redes aéreas 40

de baja tensión II.5 Estructuras de redes de distribución 42

• II.5.1 En media tensión 42II.6 Arreglos de los sistemas de distribución 48

• II.6.1 Clasificación de los principales arreglos 48 de distribución



CAPÍTULO lll PARTES CONSTITUTIVA DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN

III.1 Trazos y libramientos 53III.2 Empotramientos 59III.3 Líneas de media tensión 61III.4 Conductores 69III.5 Equipo eléctrico 74III.6 Sistema de tierras 80III.7 Líneas de baja tensión 84III.8 Aisladores 90III.9 Soportes 90III.10 Apoyos, tirantes y tornapuntas 90

CAPÍTULO lV CONCEPTOS PARA LA PLANEACIÓN DE REDES DE DISTRIBUCIÓN

IV.1 Definiciones 92IV.2 Obra civil 94IV.3 Características generales de la obra civil 96IV.4 Consideraciones técnicas 97IV.5 Medición 98IV.6 Presentación del proyecto 99IV.7 Elaboración de planos 100IV.8 Planos para las redes de distribución 102IV.9 Lineamientos, recomendaciones y restricciones 106 para la elaboración del proyecto IV.10 Cantidad y capacidad de transformadores 111IV.11 Sistema para red aérea compacta en 23 kV, 118 con cubierta de XLP en conductores



CAPÍTULO V ESTUDIOS DE APOYO PARA LA PLANEACIÓN DE REDES DE

DISTRIBUCIÓN V.1 Cálculo eléctrico de las redes de distribución 132V.2 Alimentación a una carga 133V.3 Alimentador con cargas intermedias 140V.4 Regulación de tensión en los transformadores 145 de distribución

• V.4.1 Cálculo de la regulación de tensión 145• V.4.2 Métodos para la regulación de tensión 147• V.4.3 Uso de cambiadores de derivación en transformadores

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• V.4.4 Transformadores reguladores de tensión 151V.5 Cálculo del calentamiento de los conductores 153

CAPÍTULO VI LAS SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN

VI.1 Criterios para el diseño de subestaciones de distribución

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VI.2 Determinación de la capacidad de las subestaciones eléctricas de distribución 164VI.3 Determinación del centro de carga para redes 171 de distribución subterráneas VI.4 El arreglo de barras de la subestación 173VI.5 Los transformadores 175

APÉNDICE AI Calculo del conductor y apartarrayos de una red 180Conclusiones 190Índice de Figuras 193Índice de Tablas 197Bibliografía 199



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OBJETIVO: El principal objetivo de este trabajo es dar las nociones y recomendaciones a seguir para la construcción de nuevas redes de distribución en media y baja tensión así como para la conversión de redes aéreas a cables subterráneos, tomando en cuenta los diversos factores que influyen en la construcción de la misma, ya sean técnicos, económicos o ambientales. Lo anterior se logra tomando conciencia de las repercusiones que tiene las instalaciones necesarias para la red de distribución. Se debe tomar en cuenta para su construcción materiales de excelente calidad, durabilidad y desde luego confiabilidad ya que una de las metas como ingeniero electricista es el de brindar un suministro con el menor número de interrupciones, es decir, los sistemas deben ser confiables y brindar el servicio con calidad. Esto se logra por medio de un concienzudo estudio de ingeniería para así ubicar de acuerdo a la demanda en el suministro los diferentes tipos de instalaciones o arreglos que se deben emplear tomando en cuenta las características tanto ambientales como técnicas y climáticas de la región donde se instalara la red. Lo anterior se deriva de la necesidad de hacer llegar el suministro de energía eléctrica a los usuarios, ya que el crecimiento de la demanda va en aumento y se debe cubrir la necesidad del suministro.



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CAPÍTULO I

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA



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I.1 Sistema eléctrico de potencia (SEP) Un sistema eléctrico de potencia (SEP), es el conjunto de plantas generadoras, líneas de transmisión, subestaciones transformadoras y redes de distribución de la energía a los centros de consumo y usuarios en general. El objetivo básico de un SEP es el suministrar la energía eléctrica al usuario final. (Figura I.1)

Figura I.1 Constitución de un SEP: (1). Plantas generadoras; (2). Subestaciones elevadoras de transmisión; (3). Líneas de transmisión; (4). Subestación receptora de transmisión; (5). Subestaciones de distribución; (6). Redes de distribución; (7). Usuarios. Un sistema eléctrico de potencia comprende a los subsistemas de generación, transmisión, distribución, y utilización de energía eléctrica. (Figura I.2)

Figura I.2



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El sistema eléctrico de potencia (SEP) está formado por tres partes principales:

• Generación • Transmisión • Distribución

Siendo:

I.2 GENERACIÓN Es donde se produce la energía eléctrica, por medio de las centrales generadoras, las que representan el centro de producción, hay varias fuentes que se utilizan para generar electricidad: El movimiento del agua que corre o cae, el calor para producir vapor y mover turbinas, la geotermia (el calor interior de la Tierra), la energía nuclear (del átomo) y las energías renovables: solar, eólica (de los vientos) y de la biomasa (leña, carbón, basura y rastrojos del campo). También es importante saber que en México el 75% de la electricidad se genera a base de combustibles fósiles utilizados en plantas o centrales termoeléctricas (que producen calor y vapor para mover los generadores), las cuales consumen gas natural, combustóleo y carbón. (Si la central consume carbón, se le denomina carboeléctrica) "Dual" es un término que se aplica a las plantas que pueden consumir indistintamente dos de estos combustibles., y dependiendo de la fuente primaria de energía, se pueden clasificar en: * Centrales hidroeléctricas * Centrales termoeléctricas * Centrales geotermoeléctricas

Centrales núcleo eléctricas Centrales de ciclo combinado Centrales de turbo-gas

* Centrales eólicas * Centrales solares Las centrales generadoras se construyen de tal forma, que por las características del terreno se adaptan para su mejor funcionamiento, rendimiento y rentabilidad. Una central eléctrica es una instalación que utiliza una fuente de energía primaria para hacer girar una turbina que, a su vez, hace girar un alternador, que produce energía en corriente alterna sinusoidal a una tensión de 13.8KV.



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En todos los casos, la turbina está unida por su eje al generador, el cual contiene un rotor bobinado que gira dentro de un campo magnético estacionario con espiras (embobinado) de un largo y grueso cable. Cuando giran el eje de la turbina y el magneto que está dentro del generador, se produce una corriente de electricidad en el cable. Esto se explica por el llamado electromagnetismo, que descrito en términos sencillos consiste en lo siguiente: (Figura I.3)

Figura I.3 Cuando un cable o cualquier material conductor de electricidad se mueve a través de un campo magnético, cortando líneas de fuerza magnéticas, se produce una corriente eléctrica en el cable. Para una mejor comprensión, se puede decir que un generador es como un motor eléctrico, pero al revés: En vez de usar energía eléctrica para hacer girar el motor, el eje de la turbina hace girar el motor para producir electricidad. La electricidad producida en el generador alcanza unos 13.8 kV. En la planta esa tensión es elevada a 400 mil voltios para que la electricidad pueda viajar a largas distancias a través de cables de alta tensión y, después, mediante transformadores que reducen la tensión, llega a nuestros hogares, escuelas, industrias, comercios, oficinas, etc. Las plantas nucleares utilizan la energía nuclear del átomo para producir calor que convierte el agua en el vapor necesario para mover las turbinas y los generadores.



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Otras plantas aprovechan el agua caliente o el vapor proveniente del interior de la Tierra (geotermia), sin necesidad de emplear combustible fósil o nuclear (uranio). En régimen normal, todas las unidades generadoras del sistema se encuentran en " sincronismo ", es decir, mantienen ángulos de cargas constantes. En este régimen, la frecuencia debe ser nominal ( 60 Hz. ) o muy cercana a ésta. La tensión de generación es de 13.8 kV. Las características de las centrales eléctricas se relacionan con la subestación y la línea de transmisión en función de la potencia, la distancia a que se transmite y al área por servir. I.2.1 Centrales hidroeléctricas Una de las instituciones que ha tenido amplia vinculación con los trabajos técnicos de tipo geológico para manjar las fuentes de energía y la fundación de obras civiles en México, es la CFE. Las necesidades de CFE en estudios de ingeniería determinó, desde hace 30 años, la formación de un grupo técnico dentro de la subgerencia de Planeación que después paso a ser departamento. Departamento de geohidrología. Etapa de identificación.-

- Recopila información geohidrológica a nivel regional para determinar el potencial en el área de los sitios y su correspondiente verificación en campo.

- Analiza información geológica y geofísica - Establece cuencas y subcuencas hidrológicas - Balance hidrometeorológico - Censo de aprovechamiento hidráulico - Medición de nivel e interpretación - Análisis y procesamiento de información hidrogeoquímica - Selección de áreas de interés geohidrológico

Etapa de prefactibilidad.

- Geología de semidetalle • Fotointerpretación • Levantamiento geológico • Geología del subsuelo



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- Geofísica

• Sondeos eléctricos verticales • Climatología e hidrología superficial

• Análisis climatológico • Aforos de corrientes superficiales

- Hidrología subterránea • Censo de aprovechamiento • Medición de niveles • Interpretación geohidrológica

- Topografía de apoyo a actividades de campo - Hidrogeoquímica - Perforaciones

• Barrenos exploratorios • Registro geofísico de pozos

Etapa de Factibilidad.- - Geología de detalle

• Superficial y subsuelo • Modelo geológico conceptual

- Climatología e hidrología superficial • Análisis climatológico • Aforo y análisis

- Hidrología subterránea • Medición de niveles de estudio • Pruebas de bombeo • Nivelación topográfica • Interpretación geohidrológica • Balance geohidrológico

- Hidrogeoquímica • Corrección de muestra de agua • Análisis físico-químico y bacteriológico • Modelo conceptual hidrogeoquímico

- Selección de áreas para perforación



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Las centrales hidroeléctricas utilizan la energía potencial del agua como fuente primaria para generar electricidad. Estas plantas se localizan en sitios en donde existe una diferencia de altura entre la central eléctrica y el suministro de agua. De esta forma, la energía potencial del agua se convierte en energía cinética que es utilizada para impulsar el rodete de la turbina y hacerla girar para producir energía mecánica. Acoplado a la flecha de la turbina se encuentra el generador que finalmente convierte la energía mecánica en eléctrica. Una característica importante es la imposibilidad de su estandarización, debido a la heterogeneidad de los lugares en donde se dispone de aprovechamiento hidráulico, dando lugar a una gran variedad de diseños, métodos constructivos, tamaños y costos de inversión. (Figura I.4)

Figura I.4



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La tendencia en las turbinas hidráulicas modernas es utilizar caídas mayores y máquinas más grandes. Según el tamaño de la unidad, las turbinas Kaplan se emplean en caídas de unos 60 m, y en el caso de las turbinas Pelton de hasta 610 m. (Figura I.5)

Figura I.5

La CFE ha construido desde su creación, 79 obras hidráulicas de este tipo, varias de ellas ejemplos de la ingeniería moderna. La generación hidroeléctrica, destaca por su nula contaminación al medio ambiente, ya que el agua que confluye una vez utilizada en las plantas, regresa al caudal de los ríos sin alteraciones en la temperatura y calidad de la misma. En nuestro país, tenemos su máxima representación en una de las cuencas hidrológicas que registran mayor precipitación: la del Río Grijalva, en ella se localizan cuatro grandes centrales: la Manuel Moreno Torres, Chicoasén; Belisario Domínguez, Angostura; Malpaso y Peñitas, todas ubicadas en el estado de Chiapas. I.2.2 Centrales termoeléctricas Se denominan centrales termoeléctricas clásicas o convencionales aquellas centrales que producen energía eléctrica a partir de la combustión de carbón, fuelóil o gas en una caldera diseñada al efecto. El apelativo de "clásicas" o "convencionales" sirve para diferenciarlas de otros tipos de centrales termoeléctricas (nucleares y solares, por ejemplo), las cuales generan electricidad a partir de un ciclo termodinámico, pero mediante fuentes energéticas distintas de los combustibles fósiles empleados en la producción de energía eléctrica desde hace décadas y, sobre todo, con tecnologías diferentes y mucho mas recientes que las de las centrales termoeléctricas clásicas.



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Independientemente de cuál sea el combustible fósil que utilicen (fuel-oil, carbón o gas), el esquema de funcionamiento de todas las centrales termoeléctricas clásicas es prácticamente el mismo. Las únicas diferencias consisten en el distinto tratamiento previo que sufre el combustible antes de ser inyectado en la caldera y en el diseño de los quemadores de la misma, que varían según sea el tipo de combustible empleado. En el proceso termoeléctrico existe una clasificación de tipos de generación, según la tecnología utilizada para hacer girar los generadores eléctricos, denominándoseles como sigue: Vapor Con vapor de agua se produce el movimiento de una turbina acoplada al generador eléctrico. (Figura I.6)

Figura I.6

Turbogás Con los gases de combustión se produce el movimiento de una turbina acoplada al generador eléctrico. (Figura I.7)

¡Error!

Figura I.7



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Combustión interna Con un motor de combustión interna se produce el movimiento del generador eléctrico. (Figura I.8)

Figura I.8

Ciclo combinado Combinación de las tecnologías de turbogás y vapor. Constan de una o más turbogás y una de vapor, cada turbina acoplada a su respectivo generador eléctrico. (Figura I.9)

Figura I.9



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Otra clasificación de las centrales termoeléctricas corresponde al combustible primario para la producción de vapor, según:

• Vapor (combustóleo, gas natural y diesel) (Figura I.10)

Figura I.10

• Carboeléctrica (carbón) (Figura I.11)

Figura I.11



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• Dual (combustóleo y carbón) (figura I.12)

Figura I.12 • Geotermoeléctrica ( vapor extraído del subsuelo)(Figura I.13)

Figura I.13



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• Nucleoeléctrica (uranio enriquecido) (Figura I.14)

Figura I.14

I.2.3 Centrales eólicas Este tipo de central convierte la energía del viento en energía eléctrica, mediante una aeroturbina que hace girar un generador. La energía eólica está basada en aprovechar un flujo dinámico de duración cambiante y con desplazamiento horizontal. La cantidad de energía obtenida es proporcional al cubo de la velocidad del viento, lo que muestra la importancia de este factor. (Figura I.15)

Figura I.15



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Actualmente las turbinas eólicas convierten la energía cinética del viento en electricidad por medio de aspas o hélices que hacen girar un eje central conectado, a través de una serie de engranajes (la transmisión) a un generador eléctrico. En lo que respecta a capacidad instalada, para finales de 1997 a nivel mundial se tenían instalados alrededor de 7700 mW. En México se cuenta con la central eólica de la Ventosa en Oaxaca, operada por CFE, con una capacidad instalada de 1.5 mW y una capacidad adicional en aerogeneradores y aerobombas, según el Balance nacional de energía de 1997, de alrededor de 2.4 mW. Existen varias ventajas competitivas de la energía eólica con respecto a otras opciones, como son:

• Se reduce la dependencia de combustibles fósiles. • Los niveles de emisiones contaminantes, asociados al consumo de combustibles

fósiles se reducen en forma proporcional a la generación con energía eólica. • Las tecnologías de la energía eólica se encuentran desarrolladas para competir con

otras fuentes energéticas. • El tiempo de construcción es menor con respecto a otras opciones energéticas. • Al ser plantas modulares, son convenientes cuando se requiere tiempo de respuesta

de crecimiento rápido. En la actualidad, la generación de electricidad es la aplicación más importante de este tipo de sistemas. Los aerogeneradores comerciales alcanzan desde 500 hasta 1,000 kW de potencia nominal, tienen rotores de entre 40 y 60 m de diámetro y giran con velocidades que van de las 60 a las 30 rpm. Los generadores eléctricos pueden ser asíncronos o síncronos, operando a una velocidad y frecuencia constante, que en México es de 60 hz.. En el caso de aerogeneradores con potencias inferiores a los 50 kW también se utilizan generadores de imanes permanentes, que trabajan a menor velocidad angular (de entre 200 y 300 rpm), que no necesitan caja de engranes y que, accionándose a velocidad variable, pueden recuperar mayor energía del viento a menor costo. Las modernas turbinas de viento se mueven por dos procedimientos: el arrastre, en el que el viento empuja las aspas, y la elevación, en el que las aspas se mueven de un modo parecido a las alas de un avión a través de una corriente de aire. Las turbinas que funcionan por elevación giran a más velocidad y son, por su diseño, más eficaces. Las turbinas de viento pueden clasificarse en turbinas de eje horizontal, en las que los ejes principales están paralelos al suelo y turbinas de eje vertical, con los ejes perpendiculares al suelo. Las turbinas de ejes horizontales utilizadas para generar electricidad tienen de una a tres aspas, mientras que las empleadas para bombeo pueden tener muchas más. Entre las máquinas de eje vertical más usuales destacan las Savonius, cuyo nombre proviene de sus diseñadores, y



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que se emplean sobre todo para bombeo; y las Darrieus, una máquina de alta velocidad que se asemeja a una batidora de huevos. Central eólica de la Venta, Oaxaca La Central de La Venta se localiza en el sitio del mismo nombre, a unos 30 kilómetros al noreste de la ciudad de Juchitán, Oaxaca. Fue la primera planta eólica integrada a la red en México y en América Latina, con una capacidad instalada de 84.875 mW, y consta de 105 aerogeneradores, ya que a partir del 05 de Enero de 2007 entraron en operación comercial 98 nuevas unidades generadoras. Central eólica de Guerrero Negro, Baja California Sur Se ubica en las afueras de Guerrero Negro, Baja California Sur, dentro de la zona de reserva de la biósfera de El Vizcaíno. Tiene una capacidad de 0.600 mW, y consta de un solo aerogenerador I.2.4 Centrales solares Existen dos tipos principales de instalaciones solares: las de torre, en que centenares de heliostatos (espejos orientables hacia el Sol, movidos por un servomotor) reflejan la luz solar en lo alto de una torre (receptor a mil o más grados), y las de colectores, donde el fluido receptor se calienta hasta unos 400 0C, al circular por un conducto paralelo a cada colector (heliostato cilindroparabólico) y situado en su eje focal. El receptor genera vapor de agua en el circuito de turbina mediante un intercambiador de calor. Este tipo de centrales ofrece la ventaja de que no contaminan el medio ambiente. Sin embargo, producen una cantidad de energía muy variable, dependiendo de las condiciones metereológicas. Por esta razón es preciso que dispongan de un sistema de acumulación de la energía eléctrica que producen. Las centrales solares están formadas por extensos paneles repletos de células solares, estas células están fabricadas con material semiconductor, principalmente silicio, Reciben impulsos de luz y los transforman en impulsos eléctricos. Aunque las células solares funcionan con éxito desde 1974, para suministrar de energía a las naves espaciales y los satélites artificiales una central solar necesitaba en 1975 una inversión 150 veces mayor que una central nuclear, y unas 300 veces mayor que una central térmica de carbón, para poder producir la misma potencia.



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Sin embargo, gracias a las investigaciones realizadas en este campo, las centrales solares más modernas precisan una inversión inferior a la de una central nuclear y que no llegan a duplicar la de una central térmica. La energía solar, como recurso energético terrestre, está constituida simplemente por la porción de la luz que emite el Sol y que es interceptada por la Tierra. Las aplicaciones de ésta son: Directa: Una de las aplicaciones de la energía solar es directamente como luz solar, por ejemplo, para la iluminación de recintos. En este sentido, cualquier ventana es un colector solar. Otra aplicación directa, muy común, es el secado de ropa y algunos productos en procesos de producción con tecnología simple. Térmica: Se denomina "térmica" la energía solar cuyo aprovechamiento se logra por medio del calentamiento de algún medio. La climatización de viviendas, calefacción, refrigeración, secado, etc., son aplicaciones térmicas. Fotovoltaica: Se llama "fotovoltaica" la energía solar aprovechada por medio de celdas fotoeléctricas, capaces de convertir la luz en un potencial eléctrico, sin pasar por un efecto térmico. Básicamente, recogiendo de forma adecuada la radiación solar, podemos obtener calor y electricidad. (Figura I.16) y (figura I.17)

1. Caldera 2. Campo de heliostatos 3. Torre 4. Almacenamiento térmico 5. Generador de vapor 6. Turbo-alternador 7. Aero-condensador 8. Líneas de transporte de energía eléctrica

Figura I.16



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Figura I.17

I.3 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Son los elementos encargados de transmitir la energía eléctrica, desde los centros de generación a los centros de consumo, a través de distintas etapas de transformación de tensión; las cuales también se interconectan con el sistema eléctrico de potencia ( SEP). Se llama línea aérea la instalación que está constituida por conductores desnudos, forrados o aislados, tendidos en el exterior de edificios o en espacios abiertos y que están soportados por postes u otro tipo de estructuras con los accesorios necesarios para su fijación, separación y aislamiento de los mismos conductores, cuya finalidad es la transmisión aérea



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de energía eléctrica, esto se realiza con elementos de conducción y elementos de soporte.(Figura I.18) Todos los elementos constructivos de una línea aérea deben ser elegidos, conformados, y construidos de manera que tengan un comportamiento seguro en condiciones de servicio, bajo las condiciones climáticas que normalmente es dado esperar, bajo tensiones de régimen, bajo corriente de régimen, y bajo las solicitaciones de cortocircuito esperables. En la construcción de líneas aéreas de transmisión de energía eléctrica, se utilizan casi exclusivamente conductores metálicos desnudos, que se obtienen mediante cableado de hilos metálicos (alambres) alrededor de un hilo central. Los metales utilizados en la construcción de líneas aéreas deben poseer tres características principales:

1) presentar una baja resistencia eléctrica, y bajas pérdidas Joule en consecuencia. 2) presentar elevada resistencia mecánica, de manera de ofrecer una elevada

resistencia a los esfuerzos permanentes o accidentales. 3) costo limitado.

Los metales que satisfacen estas condiciones son relativamente escasos, a saber: * Cobre * Aluminio * Aleación de aluminio * Combinación de metales (aluminio acero) La energía se transporta, frecuentemente a gran distancia de su centro de producción, a través de la red de transporte , encargada de enlazar las centrales con los puntos de utilización de energía eléctrica. Para un uso racional de la electricidad es necesario que las líneas de transporte estén interconectadas entre sí con estructura de forma mallada, de manera que puedan transportar electricidad entre puntos muy alejados, en cualquier sentido. Estas líneas están generalmente construidas sobre grandes torres metálicas y a tensiones de 400 a 230 kV. Las tensiones de transmisión utilizadas en este país son: 115, 230 y 400 kV. Una de las formas de clasificar las líneas de transmisión, es de acuerdo a su longitud, siendo:



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a) Línea corta de menos de 80 Km. b) Línea media de entre 80 y 240 Km. c) Línea larga de 240 Km. y más

Figura I.18

I.4 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

Una subestación es un punto dentro del sistema de potencia en el cual se cambian los niveles de tensión y corriente con el fin de minimizar pérdidas y optimizar la distribución de la potencia por todo el sistema. Es además el centro donde se recibe y reparte la energía producida en las centrales generadoras, maniobrando y controlando su destino final a los diferentes centros de consumo, con determinados requisitos de calidad. En función a su diseño son las encargadas en interconectar líneas de transmisión de distintas centrales generadoras, transformar los niveles de tensión para su transmisión o consumo. (Figura I.19)



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Las subestaciones eléctricas por su tipo de servicio se clasifican en: * Subestaciones elevadoras * Subestaciones reductoras * Subestaciones compensadoras * Subestaciones de maniobra o switcheo * Subestación principal del sistema de distribución * Subestación de distribución * Subestaciones rectificadoras * Subestaciones inversoras Sin duda la denominación de una subestación como transmisión o distribución es independiente de las tensiones involucradas, y está determinada por el fin a que se destinó. El objetivo a cumplir por una subestación es determinante en su ubicación física. Para esto, las subestaciones de transmisión están ubicadas alejadas de los centros urbanos, esto facilita, el acceso de líneas de alta tensión y la localización de terrenos lo suficientemente grandes para albergar en forma segura los delicados equipos para el manejo de alta tensión. Por otra parte las subestaciones de distribución deben construirse en función del crecimiento de la carga, es decir, deben estar ubicadas en los centros de carga de áreas urbanizadas para, de esta forma, asegurar la calidad y continuidad del servicio al usuario. Es claro que por las características funcionales de cada subestación, no deben mezclarse en una instalación, equipos de transmisión y distribución. La utilización de este tipo de subestaciones debe limitarse exclusivamente a aquellos casos de claras justificaciones técnico económicas. Las subestaciones de distribución son alimentadas desde las subestaciones de transmisión con líneas o cables de potencia a la tensión de 230 o 85 kV, es lógico suponer que esta tensión no debe considerarse como de transmisión ni distribución para esta condición intermedia, se desarrolla el concepto de subtransmisión. Clasificación de las Subestaciones por su función dentro del sistema

• Subestación de generación: Es la estación primaria de la energía producida por las plantas generadoras, su objetivo esencial es transformar la tensión a niveles altos para lograr economía con la reducción de la corriente.

• Subestación de transmisión: Su función es interconectar las diferentes líneas de transmisión de 115 kV o 220 kV. Estas generalmente alimentan también barrajes de 34.5 kV y/o 13.2 kV.



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• Subestación de subtransmisión: Son aquellas que alimentan o interconectan líneas de nivel intermedio de tensión, 44 kV o 34.5 kV, para transporte a distancias moderadas y de cargas no muy altas, con cargas distribuidas a lo largo de la línea.

