INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL · 2017. 12. 13. · GILBERTO ENRIQUEZ HARPER ING. JESUS MARIO CRUZ...

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.



47

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 pu

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