UNIVERSIDAD DON BOSCO FACULTAD DE INGENIERIA TRABAJO DE GRADUACION PARA OPTAR AL TITULO DE INGENIERO ELECTRICISTA DISEÑO DE CIRCUITO LOOP 46 KV PARA INTERCONEXIÓN ENTRE SUBESTACION ETESAL OPICO Y SUBESTACION ETESAL CEL ATEOS PRESENTADO POR: HUGO REINALDO MENJÍVAR CRUZ JUAN JOSE HERNANDEZ SALAZAR DENNIS WARNER GONZALEZ LAZO ASESOR: ING. MANUEL VICENTE BARDALES SEPTIEMBRE 2008 EL SALVADOR, CENTRO AMERICA UNIVERSIDAD DON BOSCO FACULTAD DE INGENIERIA RECTOR ING. FEDERICO MIGUEL HUGUET SECRETARIO GENERAL ING. XIOMARA MARTINEZ DECANO FACULTAD DE INGENIERIA ING. ERNESTO GODOFREDO GIRON SEPTIEMBRE 2008 EL SALVADOR, CENTRO AMERICA UNIVERSIDAD DON BOSCO FACULTAD DE INGENIERIA TRABAJO DE GRADUACION PARA OPTAR AL TITULO DE INGENIERO ELECTRICISTA DISEÑO DE CIRCUITO LOOP 46 KV PARA INTERCONEXION ENTRE SUBESTACION ETESAL OPICO Y SUBESTACION ETESAL CEL ATEOS DE LA FACULTAD DE INGENIERIA DE LA UNIVERSIDAD DON BOSCO ING. MOISES GUERRA ING. CARLOS LOPEZ ING. MANUEL BARDALES ADMINISTRADOR LECTOR ASESOR SEPTIEMBRE 2008 EL SALVADOR, CENTRO AMERICA AGRADECIMIENTOS Agradezco a Dios todo poderoso por permitirme culminar mis estudios universitarios y por darme fuerza y sabiduría en los momentos difíciles en esta etapa de mi vida. A mi asesor: Ing. Manuel Vicente Bardales por haber aceptado guiarme durante todo el proceso y brindarme su confianza, apoyo y tiempo pues siempre estuvo pendiente no solo como un asesor si no también como un amigo en el cual siempre pude y puedo confiar. A la Lic. Leda de Bardales que siempre estuvo pendiente de nuestro proceso y dándonos gran parte de su tiempo para el desarrollo de nuestro trabajo y un gran apoyo moral para seguir adelante y sin mirar hacia atrás. Al Sr. Luis Gustavo Vargas que siempre fue una mano amiga para cualquier consulta técnica y desarrollo de todo el trabajo que se realizo desde principio hasta último momento. A mis compañeros de trabajo de tesis Hugo Reinaldo Menjivar y Juan José Hernández Salazar que además son mis amigos y con los cuales disfrutamos momentos de alegría tristeza y preocupación, pero lo más importante es que vivimos momentos de sabiduría aprendizaje en la rama de potencia que es nuestra especialidad en la carrera de ingeniería eléctrica. A todos mis amigos tanto dentro de la universidad como fuera de la universidad y en especial a Paola Victoria Aguilar Rodríguez y a Pamela Vargas Dubon que siempre creyeron en mí y me dieron palabras de aliento para seguir adelante. Y sobretodo y sin dejar de menos a todos las personas mencionadas anteriormente, a mi familia mi padre Francisco Sánchez González mi madre Digna Lazo de González y mi hermana Digna Kryssia Gonzales que siempre estuvieron conmigo en las buenas y malas que siempre me dieron ese impulso en mis momentos de debilidad, que siempre creyeron en mí y me dieron el apoyo necesario para culminar todo este proceso sin dejarme solo en ningún momento. Dennis Warner González lazo AGRADECIMIENTOS Agradezco a Dios todo poderoso por permitirme culminar mis estudios universitarios y por darme fuerza y sabiduría en los momentos difíciles en esta etapa de mi vida. A mi asesor Ing. Manuel Vicente Bardales, por brindarnos su tiempo, conocimientos y amistad, ya que con su apoyo y experiencia las dificultades siempre fueron mas fáciles de sobrellevar. A Licda. Leda de Bardales por que siempre nos brindó su apoyo en cada etapa del proceso y nos guio con paciencia. Al Sr. Luís Gustavo Vargas que siempre despejo cualquier duda técnica que se generaba de inicio a fin del proceso, gracias