• Subestación de distribución: Su función es reducir la tensión a niveles de distribución 13.2 kV para enviarla a los centros de consumo industrial o residencial, donde los transformadores de distribución instalados a lo largo de los circuitos, se encargan de reducir los niveles a baja tensión (440, 220, 108 V), para alimentar a los usuarios.

Figura I.19



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I.5 REDES DE DISTRIBUCIÓN

La red de distribución es la última sección de un sistema eléctrico de potencia, en esta se consume la mayor parte de la energía generada. Las redes de distribución de energía se encuentran en áreas urbanas y rurales, pueden ser aéreas, o subterráneas (estéticamente mejores, pero mas costosas). La red de distribución está formada por la red en AT (suele estar comprendida entre 6.000 a 23.000 V) y en BT (400/230 V) El conjunto de conductores con todos sus accesorios, sus elementos de sujeción, protección, etc., que une una fuente de energía o una fuente de alimentación de energía con las instalaciones interiores o receptoras. La red de distribución es la última sección de un sistema eléctrico de potencia, en esta se consume la mayor parte de la energía generada. Esta compuesta de dos partes:

• La red de distribución primaria • La red de distribución secundaria

Red de distribución primaria, Se compone de líneas aéreas o cables subterráneos (también llamados alimentadores), que se localizan a lo largo de las áreas geográficas y suministran la energía a los transformadores de distribución que a su vez proveen de energía en niveles de tensión de 127 a 480 kV. Los transformadores de distribución normalmente son conectados a cada lateral del alimentador primario, cada transformador o banco de transformadores suministra a un consumidor o grupo de consumidores a través de un circuito secundario. Este tipo de sistema puede variar en su construcción dependiendo de la densidad de carga del área que se tenga que alimentar (kVAR o mVAR/kM2); en áreas con densidad de carga baja, se pueden usar alimentadores radiales debido a que son muy económico, pero su nivel de confiabilidad es baja. En grandes ciudades en donde la densidad de carga es alta, se usa una red primaria. Las subestaciones de distribución son conectadas a estos sistemas a través de alimentadores, y en ambos extremos de estos, son instalados interruptores para proteger el sistema de fallas de corto circuito y las cargas son conectadas directamente a los alimentadores a través de fusibles.



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Los alimentadores primarios en general están constituidos por un alimentador principal y sus laterales, normalmente los alimentadores principales son trifásicos a cuatro hilos y los circuitos laterales pueden ser monofásicos o trifásicos, pero por lo general en áreas rurales o urbanas son monofásicos, pudiendo ser radial o en anillo (Figura I.20 y I.21)

Figura I.20



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Figura I.21



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En los sistemas radiales, el alimentador primario, el cual es un circuito trifásico a cuatro hilos, se ramifica en varias secciones alimentando a todos los transformadores de distribución, estas ramificaciones pueden ser monofásicas o trifásicas. Este sistema puede ser satisfactorio únicamente si la frecuencia en las interrupciones es muy baja y si hay otras alternativas de operación cuando no se tienen salidas planeadas. Alimentadores en anillo Este tipo de arreglo tiene especial beneficio en el servicio a cargas en donde la confiabilidad del suministro de energía eléctrica es importante, al tenerse trayectorias paralelas al alimentador principal que pueden estar conectadas a otros buses de la subestación principal o alimentados de diferentes transformadores. (Figura I.22) Se tiene mayor grado de confiabilidad y menor posibilidad de dejar sin alimentación a los usuarios que están conectados en este alimentador.

Figura I.22



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Niveles de tensión en los alimentadores primarios En los sistemas de distribución, uno de los factores más importantes para su diseño, costo y operación es el nivel de tensión en el cual va a operar. En la tabla I.1, se presentan valores de tensión típicos para los sistemas de distribución primario.

Tabla I.1

Los niveles de tensión en los alimentadores primarios impactan directamente en aspectos de diseño y operación del sistema, como son la longitud del alimentador, la carga del alimentador, el número de transformadores de distribución, la capacidad de la subestación de distribución, el mantenimiento del sistema y algunos otros. Red de distribución secundaria Contiene las líneas aéreas o cables subterráneos que suministran directamente a los consumidores con su propio conductor y medidor (casas, industrias, comercios, etc.). Esta red suministra energía eléctrica a los usuarios a través de transformadores de distribución y alimentadores secundarios, por lo que se localizan a los transformadores de distribución lo más cerca posible de los centros de carga para minimizar las longitudes de los circuitos secundarios. Estas redes pueden ser aéreas o subterráneas y son circuitos trifásicos a cuatro hilos en conexión estrella con el neutro sólidamente aterrizado; tanto el calibre de ésta como el arreglo deben ser provistos para brindar la apropiada división de la carga normal y las corrientes de falla entre los transformadores de la red y una buena regulación de tensión para todos los consumidores.



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Las redes de distribución secundarias son usadas en áreas urbanas con una densidad de carga alta. Los alimentadores secundarios forman una red o malla que es suministrada por transformadores en varios puntos, el múltiple suministro asegura una alta confiabilidad y una mejor regulación de tensión. Las cargas son conectadas directamente al lado de baja tensión de la malla, sin ningún equipo de protección, debido a que la red está protegida por los fusibles y los interruptores de protección de la red instalados en el secundario de los transformadores. (Figura I.23)

Figura I.23

Niveles de tensión en alimentadores secundarios Los niveles de tensión típicos usados en los sistemas secundarios se muestran en la tabla I.2, mismos que son tensiones estándares que se usan en los sistemas eléctricos de potencia y son dados por norma.



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Tabla I.2

I.6 USUARIOS La energía eléctrica se distribuye desde las estaciones generadoras hasta los núcleos urbanos mediante líneas de transmisión de alta tensión. Para dar conexión a las líneas de distribución de las viviendas, la tensión se ha de reducir mediante transformadores. Hay dos formas de gozar de una mayor cantidad de energía: generando más o usando la que existe en forma más eficiente. Para esto último, es necesario cambiar la cultura y los paradigmas actuales. Algunas opciones pueden ser: • Procesos de innovación tecnológica para la fabricación de productos de consumo básico con uso eficiente de energía. • Sistemas de transporte colectivo y personal de nueva generación, híbrido, limpio y eficiente. • Cambio en el paradigma del transporte de mercancías (más ferrocarril y barco que automotores). • Cambio de infraestructura de transmisión de energías, incluyendo ductos de PEMEX, sistema de cableado de distribución (algunos estudios de analistas privados señalan que alrededor del 30% de la energía eléctrica se pierde por las malas condiciones de cables, transformadores y equipamiento), sistemas de almacenamiento, etc.



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CAPÍTULO II

ESTRUCTURA DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN



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II.1 DEFINICIÓN DE RED DE DISTRIBUCIÓN Se entiende por red de distribución de energía eléctrica a la disposición adoptada por los conductores y receptores, para lograr que la energía generada en las centrales pueda ser utilizada en los lugares de consumo. Fundamentalmente, una distribución puede realizarse de dos maneras:

• En serie • En derivación.

Distribución serie La distribución serie o a intensidad constante, consiste en conectar todos los receptores uno a continuación del otro, de manera que la intensidad que pasa por uno de ellos, lo hace también a través de todos los demás. Este sistema de distribución tiene la ventaja de utilizar un conductor de sección única, ya que la intensidad es la misma a lo largo de todo el circuito. El principal inconveniente lo tenemos en la dependencia que existe entre los receptores, ya que si uno cualquiera de ellos se interrumpiera, los demás quedarían también fuera de servicio. Otro inconveniente del sistema de distribución serie, es el de tener que utilizar receptores cuya tensión de alimentación es variable con la potencia consumida, de manera que los receptores de gran potencia tendrán entre sus extremos tensiones muy elevadas. Por los motivos expuestos, la distribución serie solamente se utiliza en algunos casos muy concretos, como pueden ser la alimentación de lámparas de incandescencia en tranvías y trolebuses, en plantas anodizadoras y en baños electrolíticos. Distribución en derivación Como ya es sabido, la distribución en derivación o a tensión constante, consiste en ir conectando en paralelo los distintos receptores a lo largo de una línea de dos o más conductores. El principal inconveniente de una distribución en derivación es la enorme dificultad que se encuentra ante el deseo de mantener constante la tensión de alimentación, a lo largo del circuito. No obstante, esta distribución es la que se utiliza en la casi totalidad de los casos, minimizando el inconveniente de la caída de tensión, a base de colocar conductores lo más gruesos posible, tanto como lo permita la economía.



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II.2 TIPOS DE REDES DE DISTRIBUCIÓN Desde el punto de vista de construcción pueden proyectarse tres tipos de redes de distribución:

• Aérea • Subterránea • Mixta (M.T. aérea y B.T. subterránea)

II.3 RED SUBTERRÁNEA

Los parámetros relevantes que determinan la estructura de una red topológica son:

El tipo de carga (residencial, comercial, industrial o mixta) La densidad de la carga (kVA o mVA/Km2 ). La localización geográfica de la carga. La forma geométrica de la expansión de la carga La continuidad del servicio y el grado de confiabilidad requerido La tasa o índice de crecimiento Los criterios de operación La mano de obra disponible para la construcción y para la operación de la red El costo.

Para las redes de distribución subterráneas existen dos tipos fundamentales de arreglos:

Radial Paralelo

Arreglo radial Un sistema de operación radial es, por definición, aquel en el que el flujo de potencia tiene una sola trayectoria, de la fuente a la carga. En este tipo de sistema, una falla de cualquier parte o componente de la red da lugar a una interrupción del servicio.



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Arreglo paralelo Los sistemas de operación en paralelo tienen más de una trayectoria del flujo de potencia que alimenta a los consumidores, estos sistemas se emplean principalmente en redes de baja tensión debida principalmente a su alto costo y complejidad de operación. Los cables utilizados en las redes subterráneas son de cobre con aislamiento de polietileno de cadena cruzada (XLP) y con nivel de aislamiento del 133%. El área de la sección transversal del conductor de cobre se determina considerando la intensidad de corriente y la regulación y caída de tensión permitidas. Los conductores deben ser alojados en ductos de PVC, ahogados en concreto, debiendo instalar una fase por ducto y dejar un ducto libre de reserva por circuito. Los cables deben proyectarse para ser instalados desde el poste de transición al transformador o de transformador a transformador, sin el uso de empalmes intermedios. En caso de requerirse algún empalme, éstos se alojarán en pozos que serán colados en sitio. En todos los pozos, registros, equipos y acometidas se debe dejar un excedente de cable por fase de longitud mínima igual al perímetro del registro o pozo respectivo (cocas). En todos los pozos de visita, registros y junto a cada equipo o accesorio, debe instalarse en cada fase de los circuitos subterráneos de media tensión, una placa de aluminio para su identificación. Deben instalarse indicadores de corriente de falla, uno en cada fase, su carátula se ubicará en un lugar visible, en la entrada de alimentación de cada equipo de seccionamiento o transformador, para censar las condiciones de operación de los cables, debiendo ser de restablecimiento automático. Con el objeto de tener mayor flexibilidad, debe contarse con un medio de seccionamiento en todos los transformadores y derivaciones del anillo. La trayectoria de los circuitos será preferentemente a lo largo de aceras (banquetas) o zonas verdes en la vía pública (en fraccionamientos). Cuando esto no sea posible se deberá, acreditar los permisos legales del uso de derecho de vía de dichas trayectorias, de acuerdo con los reglamentos de construcción vigentes. Debe instalarse soportes para cables en cada registro o pozo. En los cruces de calles y avenidas se deben prever 4 ductos de reserva, dejándolos taponeados y con su guía respectiva para usos futuros. Para centros comerciales o instalaciones en edificios los ductos y registros podrán instalarse suspendidos en los techos de sótanos. En redes en anillo, será necesario instalar equipo de seccionamiento de operación con carga.



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II.3.1 Material y equipo a utilizar en redes subterráneas de media tensión Conductores El cable será monofásico, de aislamiento de polietileno cadena cruzada, XLP, y con nivel de aislamiento del 133 %. Los calibres se indican a continuación: Cable 23 TC Calibre 50, 70, 150 y 240 mm2 Transformadores Los transformadores serán trifásicos: • DRS pedestal 23-BT 75, 112,5, 150, 225 y 300 kVA • DRS pozo 23-BT 75, 112,5, 150 y 225 kVA • DCS pozo 23-BT 300 y 500 kVA • Interior 23-BT 300, 500 y 750 kVA Sin desconectador Equipo de seccionamiento y protección La protección para los transformadores tipo pedestal o pozo debe estar dada por fusibles internos removibles desde el exterior, también es conveniente que las boquillas de media tensión para las terminales tipo codo sean desmontables. Para transformadores tipo interior la protección estará dada por fusibles limitadores de corriente. Gabinete M 23 I o E Modular, de 23 000 V, interior o exterior, de hasta cinco secciones, como máximo, 3 de ellas con fusibles. Interruptor CS 23 000 V 2, 3 ó 4 vías, 600 A, con o sin indicadores de falla. Interruptor CSV 23 000 V 3 vías, 600 A, con protección al servicio. El seccionamiento y protección en los puntos de transición debe realizarse a través de: • Interruptores • Apartarrayos clase intermedia • Cortacircuitos fusible o seccionalizador según se requiera.



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Accesorios • Terminales tipo codo separables de operación sin carga, con capacidad de 200 A ó 600 A. • Tapón aislado 200 A, operación sin carga. • Empalme R 23 TC, de calibre adecuado al cable por unir. II.3.2 Material y equipo a utilizar en redes subterráneas de baja tensión Conductores El cable de baja tensión debe ser monofásico, con aislamiento de polietileno de cadena cruzada: Cable BTC Calibre 15, 35, 70 y 150 mm2

Accesorios Bus interior tipo pedestal Instalado en el interior del gabinete del transformador tipo pedestal. Bus cubierto FS 8.800 Instalado en bóveda con transformador tipo pozo. Bus abierto FS 16 ó 24 1500 Instalado en local interior con transformador interior. Caja P 4.400 Instalada en área verde o acera (banqueta) para derivación de circuitos. En todos estos accesorios se instalan fusibles de cartucho renovable (CR) para protección de los circuitos. Fusibles CR De 200 y 350 A En el sistema subterráneo las acometidas se derivan de los cables troncales con uniones "Y” instaladas en registros. Se pueden instalar hasta 2 juegos de uniones por registro. Para acometidas a servicios domésticos monofásicos, bifásicos y trifásicos de baja tensión se instala cable BTC con área de la sección transversal mínima de 15 mm2. La distancia del punto de derivación al equipo de medición no será mayor a 5 m.



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II.4 RED DE DISTRIBUCION AÉREA Anteriormente se ha planteado que los principales arreglos o estructuras de las redes de distribución aéreas, son los llamados sistema radial y sistema en anillo, habiendo un tercer caso, que es una combinación de éstos. Las redes de media y baja tensión deben instalarse preferentemente en las aceras (banquetas) sur y oriente de las vialidades. Cuando la red de media tensión tiene una configuración radial o en anillo, en condiciones de operación normal el anillo debe estar abierto aproximadamente al centro de la carga, aunque para este tipo de instalación con un mayor nivel de confiabilidad se pueden automatizar los ramales del anillo, interconectándolos con interruptores automáticos, que coordinados con seccionalizadores en las derivaciones pueden reducir el tiempo de interrupción por falla en alguna de las fuentes de alimentación. Las estructuras de soporte del circuito primario, serán montadas en postes. Los aisladores que soportan el circuito primario, deben ser de clase A56-3 para tipo alfiler y S52-5 para tipo suspensión. La trayectoria de los circuitos troncales y ramales deben estar en la vía pública, sobre aceras (banquetas) y áreas verdes, librando obstáculos, evitando la obstrucción de zonas peatonales y conflictos ecológicos sustanciales, observando las distancias horizontales normalizadas a fachadas y edificios. Cuando la necesidad obligue a instalarse en áreas privadas, se acreditará legalmente el uso de derecho de vía ante Notaría Pública o autoridades administradoras del uso legal de la tierra, cuando así corresponda. Se debe evitar la instalación de empalmes con conectadores tubulares en las líneas de media tensión. No se permite el cruzamiento diagonal de las líneas de media tensión sobre el trazo de las calles. Los cambios de trayectoria de las líneas de media tensión en las esquinas formadas por calles o avenidas, invariablemente se realizarán mediante el empleo de 2 postes (pancoupé).La distancia interpostal normal será de 40 m y hasta un máximo de 50 m; los postes se ubicarán en los límites o colindancias de los predios. En los remates de las líneas de media tensión y en los cambios de dirección deben usarse retenidas con poste de concreto, a fin de compensar los esfuerzos mecánicos de las líneas. Se recomienda que cada ramal radial no tenga más de 10 transformadores y su derivación sea a través de un cortacircuito fusible.



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En caso de superar esta condición, se instalarán medios de seccionamiento suficientes para una mayor flexibilidad y una buena operación. Red de baja tensión Para el cálculo de alimentadores secundarios de distribución de energía eléctrica debe tomarse en cuenta lo siguiente:

• La regulación máxima permisible es del 3% y los cálculos deben incluirse en la memoria técnica descriptiva.

• Los alimentadores son radiales. • La tensión nominal entre fases, a la salida de la baja tensión es de 220 V. • Todas las cargas de servicios domésticos tienen igual factor de potencia. • Todas las fases del alimentador deben estar balanceadas. • Las acometidas para los circuitos de alumbrado público, se conectan a los circuitos

de baja tensión, protegidas con un interruptor termo magnético. • Los conductores que forman la red de baja tensión son monofásicos, con el neutro

de sección reducida. • Para el caso de fraccionamientos, las demandas máximas individuales de viviendas

no ocurren simultáneamente, por lo tanto hay necesidad de aplicar los factores de coincidencia correspondientes para obtener la demanda máxima coincidente.

Generalmente este tipo de sistema en baja tensión no es utilizado en centros comerciales o parques industriales. Las estructuras de soporte de los circuitos secundarios, serán montadas en postes Por transformador sólo deben salir 2 circuitos de baja tensión y se instalarán preferentemente sin empalmes. La longitud, al punto más lejano, de los circuitos de baja tensión será de acuerdo con lo siguiente: (Tabla II.1)

Tabla II.1

El conductor utilizado es Cable BMCu 3 x 1/0



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La distancia interpostal normal será de 40 m y hasta un máximo de 50 m, los postes deben ubicarse en los límites o colindancias de los predios. Se debe tener un sistema de baja tensión efectivamente aterrizado, por lo que se conectará a tierra el tanque del transformador y el neutro en los puntos terminales. El neutro en estructuras de remate del circuito de baja tensión, debe aterrizarse a un electrodo de puesta a tierra, cuyo valor de resistencia no exceda los 10 Ω. Con el fin de evitar el robo del conductor de puesta a tierra, éste quedará alojado en la parte interna del poste. Las flechas y tensiones aplicadas a los conductores aéreos están consideradas en la norma NOM-001-SEDE. En el caso de acometidas de baja tensión que solamente alimenten concentraciones de medidores, el cable a utilizar debe ser concéntrico espiral (CCE) y la longitud será de 35 m como máximo. De ser necesario y en base a la demanda la acometida puede ser con conductor subterráneo. Para acometidas a servicios domésticos monofásicos, bifásicos y trifásicos de baja tensión se instala cable concéntrico con área de la sección transversal mínima, correspondiente al cable CCE 12. La distancia del poste al equipo de medición no debe ser mayor a 35 m. II.4.1 Material y equipo a utilizar en redes aéreas de media tensión Conductores Los conductores utilizados en la media tensión son los siguientes: Cable semiaislado (CSA) 23 336 Troncales Cable semiaislado (CSA) 23 1/0 Subtroncales, ramales o derivaciones. Transformadores Los transformadores serán trifásicos: Tipo poste 23-BT 15, 30 y 45 kVA Uso general Tipo poste 23-BT 75 y 112.5 kVA Solo se utilizarán para 1 servicio o grupo de servicios concentrados, sin conectarlos a la red general de distribución de baja tensión. Asimismo, se podrán utilizar en redes mixtas (donde la red de baja tensión sea subterránea)



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Equipo de seccionamiento y protección Cuchillas 23601 Deben ser de operación sin carga y se instalan en ramales de más de 10 transformadores. Interruptor 23 601 Desconectador en aire 23 601 de operación con carga Apartarrayos DOM 23 Se instalan en equipos de la red aérea de media tensión. IOM 23 Se instalan en los puntos de transición de red aérea a subterránea y en equipos de seccionamiento automático de red aérea. Cortacircuitos fusible Los cortacircuitos fusible son tipo intemperie y dependiendo del nivel del cortocircuito se clasifican en: D-23 112 Para fusible de expulsión tipo eslabón hasta 100 A D o P-23 220 Para fusible de expulsión de potencia hasta 200 A En todos los puntos que se requieran cortacircuitos fusible, se instalarán del tipo D 23112, con excepción de aquellos servicios en los que por la potencia de cortocircuito existente o la capacidad del fusible requerido, se tenga que instalar un cortacircuito fusible D o P 23220. Aisladores Los aisladores usados en las líneas aéreas de media tensión son de tipo alfiler A56-3, y donde se remata la línea son de tipo suspensión S52-5 Indicadores de falla Los indicadores de corriente de falla, serán de restablecimiento automático.



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Herrajes

• Abrazaderas • Alfileres • Calaveras con ojo • Crucetas • Dados • Ganchos con bola • Grapas

Postes

• CR-6 y CR-6M • CR-9 y CR-9M • CR-12, CR-12M, CR-12E, CR-12EM y CR-12MoM • CR-14, CR-14M, CR-14E y CR-14EM •

II.4.2 Material y equipo a utilizar en redes aéreas de baja tensión Conductor Para la baja tensión el conductor utilizado es el siguiente: Cable BMCu Calibre 3 x 1/0 Acometidas Para los servicios monofásicos, bifásicos y trifásicos utilizar los siguientes cables, de acuerdo a la capacidad requerida:

• CCE 12 • CCE 10 • CCE 6 • CCE 4



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Las referencias a tierra de los equipos eléctricos y la conexión de los extremos de la red secundaria de distribución deben tener un valor de resistencia a tierra suficientemente bajo para minimizar los riesgos al personal, de acuerdo con la NOM-001-SEDE Art. 921-18, se recomienda un valor de 10 ohms. Si la resistividad del terreno es mayor a 3000 ohms/m se permiten 50 ohms. En la red primaria de distribución, se deberán atender los siguientes puntos de conexión a tierra:

• Conexión de la pantalla metálica y semiconductora del cable 23 TC, donde existen los equipos y accesorios.

• Conexión a tierra de todas las cubiertas semiconductoras existentes en accesorios premoldeados.

• Conexión a tierra del tanque a carcaza y neutro del transformador. En todas las uniones del sistema de tierra y en la unión del conductor con el electrodo a tierra se deben instalar conectores soldables (exotérmicos) o conectores a presión El área de la sección transversal del conductor de cobre que conecta a los apartarrayos con el electrodo de tierra, debe ser como mínimo de 50 mm² (1/0 AWG). Los valores máximos de resistencia de conexión a tierra de las instalaciones deben cumplir con lo establecido en la tabla II.2

Tabla II.2



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II.5 ESTRUCTURAS DE REDES DE DISTRIBUCIÓN La selección de la estructura a utilizar dependerá de los siguientes parámetros: • Densidad de carga • Tipo de carga • Localización y área geográfica • Costo • Continuidad o confiabilidad requerida • Restricciones de construcción • Estética II.5.1 Media tensión Las estructuras de redes de distribución aplicables a fraccionamientos, unidades habitacionales, centros comerciales y parques industriales son los siguientes: • Radial simple • Anillo abierto • Doble derivación



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Radial simple Como se puede ver en las figuras la estructura de un sistema radial simple en media tensión, es la más sencilla, tanto por su construcción como en su operación, sin embargo es la menos confiable, ya que cuenta con una sola trayectoria para proporcionar el servicio de energía eléctrica, por tanto, la continuidad de servicio se ve limitada a una sola fuente de alimentación. (Figura II.1 y II.2)

Figura II.1

Figura II.2



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Anillo abierto En el caso de una red en anillo abierto, se tiene más de una trayectoria y puede contar con una o más fuentes de alimentación, lo cual dependerá de las necesidades de carga y continuidad de servicio así como de los alimentadores disponibles en la zona. Las redes en anillo normalmente operan abiertas en un punto, razón por la cual se les conoce como redes en anillo abierto. (Figura II.3 a II.6) Todos los transformadores, ya sea para servicios en media o baja tensión, se conectan a este tipo de estructura por medio de equipos de seccionamiento. Este equipo puede estar integrado a los transformadores (pedestal o pozo) para los servicios en baja tensión y deben ser independientes de los transformadores, para los servicios en media tensión.

Figura II.3



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Figura II.4

Figura II.5



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Figura II.6

Doble Derivación En las figuras II.7a y II.7b, se muestra la estructura en doble derivación. Esta estructura se aplica preferentemente en zonas con grandes cargas puntuales tales como zonas industriales o turísticas las cuales presentan un área de expansión extendida, así como en centros comerciales donde se requiera de una alta continuidad de servicio, La operación se hace con base a un esquema de alimentadores preferentes y emergentes con transferencias manuales o automáticas, con la finalidad de asegurar una elevada continuidad de servicio.



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Figura II.7a

Figura II.7b



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II.6 ARREGLOS DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Haciendo referencia a que los sistemas de transmisión manejan potencia en alta tensión, los sistemas de subtransmisión transportan cantidades importantes de potencia de la red de transmisión en sus subestaciones eléctricas que operan con tensiones intermedias de 138, 115 ó 69 kV. El sistema de distribución transporta la potencia eléctrica de las subestaciones de distribución a los clientes individuales, en tensiones que quedan en el rango de 34.5, 23, 138, 6.6 ó 4.2 kV. El arreglo de un sistema de distribución, se refiere entonces al arreglo físico de las líneas de distribución. II.6.1 Clasificación de los principales arreglos de distribución El arreglo para un sistema de subtransmisión y distribución radial, se muestra en la figura II.8, las líneas de distribución se extienden desde la subestación como rayos de una rueda de bicicleta, de donde viene su nombre.

Figura II.8



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Con relación a otros arreglos, la principal ventaja de un arreglo radial es que son simples y económicos, y su principal desventaja es que cualquier problema generalmente deja a un número de usuarios fuera de servicio hasta que el problema se resuelva; de hecho, los sistemas de subtransmisión radiales no se usan. Una modificación a un sistema de subtransmisión radial se usa cuando las líneas de subtransmisión radiales en paralelo están aprovisionadas para transferir la carga a una línea no fallada en el evento de una falla en una de las líneas. El arreglo en lazo o malla se mostrado en la figura II.9, esta conexión es más costosa que la de arreglo radial, debido a que requiere más equipo, pero cualquier punto sobre la línea tiene servicio desde dos direcciones.

Figura II.9



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Si alguna está fuera, el cliente se puede alimentar desde otra dirección, los switches se deben colocar periódicamente alrededor de la malla, para que la sección que no funcione correctamente se pueda reparar sin retirar una parte grande da la línea en servicio. El arreglo en malla es bastante confiable pero también costoso. Para proporcionar el servicio a los llamados clientes críticos, se puede adoptar una combinación de los llamados sistemas en malla y radial. (Figura II.10) La parte radial del sistema alimenta a unos pocos clientes residenciales, que pueden quedar fuera de servicio para cualquier condición de falla.

Figura II.10



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El arreglo en red está diseñado para proporcionar un servicio muy confiable a las áreas con alta densidad de carga, tales como:

• El centro de una ciudad • Áreas bancarias • Áreas comerciales • Centros comerciales de autoservicio, etc.

La red consiste de líneas secundarias subterráneas conectadas en las esquinas, con transformadores alimentando la red, cada una a dos cuadras. El equipo de la red esta contenido en bóvedas subterráneas que tienen acceso a través de agujeros para hombre en las calles. En la figura II.11, se muestra un segmento de dos calles sobre un lado, de una red más grande. Aún cuando las redes pueden ser muy grandes, se puede trabajar con secciones de red; la red se alimenta desde dos o más alimentadores, y no de dos transformadores de redes adyacentes, la idea es que si un alimentador falla, la red se alimenta de otros alimentadores.

Figura II.11



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CAPÍTULO III

PARTES CONSTITUTIVAS DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN



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En el presente capitulo se expone en forma jerárquica los diferentes partes que constituyen a las redes de distribución, tales como información preliminar, reconocimiento y recomendaciones para el trazo original y definitivo, con las soluciones más recomendables, especificaciones para la apertura de brechas, derechos de vía, así como reglamentaciones para el montaje de postes, herrajes y todo lo que se requiere para la red de distribución.

• Trazos y libramientos • Empotramientos • Líneas de media tensión • Líneas de baja tensión • Conductores • Equipo eléctrico • Sistema de tierras • Aisladores • Soportes • Apoyos, tirantes y tornapuntas

III.1 TRAZOS Y LIBRAMIENTOS

El proyecto para la construcción de las instalaciones debe considerar: La menor longitud, menor número de estructuras, operación simple y segura, costo mínimo de mantenimiento, para asegurar el cumplimiento de los compromisos de suministro ofertados a los clientes; debiendo prever y valorar los puntos siguientes:

1. Para salvaguardar la integridad y propiedad de la población, se debe de respetar lo indicado en esta sección.

2. Considerar la protección al medio ambiente: • analizar la trayectoria más conveniente para minimizar el impacto del entorno.

3. Respecto a los derechos de particulares: • En el área urbana por ningún motivo se debe construir en terreno de particulares. • En área rural se debe obtener el consentimiento por escrito del propietario.

4. Falta de urbanización: • cuando no exista urbanización definida en el terreno, se deben obtener los

planos autorizados por la autoridad competente, para conocer la urbanización definitiva de los sectores por electrificar.



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5. Tramos rectos: • minimizar el número de deflexiones de la línea.

6. Fácil acceso: • para la construcción, operación y mantenimiento de la línea; preferentemente

utilizando los derechos de vía pública. 7. Evitar obstáculos:

• de edificios, árboles, líneas aéreas y subterráneas de comunicación y anuncios.

8. Considerar la orografía: • antes del levantamiento analizar el trazo más conveniente.

9. Determinar puntos obligados: • para distribuir tramos interpostales, en base a deflexiones y/o desniveles de

terreno. 10. Evitar puntos de contaminación:

• principalmente en la proximidad de zonas costeras e industrias contaminantes. 11. Prever impactos en los postes:

• con base a la afluencia vehicular y sus características determinar el trazo y tipo de estructura a utilizar.

12. Considerar la instalación de equipo de protección, bancos de capacitores y regulación, conexión y desconexión, para la operación y mantenimiento de las instalaciones.

13. Reducir cruces: • con otros derechos de vía, como vías férreas, carreteras y canales navegables.

14. Cruce con vías de comunicación: • se debe efectuar el trámite ante la autoridad competente, para obtener el permiso

correspondiente. Las líneas aéreas de media tensión deben tener resistencia mecánica suficiente para soportar las cargas propias y las debidas a las condiciones meteorológicas a que estén sometidas, según el lugar en que se ubiquen, con los factores de sobrecarga adecuados. En cada caso deben investigarse y aplicarse las condiciones meteorológicas que prevalezcan en el área en que se localicen. En aquellas regiones del país donde las líneas aéreas lleguen a estar sometidas a cargas mecánicas más severas que las calculadas sobre las bases señaladas, por hielo, menor temperatura o mayor velocidad del viento, las instalaciones deben proyectarse tomando en cuenta tales condiciones de carga, conservando los factores de sobrecarga correspondientes.



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Consideraciones:

1. La separación horizontal. • Debe aplicarse con el conductor desplazado de su posición en reposo por un

viento a una presión de 19 kg/m, con flecha final y temperatura de 16º C. 2. La separación vertical.

• Debe aplicarse con temperatura en los conductores de 50º C, con flecha final sin carga.

3. Se recomienda dejar un espacio de 180 cm entre los edificios de más de 3 pisos ó 15 m de altura y los conductores para facilitar la colocación de escaleras en caso de incendio.

4. Cuando la línea cumpla con las distancias verticales mínimas indicadas, la distancia horizontal mínima del plano imaginario vertical sobre una construcción o balcón a la línea no debe ser menor a un metro.

5. En caso de que las separaciones anteriores no se pueden lograr, los conductores

eléctricos deben colocarse en estructuras tipo V o bien aislarse para la tensión de operación.

(Ver figura III.1 y tabla III.1)

Figura III.1



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La separación es en cm.

Tabla III.1 Espaciamiento entre conductores soportados en bastidores verticales Los conductores pueden instalarse a una menor separación vertical que la indicada cuando estén montados en bastidores verticales o en mensulas separadas colocadas verticalmente, siempre que no sean de madera, que estén firmemente sujetos a un lado de la estructura y se cumpla con las siguientes condiciones:

a) La tensión eléctrica entre conductores no debe ser mayor a 1 kV, excepto cuando se trate de cables aislados, los cuales pueden ser de cualquier tensión eléctrica.

b) Todos los conductores deben ser del mismo material. c) El espaciamiento vertical no debe ser menor que el mostrado en la tabla III.2

Tabla III.2



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A excepción de:

• Si los conductores tienen separadores intermedios adecuados, el espaciamiento vertical puede ser como mínimo de 10 cm. en cualquier caso.

• Proponer a la Coordinación de Distribución el caso de considerar solamente la

utilización de cable múltiple en baja tensión. Normalmente el trazo de las líneas de media tensión en el medio rural no requiere de un levantamiento topográfico con curvas de perfil, por construirse generalmente con referencias de carreteras o caminos y teniendo siempre la ubicación de los servicios a alimentar. Se deben eliminar todos los árboles secos o en terreno flojo, para evitar que al caer pudieran pegar en la línea. (Figura III.2)

Figura III.2

La brecha se debe ejecutar dentro del ancho del derecho de vía, de acuerdo a la tabla III.3.

Tabla III.3



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Durante las actividades de poda se deben tomar las precauciones necesarias para satisfacer los requerimientos de seguridad.

1. En la construcción de nuevas instalaciones en zonas arboladas, es recomendable la utilización de cable semiaislado para media tensión y cable múltiple para la baja tensión, con objeto de afectar lo menos posible la vegetación y de asegurar la confiabilidad del suministro eléctrico.

2. Las ramas de los árboles se deben de podar para que queden alejadas de los conductores eléctricos y permitir:

a. movimiento de las ramas y troncos en condiciones de tormenta. b. incremento en la flecha del conductor debido a la carga y variaciones de

temperatura. c. accesibilidad para operación y mantenimiento de la línea.

3. Antes de podar o cortar árboles se debe pedir la autorización del propietario del árbol. Además, es necesario conseguir los permisos de poda exigidos por las autoridades competentes.

4. La poda se debe efectuar con cuidado y a buen juicio, debe ser satisfactoria para el propietario del árbol. Una buena mano de obra en la poda disminuirá las dificultades para conseguir futuros permisos. Es recomendable que la persona que obtuvo el permiso este presente para asegurar un buen trabajo.

5. La distancia que debe de haber entre las ramas y los conductores desnudos de media tensión es de 2 m y de 1 m utilizando cable semiaislado.

6. En la línea de baja tensión las ramas de los árboles podrán convivir con los conductores aislados, cortando únicamente las que pudieran dañar al aislamiento.(figura III.3)

Figura III.3



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III.2 EMPOTRAMIENTOS Una vez que se cuenta con el trazo y estacado de la línea, la excavación de las cepas es la primera acción propia para el constructor. En la mayoría de los casos quien ejecuta estos trabajos es personal sin conocimientos de construcción de líneas, por lo que se requiere que el supervisor de la obra compruebe las características de las cepas. Se debe tomar en cuenta que la cepa debe de estar al centro de la línea de trazo para que los postes queden alineados, ya que el poste debe quedar al centro de la cepa. En el medio rural se debe tomar en cuenta que el terreno no tenga problemas de erosión por efectos pluviales o eólicos. También verifique que no existan problemas por encharcamiento o inundación. En áreas urbanas siempre se debe tener presente que pueden existir instalaciones de agua, gas, drenaje, cables eléctricos, de comunicaciones o fibra óptica. La profundidad de la cepa para empotrar postes esta en función del tipo de terreno, de la altura, resistencia del poste y de su diámetro en el empotramiento. El diámetro de la cepa es de 50 cm como mínimo en todos los casos. (Tabla III.4)

Tabla III.4

Cepas para anclas La profundidad de las cepas debe ser de 140 cm para que la inclinación del perno ancla sea de 45º. El perno ancla debe quedar 20 cm fuera del nivel del piso terminado y se hace una zanja para que el perno ancla quede alineado al punto de sujeción del cable de retenida en la estructura. Para la ubicación de la cepa para la instalación de la retenida debe ser de acuerdo con las dimensiones indicadas en la figura III.4.



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Figura III.4

Las anclas deben quedar recargadas en la pared de la cepa. Las dimensiones de las cepas deben ser de acuerdo al tamaño de las anclas, mas 10 cm de tolerancia para su acomodo. (Figura III.5)

Figura III.5



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El relleno de la cepa debe hacerse con el mismo material extraído del terreno, compactándolo cada 20 cm. En terreno blando, el relleno de la cepa del ancla se compacta con piedras de 10 cm de diámetro hasta formar una capa de 60 cm de espesor sobre la base de la cepa, como se muestra en la figura III.6:

Figura III.6

III.3 LÍNEAS DE MEDIA TENSIÓN Se consideran estructuras de líneas de media tensión todas aquellas que soporten conductores cuya operación sea de 13 hasta 33 kV. La identificación de las estructuras está codificada con base al tipo, de la posición de los diferentes niveles y número de conductores en la estructura. Esto facilita su sistematización al momento de presupuestar o requerir materiales. En líneas de media tensión se consideran tramos cortos los menores de 65 m y tramos largos los mayores de 65 m. Los primeros se construyen principalmente en zonas urbanas puesto que están determinados por los tramos en instalaciones de baja tensión, en tanto que los segundos se construyen por lo general en zonas rurales. Un tramo flojo, es un tramo de línea menor de 40 m donde la tensión mecánica de los conductores es menor al 40% de la indicada en las tablas de flechas y tensiones a la temperatura del lugar, al momento de rematar.



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Se consideran conductores ligeros hasta: (Tabla III.5)

Conductores de calibre mayor se consideran pesados.

Tabla III.5

En las líneas de media tensión aéreas se utilizan conductores desnudos y semiaislados. La selección de crucetas de madera a utilizar con conductores ligeros será del tipo ligera y para conductores pesados será la correspondiente del tipo pesada. El neutro corrido se puede instalar en la posición del cable de guarda. El uso del neutro en la posición del guarda está limitado a líneas rurales 3F-4H, ubicadas en regiones con alta incidencia de descargas atmosféricas o en casos especiales que lo requieran. Antes de iniciar la construcción se debe formular un proyecto con base a las características del terreno, así como comprobar que no se excedan las limitantes de diseño de las estructuras. Los postes deben quedar verticales después de que el conductor haya sido tensado. El cable de guarda y el neutro corrido se instalan del lado del tránsito vehicular. La bajante a tierra debe quedar en la cara del poste del lado del tránsito vehicular. En líneas con cable de guarda o neutro corrido se debe instalar una bajante de tierra cada dos estructuras. Para identificar las fases debe respetarse la convención establecida de nombrarlas como A, B y C, de izquierda a derecha parado de frente a la fuente. Normalmente en las líneas de distribución no se requiere transposiciones. Cuando sea necesaria la interconexión entre circuitos donde cambie la posición de las fases, debe respetarse la forma de identificarlas. Los circuitos de distribución deben diseñarse para operar con enlaces. En condiciones de operación normal, el conductor de líneas de media tensión en disposición radial, no debe exceder el 50% de su capacidad de conducción. Para condiciones de emergencia, el conductor se puede operar hasta el 75% de su capacidad. En el caso de que se tenga un punto de enlace entre circuitos, se debe considerar equipo de operación de apertura con carga.



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La regulación de tensión permitida en líneas de media tensión partiendo desde la Subestación, debe ser del 5% máxima. (Figura III.7)

Figura III.7

Acometida aérea La estructura del usuario no debe sujetar mecánicamente la tensión de la línea de la compañía suministradora, por lo que invariablemente una acometida se debe construir con tramo flojo de la estructura de la compañía suministradora a la del usuario. (Figura III.8) Las acometidas aéreas rurales no deben obstaculizar la continuación de la línea, preferentemente se deben derivar a 90°.

Figura III.8

El calibre del conductor de la acometida que se instale será, con base a los calibres normalizados y adecuados para la capacidad de la subestación particular. Cuando la corriente no exceda de 10 amperes se podrá utilizar conectador para línea viva con estribo en el punto de conexión a la línea de la compañía suministradora.



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Se debe instalar equipo de protección a partir del punto de conexión a las instalaciones de la compañía suministradora. La conexión eléctrica de las acometidas a las líneas de operación corresponde exclusivamente a la compañía suministradora. (Tabla III.6) Para el caso de acometidas a subestaciones ubicadas en azoteas de edificios, con altura mayor a la del poste, el ángulo máximo vertical de la acometida será de 30°. (Figura III.9)

Figura III.9

El libramiento mínimo de la acometida aérea al piso debe ser:

En caso de que la acometida forme ángulos mayores de 30° se utilizará acometida subterránea.

Tabla III.6



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Contaminación El fenómeno de la contaminación consiste en el depósito de sustancias contaminantes sobre las superficies de los aislamientos externos del equipo eléctrico, las cuales al interaccionar con la humedad ambiental y la tensión eléctrica, se vuelven conductoras, originando actividad superficial (bandas secas) y como consecuencia, el flameo de los aislamientos. El flameo por contaminación es un fenómeno dinámico que se presenta en varias etapas, que dependerán básicamente de las condiciones atmosféricas presentes, del diseño del aislador y naturaleza del contaminante presente en la superficie del aislador. Esta secuencia se ilustra a continuación. (Figuras III.10 a III.17) 1. Formación de la capa contaminante sobre la superficie del aislamiento. La formación depende de:

- Tamaño y composición de las partículas. - Fuerza sobre las partículas. - Acabado superficial del aislamiento. - Propiedades aerodinámicas del aislamiento.

Figura III.10

2. Humectación de la película contaminante por procesos naturales como niebla, rocío o una llovizna ligera.

Figura III.11



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3. Circulación de corriente de varios microamperes a través de superficies contaminadas húmedas las cuales actúan como medios electrolíticos.

Figura III.12

Disipación de energía por efecto Joule ( I2 R ) por circulación de corriente, se manifiesta con la evaporación de zonas húmedas. Donde la circulación de corriente es mayor la evaporación es mayor.

Figura III.13

4. Formación de zonas o bandas secas en donde hubo mayor evaporación de humedad, estas zonas presentan una alta resistencia eléctrica. Se presentan elevados gradientes de tensión en los extremos de las bandas secas debido a la tensión nominal.

Figura III.14



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5. Formación de descargas eléctricas (efluvios) en la superficie del aislamiento, debido a los esfuerzos eléctricos concentrados en los extremos de las bandas secas. Estas descargas implican picos de corriente que pueden mantener o provocar la formación de otras bandas secas.

Figura III.15

6. La formación de otras bandas secas favorecen la creación de nuevas descargas eléctricas superficiales.

Figura III.16

7. Cuando las descargas llegan a encadenarse, dan lugar a la aparición de un arco de potencia. Esto implica la circulación de corriente de varios kiloamperes con la consecuente salida de la línea.

Figura III.17



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En forma general la contaminación se puede separar en dos clases:

1. Marina, que se produce en las áreas costeras, básicamente como resultado de la acción del viento sobre la superficie del mar y arenas de las playas, siendo los contaminantes mas comunes las sales como el NaCl y CaCl. Este tipo de contaminación disminuye rápidamente después de una distancia de 50 Km. de la costa.

Esta distancia puede variar dependiendo de la topografía del terreno, del perfil de construcciones de una ciudad o dirección del viento.

2. Industrial, en las cercanías de plantas, fabricas, parques industriales o carreteras muy transitadas, dependiendo el contaminante del proceso a que se dedican las industrias. Este tipo de contaminación disminuye notablemente más allá de los 500 m.

La manera más práctica de definir el nivel de contaminación es la siguiente: CONTAMINACIÓN NORMAL: Utilizando aisladores tipo poste para zonas de descargas atmosféricas (PD), no se presentan flameos de aislamiento por contaminación y no se requiere el lavado de aislamiento. CONTAMINACIÓN ALTA: Utilizando aisladores tipo poste para zonas de descargas atmosféricas (PD), se presentan flameos de aislamiento por contaminación y se requiere el lavado de aislamiento para evitarlos. En este nivel de contaminación se requiere el uso de aisladores tipo poste para zonas de contaminación (PC). CONTAMINACIÓN MUY ALTA: Utilizando aisladores tipo poste para zonas de contaminación (PC), se presentan flameos de aislamiento por contaminación y se requiere el lavado de aislamiento como una rutina de mantenimiento. En este nivel se requiere el uso de aisladores tipo poste para zonas de contaminación con requerimientos de lavado nulos (PCSL).



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III.4 CONDUCTORES Para seleccionar conductores se deben considerar factores eléctricos, mecánicos, ambientales y económicos. Eléctricamente se calcula el calibre en función de la carga por alimentar y la distancia de la fuente a la carga. (Analizando regulación y perdidas de energía por conducción). Empleando como mínimo 1/0 ACSR, 3/0 AAC y Nº 2 Cu. Las condiciones ambientales pueden ser normales, contaminadas o hielo Los conductores se normalizan en base a los siguientes criterios:

Calibres Material

1) Líneas de media tensión aérea con conductor desnudo:

AAC: en áreas urbanas y de contaminación. ACSR: Líneas y áreas rurales en todos los calibres normalizados COBRE: En áreas donde se justifique técnica y económicamente.

2) Líneas de baja tensión aéreas:

Cable múltiple forrado: Es el formado por un conductor desnudo o de soporte y uno o varios conductores de aluminio o de cobre forrados y dispuestos helicoidalmente alrededor del conductor desnudo.

En derivaciones y empalmes de conductores de ACSR o AAC se utilizaran invariablemente conectadores de compresión. En remates de líneas de media tensión se usara grapa de remate, las líneas de baja tensión se remataran mediante remates preformados. Características de conductores desnudos

- Cable ACSR: Cable de aluminio con refuerzo central de acero. - Cable AAC: Conductor fabricado en aluminio, de nominación usada

generalmente para conductores desnudos. - Cable de Cobre: Cable de cobre desnudo en temple duro, semiduro y suave.



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Manejo de conductores Los conductores normalmente están enrollados en carretes de madera por lo que el manejo y almacenaje de los mismos requieren de cuidados. Los carretes se deben de izar mediante el uso de cadenas o estrobos como se indica en la figura 3.18. El uso de la barra o tubo de fierro es obligada para no estrangular las paredes o tapas del carrete y evitar su destrucción. Evitar asentar el carrete sobre superficies húmedas. Si se asienta en tierra instale calzas o tarimas para evitar daño a las tapas. A continuación se dan características de algunos estrobos de acero. (Tabla III.7 Y figura III.18)

Figura III.18

Tabla III.7

Evite improvisar estrobos con cable de acero para retenida. vigile que los ganchos y eslabones estén bien instalados en el cable de acero y que este no presente hilos sueltos.



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Para desenrollar un carrete utilice soportes de apoyo con chumaceras o devanadora. (Figura III.19)

Figura III.19

Nunca desenrolle el conductor con el carrete acostado, pues se forman cocas que pueden dañar el conductor. (Figura III.20)

Figura III.20

Debido a lo dúctil del material, el conductor de aluminio o ACSR no se debe arrastrar, se deberá tender en el suelo conforme se retira del carrete. El extremo del cable debe sujetarse a un poste o ancla. (Figura III.21)

Figura III.21



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Antes de cortar los cables se deben encintar para que no se desfloren y evitar accidentes. (Figura III.22)

Figura III.22 En el manejo o traslado de los carretes, la punta del conductor debe estar sujeta a la cara interior de una de las tapas del carrete. Al descargar carretes de un camión o plataforma no se deben dejar caer; debe utilizarse el medio mecánico apropiado como grúa, montacargas, plataformas, etc. Para el tendido del conductor en rollos sin carrete, se debe rodar directamente sobre el piso en el lugar del tendido. (Figura III.23)

Figura III.23



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Tendido de conductores en área rural (Figura III.24)

Figura III.24



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III.5 EQUIPO ELÉCTRICO

Todo el equipo eléctrico, excepto las cuchillas, deben tener protección contra sobretensión (apartarrayos) en cada una de las fases de conexión al equipo, tanto el lado fuente como en el lado carga. Todos los transformadores y capacitores deben tener protección contra sobrecorriente mediante eslabones fusible. El tanque de los transformadores, restauradores, seccionalizadores y reguladores, el bastidor de los capacitores, los soportes y palancas de mando de las cuchillas de operación en grupo, deben estar aterrizados en la base de la estructura. El valor de resistencia de tierra será de un máximo de 25Ω en tiempo de secas. La bajante para tierra se conectara al conductor neutro del sistema. Al transportar el equipo se requiere de una estiba y sujeción correcta al vehículo, preferentemente en su empaque original. Todas las conexiones del equipo eléctrico se deben hacer con conductor de cobre semiduro desnudo, de 5,19 mm de diámetro (Nº4 AWG), excepto en las salidas de baja tensión de los transformadores. Los cortacircuitos fusible de protección para la línea de media tensión o equipo deben quedar orientados en dirección al liniero que los operara con pértiga. Cuando estén instalados los tres cortacircuitos fusible y sea necesario abrirlos, se debe proceder de la siguiente forma: Una vez seleccionado el rompecarga adecuado ala tensión e instalado en la pértiga, se abrirá primero el del extremo donde estén dos cortacircuitos en el mismo lado. Posteriormente se abrirá el del otro extremo y por último el del centro. Para cerrar se procesara en forma inversa: primero el del centro, posteriormente el de la orilla que se encuentra solo y al último el del otro extremo, vea figura III.25

Figura III.25



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En el sistema de distribución todo el equipo eléctrico y su dirección eléctrica deben estar codificados y numerados. La codificación será alfanumérica. La codificación y numeración del equipo es diferente a la que se asigne al lugar de instalación, sea número de área o banco de distribución, banco de capacitores, reguladores, Nº de ramal, etc. Transformadores: a cada transformador se le debe asignar un número económico y pintarlo como se muestra en los siguientes croquis. La capacidad en kVA se debe pintar. (Figura III.26)

Figura III.26

Reguladores: se le debe pintar el número económico y la capacidad en amperes. Restauradores y seccionalizadores: se le debe pintar el número económico asignado.

Selección de apartarrayos Los apartarrayos utilizados en instalaciones aéreas de distribución son de óxidos metálicos. La selección del apartarrayo esta en función de la tensión de la línea y del apartarrayo de acuerdo al tipo de sistema. (Tabla III.8)

Tabla III.8

Para la selección, se debe consultar al responsable técnico de la zona que corresponda.