por ese carisma y esa capacidad de ayuda para con los amigos. A mis amigos y compañeros de trabajo de tesis Dennis Warner González Lazo y Juan José Hernández Salazar con los cuales compartimos momentos especiales durante el trabajo de tesis y de la vida universitaria, en la cual tratamos siempre de sacarle lo mejor a la vida y a los conocimientos adquiridos en nuestra rama de la ingeniería. A todos mis amigos y compañeros de trabajo que siempre me motivaron a continuar y luchar por cumplir con mis metas profesionales y personales. A mi futura esposa Yolanda Ivette Barrera, por motivarme día a día a superarme y darme ese amor incondicional y desinteresado. Y sobretodo; a mis padres Reinaldo Menjívar y Ana Daisy Cruz de Menjívar, mis hermanos Jenny y Raúl Menjívar Cruz, mis abuelos, y demás familia, por estar conmigo en los momentos buenos y malos, por creer en mí, y por brindarme el cariño y apoyo necesarios que me ayudaron a terminar este proceso sin dejarme solo en ningún momento. Hugo Reinaldo Menjívar Cruz i INTRODUCCION Alrededor del mundo es conocido por todos, que para el desarrollo de un país es de gran importancia la energía eléctrica y en El Salvador no es la excepción tomando en cuenta que día a día se incrementa la demanda de energía eléctrica por parte de las zonas industriales y residenciales las cuales constan de empresas muy reconocidas y urbanizaciones grandes respectivamente. Es por esta razón la importancia de construir nuevas líneas de sub transmisión a 46 KV para satisfacer las demandas energéticas, dar un mejor mantenimiento a líneas existentes y reducir los tiempos de respuesta en los cortes de energía.* La empresa distribuidora DELSUR solicita, el diseño de interconexión entre la subestación eléctrica ETESAL OPICO y subestación ETESAL ATEOS; el presente trabajo es con el objeto de diseñar un circuito de respaldo para maniobras de mantenimiento y distribuir de manera más eficiente las cargas de los consumidores existentes; prestando un mejor servicio eléctrico en la zona occidental del país, el cual ha presentado problemas de recortes eléctricos por mantenimientos e incrementos de demanda en los últimos años. *La distribuidora de energía proporciona factibilidad pero datos de índices de calidad son reservados. ii ANTECEDENTES En los últimos años se han detectado problemas de interrupción de servicios en algunas empresas de la zona industrial de Ateos sobre Carretera a Sonsonate. Dichas interrupciones son causadas cuando se efectúan maniobras de suspensión por atención de servicio a nuevos clientes o mantenimiento de las líneas, afectando directamente a los grandes clientes que ya poseen el servicio en la zona; esto conlleva a la pérdida de producción por parte de las empresas en dicha zona y algunas veces a demandas de los grandes clientes impuestas a la empresa distribuidora por el mal servicio energético. Dentro de esta zona de Ateos existen subestaciones de distribución pero que no tienen ningún tipo de interconexión con ETESAL ATEOS para poder repotenciar y mejorar el servicio. Entre noviembre y diciembre del año 2007 la empresa distribuidora DELSUR vio la necesidad y la factibilidad de realizar un estudio para dar solución a la problemática; determinando que una interconexión entre Subestaciones ETESAL OPICO y ETESAL ATEOS es una solución viable para responder a las necesidades de la zona recuperando carga de diferentes alimentadores a 46kV. INDICE Pag INTRODUCCION I ANTECEDENTES II CAPITULO I 1.0 CONCEPTOS Y GENERALIDADES EN LINEAS ELECTRICA AEREAS 1 1.1 DESCRIPCION DEL SECTOR ELECTRICO NACIONAL 1 1.1.1 SISTEMA DE GENERACIÓN 3 1.1.2 SISTEMA DE TRANSMISIÓN 4 1.1.3 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN 5 1.2 EQUIPOS UTILIZADOS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION 6 1.2.1 PUNTOS DE APOYO (POSTES) 6 1.2.1.1 7 1.2.1.2 CLASIFICACION DE LOS APOYOS SEGUN SU FUNCION 8 1.2.1.3 POSTES DE HORMIGON CENTRIFUGADO 10 1.2.1.4 POSTES DE HOMIGON VIBRADO. 