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Los apartarrayos se deben instalar en posición horizontal, el conductor flexible de la terminal para conexión a tierra del apartarrayo se debe conectar a una de las tuercas de sujeción del herraje de soporte, éste mismo punto se debe usar para interconectar los apartarrayos con alambre de cobre N°4 AWG. Todas las conexiones mecánicas deben estar firmemente apretadas para asegurar la rigidez de la instalación. La bajante a tierra conectarla en el extremo superior a la abrazadera U entre la cruceta y la arandela de presión, y el extremo inferior conectarlo en derivación al sistema de tierra principal (de una sola pieza entre el neutro del equipo, cable de guarda o equipo, al electrodo para tierra). La conexión de la línea al equipo o cortacircuito fusible hacerla normalmente con alambre de cobre desnudo N°4 AWG. Este puente debe quedar de paso y con conexión firme en el apartarrayo (Figura III.27)

Figura III.27

En caso de que el equipo por alimentar requiera de conductor mayor al N°4 AWG, el puente de la línea al equipo hacerlo de una sola pieza y la conexión al apartarrayo hacerla con una derivación del puente. Tal derivación hacerla con alambre de cobre N°4 AWG y conectador a compresión. (Figura III.28)



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Figura III.28

Identificación del equipo Dirección eléctrica (lugar de instalación): en todos los postes que soporten equipo eléctrico se debe pintar el número tal como se muestra en la figura 3.29

Figura III.29



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Caracteres alfanuméricos color negro de 10 cm de alto, 6 de ancho y 1,3 de espesor, con fondo amarillo. La altura total de la dirección eléctrica depende del número de dígitos. Se puede considerar una longitud de 12 cm para cada número, el ancho debe ser el de la cara del poste. La dirección eléctrica debe pintarse directamente en el poste. En el caso de bancos de transformadores, el número se debe pintar 50 cm abajo del bastidor. Donde no exista la línea de Baja Tensión, pintarlo a 2 m abajo del equipo. Los números deben quedar del lado del tránsito. Se puede utilizar placa de lámina galvanizada de 1,6 mm (Nº 16) de 15 cm x (10 cm por cada número más 5 cm) como lo indica la figura III.30

Figura III.30

Todos los bancos de transformación tendrán la protección contra una sobretensión en el lado de media tensión utilizando apartarrayos. Para la capacidad del eslabón fusible para protección del banco se emplea un criterio general para su determinación, es que el eslabón fusible debe ser de la capacidad más próxima a la corriente nominal en el lado de media tensión del banco de transformación. Todas las conexiones eléctricas en el banco de transformación se harán con conductores de cobre. Todos los bancos de transformadores para distribución se deben instalar preferentemente en su centro de carga. La resistencia del poste para la estructura del banco debe ser apropiada al peso del banco. En caso de instalarse más de un transformador se debe sumar el peso de los transformadores y comparar con la carga límite del poste indicada en la tabla III.9.



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Tabla III.9

Tabla selectiva de eslabón fusible para protección contra sobrecorriente en transformadores de distribución monofásicos . Nota: La siguiente tabla no es aplicable para transformadores particulares (industriales o de bombeo) cuyo tipo y ciclo de carga es diferente a la red de distribución. (Tabla III.10)

Tabla III.10



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III.6 SISTEMA DE TIERRAS La seguridad del personal y equipo es de primordial importancia en los sistemas de distribución, por lo que el neutro y la conexión a tierra tienen la misma importancia que las fases energizadas.

1. Normalmente los sistemas de tierra deben construirse con alambre de cobre semiduro desnudo de 5.19 mm de diámetro (calibre Nº 4 AWG) mínimo.

2. Nunca se deben utilizar conductores de ACSR o AAC. 3. La bajante para tierra en nuevas instalaciones se debe de instalar en el interior del

poste, para el caso de instalaciones existentes se podrá instalar por el exterior utilizando protector TS.

4. La resistencia de tierra debe tener un valor máximo de 25Ω en tiempo de secas, cuando el terreno este húmedo debe tener un máximo de 10Ω.

5. Todos los neutros contiguos y bajantes de tierra deben estar interconectados, independientemente que no correspondan al mismo circuito o área en baja tensión.

6. Para áreas de alta incidencia de vandalismo y cuando la bajante de tierra se instale por fuera del poste, se optará por utilizar alambre ACS 3 Nº 9.

7. Para áreas de contaminación, todos los conectadores a utilizar serán de cobre a compresión.

La bajante para tierra está compuesta por conductor de cobre conectado a uno o varios electrodos para tierra y equipos de la estructura. Los materiales para una bajante a tierra en área normal son: (Tabla III.11)

Tabla III.11



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Los materiales para una bajante a tierra en condiciones de contaminación son: (Tabla III.12)

Tabla III.12

La bajante a tierra debe ser una, sin empalmes, el extremo inferior conectado al electrodo y el superior directamente al cable de guarda, equipo y/o neutro del transformador. A la bajante se deben conectar las terminales para tierra de los apartarrayos mediante un conectador, así como también las pantallas metálicas de cables aislados; para transformadores. (Figura III.31)

Bajante Para Tierra

Figura III.31

El orificio del ducto para la bajante a tierra en el poste se ubica a 1,8 m del extremo superior y otro a 1,5 m de la base.



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La bajante se instala en el poste antes de hincarlo en la cepa, dejando suficiente conductor libre para las conexiones. (Figura III.32 y III.33)

Figura III.32

Figura III.33



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El conductor neutro en un sistema balanceado tipo A (3F-4H) multiaterrizado en líneas de media tensión, se debe seleccionar de acuerdo a la tabla III.13

Tabla III.13



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III.7 LINEAS DE BAJA TENSIÔN Las tensiones eléctricas de las líneas de baja tensión están normalizadas como sigue: (Tabla III.14)

Tabla III.14

Los conductores que se utilizan en instalaciones de baja tensión deben ser con el cable mensajero de ACSR para fases de aluminio o de cobre con fases de cobre. El forro es una cubierta aislada que evita fallas por contactos momentáneos con objetos o ramas de árboles. Las características físicas y mecánicas de los conductores que se utilizan en instalaciones de baja tensión con conductores múltiples, son diferentes a los que se utilizan en líneas de media tensión con conductores desnudos. Cuando el material de la acometida es diferente al de la red, esta se instalará utilizando el conectador adecuado, evitando la conexión de acometidas de cobre con aluminio. La longitud mínima del poste para instalaciones de baja tensión será de 9 m. El cable mensajero neutro se ubica en la parte superior del bastidor y se fija en un aislador 1C, tanto en estructuras de paso como de remate y a continuación se colocarán las fases. Cuando se presenten nuevos desarrollos habitacionales para electrificación distantes y no exista neutro corrido se debe interconectar con el neutro más próximo utilizando los postes para línea de media tensión. El criterio que se establece al uso de conductor múltiple, se refiere a todas aquellas poblaciones urbanas menores a 10,000 habitantes y en el caso a las mayores a 10,000 habitantes el diseño del tipo de red a construir será subterráneo o híbrido, definido por cada una de las Divisiones de Distribución en el área de su ámbito. En Zonas con muy alta contaminación se debe construir subterráneo. El cable mensajero neutro de las instalaciones de baja tensión, se debe aterrizar en los remates, sin conexión a la retenida. (Figura III.34) Solo las retenidas de poste a poste empleadas con instalaciones de baja tensión se deben conectar al neutro del sistema, realizando la función de neutro corrido. Las retenidas para instalaciones de baja tensión llevaran aislador del tipo R.



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La regulación de tensión en las instalaciones de baja tensión será de un máximo de 5% en áreas trifásicas y de 3% en áreas monofásicas en condiciones de demanda máxima. (Figura III.35) En instalaciones de baja tensión con conductores de cobre en ambientes contaminados, las retenidas de poste a poste deben ser con cable ACS conectando los extremos de los neutros adyacentes. El calibre del cable ACS será el equivalente mecánico al de acero galvanizado y deberá tener una conductividad equivalente a la del neutro de mayor calibre instalado entre los tramos.

Figura III.34

Figura III.35



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Estructura de paso (Figura III.36)

Figura III.36

Transformador sin red de baja tensión (Figura III.37)

Figura III.37

1. Este ensamble muestra la forma para sujetar el cable de cobre aislado de los puentes

del transformador sobre el bastidor. 2. Se deben colocar tres amarres en los puentes, uno en el punto de unión, otro en el

puente de separación y otro más en el punto medio de ambos.



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Fijación de conductores de baja tensión (Figura III.38 y III.39)

Figura III.38

Este ensamble muestra la forma para preformar y distribuir los conductores aislados del cable múltiple sobre el bastidor de paso y para sujetarlo al conductor neutro. Al finalizar el amarre se deben trenzar ambas puntas con dos vueltas como mínimo y doblarse sobre el amarre.

Figura III.39

Los conectadores deben instalarse con un ángulo de 45º con respecto al plano vertical para facilitar la derivación de acometidas y mantener la separación entre fases. Instale un máximo de 6 derivaciones (colillas o bigotes). El calibre de las colillas debe ser 8 AWG en cobre ó 6 AWG en aluminio. Debe hacerse solo una conexión por acometida en cada colilla o bigote. Para el conductor neutro, deje doble derivación para acometidas, una de cada lado del poste cuando se requiera. Esta norma aplica hasta una carga máxima de 30 A; para cargas mayores conéctelas directamente a la red mediante conectador a compresión. (Figura III.40a y b)



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Figura III.40 a y b

Flechas y tensiones para baja tensión El criterio general es que la tensión mecánica de los diferentes conductores múltiples permita obtener el máximo claro interpostal sin rebasar los límites de tracción del cable mensajero, sin problemas por libramiento ni por resistencia mecánica de los diferentes componentes de la estructura. De acuerdo con las características de las líneas en baja tensión se tiene las siguientes consideraciones:

• La longitud mínima del poste para instalaciones de baja tensión será de 9 m. • El libramiento mínimo de los cables de baja tensión considerando terreno plano es

de 5,5 metros. • La longitud de empotramiento mínima para el poste es de 1,3 metros. • Se considera terreno plano. • La localización de los herrajes en el poste para la sujeción de los cables es de 0,2

metros con respecto a extremo superior del poste. Con base a lo anterior se tiene la figura III.41 donde se muestra que es posible tener flechas no mayores a 2 metros.



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Figura III.41

Debido que los cables múltiples son pesados, es necesario aplicar la máxima tensión mecánica sin rebasar los limites de tracción permitido por norma, esto es con la finalidad de obtener flechas y distancias interpostales que sean útiles en la práctica, se observa que la condición de carga sin viento a una temperatura de 20°C es la que rige en todos los casos analizados. El claro máximo para cada tipo de conductor múltiple se muestra en la tabla III.15

Tabla III.15



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III.8 AISLADORES Los aisladores serán de porcelana, vidrio o de otros materiales aislantes equivalentes que resistan las acciones de la intemperie, especialmente las variaciones de temperatura y la corrosión, debiendo ofrecer una resistencia suficiente a los esfuerzos mecánicos a que estén sometidos. La rigidez dieléctrica de los aisladores será tal que soporten bajo lluvia durante un minuto, una tensión a frecuencia industrial de cuatro veces la de servicio, en tensiones usuales, más 1000 V, y de tres veces la de servicio en tensiones especiales, más 5000 V. El material utilizado para la fijación de los aisladores a sus soportes estará constituido por sustancias que no ataquen a ambos, ni por aquellas que se puedan deteriorar o que sufran variaciones de volumen que puedan afectar a los propios aisladores o a la seguridad de su fijación

III.9 SOPORTES Los soportes a los que vayan fijados los aisladores deberán estar debidamente protegidos contra la corrosión y resistirán los esfuerzos mecánicos a que puedan estar sometidos, con un coeficiente de seguridad no inferior al que corresponda al apoyo en que estén instalados.

III.10 APOYOS, TIRANTES Y TORNAPUNTAS Los apoyos serán metálicos, de hormigón o de madera, o de cualquier otro material de características mecánicas adecuadas y se dimensionarán de acuerdo con las hipótesis de cálculo establecidas en. Deberán presentar una resistencia elevada a las acciones de la intemperie y en el caso de no presentarla por si mismos, deberán recibir los tratamientos protectores adecuados para tal fin. Para los apoyos de madera se recomienda, principalmente el castaño y la acacia, entre las especies frondosas, y el pino silvestre, pino laricio, pino pinaster y abeto, entre las especies coníferas, debiendo estas últimas ser tratadas mediante un procedimiento de conservación eficaz que evite su putrefacción. El diámetro mínimo en su extremo superior será de 11 cm para las especies coníferas y de 9 cm para el castaño y acacia. Los tirantes estarán constituidos por varillas o cables metálicos, debidamente protegidos contra la corrosión. Tendrán una carga de rotura mínima de 1.400 kg. Los tornapuntas serán, metálicos, de hormigón, de madera o de cualquier otro material capaz de soportar los esfuerzos a que estén sometidos y estarán debidamente protegidos contra las acciones de la intemperie.



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CAPÍTULO IV

CONCEPTOS PARA LA PLANEACIÓN DE REDES DE

DISTRIBUCIÓN



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IV.1 DEFINICIONES Carga instalada Es la suma de los valores nominales de todas las cargas por alimentar y se puede expresar en A,kW o kVA. Densidad de carga Es el cociente de la carga instalada entre el área de la zona en proyecto, se expresa en kW/m² o kVA/m². Demanda Es la potencia consumida por la carga, tomada en un valor medio en un intervalo de tiempo determinado, se expresa en kW, kVA o Amperes. Demanda máxima Es la mayor demanda que se tiene dentro de un intervalo de tiempo en un circuito eléctrico y se expresa en kW, kVA o Amperes. Factor de demanda Es la relación de la demanda máxima de un circuito eléctrico respecto a su carga instalada, en un intervalo de tiempo determinado, generalmente es menor de uno; siendo unitario únicamente cuando, durante el intervalo considerado todas las cargas instaladas absorban sus potencias nominales. Factor de diversidad Es la relación existente entre la suma de las demandas máximas individuales de las distintas partes de un sistema y la demanda máxima resultante del sistema entero, es mayor o igual a uno.



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Factor de coincidencia Es la relación existente entre la demanda máxima de un sistema y la suma de las demandas máximas de los componentes del mismo, es menor o igual a uno. Este factor es recíproco del de diversidad. Factor de utilización Es la relación existente entre la demanda máxima del sistema y la capacidad nominal del mismo. Este factor indica el grado en que el sistema esta siendo aprovechado durante el pico de carga (demanda máxima). Factor de potencia Es la relación entre la potencia real (kW) y la potencia aparente (kVA), es menor o igual a uno. Tensión de servicio Es la diferencia de potencial medida en las terminales de la acometida del servicio o equipo de medición. Tensión nominal Es la tensión de referencia o tensión de placa del equipo, es decir, es la tensión con la cual el equipo trabaja en condiciones normales. Sistema de operación radial Es aquel en que el flujo de energía tiene una sola trayectoria, de la fuente a la carga, de tal manera que una falla en cualquier componente de la red puede producir una interrupción en todos los servicios.



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IV.2 OBRA CIVIL Tipos de obra y su aplicación Las obras civiles principalmente son para: Trasformadores de distribución Bóveda 310 x 200 para subestación DRS pozo Bóveda 480 x 220 para subestación DCS pozo Cimentación y pozo de visita para subestación DRS pedestal Equipo de seccionamiento y protección Pozos para interruptores Instalación de cables y uniones

• Ducto crucero y ducto línea para alojar cables de BT en aceras (banquetas), cruce de calles, avenidas o andadores.

• Ducto línea para la instalación de cable de media tensión en arroyo o aceras (banquetas).

• Registros para conectar con bancos de ductos para media y baja tensión. • Pozos de visita para registrar bancos de ductos y permitir la instalación, unión,

retiro o cambio de dirección de los cables de media tensión. • Los ductos para los cables de baja y media tensión, deben ser de PVC

Pozos de visita y registros colados en sitio La distancia máxima entre pozos o registros no deberá exceder de 150 m. Pozos y registros Pozos 2.280C Para la red de media tensión, paso e instalación de empalmes.



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Pozos 4.280C Para la red de media tensión, en cambios de dirección y/o instalación de empalmes. Pozos 3.280C Para instalar equipo de protección o seccionamiento, tipo sumergible, en media tensión. Registro 125x 125x140C Para paso y cambios de dirección de cables de media tensión sin empalme. (Hasta dos circuitos) Registro 110x100 x100C Para acometer a equipos de medición en media tensión. Registro 90x90x95C Para instalación de empalmes R o Y en baja tensión. Interconecta ductos linea o crucero de hasta 4 vías. Registro 60x60x60C Para cambios de dirección en baja tensión. Registro 60x40x60C Para acometer a equipos de medición en baja tensión o concentraciones de medidores instalados en interior, muros o muretes. Localización: En cualquier deflexión de la ruta del circuito. En cambio de nivel o elevación significativa de la ruta del circuito. En todo cruce de calle, deberá construirse un pozo o registro. Preferentemente en aceras (banquetas), camellones o zonas verdes, evitando su localización en:



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• Estacionamientos • Aceras (banquetas) angostas • Salida de vehículos • Puertas o salidas de peatones

Ductos Los bancos de ductos se instalan y unen de acuerdo a las normas técnicas de la compañía suministradora. Para conservar una distancia uniforme entre ductos, deben utilizarse separadores de acuerdo a especificaciones técnicas de la compañía suministradora. Los ductos deben quedar alineados, para evitar deflexiones, cuando exista una, debe construirse un pozo de visita o registro para media tensión o un registro para baja tensión según sea el caso. Los ductos deben terminarse con boquillas abocinadas en los pozos de visita y registros.

IV.3 CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LA OBRA CIVIL Media tensión La trayectoria de la obra civil debe ser preferentemente a lo largo de las aceras (banquetas), camellones y periferia de zonas verdes o en andadores. La profundidad de la canalización, así como la construcción del banco de ductos debe estar de acuerdo a las normas técnicas Deben instalarse soportes para los cables en cada pozo de visita, registro o bóveda, de acuerdo a las normas técnicas de la compañía suministradora Baja tensión Los circuitos de baja tensión deben alojarse en ductos de PVC ahogados en concreto. La trayectoria de los circuitos debe ser preferentemente a lo largo de las aceras (banquetas), camellones, periferia de zonas verdes o andadores. La profundidad de la canalización, así como la construcción del banco de ductos debe estar de acuerdo a las normas técnicas de la compañía suministradora.



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Acometidas Estarán formadas por los conductores necesarios para llevar la energía eléctrica desde el punto de conexión hasta el punto de suministro, que es el lugar donde se conectan las instalaciones del suministrador con las del solicitante para la prestación del servicio. Estas pueden provenir desde una red aérea o desde una red subterránea

IV.4 CONSIDERACIONES TÉCNICAS Número de acometidas Un predio preferentemente estará servido por una acometida, sin embargo se podrá proyectar más de una acometida. En predios de ocupación múltiple, de gran superficie o en aquellos casos donde se requieran diferentes niveles de tensión, también se podrá proyectar más de una acometida. Paso de la acometida a un predio Los conductores de la acometida a un predio no deben pasar a través de otro. Otros conductores ajenos a la acometida Los conductores que no sean de acometida, no deben instalarse en el mismo banco de ductos. Sellado de la canalización Cuando un banco de ductos para la acometida, entra desde un sistema de distribución subterráneo, debe sellarse, para evitar la entrada de agua. Tipos de conductor y calibres de las acometidas El tipo de acometida se seleccionará de acuerdo a las características de las instalaciones eléctricas del predio, al tipo de servicio, a la carga y demanda requerida y con base a las normas técnicas. El conductor del neutro de la acometida no debe pasar a través de elementos de protección.



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En acometidas de baja tensión, el solicitante proporcionará un electrodo de puesta a tierra ubicada en el punto de suministro. Conexión de la acometida con las instalaciones del solicitante La instalación del solicitante no debe quedar conectada directamente al sistema, será a través de su correspondiente equipo de medición, desconexión y protección. Caída de tensión El valor máximo de caída de tensión para acometida, no debe exceder del 1%, desde el registro o poste de la acometida hasta el equipo de medición. Obras necesarias para la instalación de acometidas. El solicitante deberá construir las obras necesarias dentro del predio, así como la instalación de la estructura y accesorios requeridos para recibir las acometidas, según las normas técnicas (registro, tubo conduit, pared gruesa y delgada, base de madera, nicho, gabinete en subestación y otros).

IV.5 MEDICIÓN Los equipos de medición son instrumentos que miden los consumos de energía eléctrica para facturar los servicios según las tarifas vigentes. Asimismo permiten obtener información estadística para realizar estudios de carga y efectuar balances de energía en el sistema. Obras necesarias para la instalación del equipo de medición Los equipos de medición en baja tensión deben ubicarse al límite del predio, con vista a la calle, alojados en un nicho o gabinete que no invada la vía pública y que los proteja adecuadamente contra vandalismo o daños materiales. Los equipos de medición destinados a servicios públicos, podrán colocarse en área públicas. En casos de concentraciones en interiores, éstas deben ubicarse lo más cerca posible del exterior, cumpliendo con el Reglamento de la ley del Servicio Público de Energía Eléctrica. Los equipos de medición deben quedar ubicados en lugares permanentemente accesibles al personal.



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Debe existir un espacio libre al frente de los equipos de medición, de dimensiones tales, que permita al personal del suministrador efectuar con facilidad y seguridad la instalación, operación mantenimiento y retiro del mismo equipo. El área donde se ubiquen los equipos de medición debe permanecer limpia y libre de obstáculos que impidan su operación, mantenimiento y toma de lecturas. En el lugar donde se ubiquen los equipos de medición, no deben existir instalaciones de gas, depósitos de combustible, ni estar expuesto al tránsito vehicular. En concentraciones de medidores, el número, las dimensiones del espacio o gabinete destinados a contenerlos, serán establecidos por las normas técnicas. Los espacios o gabinetes para concentraciones de medidores que se instalen a la intemperie, deben contar con puertas para proteger adecuadamente el equipo. Las puertas deben contar con mirillas para la toma de lecturas. El espacio o gabinete, así como sus puertas y mirillas, deben ser de material adecuado, resistente a la acción del medio ambiente. Las puertas no deben impedir el retiro y la instalación de los medidores. se puede omitir la topografía correspondiente

IV.6 PRESENTACIÓN DEL PROYECTO El interesado debe entregar, 2 juegos de planos (original y 1 copia) con:

• Red de distribución en media tensión, indicando además el equipo de seccionamiento.

• Red de distribución en baja tensión, incluyendo el proyecto de acometidas y medición.

• Red de distribución de alumbrado público, solamente para conocer los puntos de suministro y medición de estos servicios.

En su caso

• Obra civil para media y baja tensión. De ser necesario, indicar detalles de la obra civil.



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Asimismo, entregará 2 copias de:

• Memoria técnica descriptiva del proyecto. • Plano con numeración oficial de lotificación (fraccionamientos) autorizado por el

Ayuntamiento correspondiente. (este plano es opcional en esta etapa, pero obligatorio para la etapa de contratación de servicios).

• Plano de las instalaciones públicas vecinales. • Además, para el caso de centros comerciales, deberán presentar planos con los

detalles de equipamiento de los locales con transformadores de distribución, así como de las concentraciones de medidores respectivas.

Todos los planos de acuerdo al tipo de proyecto realizado, deben contar con los símbolos y nomenclatura acordes con las normas técnicas correspondientes. Asimismo, deben incluir los detalles que sean necesarios Una vez aprobado el proyecto, deberá entregar en un CD los planos en Auto Cad

IV.7 ELABORACIÓN DE PLANOS Tamaño Deben utilizarse planos con las dimensiones indicadas en la tabla IV.1

Tabla IV.1



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Escala Todos los planos del proyecto deben estar a una misma escala; 1 : 250, 1 : 500 ó 1 : 1 000, la cual depende del área total del predio, a menor área por electrificar, la escala de dibujo debe ser menor. Para el caso de equipados (detalle de instalación) de transformadores de distribución en centros comerciales y de ser necesario en parques industriales, los planos correspondientes deberán dibujarse a escalas de 1:50 ó 1:20. Contenido Todos los planos deben contar con los datos siguientes:

• Croquis de localización indicando norte geográfico. • Ubicación del predio (calle, calles adyacentes, número, colonia, delegación y/o

poblado, municipio, estado y código postal). • Datos de la carga y demanda solicitada. • Número de servicios y su localización. • Cuadro de aprobación y cuadro de referencia. • Simbología de acuerdo a Normas Técnicas

Cuadro de referencia El cuadro de referencia debe ser de las dimensiones indicadas y dibujarse en la esquina inferior derecha de cada plano y debe contener la información indicada en la figura IV.1.

Figura IV.1



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Cuadro de aprobación El cuadro de aprobación debe ser de las dimensiones indicadas y dibujarse en la parte inferior derecha de cada plano, sobre el cuadro de referencia y debe contener lo indicado en la figura IV.2

Figura IV.2

Todos los planos deben entregarse doblados a tamaño carta, de tal forma que los cuadros de referencia y de aprobación queden al frente. Asimismo deberán contener la información necesaria para su clara comprensión e interpretación, según se indica a continuación.

IV.8 PLANOS PARA LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN

Media tensión Estos planos deben indicar, la topografía del fraccionamiento, unidad habitacional, centro comercial o parque industrial, así como aceras (banquetas), arroyos, camellones, áreas de donación, estacionamientos, obstáculos y además:

• Trayectorias de los circuitos. • Calibres y tipos de conductores. • Localización del(os) punto(s) de conexión propuesto(s) a la red. • Cantidad, tipo y clase de terminales (redes subterráneas y mixtas).



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• Localización de equipos y dispositivos de seccionamiento, protección y señalización.

• Identificación de equipos y circuitos de acuerdo a las normas técnicas correspondientes.

• Transformadores (subestaciones) y su capacidad. • Diagrama unifilar. • Símbolos y claves. • Registros y/o pozos de visita, indicando cantidad y tipo de empalmes (redes

subterráneas y mixtas). • Ubicación del sistema de puesta a tierra. • Detalle de cómo alojar los cables en los bancos de ductos (redes subterráneas y

mixtas). • Detalle de arreglos especiales. • Corte de desniveles. • Ubicación de posteria y retenidas (redes aéreas y mixtas).

Dependiendo de la magnitud del fraccionamiento, unidad habitacional, centro comercial o parque industrial, proyectar medios de seccionamiento, previa consulta y acuerdo con la compañía suministradora. Baja tensión Estos planos deben indicar, la topografía del fraccionamiento o unidad habitacional, así como aceras (banquetas), arroyos, camellones, áreas de donación, estacionamientos, obstáculos y además:

• Trayectoria de los circuitos. • Calibres y tipos de conductores. • Ubicación de transformadores, registros, equipo de seccionamiento o distribución,

equipo de medición y acometidas, los cuales deberán identificarse de acuerdo con normas técnicas de la compañía suministradora.

• Detalle de las acometidas a los muretes (en el límite del predio) o concentraciones de medición



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• Cuadro de cargas por transformador, en el cual debe indicarse:

Número de transformador Carga por tipo de lote, casa y servicio o comercio Cantidad de cada tipo de lotes, casas o comercios Cargas por grupo de lotes, casas o comercios Carga de alumbrado público Carga total Capacidad del transformador Factor de utilización del transformador

• Ubicación de registros y/o posteria. • Cuando existan empalmes en la red subterránea debe indicarse su ubicación,

especificando cantidad, tipo de empalme de acuerdo a las normas técnicas de la compañía suministradora.

• Ubicación del sistema de puesta a tierra de transformadores, subestaciones y equipos.

Alumbrado público y alumbrado exterior de áreas comunes y servicios generales El alumbrado público se refiere a la iluminación de vialidades públicas. El plano servirá como referencia, para ubicar los puntos de conexión y la instalación de los equipos de medición correspondientes. De la misma manera, el de alumbrado exterior de áreas comunes y servicios generales, servirá como referencia para ubicar los puntos de conexión y la instalación de los equipos de medición correspondientes. Ambos deben indicar, la topografía del fraccionamiento, unidad habitacional o parque industrial así como mostrar aceras (banquetas), arroyos, camellones, áreas de donación, estacionamientos, obstáculos y además:

• Trayectoria de los circuitos. • Localización de transformadores y/o circuitos de donde se alimenta la red de

alumbrado público. • Ubicación del equipo de medición y protección.



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Obra civil Este plano debe indicar, la topografía del fraccionamiento, unidad habitacional, centro comercial o parque industrial así como aceras (banquetas), arroyos, camellones, áreas de donación, estacionamientos, obstáculos y además:

• Trayectoria de los bancos de ductos • Localización de bóvedas para transformadores tipo pozo, pozos de visita, registros,

muretes para equipo de medición y bases de cimentación para transformadores tipo pedestal, así como la obra civil para transformadores del tipo S.E. interior.

• Nomenclatura de todos los componentes de la obra civil. • Perfiles y cortes de avenidas, calles y aceras (banquetas) cuando existan desniveles. • Cuadro de componentes de la obra civil, donde se indique número y tipo de

bóvedas, pozos de visita, registros muretes y cimentación de equipo. • Detallar los cruzamientos con otras instalaciones (teléfonos, agua, drenaje, gas, etc.)

Memoria técnica descriptiva del proyecto Debe contener la siguiente información:

• Descripción del proyecto. • Nombre oficial del proyecto y propietario. • Localización. • Tipo de proyecto. • Etapas de construcción.

Cuando se decida electrificar parcialmente un fraccionamiento, unidad habitacional, centro comercial o parque industrial, se deberá presentar a la compañía suministradora el proyecto general de electrificación en el que se marcará claramente la etapa que será electrificada en principio, así como las etapas posteriores.

• Especificaciones, normas y reglamentos que utilizaron en el proyecto. • Carga y demanda. • El equipo de transformación, seccionamiento, protección, detección de fallas y

accesorios de media y baja tensión. • Descripción de las redes de media y baja tensión. • Descripción de acometidas de media y baja tensión y de equipos de medición.(1,

2 y 3 fases).



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• Descripción de los sistemas de puesta a tierra para cumplir con los valores de La compañía suministradora.

• Listado de equipos y materiales por instalar indicando; precio unitario y total de la obra, marca y normas aplicables

• Descripción del sistema de alumbrado público • Deben describirse el sistema y los cálculos correspondientes a las luminarias. • Descripción del sistema de bombeo

Deben describirse el sistema y los cálculos correspondientes. Asimismo, presentará los cálculos para determinar:

• Intensidades de corriente de las cargas. • Capacidad y número de transformadores. • Centro de carga. • Calibre de los conductores. • Caída de tensión. • Protección. • Cortocircuito.

IV.9 LINEAMIENTOS, RECOMENDACIONES Y RESTRICCIONES PARA LA ELABORACIÓN DEL PROYECTO

Los sistemas de distribución aéreos, subterráneos o mixtos pueden ser utilizados para electrificar fraccionamientos, unidades habitacionales o parques industriales. En centros comerciales, las instalaciones utilizadas son de tipo subterráneas, aún cuando se deriven de un sistema aéreo. Asimismo, en parques industriales, la mayoría de los servicios son requeridos en media tensión, por lo que la red de baja tensión es mínima, de este modo, la cantidad y capacidad de los transformadores dependerá del número de servicios solicitados, así como de su carga y demanda máxima. Este equipo de transformación es instalado por el solicitante y su mantenimiento es por cuenta de él mismo.



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Capacidades en amperes Para obtener la intensidad de corriente por servicio, se deben hacer las siguientes consideraciones: Tensión a la salida del secundario del transformador: 220/127 V Factor de potencia (fp): 0,9 Centro de carga Con la finalidad de ubicar en forma óptima los transformadores de distribución en fraccionamientos y unidades habitacionales es necesario agrupar servicios y calcular el centro de carga correspondiente. Para el caso de centros comerciales y parques industriales, este cálculo no será necesario ya que la ubicación de los transformadores de distribución dependerá, sobre todo, de la disponibilidad de áreas, estética, seguridad, etc... Transformadores Los transformadores deben ubicarse preferentemente en los centros de carga calculados, o en el lugar más cercano posible a éste, según lo permitan las condiciones y topografía del terreno, dichos lugares deben ajustarse de acuerdo a los cálculos de caídas de tensión y por ciento de regulación; desde la baja tensión de un transformador hasta el servicio más alejado de éste. En todos los tipos de sistemas, el factor de utilización inicial (régimen inicial de carga) de los transformadores deberá quedar en el rango del 65 al 92 %.Factores de utilización iniciales fuera de este rango podrán ser autorizados por el Titular del Área que revisa o aprueba los proyectos, previo análisis técnico. La cantidad y capacidad de los transformadores estará en función de la carga requerida por el solicitante y se obtiene considerando la demanda máxima coincidente de todo el sistema o bien de cada parte del mismo en que sean agrupados los servicios. La demanda máxima coincidente para servicios de vivienda en fraccionamientos y unidades habitacionales, se obtiene multiplicando la carga instalada por los factores de demanda y coincidencia respectivos (Tabla IV.2)



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Tabla IV.2

Para el caso de centros comerciales y parques industriales, el factor de demanda lo fijará el solicitante de acuerdo con sus necesidades y tipo de servicio requerido, éste no podrá ser inferior a 0,60. Para las cargas de departamentos, casas o lotes para vivienda, el factor de coincidencia, depende del número de usuarios como se indica en la tabla IV.3. Estos factores se utilizan para calcular la capacidad de los transformadores, calibres de conductores y cálculos de regulación. Solo se podrán aplicar a cargas residenciales, no aplica para centros comerciales o parques industriales, ya que en estos casos se considera que sus demandas máximas coinciden en tiempo y su factor de coincidencia es de 1,0.



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Tabla IV.3

Para redes subterráneas de distribución Para fraccionamientos y unidades habitacionales preferentemente, los tipos de transformadores a utilizar son:

• Transformadores DRS pedestal • Transformadores DCS pozo • Transformadores DRS pozo

Para centros comerciales y parques industriales preferentemente, los tipos de transformadores a utilizar para los servicios en baja tensión son: Transformador 23-BT tipo interior.



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Ubicación Fraccionamientos y unidades habitacionales En este caso, la ubicación de los transformadores debe hacerse considerando lo siguiente:

• Debe tener fácil acceso y estar libre de obstáculos, para que su instalación, operación y mantenimiento se realice sin dificultades, previendo situaciones futuras como lugares bajos sujetos a inundaciones o riesgos de incendio.

• Para evitar daños a los equipos será necesario colocar protecciones adecuadas. • La instalación de transformadores tipo pedestal será en áreas verdes, de donación o

en camellones, sin obstruir el paso libre de peatones. • Los transformadores tipo pozo se instalarán en aceras (banquetas) anchas y en

camellones. • Se debe contar con una área que permita el mantenimiento y operación de los

transformadores, siendo como mínimo de 3 m al frente y 1 m en la periferia. Centros comerciales y parques industriales Tanto los transformadores, como los equipos de seccionamiento necesarios, deben ubicarse en locales adecuados para su instalación y cumplir con las condiciones mínimas de seguridad y operación marcadas por las normas técnicas de la compañía suministradora. Cuando el tipo de centro comercial lo permita o por necesidades específicas en un parque industrial, se podrán instalar transformadores tipo pedestal o pozo, tomando en cuenta las normas técnicas de la compañía suministradora. Restricciones Debe tomarse en cuenta que por seguridad y de acuerdo a las normas técnicas de la compañía suministradora, no deben instalarse transformadores en:

• Estacionamientos • Aceras (banquetas) angostas • Salidas de vehículos, • Invadiendo predios particulares.



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IV.10 CANTIDAD Y CAPACIDAD DE TRANSFORMADORES Fraccionamientos y unidades habitacionales La cantidad y la capacidad de los transformadores seleccionados en el proyecto dependerá de los valores de la demanda máxima coincidente del mismo, debiendo seleccionar transformadores trifásicos DRS pedestal de 75, 112,5, 150, 225 ó 300 kVA, DRS pozo de 75, 112,5, 150 ó 225 kVA o DCS pozo de 300 ó 500 kVA. Preferentemente deben seleccionarse las capacidades más pequeñas, con el fin de reducir la longitud de conductor instalado en baja tensión, logrando una mayor confiabilidad al tener menores áreas interrumpidas en caso de fallas. Centros comerciales y/o parques industriales La cantidad y capacidad de los transformadores seleccionados en centros comerciales y parques industriales dependerá de la demanda máxima requerida por el solicitante. En este caso, la red de baja tensión es de longitud corta, ya que los equipos de medición se instalan en locales adyacentes a la subestación. Para redes aéreas de distribución Las instalaciones aéreas deben cumplir los requisitos indicados en la NOM 001 SEDE. En caso de aceras (banquetas) reducidas donde no sea posible cumplir dichos lineamientos, la electrificación debe hacerse subterránea. Los transformadores utilizados son trifásicos tipo poste. Ubicación La ubicación e instalación de transformadores debe hacerse preferentemente en la colindancia entre predios y en el punto más cercano al centro de carga. Los transformadores serán tipo poste y se instalarán a la intemperie sobre plataformas, en postes de concreto o acero, conectados a la línea de 23 000 V. Para evitar daños a los equipos cuando sea necesario se deben colocar las protecciones adecuadas.



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Restricciones Por razones de seguridad y para un mejor mantenimiento de las instalaciones y equipos, no deben instalarse transformadores en los lugares siguientes:

• Esquinas de calle. • Entradas, salidas y pasos de vehículos en general. • En puntos donde se localicen deflexiones o cambios en la dirección de la trayectoria

de las líneas de media y baja tensión • En azoteas de edificaciones.

Parques industriales Son pocos los casos en que se instalan transformadores para servicios en baja tensión y la ubicación, cantidad y capacidad de los mismos depende de la demanda máxima y localización de las cargas por alimentar. Estos casos deben considerarse como cargas puntuales. Red de media tensión Sí se proyecta un sistema subterráneo, la red podrá tener un solo punto de conexión, cuando se instalen hasta 3 transformadores en fraccionamientos o unidades habitacionales o bien cuando se trate de un centro comercial o parque industrial con una demanda de hasta 1 500 kW. La red se realizará con 2 puntos de conexión, configurando una red en anillo para operación radial, para fraccionamientos o unidades habitacionales con 4 o más transformadores y centros comerciales o parques industriales con demandas mayores a 1 500 kW y hasta por un total de 3 500 kW. Para centros comerciales o parques industriales de más de 3 500 kW de demanda consultar con la compañía suministradora, acerca de la estructura más idónea para el adecuado funcionamiento de la red de distribución proyectada. Una red en anillo, en condiciones de operación normal, estará abierta aproximadamente al centro de la carga o en el punto dispuesto por el “Centro de Operación Redes de Distribución”. Desde el punto de vista operativo es recomendable que un anillo no tenga más de 10 transformadores, por lo tanto, en el caso de proyectos que superen esta situación se recomienda hacer varios anillos.



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El tipo de alimentadores de media tensión se deben diseñar de acuerdo a las necesidades de la carga y niveles de confiabilidad. Se utilizan conductores de aluminio en los sistemas aéreos y conductores de cobre en subterráneos. Los circuitos que constituyen el proyecto de media tensión, deben ser 3F-3H. La caída de tensión máxima en éstos no debe exceder del 1% en condiciones normales de operación. Subterránea Los cables utilizados en las redes subterráneas son de cobre con aislamiento de polietileno de cadena cruzada (XLP) y con nivel de aislamiento del 133%. El área de la sección transversal del conductor de cobre se determina considerando la intensidad de corriente y la regulación y caída de tensión permitidas. Los conductores deben ser alojados en ductos de PVC, ahogados en concreto, debiendo instalar una fase por ducto y dejar un ducto libre de reserva por circuito. Los cables deben proyectarse para ser instalados desde el poste de transición al transformador o de transformador a transformador, sin el uso de empalmes intermedios. En caso de requerirse algún empalme, éstos se alojarán en pozos que serán colados en sitio, En todos los pozos, registros, equipos y acometidas se debe dejar un excedente de cable por fase de longitud mínima igual al perímetro del registro o pozo respectivo (cocas). En todos los pozos de visita, registros y junto a cada equipo o accesorio, debe instalarse en cada fase de los circuitos subterráneos de media tensión, una placa de aluminio para su identificación, las cuales deberán ser instaladas por personal de la compañía suministradora. Deben instalarse indicadores de corriente de falla, uno en cada fase, su carátula se ubicará en un lugar visible, en la entrada de alimentación de cada equipo de seccionamiento o transformador, para sensar las condiciones de operación de los cables, debiendo ser de restablecimiento automático. Con el objeto de tener mayor flexibilidad, debe contarse con un medio de seccionamiento en todos los transformadores y derivaciones del anillo. La trayectoria de los circuitos será preferentemente a lo largo de aceras (banquetas) o zonas verdes en la vía pública (en fraccionamientos). Cuando esto no sea posible se deberá, acreditar los permisos legales del uso de derecho de vía de dichas trayectorias, de acuerdo con los reglamentos de construcción vigentes. Debe instalarse soportes para cables en cada registro o pozo, según normas En los cruces de calles y avenidas se deben prever 4 ductos de reserva, dejándolos taponeados y con su guía respectiva para usos futuros. Para centros comerciales o instalaciones en edificios los ductos y registros podrán instalarse suspendidos en los techos de sótanos. Estos casos deberán consultarse con la compañía suministradora.



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En redes en anillo, será necesario instalar equipo de seccionamiento de operación con carga, gabinete M 23 I o E, o similar, según normas técnicas de la compañía suministradora. Aérea Las redes de media y baja tensión deben instalarse preferentemente en las aceras (banquetas) sur y oriente de las vialidades. Cuando la red de media tensión tiene una configuración radial o en anillo, en condiciones de operación normal el anillo debe estar abierto aproximadamente al centro de la carga, aunque para este tipo de instalación con un mayor nivel de confiabilidad se pueden automatizar los ramales del anillo, interconectándolos con interruptores automáticos, que coordinados con seccionalizadores en las derivaciones pueden reducir el tiempo de interrupción por falla en alguna de las fuentes de alimentación. Estos casos deberán ser previamente consultados con la compañía suministradora. Las estructuras de soporte del circuito primario, serán montadas en postes. Los aisladores que soportan el circuito primario, deben ser de clase A56-3 para tipo alfiler y S52-5 para tipo suspensión. La trayectoria de los circuitos troncales y ramales deben estar en la vía pública, sobre aceras (banquetas) y áreas verdes, librando obstáculos, evitando la obstrucción de zonas peatonales y conflictos ecológicos sustanciales, observando las distancias horizontales normalizadas a fachadas y edificios. Cuando la necesidad obligue a instalarse en áreas privadas, se acreditará legalmente el uso de derecho de vía ante Notaría Pública o autoridades administradoras del uso legal de la tierra, cuando así corresponda. Se debe evitar la instalación de empalmes con conectadores tubulares en las líneas de media tensión. No se permite el cruzamiento diagonal de las líneas de media tensión sobre el trazo de las calles. Los cambios de trayectoria de las líneas de media tensión en las esquinas formadas por calles o avenidas, invariablemente se realizarán mediante el empleo de 2 postes (pancoupé).La distancia interpostal normal será de 40 m y hasta un máximo de 50 m ; los postes se ubicarán en los límites o colindancias de los predios. En los remates de las líneas de media tensión y en los cambios de dirección deben usarse retenidas con poste de concreto, a fin de compensar los esfuerzos mecánicos de las líneas.Se recomienda que cada ramal radial no tenga más de 10 transformadores y su derivación sea a través de un cortacircuitos fusible. En caso de superar esta condición, se instalarán medios de seccionamiento suficientes para una mayor flexibilidad y una buena operación.



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Red de baja tensión Para el cálculo de alimentadores secundarios de distribución de energía eléctrica debe tomarse en cuenta lo siguiente:

• La regulación máxima permisible es del 3% y los cálculos deben incluirse en la memoria técnica descriptiva.

• Los alimentadores son radiales. • La tensión nominal entre fases, a la salida de la baja tensión es de 220 V. • Todas las cargas de servicios domésticos tienen igual factor de potencia. • Todas las fases del alimentador deben estar balanceadas. • Las acometidas para los circuitos de alumbrado público, se conectan a los circuitos

de baja tensión, protegidas con un interruptor termomagnético. • Los conductores que forman la red de baja tensión son monofásicos, con el neutro

de sección reducida de acuerdo con las normas técnicas . • Para el caso de fraccionamientos, las demandas máximas individuales de viviendas

no ocurren simultáneamente, por lo tanto hay necesidad de aplicar los factores de coincidencia correspondientes para obtener la demanda máxima coincidente.

Generalmente este tipo de sistema en baja tensión no es utilizado en centros comerciales o parques industriales. Subterránea Los conductores subterráneos deben ser de cobre con aislamiento de polietileno de cadena cruzada XLP para 600 V según normas técnicas de la compañía suministradora e instalarse en ductos. Los conductores utilizados serán los siguientes: Cable BTC 1 x 15 Exclusivamente en acometidas y neutro. Cable BTC 1 x 35 Para cable troncal (en fraccionamientos y unidades habitacionales), acometidas y neutro. Cable BTC 1 x 70 Para cable troncal (en fraccionamientos y unidades habitacionales), acometidas y neutro. Cable BTC 1 x 150 Para cable troncal y acometidas. Cable BTC 1 x 250 Conexión de la baja tensión de transformadores al bus de derivación (en centros comerciales)



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En todos los pozos de visita, registros y junto a cada equipo de medición, debe instalarse en cada fase de los circuitos subterráneos de baja tensión, una placa de aluminio para su identificación. Los circuitos de baja tensión tienen una configuración radial con protección, mediante fusibles de cartucho renovable (CR) La trayectoria de los circuitos será a lo largo de aceras (banquetas) o camellones. Deben instalarse en ductos de PVC ahogados en concreto, colocando un circuito por ducto y dejando un ducto de reserva Preferentemente la longitud de los circuitos de baja tensión no excederá los 180 m y de una sola pieza, en caso de requerirse empalmes éstos se alojarán en registros y serán del tipo recto con conectador a comprensión y manga termocontráctil. Las acometidas domiciliarias se derivan de un registro en banqueta y ductos de PVC, que llegan al equipo de medición en un murete, en cual se ubicará en el límite del predio. El cable de acometida debe ser como mínimo BTC 1 x 15 y la distancia entre registro y equipo de medición no debe ser mayor a 5 m. El cable del neutro deberá conectarse en el último registro, en el remate de cada circuito, a la varilla de tierra. En todos los registros se dejará un excedente de cable de una longitud igual al perímetro de los mismos (cocas). Centros comerciales y parques industriales Los circuitos de baja tensión tienen una configuración radial con protección, mediante fusibles de cartucho renovable (CR) y el número de circuitos es variable, dependiendo de la capacidad del transformador de distribución instalado y el número de servicios. Para este tipo de desarrollos, la red de baja tensión será lo más corta posible, instalando para ello, en un local cercano a la subestación, los equipos de medición necesarios y adecuados para los servicios. En este caso, los circuitos de baja tensión serán de calibre uniforme. En centros comerciales los cables se podrán instalar en trincheras, desde el local del transformador de distribución hasta la concentración de medidores, en local adyacente. En centros comerciales podrán instalarse los circuitos de B.T. en charolas



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Aérea Las estructuras de soporte de los circuitos secundarios, serán montadas en postes de acuerdo a las normas técnicas de la compañía suministradora. Por transformador sólo deben salir 2 circuitos de baja tensión y se instalarán preferentemente sin empalmes. La longitud, al punto más lejano, de los circuitos de baja tensión será de acuerdo con la tabla IV.4.

Tabla IV.4

La distancia interpostal normal será de 40 m y hasta un máximo de 50 m, los postes deben ubicarse en los límites o colindancias de los predios. Se debe tener un sistema de baja tensión efectivamente aterrizado, por lo que se conectará a tierra el tanque del transformador y el neutro en los puntos terminales. El neutro en estructuras de remate del circuito de baja tensión, debe aterrizarse a un electrodo de puesta a tierra, cuyo valor de resistencia no exceda los 10 Ω Con el fin de evitar el robo del conductor de puesta a tierra, éste quedará alojado en la parte interna del poste.



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IV.11 SISTEMA PARA RED AÉREA COMPACTA EN 23 KV, CON CUBIERTA DE XLP EN CONDUCTORES

Definiciones Sistema para red aérea compacta Conjunto de componentes (conductor, aisladores, espaciadores y amarres, principalmente) destinados para la distribución de energía eléctrica en redes aéreas, diseñados y fabricados de manera tal que puedan reducirse los esfuerzos eléctricos debidos a los campos eléctricos entre sí, con el objetivo de proveer mayor confiabilidad a las redes y para reducir el espacio que ocupan las líneas abiertas. Conductor Es el componente del sistema para red aérea compacta que conduce la corriente de las redes aéreas y también provee protección al sistema contra contactos accidentales entre los conductores de las fases y de fase(s) a tierra. Espaciadores Es el componente del sistema para red aérea compacta que soporta y mantiene los conductores espaciados en los claros interpostales, deben colocarse a distancias entre 9 m y 10 m. Aisladores Es el componente del sistema para red aérea compacta que soporta al conductor, soporta la tensión mecánica de la línea aérea y facilita sus cambios de dirección, se colocan a través de pernos roscados tipo alfiler sobre crucetas en los postes Amarres Es el componente del sistema para red aérea compacta que asegura los conductores de las fases y el mensajero a los aisladores o a los espaciadores.



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Accesorios Son los componentes del sistema para red aérea compacta que se utilizan para completar y facilitar el montaje, tales como el cable mensajero y los kits para montaje Clasificación De Conductores El conductor cubierto se clasifica de acuerdo a la tabla IV.5

Clasificación del conductor cubierto

Designación del conductor Área de la sección transversal del conductor mm2

Conductor cubierto 1 x 50 50 Conductor cubierto 1 x 70 70 Conductor cubierto 1 x 120 120 Conductor cubierto 1 x 150 150 Conductor cubierto 1 x 185 185

Tabla IV.5

Características Del Sistema Tensión nominal entre fases 23 kV rcm Frecuencia 60 Hz Tipo de sistema “C” con X0/X1 >3, R0X1 >1 Tensión de aguante al impulso 150 kV cresta por rayo a 0 m s.n.m. Altitud de operación 2 300 m s.n.m. Clima Templado Temperatura ambiente -10 °C a +40 °C Humedad relativa 90% Medio ambiente Contaminado



120

Del sistema para red aérea compacta El sistema para red aérea compacta tiene los siguientes componentes: - Conductor - Espaciadores - Aisladores - Amarres - Accesorios La cubierta del conductor, los espaciadores, los aisladores y los amarres deben fabricarse del mismo material, por lo que deben tener la misma constante dieléctrica y cumplir con lo indicado en las características particulares y pruebas. Conductor Tipo Monoconductor Tensión nominal entre fases 23 kV rcm Conformación del conductor Alambres de aluminio puro, clase 2, cableados y compactados en sección circular, de acuerdo a la norma IEC 60228 y a la tabla IV.6 Cubierta Extruída, de polietileno de cadena cruzada (XLP) de 4 mm de espesor mínimo, para una temperatura del conductor de 90 °C en régimen permanente, 130 °C en emergencia y 250 °C en cortocircuito, resistente a la formación de trayectorias conductivas, a los rayos ultravioleta (UV) y a la abrasión.