11 1.2.1.5 POSTES METALICOS 12 1.2.2 HERRAJES 13 1.2.3 CONDUCTORES 17 1.2.3.1 CONDUCTORES DE COBRE 19 1.2.3.2 CONDUCTORES DE ALUMINIO 19 1.2.3.3 SELECCIÓN DE CONDUCTORES 19 1.2.3.4 CONDUCTORE AEREOS AISLADOS 20 1.2.3.5 CONDICIONES DE SEGURIDAD PARA CONDUCTORES AEREOS 24 1.2.3.6 EMPALMES Y CONEXIONES 25 1.2.4 AISLADORES 26 1.2.4.1 MATERIALES EMPLEADOS EN LOS AISLADORES 28 1.2.4.2 TIPOS DE AISLADORES 29 1.2.5 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS 37 1.2.5.1 CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACLONES 37 1.2.5.2 38 1.2.5.3 TRANSFORMADOR 39 1.2.5.4 39 ESFUERZOS A LOS QUE ESTAN SOMETIDOS LOS APOYOS EN LAS LINEAS AEREAS EQUIPOS Y DISPOSITIVOS FUNDAMENTALES DE UNA SUBESTACION ELECTRICA DE SERVICIO CONEXIÓN DE UN BANCO DE TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS PARA FORMAR UN SISTEMA TRIFASICO 1.2.6 CAPACITORES 40 1.2.6.1 RAZONES ESPECÍFICAS PARA EL USO DE CAPACITORES 40 1.2.6.2 COMPENSACION DE UN TRANSFORMADOR INDIVIDUAL 41 1.2.7 DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN 42 1.2.7.1 FUSIBLES 42 1.2.7.2 TIPOS DE FUSIBLES 43 1.2.7.3 FUSIBLES DE ALTA TENSION 43 1.2.7.4 FUSIBLE DEL TIPO DE EXPULSION 44 1.2.7.5 FUSIBLES LIMITADORES DE CORRIENTE 45 1.2.7.6 CARACTERISTICAS TECNICAS Y CRITERIOS DE SELECCION DE FUSIBLES 45 1.2.7.7 CUCHILLAS MONOPOLARES 46 1.2.7.8 PARARRAYOS 47 1.2.7.9 CLASIFICACIÓN DE LOS PARARRAYOS 48 1.2.7.10 SITIOS EN QUE SE RECOMIENDA LA INSTALACION DE PARARRAYOS 50 1.2.7.11 MALLA DE PUESTA A TIERRA 51 1.2.7.12 INTERRUPTORES O DISYUNTORES 51 1.2.7.13 VIBRACIONES Y AMORTIGUADORES O ANTIVIBRADORES 52 CAPITULO II 2.0 55 2.1 DESCRIPCIÓN DE RUTAS OPCIONALES PARA INTERCONEXIÓN. 55 2.2 DESCRIPCION DE RUTA PARA INTERCONEXIÓN. 59 2.3 DISEÑO DE LÍNEA PARA CIRCUITO LOOP 60 2.3.1 CALCULO ELECTRICO 60 2.3.1.1 CALCULO DE LA CORRIENTE POR CONDUCTOR 60 2.3.1.2 62 2.3.1.3 PARARRAYOS 64 2.3.1.4 PARAMETROS DE LINEA Y CALCULO DE EFECTO CORONA 66 2.3.1.5 CALCULO DEL MOMENTO ELECTRICO 73 2.3.2 CALCULO MECANICO 74 2.3.2.1 SELECCION DE ESTRUCTURAS 74 2.3.2.2 CALCULO DE PARAMETROS MECANICOS 100 2.3.2.3 CALCULO DE LONGITUD DE CONDUCTOR 112 DISEÑO DE LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN A 46KV PARA INTERCONEXIÓN ENTRE SUBESTACIONES CEL OPICO A CEL ATEOS DISTANCIAS VERTICALES ADMISIBLES DE LOS CONDUCTORES A OBJETOS Y FAJA DE SEGURIDAD 2.3.2.4 ESTRUCTURAS AEREAS Y HENDRIX 119 2.3.2.5 CIMENTACIONES 119 2.3.2.6 ARBOLES DE CARGA DE LAS ESTRUCTURAS 120 2.4 MEMORIA TECNICA 125 2.5 ANALISIS TECNICO DE CAPACIDAD DE SUBESTACIONES 128 2.6 MANIOBRA PARA INTERCONEXIÓN DE CIRCUITO 129 2.6.1 INTERCONEXION DE SUBESTACION OPICO A SUBESTACION ATEOS 129 2.6.2 INTERCONEXION DE SUBESTACION ATEOS A SUBESTACION OPICO 130 2.7 DIAGRAMA UNIFILAR 131 2.8 PLANO DEL DISENO DE LINEA 131 2.9 IMPACTO AMBIENTAL 131 CAPITULO III 3.1.0 PRESUPUESTO CON MATERIALES 136 3.1.1 DESCRIPCION GENERAL DEL PRESUPUESTO 136 3.2.0 PRESUPUESTO CON COSTOS 148 3.3.0 CONCLUSIONES 149 3.4.0 RECOMENDACIONES 150 ANEXOS ANEXO B: DIAGRAMA UNIFILAR 46KV 179 ANEXO D : MAPA ISOCERAUNICO DE EL SALVADOR 187 ANEXO E: DETALLE DE PRECIOS DE ESTRUCTURAS 189 ANEXO F: TABLAS DE CONDUCTORES DE POTENCIA 200 GLOSARIO 203 BIBLIOGRAFIA 209 ANEXO A: ESTRUCTURAS DE LINEAS AEREAS Y HENDRYX DE DISTRIBUCION 46KV. 151 ANEXO C: PLANOS DE CIRCUITO LOOP 46KV PARA INTERCONEXION ENTRE SUBESTACIONES ETESAL OPICO Y ETESAL ATEOS 181 1 CAPITULO I 1.0 CONCEPTOS Y GENERALIDADES EN LINEAS ELECTRICA AEREAS. 