121

Características de los conductores

Diámetro ExteriorÁrea de la sección

transversal

mm2

No de alambres

Mínimo mm

Máximomm

Resistencia eléctrica

máxima a 20 °C Ω/km

Carga mínima

de ruptura

kN

Capacidad de

conducción aproximada

A 50 6 7,7 8,6 0,641 6,5 216 70 12 9,3 10,2 0,443 9,1 270 120 15 12,5 13,5 0,253 15,6 383 150 15 13,9 15,0 0,206 19,5 430 185 30 15,5 16,8 0,164 24,0 501

Tabla IV.6 Espaciadores Tensión nominal entre fases 34,5 kV rcm Tensión de aguante a 50 kV cresta 60 Hz en húmedo Tensión de aguante al impulso 150 kV cresta por rayo a 0 m s.n.m. Esfuerzo vertical 4,5 kN (mínimo) Material Polimérico, resistente a la formación de trayectorias conductivas, a los rayos ultravioleta (UV) y a la intemperie, puede ser polietileno de alta densidad o hule silicón; la superficie debe ser lisa, homogénea y libre de defectos superficiales Forma y dimensiones Forma poligonal de dimensiones adecuadas para la sujeción y separación de los conductores cubiertos, manteniendo el nivel de aislamiento, ver figura IV.3



122

Figura IV.3 Aisladores Tensión nominal entre fases 34,5 kV rcm Distancia mínima de 450 mm fuga específica Distancia crítica de flameo 280 mm (mínima) en conjunto con el alfiler Tensión de aguante a 50 kV cresta 60 Hz en húmedo Tensión de aguante al impulso 150 kV cresta por rayo a 0 m s.n.m. Esfuerzo a la flexión 6 kN nominal (mínimo) Esfuerzo a la flexión 12 kN sin ruptura (mínimo) Material de la envolvente Polimérico, resistente a la formación de trayectorias conductivas, a los rayos ultravioleta (UV) y a la intemperie, puede ser polietileno de alta densidad o hule silicón; la superficie debe ser lisa, homogénea y libre de

defectos superficiales



123

Tipo de aislador Tipo alfiler, para montaje en poste a través de perno roscado (incluído en el suministro) y cruceta (no incluída en el suministro), ambos de acero galvanizado, la rosca del perno debe estar cubierta de material polimérico Forma y dimensiones Deben ser adecuadas para la sujeción del conductor cubierto a través de los amarres, ver figura IV.4

Figura IV.4



124

Pruebas Para garantizar la calidad del sistema para red aérea compacta en 23 kV, sus componentes deben someterse a las siguientes pruebas, obteniendo resultados satisfactorios. (Tabla IV.7 a IV.11) Pruebas a los conductores

Pruebas tipo (prototipo o diseño)

Prueba Norma que indica el método de prueba

Observaciones

Resistencia eléctrica del conductor ICEA S-61-402 Valores de acuerdo a tabla 2 Resistencia a la formación de trayectorias conductivas

ASTM D 2303, método de tensión constante

Tensión de 2,5 kV durante1 000 min

Resistencia de aislamiento ICEA S-61-402 Valor aprox. de 65 000 MΩ por carrete de 500 m

Resistencia a la abrasión ICEA S-61-402 Resistencia al envejecimiento artificial por radiación UV

ASTM G 26, método 1

3 000 h de duración y retención mínima del 75%

Determinación de las propiedades mecánicas de la pantalla, aislamiento y cubierta antes y después del envejecimiento

ASTM D 638 ICEA S-61-402 ICEA S-70-547

Los especímenes de prueba pueden ser de 25,4 mm de ancho y los valores de acuerdo a la norma ASTM D 1248

Resistividad volumétrica de la cubierta ICEA S-61-402 Valor mínimo de 500 Ω x cm Resistencia al agrietamiento en esfuerzo ambiental

ASTM D 1693, condición B

No debe existir agrietamiento

Doblez en U ANSI S-66-524 ICEA S-61-402

Resistividad superficial ASTM D 2633 Valor mínimo de 500 x 109 MΩ/152 mm

Medición del diámetro del conductor ICEA S-61-402 Valores de acuerdo a la tabla 2 Medición de los espesores de pantalla, aislamiento y cubierta

ASTM D 2633 ASTM D 374

Valores de acuerdo a 5.2.1

Tensión de flameo ICEA S-61-402 Valor de 100 V. c.a. por cada 0,0254 mm de espesor del aislamiento

Tabla IV.7



125

Pruebas de aceptación (de producción)

Prueba Norma que indica el método de prueba

Observaciones

Medición del diámetro del conductor ICEA S-61-402 Valores de acuerdo a la tabla 2Medición de los espesores de pantalla, aislamiento y cubierta ASTM D 2633 Valores de acuerdo a 5.2.1

Tensión de flameo ICEA S-61-402 Valor de 100 V.C.A. por cada 0,0254 mm de espesor del aislamiento

Tabla IV.8 Pruebas a los espaciadores Pruebas tipo (prototipo o diseño)

Prueba

Norma que indica el método de prueba

Observaciones

Inspección visual ------ Resistencia a la formación de trayectorias conductivas ASTM D 2303 Tensión de 2,5 kV

durante 1 500 min Resistencia al agrietamiento en esfuerzo ambiental

ASTM D 1693, condición B

No debe existir agrietamiento

Tabla IV.9



126

Pruebas a los aisladores

Pruebas tipo (prototipo o diseño)

Prueba

Norma que indica el método de prueba

Observaciones

Inspección visual ------ Capacidad cantilever ANSI C 29.1 Valor de 13,3 kN mínimo

Tensión de corona, inicio y extinción ANSI C 29.1 La determinación del punto de inicio y extinción puede realizarse visualmente

Tensión de flameo en seco y tensión de perforación ANSI C 29.1

Prueba a muestras diferentes, después de 20 meses de servicio en zona marina

Medición de tensión de radio interferencia ANSI C 29-1

Tensión de aguante al impulso IEC 601109 Tensión de 150 kV Tensión de aguante a 60 Hz en condiciones húmedas IEC 601109 Tensión de 50 kV durante 1

min Niebla salina (prueba de la envolvente: resistencia a la formación de trayectorias conductivas y erosión)

IEC 601109 Preferentemente para condiciones ambientales severas, duración de 5 000 h

Tensión de impulso de frente escarpado de polaridad positiva IEC 601109

Resistencia al envejecimiento artificial por radiación UV

ASTM G 26, método 1

3 000 h de duración y retención mínima del 75 %

Resistencia a la formación de trayectorias conductivas ASTM D 2303 Tensión de 2,5 kV durante

1 500 min Resistencia al agrietamiento en esfuerzo ambiental

ASTM D 1693,Condición B

Tabla IV.10



127

Pruebas de aceptación

Prueba Norma que indica el método de prueba Observaciones

Inspección visual ------ Examinación por rayos X ------ El fabricante debe realizar esta prueba

desarrollando un método propio, con el objetivo de demostrar la ausencia de huecos o cavidades en el material

Tabla IV.11 Marcado y Empaque Marcado Los conductores deben marcarse sobre la cubierta, con caracteres de 5 mm de altura, en alto o bajo relieve o con tinta indeleble y repetido cada 30 cm, con los siguientes datos: - Designación del conductor - Nombre del fabricante - La leyenda “Propiedad de -------------” - Año de fabricación. - La leyenda “PELIGRO, ALTA TENSION, CUBIERTA NO AISLANTE “ Los espaciadores y aisladores deben marcarse con caracteres de 3 mm de altura, con los siguientes datos: - Tensión nominal entre fases - Nombre del fabricante - Año de fabricación - Logotipo de la compañía suministradora



128

Empaque Conductores Los conductores deben empacarse en carretes de madera entablillados al 100% en tramos de 500 m ± 5%, con los extremos sellados. No acepta tramos con longitudes diferentes a las especificadas, salvo en el caso de que esta situación se derive del hecho de saldar la cantidad de conductor solicitada, siendo esta cantidad un tramo contínuo, sólo en este caso se aceptará un carrete con dimensiones diferentes, previa consulta y autorización de la compañía suministradora. En caso de que algún proveedor pretenda entregar tramos con longitudes diferentes a las especificadas, debe solicitarlo por escrito; si dicha solicitud es aprobada por la compañía suministradora, se aplicarán los descuentos indicados en la tabla IV.12.

Características del carrete

Designación del conductor Designación del carrete

Conductor cubierto 1 x 50 4.9.6 Conductor cubierto 1 x 85 5.11.5 Conductor cubierto 1 x 135 6.12.6 Conductor cubierto 1 x 170 6.12.6 Conductor cubierto 1 x 200 5.11.9

Tabla IV.12



129

Espaciadores Los espaciadores deben empacarse en grupos de cinco, dentro de cajas de madera o cartón de resistencia mecánica adecuada para que durante su manejo, transporte y almacenamiento no sufran daños que alteren su operación. Cada caja debe marcarse en su exterior con los siguientes datos: - Nombre del fabricante - Nombre del producto y cantidad - Tensión nominal - Número de Contrato y partida - Masa y dimensiones de la caja - Fecha de fabricación - Leyenda “frágil manéjese con cuidado” - Posición y estiba máxima Aisladores Los aisladores se deben empacar de la misma forma que los espaciadores, solo que en grupos de doce. Cable mensajero El empaque del cable mensajero y sus consideraciones debe ser de acuerdo ala figura IV.5.



130

Figura IV.5



131

CAPÍTULO V

ESTUDIOS DE APOYO PARA LA PLANEACIÓN DE REDES DE

DISTRIBUCIÓN



132

Aun cuando prácticamente todos los cálculos eléctricos para las redes de distribución se hacen apoyándose en programas de cálculo digital, de los cuales existen diversas versiones para facilitar estudios relacionados con selección de conductores, caída de tensión, pérdidas, regulación de tensión, aplicación de capacitores, etc.… Tanto en redes aéreas como en redes subterráneas, es necesario tener un claro conocimiento de posconceptos básicos en los cuales se apoya el cálculo eléctrico de las redes de distribución. El cálculo eléctrico de las redes de distribución está apoyado en los conceptos y métodos tradicionales, establecidos, pero que tratan principalmente los siguientes aspectos fundamentales.

a) Caída de tensión b) Calentamiento de los conductores por efecto joule c) Posibilidad de sobrecarga en las líneas d) Sección mínima admisible en las líneas, en función a las exigencias de robustez

mecánica e) Diámetro mínimo admisible para los conductores de media tensión en redes

subterráneas f) Diámetro mínimo admisible en los conductores sujetos a las solicitaciones por

cortocircuito

V.1 CÁLCULO ELECTRICO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN El cálculo manual de la caída de tensión en las redes de distribución está subdividido por lo general en dos partes:

• Cálculo Preliminar • Cálculo de verificación

Cálculo preliminar Se parte del valor de las cargas en potencia y factor de potencia así mismo del punto de alimentación a una tensión determinada, y a partir de esto, si se conoce el calibre o sección del conductor del alimentador, se evalúa la caída de tensión, como punto de partida para otros cálculos.



133

Cálculo de verificación A partir de la sección de los conductores y de las corrientes que circulan en cada tramo, se puede calcular la caída de tensión efectiva en cada punto de la red donde se tengan cargas conectadas, presentándose varios casos simples de alimentadores radiales.

V.2 ALIMENTACIÓN A UNA CARGA Para los alimentadores de distribución, sean aéreos o cables subterráneos, sólo se considera para su cálculo el elemento serie, es decir, una resistencia en serie con una reactancia inductiva para las longitudes que se usan y para el tipo de carga que alimentan con factores de potencia elevados, y aún cuando son alimentadores trifásicos, se usa una representación de fase a neutro, suponiendo alimentación de cargas balanceadas. En la figura V.1, se muestra la representación para estos circuitos elementales, en donde se indica con S la sección del conductor empleado, con l la longitud de la línea y con K la conductividad del material.

Figura V.1

El valor de la conductividad se puede tomar como: Para el cobre:

250 55 Siemens mKmm

−= −



134

Para el aluminio:

228 29 Siemens mKmm

−= −

Para la representación del circuito serie elemental, formado por una resistencia R = r l (Ώ) Donde: l = longitud de la línea r = resistencia por unidad de kilómetro (ohms/km) y también una reactancia inductiva en serie XL = X l (Ώ) Siendo: X = reactancia inductiva por unidad de longitud, para una carga con factor de potencia (cos θ) atrasado, tiene una representación fasorial como la mostrada en la figura V.2.

cosCAIDA LV IR jIX senθ θ= +

Figura V.2



135

La resistencia de la línea por unidad de longitud depende del área o sección del conductor y de su material, el valor se obtiene de tablas. En tanto que el valor de la reactancia inductiva por unidad de longitud, se calcula, como:

0.1736log ( )LDMGX KmR

Ω=

Donde: DMG = Distancia Media Geométrica R = Radio del Conductor Para una conformación general de los conductores como la mostrada en la figura V.3, la distancia media geométrica se obtiene con la expresión:

3AB BC CADMG D D D= × ×

Figura V.3

Para el diagrama vectorial anterior, la tensión de salida o al principio del alimentador se obtiene como:

2 2( cos ) ( )S R R LV V IR V sen IXθ θ= + + +



136

Donde la caída de tensión es:

cos( cos )

L

L

S R

V IR IX senV I R X senV V V

θ θθ θ

∆ = +∆ = +∆ = −

La caída de tensión se puede expresar también como la regulación de tensión como:

(%) 100S R

R

V VVV−

∆ = ×

Para una línea trifásica:

2

100( ) 100( cos )(%)

100(3 cos 3 )(%)3

( )% 100

S R L

R R

R R L

R S

L

R

V V RI X IsenVV VV RI V X IsenV

V VPR XV

V

θ θ

θ θ

θ

− +∆ = =

+∆ =

+∆ ≅

Siendo: P = Potencia activa de la carga θ = Potencia reactiva de la carga Los valores de R y XL varían, dependiendo de si se trata de líneas aéreas o cables subterráneos, un ejemplo de esto se da en la figura V.4:



137

Figura V.4.

De la expresión para la caída de tensión:

cos LV RI X Isenθ θ∆ = + Si se supone que cos θ =1.0, θ = cos-1, 1.0 = 0o Sen θ = 0, se tiene entonces:

V RI∆ = Se puede escribir también en la forma:

1.lV

K S∆ = ×

Si se trata de una línea monofásica, se puede escribir como:

2 1.lV

K S∆ = ×



138

La sección del conductor se puede calcular entonces en la forma siguiente a partir del conocimiento de un valor de caída de tensión establecido. Para líneas trifásicas:

ISK V

=∆l

Para líneas monofásicas:

2 ISK V

=∆l

Al producto Il se le conoce, por analogía con los cálculos mecánicos, como el momento eléctrico o momento de la corriente con respecto al punto de alimentación A y se expresa como ( )AM , de modo que la fórmula para el cálculo preliminar se puede escribir como:

( )AMS

K V=

∆

Para líneas trifásicas:

( )AM I= l Para líneas monofásicas:

( ) 2AM I= l



139

Cuando se trata en la practica de aplicar diseños normalizados en cuanto a tipo de estructura, material y calibre de conductor, el valor de la caída de tensión en las líneas primarias se puede obtener aplicando tablas de valores precalculados, en donde se multiplica la caída de tensión que corresponde al calibre y material del conductor por la corriente de fase y por la longitud en kilómetros. (Tabla V.1) El valor de la caída de tensión se mide entre fases. El conductor AAC se considera similar al ACSR en este parámetro

CAÍDA DE TENSIÓN POR AMPERE POR KILÓMETRO CONDUCTOR FACTOR DE POTENCIA EN % CALIBRE AWG O KCM

MATERIAL 75 80 85 90 95 100

6 COBRE 2.332 2.396 2.453 2.489 2.491 2.336 4 COBRE 1.668 1.690 1.704 1.701 1.664 1.474 2 COBRE 1.246 1.246 1.233 1.209 1.152 0.946 1/0 COBRE 0.964 0.946 0.920 0.881 0.808 0.595 3/0 COBRE 0.778 0.753 0.718 0.668 0.590 0.375 2 ACSR 1.682 1.709 1.727 1.728 1.694 1.512 1/0 ACSR 1.247 1.247 1.237 1.213 1.154 0.953 3/0 ACSR 0.962 0.946 0.922 0.882 0.811 0.600 266.4 ACSR 0.740 0.718 0.687 0.644 0.573 0.375 336.8 ACSR 0.673 0.647 0.614 0.567 0.493 0.297

Tabla V.1 Datos calculados en base a 25 oC y Distancia Media Geométrica de 1.38m a 60 Hz.



140

V.3 ALIMENTADOR CON CARGAS INTERMEDIAS

Si se considera una línea trifásica de baja tensión, alimentada en el punto A, con entrega de energía en la otra extremidad, como se muestra en la figura V.5

Figura V.5

La caída de tensión ∆V se debe entender como el valor máximo admitido correspondiendo a la distribución más lejana de la fuente de energía. En el dimensionamiento de los conductores, se podrán utilizar por los tramos AP1, P1P2, Pn-1Pn, en teoría dos condiciones distintas:

a) Que la máxima caída de tensión ∆V resulte inferior al valor fijado b) Que el peso del material empleado por los distintos conductores, resulte mínimo.

Se puede demostrar que imponiendo tales condiciones, los valores de las secciones resultan directamente proporcionales a la raíz cuadrada de la corriente que circula por ellos, adoptando este criterio, para cada sección se obtiene una sección única de conductor y la construcción resulta más económica por las siguientes razones:

• El costo de los conductores puestos en operación crece menos que proporcionalmente al peso de los conductores mismos.

• Se multiplica el costo de las uniones. • Sería necesario mantener más herrajes, conectores etc, en almacenes, para cada una

de las secciones. • No es posible efectuar la alimentación de la línea en el sentido opuesto.

Debido a las razones anteriores, no es conveniente tener conductores de distinta sección en alimentadores con cargas intermedias.



141

Cuando se adopta una sección de conductor única, la caída de tensión se deja a los parámetros de una relación simple, si en la figura V.6: S = Sección del conductor (constante).

1 2, ,....... n =l l l El desarrollo de las distintas secciones y la corriente que aísla a las cargas es 1 2, ,....... nI I I

Figura V.6

Si se expresa la corriente que circula por cada tramo, en función de las corrientes absorbidas por las cargas, se puede elaborar unta tabla de la forma siguiente. (Tabla V.2)

SECCIÓN CORRIENTE

AP1 1

n

SS

I=∑

P1 P2 2

n

SS

I=∑

P2 P3 3

n

SS

I=∑

Pn-1-Pn In Tabla V.2



142

La caída de tensión total se puede calcular como la suma de las caídas de tensión parciales en las distintas secciones, multiplicando la resistencia del tramo i por la corriente respectiva.

31 2

1 2 3.......

n n n

S S SS S S

V I I IKS KS KS= = =

∆ = + + + +∑ ∑ ∑ll l

Desarrollando los productos, la caída de tensión total se puede expresar como:

1 2

1 11 1 1

1 1 2 .......n n n

n S n S n SS S S

V I I IKS

− −

= = =

⎡ ⎤∆ = + − + − + +⎢ ⎥⎣ ⎦∑ ∑ ∑l l l l l

De donde:

( )1

n

S AS

MV

KS=∆ =∑

Donde ( )1

n

S AS

M=∑ es la suma de los momentos de la corriente absorbida por los usuarios

Respecto al punto “A” de la alimentación. Por lo tanto, la caída de tensión máxima se puede expresar como la suma de los momentos de las erogaciones con respecto al punto de alimentación, dividida entre el producto de la conductividad (K) por la sección de conductor (S). Para tal fin se considera la relación:

( )1

1

n

S AS

n

SS

M

Iλ =

=

=∑

∑

Esta relación tiene las unidades de longitud y representa la distancia del punto A a la resultante de la carga, cuando las cargas eléctricas se interpretan como una fuerza mecánica ordinaria.



143

De las dos ecuaciones anteriores, se tiene que la caída de tensión es:

1

n

SS

S

IV

K

λ=∆ =∑

O bien, la sección:

1

n

SS

IS

K V

λ==Λ

∑

Y quiere decir que un alimentador con cargas intermedias, se puede representar como un alimentador de longitud λ y sección S que alimenta en el extremo a una carga igual a la suma de las cargas, como se muestra en la figura V.7:

Figura V.7

Adoptando el sistema de equivalencias descrito anteriormente, se pueden calcular estructuras más complejas, como la presentada en la siguiente figura, que está alimentada por el extremo A y con cargas intermedias. También, en este caso, se el problema a resolver es la determinación de la sección de los conductores, de manera que la máxima caída de tensión en los puntos mas lejanos, C1, C2, y C3 sean iguales a un valor ∆V prefijado. Es oportuno, por las razones ya vistas, adoptar para el alimentador una sección sencilla



144

Constante de valor So para el tramo AB, una sección S1 para el tramo BC, una sección S2 en el tramo BC2 y una sección S3 en el tramo BC3. (Figura V.8)

Figura V.8

No resulta difícil demostrar que la sección S0 del tramo AB sea igual a la suma de las secciones S1, S2 y S3 de las ramificaciones.

1 2 3OS S S S= + + Debido a que la caída de tensión ∆V en el punto más lejano de las ramificaciones es igual a las ramificaciones, se puede sustituir por un conductor equivalente de longitud λd, sección S0 que tenga una carga en el extremo igual a la suma de todas las cargas alimentadas. (Figura V.9)

1

n

t SS

I I=

= ∑

Figura V.9



145

V.4 REGULACIÓN DE TENSIÓN EN LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

La regulación de tensión es una medida de qué tan cerca la tensión secundaria de un transformador permanece con respecto al valor nominal, en la medida que la carga varía en cantidad y factor de potencia. Las caídas de tensión a través de la impedancia interna del transformador producen una variación de tensión en las terminales del secundario, la regulación de tensión se puede expresar como:

% Re 100S S

S

E VgV−

= ×

Donde: VS = Tensión de plena carga en el secundario. ES = Tensión de vacío en el secundario. V.4.1 Cálculo de la regulación de tensión En la figura V.10 a V.12, se muestra por que la tensión del secundario varía con la carga y el factor de potencia, se trata de encontrar un método razonable, fácil y preciso para calcular la tensión secundaria en medida que hay cambios en la carga. La caída de tensión a través de la impedancia interna del transformador, es una aproximación muy cercana a mantener las tensiones secundarias o primarias constantes. Tomando el valor VS como referencia, (considerado constante) la tensión inducida en el

secundario PS

VE a= siendo VP la tensión en el primario con

a = relación de transformación.

Circuito equivalente

Figura V.10



146

Factor de potencia unitario

Figura V.11

Factor de potencia atrasado

Figura 5.12 Para el diagrama fasorial de una carga con factor de potencia atrasado, la caída de tensión IReq está en fase con la corriente de carga y la caída de tensión por reactancia IXeq está 900 adelantada con respecto a la corriente de carga, las líneas punteadas son para representar un triángulo rectángulo equivalente, del cual se puede escribir:

( ) ( )cosS S eq S eqE V IR i V sen IXθ θ= + + + También en magnitud:

( ) ( )2 2cosS S eq S eqE V IR V sen IXθ θ= + + +



147

Para factor de potencia unitario: cos 1

0senθθ==

( ) ( )2 2cosS S eq eqE V IR IXθ= + +

Para factor de potencia adelantado del diagrama vectorial correspondiente, se tiene la ecuación general:

( ) ( )cosS S eq S eqE V IR i V sen IXθ θ= + + ± El signo (+) para factor de potencia atrasado. El signo (-) para factor de potencia adelantado. V.4.2 Métodos para la regulación de tensión Los clientes que se conectan al alimentador de una red de distribución en forma de taps en derivación, producen, debido a la demanda de corriente en cada sección, una caída de tensión que aumenta en la medida que se aleja de la subestación. (Figura V.13)

Figura V.13

Cargas en TAP o derivación conectadas a un alimentador Se debe observar que si la tensión en la subestación se ajusta a un valor nominal, los clientes al extremo de la línea o alimentador pueden tener una tensión para que los clientes al final del alimentador tengan un valor nominal, entonces los clientes conectados cerca de la subestación tendrían un valor elevado bajo condiciones de carga elevada.



148

Esto quiere decir que se debe hacer un compromiso para que se tenga un valor aceptable de tensión para todos los clientes, en forma independiente del valor de la carga y la caída de tensión, debe tener un valor aceptable para cualquier carga. (Figuras V.14 y V.15) Como un compromiso favorable de caída de tensión no siempre es posible para todas las condiciones de carga, esto hace necesario que se consideren otros medios para la regulación de tensión, como son el uso de transformadores con cambiador de derivaciones (taps), o bien la aplicación de capacitores para la regulación de tensión. (Figura V.16)

Figura V.14

Figura V.15



149

Figura V.16

V.4.3 Uso de cambiadores de derivación en transformadores Otro método usado para la regulación de tensión en las líneas, es el uso de los cambiadores de derivación que están conectados en los devanados de los transformadores para cambiar la relación de espiras o relación de transformación ligeramente. (Figura V.17) El cambio en la relación de transformación es normalmente ± 10%, aún cuando se pueden encontrar disponibles cambios de ± 5% ó ± 7.5%, los pasos de variación varían desde 2.5% hasta 32 pasos para cubrir el rango normal de ± 10% (0.625% por paso). (Figura V.18) Normalmente los cambiadores de derivación o taps están localizados en los devanados primarios (de alta tensión), debido a que se tiene que manejar en los cambios menos corriente de la que se manejaría si se localizaran en el devanado de baja tensión.



150

Los cambiadores de derivación pueden ser normales o automáticos, la mayoría de los transformadores de distribución y de subestaciones de distribución tienen cambiadores manuales, de manera que la carga que se agrega se puede compensar. Los cambiadores de derivación accionados por motor eléctrico se requieren cuando se tiene una regulación de tensión con cargas ampliamente fluctuantes, estos cambiadores de derivación se les conoce como cambiadores bajo carga. Existen muchos diseños para los cambiadores de derivación bajo carga y sólo se recomiendan cuando se justifica mejorar sustancialmente la calidad del servicio, ya que su costo puede ser hasta el 50% del costo del transformador.

Figura V.17



151

Figura V.18

V.4.4 Transformadores reguladores de tensión Los transformadores reguladores de tensión están diseñados para proporcionar un impulso en la magnitud de la tensión a lo largo de la línea, o bien un cambio de fase. Se usan en principio para controlar el flujo de potencia entre dos sistemas con distintas fuentes o a lo largo de un alimentador de unión entre dos centros de carga que están alimentados por la misma subestación. Los transformadores de regulación de fase se usan para controlar el flujo de potencia alrededor de mallas o lazos con dos o más fuentes, generalmente están accionados por motor eléctrico y tienen un sistema de control y protección extensivos. En la figura V.19, se muestra un transformador regulador, el autotransformador proporciona el valor de ∆V que se agrega a la línea a través de los transformadores serie.



152

Figura V.19



153

En la figura V.20, se muestra un transformador regulador de fase, el arreglo del núcleo provoca que el devanado produzca que ∆V esté 90o fuera de fase en la tensión al neutro.

Figura V.20

V.5 CÁLCULO DEL CALENTAMIENTO DE LOS CONDUCTORES El calor disipado por efecto joule en los conductores en las líneas, causa un incremento en la temperatura de los mismos con respecto al ambiente, esto debe estar convenientemente limitado dentro de los valores de seguridad. Los efectos nocivos de un calentamiento excesivo son los siguientes:

• Pérdidas excesivas, ya que a una mayor sobre temperatura se asocia una más alta densidad de corriente y una más elevada resistividad, para un material conductor determinado.

• Si se trata de un cable aislado, se incrementa el deterioro del dieléctrico aislante, cuya vida se reduce rápidamente al aumentar la temperatura de operación.

• Si se trata de líneas aéreas, hay un calentamiento del conductor, que acompañado a un aumento de carga se puede producir un alargamiento permanente.



154

• Un aumento en la flecha de las catenarias de los conductores, y por lo tanto, una posible reducción de las distancias de seguridad.

• Riesgo de que se degraden las uniones o empalmes por sobrecalentamiento. De aquí la necesidad de no superar la máxima intensidad de corriente que puede circular por los conductores, con la certidumbre de que la sobre-elevación de temperatura no supere los límites de seguridad. Es oportuno observar que el problema correctamente enfocado debe ser tratado en términos probabilísticas, de hecho, las variables que influyen en la temperatura alcanzada por los conductores son esencialmente aleatorias, y en parte independientes entre si, y siguiendo la distribución de densidad de probabilidad, no es difícil evaluar, tales variables son:

• La carga • La corriente de la línea • La temperatura ambiente • La velocidad del viento • La radiación solar • La conductividad térmica del terreno, cuando son cables enterrados.

Por otro lado, los fenómenos de calentamiento excesivo en los materiales se traducen en un envejecimiento prematuro de las líneas, dependiendo de la duración del periodo de operación con valores para los cuales la vida del material no está condicionada al sobrecalentamiento. El tratamiento probabilística del problema se encuentra aún en fase de estudio, y no sólo se refiere a las líneas de transmisión y redes de distribución, también a todas las máquinas y aparatos eléctricos. Es conveniente considerar por separado el sobrecalentamiento, debido a la circulación continua de corriente normal de operación y aquél calentamiento debido a la circulación de corriente de alta intensidad, pero de duración muy corta, durante el régimen transitorio (corto circuito). En el primer caso (operación normal), los conductores funcionan en condiciones de equilibrio térmico, es decir: El calor que se produce por efecto joule, viene de hecho a ser transmitido totalmente al ambiente por convección, conducción e irradiación. En el segundo caso, en cambio, la potencia disipada por efecto joule puede ser algunas veces mayor a la del régimen normal.



155

Por otro lado, el conductor se encuentra inicialmente a una temperatura baja ( la que corresponde a la operación normal), de manera que el calor transmitido al ambiente es despreciable respecto a aquel que se desarrolla por efecto joule. Entonces se puede suponer que todo el calor producido se acumula en el conductor y produce el rápido aumento de la temperatura. En algunos países, se considera que la temperatura no debe superar en operación continua a 80oC para los conductores ACSR, 70oC para conductores de aluminio y de 78-80oC para los conductores de cobre. La mayor incertidumbre en la definición de estos límites para las líneas de distribución, se encuentra en el comportamiento de los empalmes o uniones. Para los conductores desnudos tiene gran importancia la temperatura ambiente y la velocidad del viento, también tiene influencia el estado de la superficie de los conductores y su eventual exposición a la radiación solar. En el caso de las líneas aéreas, la transmisión del calor producido por el efecto joule viene principalmente por convección, al menos en las condiciones normales con velocidad del viento mayor o igual a 2 Km/h y una pequeña parte del calor se trasmite por radiación. Al régimen térmico alcanzado, el balance térmico para un conductor tendido en aire libre, se escribe de la forma siguiente: (Figura V.21)

Figura V.21

El cálculo de la capacidad de corriente de los conductores de las líneas aéreas para una temperatura dada como límite de operación se puede determinar con la formula siguiente:

( )( )( ) ( )

220

4 4C C

1 293 d=0.448

8.55 T TC

a a

I r T si

T Vd ESiTd T

β α+ − +⎡ ⎤⎣ ⎦

− + −

Donde: I = Corriente en A r20 = Resistencia óhmica del conductor a 20oC (Ω/m) β = Coeficiente de temperatura de la resistencia:

• 0.004 / oC para el aluminio • 0.0036 / oC para aleaciones de aluminio • 0.0038 / oC para el cobre



156

TC = Temperatura absoluta del conductor OK Ta = Temperatura absoluta del aire ambiente OK α = Coeficiente de absorción de las radiaciones solares (Se puede suponer un valor de 0.5) Si = Radiación solar específica (watt/m2) d = Diámetro del conductor (m) V = Velocidad del viento (m/s) E = Poder emisivo respecto al cuerpo negro (Se puede suponer un valor de 0.6) S = Constante de stefan (5.7x10-8 W/m2) En la fórmula anterior, se pone en evidencia la gran importancia que tiene la velocidad del aire en el cálculo de la capacidad de corriente, en las condiciones razonablemente más desfavorables se puede suponer que es 1 m/seg. Con relación al coeficiente de radiación solar específico (S) para lugares con climas de templado a caluroso, se puede considerar el valor de 900 watt/m2. Conviene aclarar también que la ecuación anterior es válida al nivel del mar, en lugares altos con alturas superiores al nivel del mar, la presión atmosférica es sensiblemente inferior, esto se debe tomar en consideración multiplicando el término relativo a la transmisión por convección por P0.5 siendo P la presión expresada en Kg/m2. También, en la ecuación anterior, se debe calcular la temperatura TC en el conductor, cuando circula por el mismo una corriente de valor determinado. Es interesante poner en evidencia las leyes de variación de la densidad de corriente admisible para una temperatura límite asignada, en función de la sección del conductor, para este propósito conviene aplicar una fórmula simplificada para la transmisión de calor. Se supone que el calor transmitido al ambiente en la unidad de tiempo por la unidad de longitud del conductor es proporcional a la diferencia de temperatura ∆T y a la superficie (S), según el coeficiente de transmisión (K). Este último en función de muchos parámetros, de entre los cuales es importante la velocidad del aire. Estando en equilibrio térmico se puede escribir:

2I KS TSρ

= ∆



157

Donde: ρ = Resistividad de la sección del conductor σ = Densidad de corriente

σ = KS TSρ∆

Para conductores de sección circular:

2S d Sπ π= = Por tanto:

4

2 1KS TS

πσρ

∆=

La ecuación anterior, muestra que la densidad de corriente máxima admisible es, a igualdad de otras condiciones, inversamente proporcional a la raíz cuadrada de la sección, si se designa con σ1 y σs la densidad límite que corresponde a sección S = 1 mm2, y respectivamente Smm2, la ecuación anterior se transforma en la siguiente:

14S Sσσ =

Aplicable a conductores desnudos o cables aislados.


Instituto Politécnico Nacional

ESIME ZACATENCO José Luis Gaona

158

CAPÍTULO VI

SUBESTACIONES DE

DISTRIBUCIÓN




159

El sistema de distribución, se alimenta a través de las subestaciones de distribución, éstas por lo general están diseñadas con base a criterios normalizados, apoyados en ciertas consideraciones como las siguientes:

• La densidad de carga • La tensión en el lado de alta tensión • La tensión en el lado de baja tensión • La disponibilidad del terreno • Los requerimientos de confiabilidad • El crecimiento de la carga • La caída de tensión • Las condiciones de emergencia • El costo de las pérdidas

En general para una subestación de tipo subtransmisión o de distribución, se adoptan los mismos criterios generales de diseño que para las subestaciones de potencia en general, específicamente en lo que al arreglo de barras y disposición de equipos se refiere. Existen algunas características que establecen los criterios particulares del diseño de una subestación, como es, por ejemplo, el nivel de la corriente de cortocircuito en el sitio de su instalación y también los conceptos generales a considerar en la ingeniería básica para el diseño de la subestación, como son los que se indican a continuación.

• El arreglo de barras de la subestación • Capacidad en los transformadores y su tipo de enfriamiento de acuerdo al ciclo de

carga esperado. • La impedancia de los transformadores. • La capacidad de cortocircuito en el punto de conexión de la subestación.

VI.1 CRITERIOS PARA EL DISEÑO DE SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN.

En las redes de distribución, parte de la problemática de las pérdidas y la regulación de tensión está relacionada con la ubicación de las subestaciones eléctricas, que en la práctica son de dos tipos: PRIMARIAS.- Asociadas a las líneas de subtransmisión o transmisión. SECUNDARIAS.- Que constituyen la red de cuyos secundarios se alimentan las cargas.




160

Existen dos problemas fundamentales a resolver con las subestaciones de distribución:

1. La localización 2. Capacidad de las subestaciones

La localización de las subestaciones La localización de una subestación de distribución, se determina desde la fase de planeación y se relaciona con los aspectos como: El nivel de tensión, la regulación de tensión, los costos de la subtransmisión, los costos de la subestación, los costos de los alimentadores primarios y de los transformadores de distribución. (Figura VI.1 y VI.2) Para obtener la localización óptima de una subestación, se deben tomar en consideración los siguientes factores:

• Localizar la subestación tan cerca como sea posible a la carga dentro de su área de servicio.

• Localizar la subestación de tal manera que se logren los límites de regulación de tensión, sin necesidad de tomar medidas adicionales para lograrlo, es decir, que a máxima demanda la caída de tensión de los alimentadores esté dentro de sus límites.

• La localización de la subestación, se debe hacer de tal manera que facilite los accesos de las líneas o alimentadores entrantes o salientes.

• La subestación se debe ubicar en los terrenos que permitan ampliar su estructura (ampliación futura).

• No debe producir afectaciones en terrenos, casas, etc., y tratando de minimizar los efectos de su ubicación.

Figura VI.1




161

Factores que afectan la localización de subestaciones.

Figura VI.2

Procedimiento de selección del sitio de una subestación La determinación de la capacidad de la subestación La capacidad de la subestación de distribución, se determina considerando los siguientes factores:

• La necesidad de satisfacer la máxima demanda actual y considerar el crecimiento futuro en un escenario al menos de unos 5 años.

• La conveniencia de que el área servida para la subestación sea lo más compacta posible para dar un valor razonable de KVA/Km2. (Figura VI.3 y VI.4)




162

Figura VI.3

Figura VI.4

Para determinar la ubicación de la subestación, se debe partir de un concepto elemental que es la máxima caída de tensión permisible, desde el punto de ubicación de la subestación hasta el punto más distante, un área servida por la lateral en este caso, es de a hasta c, el porcentaje de caída de tensión se puede expresar como: % % %

: Caída de tensión en el alimentador principal Caída de tensión en el alimentador lateral

ac ab bc

ab

bc

V V VDondeVV

= +

==

Para la planeación de las redes de distribución, la caída de tensión se puede expresar por medio de una constante K, que se define como: El porcentaje de caída de tensión por KVA-milla y que depende en el tamaño o calibre de los alimentadores (conductores).




163

Los KVA de carga suministrados de cada alimentador, se pueden expresar como:

( )4 4

4

4

: Carga alimentada en KVA por cada uno de los cuatro alimentadores

que salen del punto de alimentación Area servida por cada uno de los 4 alimentadores que salen del punto

S A D KVA

DondeS

A

= ×

=

=2

2

de alimentación se expresa en milla Densidad de carga en KVA/millaD =

La ecuación anterior se puede escribir también como:

( )4 4S I D KVA= ×

4

24

4

: Carga alimentada en KVA por cada uno de los cuatro alimentadores

que salen del punto de alimentación

Esta en dimensiones lineales (millas) del area servida por el a

DondeS

A II

=

==

limentador principal.

Suponiendo que la carga del área servida o suministrada se encuentra en forma distribuida, es decir, que se encuentra espaciada en igual forma, también los transformadores de distribución lo están, la caída de tensión en el alimentador principal está dado por:

44 4

2%3

VI K S

=× × ×

Sustituyendo S4 en la ecuación anterior tenemos:

34 4% 0.667V K D I= × × ×




164

Los valores de K se obtienen de curvas que relacionan el calibre del conductor contra la tensión: (Figura VI.5)

Figura VI.5

VI.2 DETERMINACIÓN DE LA CAPACIDAD DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN

Las subestaciones eléctricas de distribución, dependiendo de la distribución primaria de alimentación, se pueden clasificar en dos categorías: Subestaciones primarias: Están alimentadas por las líneas de transmisión o las líneas de subtransmisión y reducen la tensión al valor requerido por los sistemas de distribución. Subestaciones secundarias o de distribución: Son las que se alimentan de los alimentadores primarios y su tensión primaria corresponde al secundario de las subestaciones primarias, que pueden ser: 69kv, 34.5KV, 23KV y 13.8KV.




165

El diseño de las subestaciones primarias de distribución, se buscan en algunos criterios generales como los siguientes:

• Su localización obedece a factores relacionados con el nivel de tensión, consideraciones de regulación de tensión, arreglo de barras de acuerdo al criterio de confiabilidad adoptado, número de alimentadores, y en general se deben considerar los siguientes factores:

1. Localizar la subestación tan cerca como sea posible al centro de carga en su

área de servicio 2. Procurar que la localización de la subestación requiera una mínima o

ninguna modificación para lograr la regularización de tensión deseado, considerando los puntos extremos de sus alimentadores.

3. Localizar la subestación de manera que facilite el acceso a las líneas de transmisión que alimenta.

4. Procurar que la localización no produzca problemas relacionados con uso de suelo, derecho de vía y afectaciones sociales.

5. La localización de la subestación, en caso de falla, debe afectar a un mínimo de usuarios.

6. Debe tomar en cuenta los problemas de adaptabilidad, situaciones de emergencia, etc.

Con relación a su capacidad, las subestaciones primarias deben considerar fundamentalmente los siguientes factores: (Figura VI.6)

• Espacio y diseño flexible para considerar ampliaciones futuras a un tamaño (capacidad KVA) determinado por los catálogos de normalización.

• El arreglo de barras a seleccionar, debe considerar el concepto de confiabilidad en el nodo, pero también de diseño para la red.

• La ubicación y capacidad de las subestaciones primarias, se hacen a base del número de alimentadores máximo a considerar y la ubicación del centro de carga.




166

Figura VI.6

La capacidad de la subestación principal, se determina considerando:

• La máxima caída de tensión permisible en el punto más remoto de la carga, partiendo de la base que tanto el alimentador principal como los alimentadores al centro de carga usan conductores de material y calibre normalizado.

• Densidad de carga en el área por dar servicio, para fines de planeación primaria, se pueden dar dentro de límites muy amplios que correspondan a la experiencia en planeación y servicio de una empresa eléctrica, pero en general, en México van de un mínimo de 0.1MVA/Km

2 para zonas urbanas con centros comerciales. Para fines estadísticos de los criterios usados en diseño, se pueden aplicar la siguiente clasificación.

1. Zonas de bajo consumo 21.5 /MVAKm

⟨ (semirurales, urbanos, residenciales tipo popular).

2. Zonas medias 21.5 4.0 /MVAKm

y (urbanas y comercio bajo).

3. Zonas altas o de uso intensivo 24.0 /MVAKm

(zonas residenciales y comercios de alto nivel industria media).




167

De acuerdo con esta clasificación por zonas, se determina la capacidad de la subestación en la red secundaria, de acuerdo con los criterios de diseño normalizados siguientes: (Tabla VI.1)

DENSIDAD DE CARGA MAXIMA CAPACIDAD DE LAS SUBESTACIONES20.1

MVAkM≤ 75-112.5 KVA Subestaciones Tipo Poste 20.5

MVAkM 200-250 KVA

21.0MVA

kM 250-350 KVA 22.0

MVAkM 350-400 KVA

24.0MVA

kM 500-640 KVA 26.0

MVAkM 640-800 KVA

28.0MVA

kM 800-1000 KVA

Subestaciones Unitarias

Tabla VI.1 En la fase de planeación de los sistemas de distribución, se deben tomar en consideración los aspectos normativos, es decir, existen factores de definición que en principio se deben modificar, como son:

• El nivel de tensión de distribución primaria (6.6, 13.8 23 y 34.5 KV) • La capacidad de los transformadores de la red primaria (115, 25, 50, 75, 112.5 y 150

KVA) • La tensión de distribución secundaria (440, 220, tres fases). • El material y calibre de conductores para las redes primaria y secundaria (para la

red primaria en 13.8 KV, se usa ACSR o cobre del 1/0 AWG) A partir de estos conceptos normalizados, se aplican otros criterios normativos para la planeación, como son:

• El valor de la densidad de carga en la zona considerada. (Figura VI.7) • El tipo de distribución prevista (aérea o subterránea). • El número de niveles de tensión a utilizar (por lo general dos, uno por la

distribución primaria (13.8KV, 23.0KV, 34.5KV) y otro para la secundaria 440V ó 220V).

• El valor de confiabilidad deseado en base a la calidad del servicio a prestar.




168

A partir de esto, se determinan los dos factores fundamentales que establecerán el criterio funcional de la red, que son:

• Los valores de las tensiones de distribución más apropiadas. • El radio de acción de las subestaciones usadas en distribución.

Figura VI.7

Estos costos de la distribución consideran los costos de las subestaciones eléctricas y también de los elementos de la red de distribución, conductores, postes, mano de obra, pero no se consideran los costos de pérdidas. En algunas ocasiones, cuando se trata de electrificación de poblaciones en desarrollo, se aplican criterios generales del tipo macro, por ejemplo, para una ciudad de 100,000 a 500,000 habitantes, la densidad de carga de acuerdo a los consumos medios, se ha

observado que varia de 23 a 6MVA

kM en la zona céntrica de 21 a 2MVA

kM en la periferia,

mientras que en las zonas agrícolas de estas ciudades varia de 20.1 a 1MVA

kM . (Figura VI.8)

Figura VI.8




169

La elección de los niveles de tensión para la distribución primaria y secundaria, se asocia con la densidad de carga, el costo por KWh y la distribución a la que hay que llevar la potencia para un calibre de conductor definido. (Tablas VI.2 y VI.3)

Baja Tensión:

440V – 150 – 250m En centros urbanos de alta densidad de carga en distribución por cable subterráneo

220v – 100 – 150m En zonas urbanas de alta densidad con conductoresaéreos.

100 – 200m En las zonas urbanas periféricas Tabla VI.2

Mediana Tensión:

13.8 de 2 – 3 km En centros urbanos de alta densidad con línea Aérea

20 – 34.5 de 20 – 30 km Para zonas urbanas de muy alta densidad o ruralesde baja densidad.

Tabla VI.3 En la planeación para la realización de una red de distribución hay que considerar los siguientes aspectos:

1. Variaciones de tensión mínimos (una buena regulación) 2. Continuidad de servicio. 3. Posibilidad de amplificación, de acuerdo al crecimiento de la carga o de los

usuarios. 4. Construcción simple y económica.

Considerando los factores anteriores, en una primera aproximación, se selecciona el tamaño de los transformadores para la red de distribución. Una metodología aplicada en la planeación de la subestación de distribución, que considera el efecto combinado de la caída de tensión porcentual, la longitud y sección de los alimentadores primarios, la densidad de carga y el número del generador, es la aplicación de las llamadas “curvas de aplicación de subestaciones”, cuya fórmula relaciona a los factores antes mencionados es la siguiente:




170

( ) ( )

Dn

23%

Donde:%V = Caida de tension en porciento en el circuito del alimentador primario2 = Longitud efectiva del alimentador primario3k = Constante que expresa la caida de

Dn

n k n D AnV

n

n

× × ×=

l

l

D

tension en funcion de la densidad longitudinal de carga expresada en %V / .An = Area servida por un alimentador.n = Numero de alimentadores primariosD = Densidad de carga

KVAmilla

Esta expresión se usa para trazar curvas por cada una de las secciones o calibres del conductor usadas en las redes de distribución o alimentadores primarios. Estas curvas se dibujan para n número de alimentadores primarios contra la densidad de carga D. (Figura VI.9 y VI.10)

Figura VI.9




171

Para cada curva, se debe fijar una caída de tensión máxima permisible, por ejemplo: 3 o 6 %. Estas curvas son sólo válidas para un calibre de conductor de densidad de carga dada y un factor de potencia establecida.

Figura VI.10

La densidad de carga es un factor que se obtiene de la medición del número y capacidad de usuarios servidos por nivel de tensión y por milla cuadrada.

VI.3 DETERMINACIÓN DEL CENTRO DE CARGA PARA REDES DE DISTRIBUCIÓN SUBTERRÁNEAS

Un método simple para obtener una localización aproximada de las subestaciones de distribución, se describe a continuación:

1. Para un fraccionamiento o conjunto habitacional, se debe determinar primero el valor de la carga.

2. Calcular el número de subestaciones de distribución, para esto, se debe considerar que los transformadores usados en las subestaciones de distribución subterránea, son básicamente de dos tipos: tipo pedestal y tipo sumergible, siendo preferente el uso de los transformadores tipo pedestal por costo y facilidad de instalación, el primero se instala en superficie, y el tipo sumergible, en bóveda bajo la superficie del terreno.

La capacidad de las subestaciones eléctricas ya se encuentra normalizada, tanto para distribución residencial como para distribución comercial subterránea, como se indica en la tabla VI.4:




172

Tabla VI.4

Para la sección del número y capacidad de las subestaciones eléctricas, se hace uso de las características de la carga, de las capacidades normalizadas de los transformadores, la estructura de la red seleccionada, la topografía y la geometría de la carga. Como referencia, el número aproximado de las subestaciones eléctricas necesarias, se puede determinar a partir de la siguiente ecuación:

Max finalDNumero de Sub-Electricas=Capacidad nominal de transformadores

n

Donde:Dmax final = Dmax actual (1+t)Siendo:t = tasa de crecimiento de la cargan = numero de años de vida util del transformador

3. Se calcula el área aproximada que cubre el fraccionamiento y se divide entre el

número de subestaciones.




173

4. La operación anterior da como resultado, un número determinado de áreas iguales y el centro geométrico de cada una señala la localización óptima de las subestaciones.

5. Los lugares de localización óptima se ajustan lo más cerca posible a los lugares más convenientes para el fraccionamiento.

6. Cuando se tiene una carga conectada fuerte, por ejemplo, un sistema de bombeo, un centro comercial etc., entonces, para evitar problemas de caída de tensión y pérdidas excesivas, las subestaciones se deben localizar lo más cerca posible de la carga.

VI.4 EL ARREGLO DE BARRAS DE LA SUBESTACIÓN El arreglo de barras de la subestación de transformación de la subtransmisión en la distribución tiene una relación directa con los siguientes factores:

• La confiabilidad • Facilidad de mantenimiento • El diseño de acuerdo al aislamiento (aire o SF6) y espacio de construcción

De acuerdo con estos factores, en el lado de alta tensión se pueden adoptar distintos arreglos, cuyo grado de confiabilidad y complejidad varía pero de los más comunes por razones de economía y simplicidad de diseño son las siguientes:

• Barra sencilla (Figura VI.11) • Barra principal (Figura VI.12) • Barra de transferencia (Figura VI.12) ARREGLO DE BARRA SENCILLA




174

VENTAJAS DESVENTAJAS • Simplicidad • Bajo costo • Menor espacio de construcción • Requiere de poco equipo primario

(interruptores, cuchillas, etc.)

• No se puede dar mantenimiento sin sacar la subestación de operación

• Es de baja confiabilidad

Figura VI.11 ARREGLO DE BARRA PRINCIPAL Y BARRA DE TRANSFERENCIA

VENTAJAS DESVENTAJAS • Nos permite mantenimiento de

barras sin sacar de servicio la subestación.

• Se agrega un interruptor de enlace que permite transferir cargas entre barras.

• Da mayor confiabilidad el permitir tener una barra de reserva.

• Mayor espacio de construcción. • Requiere mayor equipo primario. • Mayor costo. • Mayor cantidad de equipo.