1.1 DESCRIPCION DEL SECTOR ELECTRICO NACIONAL. En El Salvador existen diversas fuentes de energía según su disponibilidad en la naturaleza, su propiedad de no agotarse al aprovecharla y su grado de utilización en el mercado. Las fuentes energéticas son aquellos recursos o medios capaces de producir algún tipo de energía y luego consumirla. Estas fuentes pueden clasificarse en: primarias, secundarias renovables o no renovables. Con el fin de aprovechar estos recursos, se creo en el año de 1948 la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL). Y su objetivo principal es “Desarrollar, conservar, administrar y utilizar los recursos energéticos y fuentes de energía en El Salvador”. Como fuentes capaces de producir algún tipo de energía, tenemos algunas que se presentan como no renovables o agotables: el carbón, el petróleo, el gas natural, fuente geotérmica de energía (la fuerza interna de la tierra). Hay otras fuentes capaces de producir energía y que se presentan como renovables o inagotables: fuente hidráulica de energía (ríos y olas), fuente solar de energía (el sol), fuente eólica de energía (el viento), energía oceánica (las mareas), fuente orgánica de energía (la biomasa). Cualquiera de las fuentes mencionadas es capaz de producir entre otras cosas, la energía o electricidad. En nuestro país, las principales fuentes de energía que son explotadas son:  Hidráulica  Térmica  Geotérmica 2 Dentro de los entes reguladores y establecimiento de normas y estándares para el diseño de líneas eléctricas en El Salvador tenemos las siguientes instituciones: ENTIDAD REGULADORA DEL SECTOR ELECTRICO. SIGET: Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones. ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGIA ELECTRICA. La Unidad de Transacciones (UT) es la entidad responsable de la operación del Sistema de Transmisión, así como de asegurar la calidad del suministro y administrar el mercado mayorista de energía eléctrica. El sistema de transmisión actual está compuesto por 37 líneas de 115 kV, que tienen una longitud total de 1,022.97 kms; Dos líneas de 230 kV, que interconectan el sistema de Transmisión de El Salvador con el de Guatemala y Honduras, cuya longitud en el caso de la línea hacia Guatemala es de 14.6 Kms y en Honduras es de 92.9 kms. Y 24 subestaciones de potencia. La capacidad de transformación instalada actualmente es de 2,231.7 MVA. En conjunto con estas instituciones mencionadas anteriormente existen tres grandes sistemas los cuales describen la forma de generar transmitir y distribuir la energía eléctrica a nivel nacional los cuales son:  Sistema de generación  Sistema de transmisión  Sistema de distribución 3 1.1.1 SISTEMA DE GENERACIÓN. Este sistema es el que se encarga de generar la energía eléctrica aprovechando los recursos naturales y combustibles fósiles. En el salvador la dependencia de estos últimos es grande ya que el 48% de generadoras utilizan este tipo de recurso y el otro 52% lo complementan la generación hidráulica y geotérmica con un 28% y 24 % respectivamente. El sistema de generación en nuestro país se encuentra a cargo de las siguientes compañías: CASSA: Compañía Azucarera