Figura VI.12




175

El arreglo de barra principal y barra de transferencia, representa el de mayor grado de complejidad usado en los sistemas de distribución, ya que otros arreglos más complejos y confiables resultarían muy costosos para este nivel en el sistema.

VI.5 LOS TRANSFORMADORES Los transformadores en las subestaciones de distribución normalmente reducen el nivel de tensión de la subtransmisión al nivel de distribución primaria, en México son: 4.5 KV, 23 KV, 13.8 KV, y 6 KV, esto se hace por medio de los transformadores para el sistema de distribución, otra reducción de tensión de la tensión secundaria son: 480 V, 440 V, 220 V y 127 V, se hace para alimentar las cargas a estas tensiones. Las características generales de los transformadores que se conectan a la red primaria, a las llamadas subestaciones, varían según sea el tamaño de la subestación (medido en MVA o KVA), pero en general pueden tener la siguiente información. (Tabla VI.5)

TENSIÓN PRIMARIA 115 KV TENSIÓN SECUNDARIA 34.5KV, 23.0KV O 13.8KV CAPACIDAD 20MVA, 50MVA, 100MVA CONEXIÓN DELTA-ESTRELLA ATERRIZADA ∆ϒTIPO DE ENFRIAMIENTO OA/FA EVENTUALMENTE OA/FA/FA IMPEDANCIA 9% 12%Z≤ ≤

Tabla VI.5 El tipo de subestaciones de distribución usan normalmente transformadores trifásicos en lugar de bancos trifásicos con transformadores monofásicos. Esto se usa debido a que los transformadores trifásicos son suficientemente confiables, ocupan menor espacio que tres transformadores monofásicos y tienen menor costo. El enfriamiento tipo OA se da para la capacidad base del transformador y cada paso de enfriamiento con circulación de aire forzado (FA) la incrementa un 25% aproximadamente. Este tipo de enfriamiento se usa normalmente para cubrir los picos de la carga, pueden exceder a la potencia nominal a la base OA por ciertos periodos de tiempo. Normalmente en transformadores con un paso de enfriamiento con instalación de aire forzado (FA), se indica con dos potencias: 50 / 62.5 MVA OA FA




176

En algunos casos, se pueden usar transformadores de distribución con enfriamiento tipo (FAO). Circulación forzada de aceite y enfriamiento por aire. Este tipo de enfriamiento aumenta hasta un 33.3% de la capacidad base del transformador. Conexiones de los bancos de transformadores Es frecuente que las subestaciones de distribución se formen con transformadores monofásicos en conexión trifásica, formando bancos de conexión, dependiendo de las necesidades de la red y las características de la carga por alimentar. Existen distintas versiones, pero básicamente están dentro de los dos tipos típicos de conexiones trifásicas: Conexión Delta y Conexión Estrella Una de las primeras cosas que se deben hacer para realizar una conexión trifásica de transformadores con transformadores monofásicos, es identificar la polaridad de los transformadores para evitar confusiones durante la conexión. (Figura VI.13)

Figura VI.13




177

Conexiones del primario de transformadores en delta Cada bobina del transformador conectada en delta en el primario o el secundario está en una conexión de Fase a Fase y las bobinas están conectadas en serie una con otra, y para esto, cada Terminal positiva de una bobina se conecta a la terminal negativa de la otra bobina. Para asegurar una rotación de fase apropiada, las bobinas se deben conectar en secuencia. En la figura VI.14 se muestra la forma de realizar esta conexión.

Figura VI.14




178

Conexión en delta abierta En algunas ocasiones, un servicio trifásico se puede proporcionar con dos transformadores monofásicos, esto se hace en una forma económica para alimentar servicios trifásicos pequeños y, debido a que la conexión no tiene un lado de la delta, se le conoce como DELTA ABIERTA (Figura VI.15)

Figura VI.15



179

APÉNDICE

CÁLCULO DE CONDUCTOR Y APARTARRAYOS DE LA RED

SUBTERRÁNEA DE VILLA DE MITLA, OXACA

TRANSICIÓN AÉREO-SUBTERRÁNEA



180

RED SUBTERRÁNEA VILLA DE MITLA Para mejorar la red de distribución y solucionar la problemática del suministro de energía en la población de San Pablo Villa de Mitla localizada en la región de Valles Centrales del estado de Oaxaca se tiene considerada la ingeniería complementaria, construcción y los suministros de los materiales para el proyecto de la Red de Distribución Subterránea en dicha población. El proyecto contempla la obra civil y obra electromecánica necesaria para el suministro de 29 servicios trifásicos, 23 bifásicos, 1912 monofásicos y un servicio en media tensión, con un arreglo radial en 13.2 KV. Considerando banco de ductos a cielo abierto con demolición y reposición de pisos, registros prefabricados tipo III, para media tensión en arroyo y/o banqueta, registros prefabricados tipo 1 y 2 para baja tensión en arroyo y/o banqueta. La construcción de la red de media tensión será con conductor de aluminio XLP-RA clase 15 KV, con aislamiento al 100%, calibre 3/0 AWG, para las fases, y conductor de cobre desnudo calibre 1/0 AWG para en neutro y la instalación de 6 transformadores trifásicos y 9 transformadores monofásicos con un total de 1350 KVA`s La red subterránea Villa de Mitla se localizara en el Municipio de San Pablo Villa de Mitla, Oaxaca, México contara con un arreglo radial en 13.2 KV según el siguiente diagrama unifilar. (Figura A1 )

Figura A1



181

Parámetros eléctricos de la obra Tensiones del Sistema y Nivel de Aislamiento Vn (Sistema) = 13.2 kV Vmax (Sistema) = 14.4 kV BIL = 95 KV Nota: La distancia de la descarga atmosférica es de 3200m por lo que.

0 01

1 1 1

RR3.25 0.7 0.83X

XX X

= = =

Y suponiendo R1=X1=1 Niveles de Corto Circuito V = 13.8 kV Icc1θ = 3.34 kA Icc3θ = 3.64 kA Selección del Apartarrayos

a) Determinar la tensión máxima de operación continua MCOV, que es rms de fase a tierra a frecuencia del sistema

b) Determinar la sobretensión temporal del sistema TOV considerando la fuente principal de una falla de fase a tierra. El apartarrayo debe cubrir dicha sobretensión.

c) Determinar las relaciones de protección y verificar si las condiciones dadas se cumplen.

Vmax = 14.4 kV Carga total = 1500 kVA Frecuencia = 60 Hz

max 14.4 8.3133 3

kV KVMCOV KV= = =

Por medio de la figura A2, obtenemos el valor de la constante K, para obtener la sobretensión temporal del sistema TOV.



182

Si 0 01

1 1 1

RR3.25 0.7 0.83X

XX X

= = = entonces tenemos que:

Figura A2

Por lo que decimos que K = 1.35 Por lo tanto tenemos

14.41.35 11.224 123 3mV KVTOV K KV⎛ ⎞ ⎛ ⎞= = = ≈⎜ ⎟ ⎜ ⎟

⎝ ⎠ ⎝ ⎠

Entonces el apartarrayos debe cubrir una sobretensión de 12 KV Por medio de la siguiente expresión obtenemos los valores del nivel básico de aislamiento por maniobra (BSL), nivel básico de aislamiento frente de onda u onda cortada (CWW) usando el valor del nivel básico de aislamiento al impulso por rayo (BIL) dado en los parámetros eléctricos de la obra.

( )( ) ( )( )( )( ) ( )( )

950.83 95 0.83 78.85

1.15 95 1.15 109.25

BIL kVBSL BIL kV kV

CWW BIL kV kV

=

= = =

= = =



183

Tabla A1 Con ayuda de la tabla A1 obtenemos los valores del Nivel de protección al impulso por rayo (LPL), Nivel de protección al impulso por maniobra (SLP) y Nivel de protección frente de onda (FOW) sabiendo que estos valores están en PU se deben cambiar a KV de la forma siguiente:

( )( )( )2 PKV Nivel de roteccion MCOV=



184

De la tabla obtenemos los valores en PU de LPL = 2.23 PU SPL = 1.85 PU FOW = 2.48 PU Por lo tanto los niveles de protección en KV serán:

( )( )( )

( )( )( )

( )( )( )

2 2.23 8 25.229

2 1.85 8 20.930

2 2.48 8 28.057

LPL kV kV

SPL kV kV

FOW kV kV

= =

= =

= =

El grado de coordinación se mide por la relación de protección (RP), la cual se define como la relación entre el nivel de aislamiento del equipo y el nivel de protección del apartarrayos, es decir

1

2

3

BILRPLPLBSLRPSPLCWWRPFOW

=

=

=

951 3.76525.22978.852 3.76720.930109.253 3.89328.057

kVRP kVkVkVRP kVkVkVRP kVkV

= =

= =

= =

De acuerdo con las normas ANSI/IEEE C62.2-1987, “IEEE Guide for the application of gapped silicon-carbide” y la IEEE std C62.22-1991, “IEEE Guide for the application of Metal-Oxide” se acepta el apartarrayos si cumple las siguientes condiciones.

1 1.152 1.23 1.15

RPRPRP

≥≥≥

Con una condición que no se cumpla se rechaza el apartarrayos.



185

El margen de protección (MP) se calcula de acuerdo a la siguiente formula:

( )% 1 100MP RP= − De lo anterior tenemos que la relación de protección es:

951 3.62326.21978.8501 3.62521.751109.2501 3.74629.159

KVRPKVKVRPKVKVRPKV

= =

= =

= =

Para el margen de protección tenemos:

( )( )( )

% 3.623 1 100 262.3%

% 3.625 1 100 262.5%

% 3.746 1 100 274.6%

MP

MP

MP

= − =

= − =

= − =

Como los márgenes de protección que arrojan los cálculos son mayores a los estipulados por norma se acepta el apartarrayos. Determinación de la sección del conductor, pérdidas y la eficiencia del alimentador. V = 13.2 KV Carga total = 1500 KVA Longitud = 5.4 KM Fp = 0.95 Conductividad (aluminio) K = 28-29 siemens-m/mm2 Para calcular la sección del conductor se parte de la siguiente expresión:

3IS

K Vθ = ∆l



186

Por lo tanto:

1500 65.6083 3 13.2KVA KVAI

KV KV= = =

×

229 siemens m

mmK −= El arreglo o disposición de los conductores será como la mostrada en la figura A3

1.- Relleno material compactado (90% minimo)2.- Relleno material compactado (95% minimo)3.- Ducto de polietileno de alta densidad 50.6, 78 o 101mm de 4.- Ducto de polietileno de alta densidad 38.1 o

θ50.8mm de

5. Piso compactado (90% minimo)6.- Cinta señalizadora de advertencia 300mm

θ−

Figura A3



187

Con esto calculamos el diámetro medio geométrico (DMG)

33 50 50 50 50AB BC CADMG D D D= × × = × × = Como el conductor debe ser de Aluminio 3/0 ACSR por tablas sabemos que Rcd=0.336 Ω/Km y su radio R= 6.37 Entonces la reactancia será:

500.1736log 0.1736log 0.15536.37

DMGXLR

= = =

La resistencia obtenida en tablas es a 20oC y se debe de corregir a 75oC y se afecta por los factores de temperatura y efecto superficial. FCT =1.198 FCS =1.01

( )( )( )75 25 0.336 1.198 1.01 0.4065 KmCA CD T SR R FC FC Ω= × × = = Para obtener ohms se debe de afectar por la longitud de la línea

( )( )( )( )0.4065 5.4 2.1951

0.1553 5.4 0.8386KmT

KmT

R Km

XL Km

Ω

Ω

= = Ω

= = Ω

Para calcular la caída de tensión tenemos:

( )( )( ) ( )( )( )cos

2.1951 65.608 0.095 0.8386 65.608 18.195 153.995V RI XLIsenV sen

θ θ∆ = +

∆ = + =

Con todo lo anterior podemos calcular la sección del conductor

3IS

K Vθ = ∆l de aqui ( )( )

( )( )2

3

5.4 65.60879.3316

29 153.995S mmθ = =



188

La tensión al principio de la línea se calcula con la siguiente fórmula.

( ) ( )2 2cos

13.8 7967 7.9673 3

PV Vr RI Vrsen XI

dondeVf KVVr V KV

θ θ= + + +

= = = ≈

Si cosθ = 0.95; entonces θ = cos-1 0.95 θ = 18.195 por lo que:

( ) ( )2 27967 cos18.195 2.1951 65.608 7967 cos18.195 0.8386 65.608

7775P

P

V

V V

= + × + + ×

=

El por ciento de regulación se obtiene:

7775 7967% Re 100 100 2.409%7967

P r

r

V V VgV− −

= × = × =

Las pérdidas las obtenemos con la siguiente expresión: Pérdidas = 3RI2

( )( )23 2.1951 65.608 28345.828Perdidas W= = La eficiencia de la transferencia de potencia en el alimentador sera:

1500000 28345.828% 100 100 98.11%1500000

Pentrada PerdidasPentrada

η − −= × = × =



189

La protección para los transformadores tipo pedestal o pozo debe estar dada por fusibles internos removibles desde el exterior. Para transformadores tipo interior la protección estará dada por fusibles limitadores de corriente. Gabinete M 23 I o E Modular, de 23 000 V, interior o exterior, de hasta cinco secciones, como máximo, 3 de ellas con fusibles. Interruptor CS 23 000 V 2, 3 ó 4 vías, 600 A, con o sin indicadores de falla. Interruptor CSV 23 000 V 3 vías, 600 A, con protección al servicio. El seccionamiento y protección en los puntos de transición debe realizarse a través de: • Interruptores • Apartarrayos clase intermedia • Cortacircuitos fusible o seccionalizador según se requiera. A continuación se presenta el análisis de costos de la transición. Tabla A2

Material precio Conector a compresión $22,821.58 Alambre de CU cal. 4 $1,000.90 Apartarrayos Riber Pole 12kV $25,984.89 Cortacircuito fusible $31,215.70 Abrazadera UC $116,155.23 Cruceta PT-200 $138,874.00 Terminal termocontractil $22,821.58 Cable de potencia XLP AL 3/0 15kV $ Cable cal 10 THW verde $1,021.92 Sello termocontractil tres salidas $22,821.58 Fleje de acero ¾´´ $105,185.83 Grapa para fleje ¾´´ $105,185.83 Elemento fusible de expulsión tipo bayoneta $25,984.89 Conectador tipo codo $22,821.58 Transformador $39,039.08 Conector tipo inserto $22.984.89 Conector soldable $22.984.89 Total $726,905.37


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José Luis Gaona

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CONCLUSIONES Consumo de electricidad y vida moderna son prácticamente sinónimos en el mundo industrializado. Nuestras comunicaciones, el transporte, el abastecimiento de alimentos, y la mayor parte de los agrados y servicios de los hogares, oficinas y fábricas de nuestros días dependen de un suministro fiable de energía eléctrica. De lo anterior surge la inquietud para el desarrollo del tema presentado en este trabajo acerca de la planeación de redes de distribución. El proceso para la construcción de nuevas redes de distribución, o en su caso la modificación o cambio de las ya existentes obedece a la creciente demanda y al rápido crecimiento de la mancha urbana, así como las zonas industrializadas, deben cumplir con las normas aplicables a estas tanto técnicas, económicas y ambientales. Se debe realizar un estudio para determinar el tipo de servicio que se brindara, con ello ver la factibilidad para implementar una nueva red o modificar la ya existente. Por otra parte para determinar el tipo de arreglo es de suma importancia conocer entre otros aspectos el tipo de carga la cual requiere ser alimentada, ya sea comercial, industrial o residencial, lo anterior ya que se tienen diferentes criterios para la selección del arreglo dependiendo de la carga. Aunado a lo anterior se debe de cuidar el cumplimiento de las normas, especificaciones y recomendaciones, que aplican para la construcción de la red, dentro del marco legal que comprende a estas, tales como, compra de terrenos, pago de derecho de vía en donde sea requerido, así como el aspecto técnico y económico.



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Dentro del aspecto económico se debe cuidar sin olvidar que se requieren equipos y materiales de calidad es decir que garanticen continuidad en el servicio, reduciendo el número de interrupciones del suministro. Para la correcta selección del equipo y materiales a emplear, se debe conocer entre otros factores el tipo de carga, parámetros eléctricos, niveles de contaminación etc. Ya que no se emplearan equipos o accesorios para una región costera en una región rural puesto que se emplean criterios diferentes para las áreas geográficas en donde se localizará la red. En general este trabajo da algunos consejos, lineamientos así como algunas recomendaciones necesarias para la planeación de redes de distribución tomando en cuenta todos los factores que indirecta o directamente repercuten en la construcción de la misma. De acuerdo a lo anterior en el ejemplo presentado al final del capítulo 5 muestra la solución a la problemática presente en la región de Villa de Mitla, Oaxaca. En este se presentan algunos de los cálculos eléctricos empleados para la construcción de redes de distribución como el caso del apartarrayos que los cálculos para la selección del mismo indican que el apartarrayos seleccionado o propuesto esta dentro de los márgenes de protección y dentro de los valores normalizados. También se muestra que la sección del conductor de acuerdo a la tensión que va a operar la red es la correcta, a su vez se muestra que la eficiencia de potencia del alimentador es aceptable. De lo anterior se concluye que esta solución a la problemática presente en esta región es aceptable tal y como lo demuestran los resultados de los cálculos y las experiencias obtenidas de situaciones similares documentadas en distintas



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localidades, brindando un mejor suministro de energía eléctrica y reduciendo el numero de interrupciones del servicio.



193

ÍNDICE DE FIGURAS FIGURA PÁGINA Fig. I.1 Sistema eléctrico de potencia 3Fig. I.2 Constitución de un SEP 3Fig. I.3 electromagnetismo 5Fig. I.4 central hidroeléctrica 8Fig. I.5 turbinas 9Fig. I.6 Central de vapor 10Fig. I.7 central turbogás 10Fig. I.8 central combustión interna 11Fig. I.9 central ciclo combinado 11Fig. I.10 Central de vapor II 12Fig. I.11 Central carbo eléctrica 12Fig. I.12 central dual 13Fig. I.13 central geotermoeléctrica 13Fig. I.14 central nucleoeléctrica 14Fig. I.15 central eólica 14Fig. I.16 central fotovoltaica 17Fig. I.17 celdas fotovoltaicas 18Fig. I.18 Líneas de transmisión 20Fig. I.19 subestaciones 22Fig. I.20 alimentador primario 24Fig. I.21 alimentador radial 25Fig. I.22 Alimentador en anillo 26Fig. I.23 red secundaria 27Fig. II.1 Estructura radial aérea 43Fig. II.2 Estructura radial subterránea 43Fig. II.3 Red subterránea en anillo 44Fig. II.4 Red subterránea en anillo abto. 45Fig. II.5 Red subterránea en anillo MT 45Fig. II.6 Doble derivación aéreo 46Fig. II.7 a y b Doble derivación subterráneo 47Fig. II.8 Subtrans y distrib. radial 48Fig. II.9 Subtrans y distrib. en malla 49Fig. II.10 Combinación radial y malla 50Fig. II.11 Red para alta densidad de carga 51Fig. III.1 Separación en postes 55Fig. III.2 Derecho de vía 57



194

Fig. III.3 Corte de troncos y ramas 58Fig. III.4 Cepa 60Fig. III.5 Cepa 60Fig. III.6 Relleno de cepa 61Fig. III.7 Regulación de tensión 63Fig. III.8 Acometida aérea 63Fig. III.9 Conexión eléctrica de acometida 64Fig. III.10 Contaminación en aisladores 65Fig. III.11 Contaminación en aisladores 65Fig. III.12 Contaminación en aisladores 66Fig. III.13 Contaminación en aisladores 66Fig. III.14 Contaminación en aisladores 66Fig. III.15 Contaminación en aisladores 67Fig. III.16 Contaminación en aisladores 67Fig. III.17 Contaminación en aisladores 67Fig. III.18 Manejo de conductores (estrobo) 70Fig. III.19 Manejo de carretes 71Fig. III.20 Manejo de carretes 71Fig. III.21 Manejo de carretes 71Fig. III.22 Manejo de carretes 72Fig. III.23 Manejo de carretes 72Fig. III.24 Manejo de carretes 73Fig. III.25 Secuencia para operar cuchillas 74Fig. III.26 Codificación de equipo 75Fig. III.27 Conexión del equipo 76Fig. III.28 Conexión del equipo 77Fig. III.29 Identificación del equipo 77Fig. III.30 Identificación del equipo 78Fig. III.31 Bajante para tierra 81Fig. III.32 Bajante para tierra 82Fig. III.33 Bajante para tierra 82Fig. III.34 Retenidas 85Fig. III.35 Regulación de tensión 85Fig. III.36 Estructura de paso 86Fig. III.37 Transformador sin red 86Fig. III.38 Fijación de conductores BT 87Fig. III.39 Fijación de conductores BT 87Fig. III.40 a y b Fijación de conductores BT 88Fig. III.41 Flechas 89Fig. IV.1 Cuadro de referencia en planos 101



195

Fig. IV.2 Cuadro de aprobación en planos 102Fig. IV.3 Espaciadores 122Fig. IV.4 Forma y dimensiones 123Fig. IV.5 Dimensión de carrete 130Fig. V.1 Alimentación a una carga 133Fig. V.2 Circuito serie elemental 134Fig. V.3 Disposición de conductores 135Fig. V.4 Relación R vs XC 137Fig. V.5 Alimentador con cargas intermed. 140Fig. V.6 Alimentador con cargas intermed 141Fig. V.7 Alimentador con cargas intermed 143Fig. V.8 Alimentador con cargas intermed 144Fig. V.9 Alimentador con cargas intermed 144Fig. V.10 Circuito equivalente RL 145Fig. V.11 Circuito equivalente RL 146Fig. V.12 Circuito equivalente RL 146Fig. V.13 Alimentador 147Fig. V.14 Caída de tensión 148Fig. V.15 Caída de tensión 148Fig. V.16 Caída de tensión 149Fig. V.17 Transformador en poste 150Fig. V.18 Regulación de tensión 151Fig. V.19 Transformador regulador 152Fig. V.20 Transformador regulador 153Fig. V.21 Efecto joule 155Fig. VI.1 Localización de subestaciones 160Fig. VI.2 Localización de subestaciones 161Fig. VI.3 Capacidad de la subestación 162Fig. VI.4 alimentadores principales 162Fig. VI.5 Calibre de conductor 164Fig. VI.6 Subestación primaria 166Fig. VI.7 Densidad de carga 168Fig. VI.8 Densidad de carga 168Fig. VI.9 Densidad de carga 170Fig. VI.10 Densidad de carga 171Fig. VI.11 Barra sencilla 174Fig. VI.12 Barra principal y transferencia 174Fig. VI.13 Prueba de polaridad de transf.. 176Fig. VI.14 Conexión delta del transf.. 177Fig. VI.15 Conexión delta abierta 178



196

Fig. A.1 Red subterránea villa de Mitla 180Fig. A.2 Gráfica para obtener la constante K 182Fig. A.3 Arreglo de conductores 186Fig. VI.19 Arreglo de conductores



197

INDICE DE TABLAS TABLA PÁGINA Tab. I.1 Niveles de tensión en alimentadores 27Tab. I.2 Niveles de tensión en alimentadores sec. 29Tab. II.1 Distancias según kVA 37Tab. II.2 Resistencia de conexión a tierra 41Tab. III.1 Separación en postes 56Tab. III.2 Espaciamiento entre conductores 56Tab. III.3 Ancho del derecho de vía 57Tab. III.4 Empotramientos 59Tab. III.5 Conductores ligeros 62Tab. III.6 Libramiento mínimo de acometida 64Tab. III.7 Estrobo de acero 70Tab. III.8 Selección de apartarrayos 75Tab. III.9 Tipo de poste 79Tab. III.10 Transformadores 1θ 79Tab. III.11 Materiales para bajante a tierra 80Tab. III.12 Materiales para bajante a tierra 81Tab. III.13 Selección de conductor neutro 83Tab. III.14 Tensión para BT 84Tab. III.15 Claro máximo 89Tab. IV.1 Dimensiones de planos 100Tab. IV.2 Factores de demanda 108Tab. IV.3 Factores de coincidencia 109Tab. IV.4 Longitud de circuitos en BT 117Tab. IV.5 Clasificación de conductor cubierto 119Tab. IV.6 Características de conductores 121Tab. IV.7 Pruebas tipo diseño (conductores) 124Tab. IV.8 Pruebas de aceptación (conductores) 125Tab. IV.9 Pruebas tipo diseño (espaciadores) 125Tab. IV.10 Pruebas tipo diseño (aisladores) 126Tab. IV.11 Pruebas de aceptación (aisladores) 127Tab. IV.12 Características del carrete 128Tab. V.1 Caída de tensión A/ KM 139Tab. V.2 Corrientes en las cargas 141Tab. VI.1 Densidad de carga 167Tab. VI.2 Niveles de tensión BT 169Tab. VI.3 Niveles de tensión MT 169Tab. VI.4 Capacidad de transformadores 172



198

Tab. VI.5 Características de transformadores 175Tab. A.1 Nivel de protección 183Tab. A.2 Costo de la transición aéreo-subterránea 189



199

BIBLIOGRAFIA

Manual de características de la red eléctrica de Luz y Fuerza del Centro de la subdirección de planeación estratégica, 2003. Guía para proyectar redes de distribución de Luz y Fuerza del centro, 2003. Normas de distribución, construcción, instalaciones aéreas en media y baja tensión del departamento de asesoria de construcción de Comisión Federal de Electricidad (DAC), 2006. Sistema de información de normalización en distribución (SINODIS) de CFE (Intranet) Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-1999 Especificaciones de Luz y Fuerza del Centro 1998-2004.

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