Salvadoreña, S.A. de C.V. (Cogenerador) CECSA: Compañía Eléctrica Cucumacayán, S.A. CEL: Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa. CESSA: Cemento de El Salvador, S.A. de C.V. (Cogenerador) De Matheu: Hidroeléctrica Sociedad De Matheu y Cía. de C.V. DUKE: DUKE Energy International, El Salvador. Egi Holdco: Egi Holdco El Salvador El Ángel: Ingenio El Ángel, S.A. de C.V. (Cogenerador) EB: Energía Boreales GECSA: Generadora Eléctrica Central, S.A. de C.V. INE: Inversiones Energéticas, S.A. de C.V. La Cabaña: Ingenio La Cabaña, S.A. de C.V. (Cogenerador) LaGeo: LaGeo, S.A. de C.V. Nejapa: Nejapa Power Company, LLC. Sensunapán: Sociedad Hidroeléctrica Sensunapán, S.A. de C.V. Textufil: Textufil, S.A. de C.V. (Cogenerador) Central Electrica Talnique 4 La tabla 1.1 muestra la capacidad instalada y disponible en el sistema de generación eléctrica nacional. Tabla 1.1 1.1.2 SISTEMA DE TRANSMISIÓN. La transmisión de energía en alta tensión es desarrollada por la Empresa Transmisora de El Salvador (ETESAL), quien tiene además la responsabilidad de 5 elaborar el planeamiento de la expansión, la construcción de nuevas ampliaciones y refuerzos de la red de transmisión, así como el mantenimiento de la misma. 1.1.3 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN. En el país la distribución de energía eléctrica esta en manos de empresas privadas las cuales han dividido en zonas el territorio nacional, tal como se muestra en la figura 1.1 La distribución de energía es manejada por las siguientes empresas distribuidoras: AES-CLESA: Compañía de Luz Eléctrica de Santa Ana y Cía. S en C. de C.V. CAESS: Compañía de Alumbrado Eléctrico de San Salvador, S.A. de C.V. DELSUR: Distribuidora de Electricidad del Sur, S.A. de C.V. DEUSEM: Distribuidora Eléctrica de Usulután, Sociedad de Economía Mixta. EDESAL: Empresa Distribuidora Eléctrica Salvadoreña, S.A. de C.V. EEO: Empresa Eléctrica de Oriente, S.A. de C.V. Figura 1.1 6 1.2.0 EQUIPOS UTILIZADOS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION. Línea aérea En general, se llama línea aérea al conjunto de conductores que transportan la energía eléctrica, montados a cierta altura sobre el terreno; estos conductores están soportados por cruceros, u otros tipos de soportes debidamente aislados de estos, y estos soportes, a su vez, están montados sobre postes, cuya misión primordial es mantener separados los conductores a una altura conveniente del terreno. Los postes se apoyan sobre el terreno, por medio de cimentaciones. Al conjunto del poste, con las cimentaciones y los soportes de los conductores se le denomina apoyo. Por lo tanto, y resumiendo, los elementos esenciales que constituyen una línea aérea son: Apoyos y conductores. Vano, luz y flecha Se llama vano de una conducción aérea, a la distancia entre apoyo y apoyo. Esta distancia, medida en metros, se denomina luz. Se llama flecha a la distancia entre la línea recta que pasa por los dos puntos de sujeción de un conductor en dos apoyos consecutivos y el punto más bajo de esto mismo conductor. 1.2.1 PUNTOS DE APOYO (POSTES). APOYOS PARA LINEAS AEREAS Un apoyo para línea aérea está constituido de la siguiente forma: a) Soportes de conductores b) Poste c) Cimentaciones 7 Aunque las prescripciones oficiales establecen que los postes pueden ser de cualquier material, siempre que cumplan las condiciones debidas de seguridad, en la práctica solamente se utilizan como materiales de construcción para postes, los siguientes: a) Madera b) Acero c) Hormigón En lo que a los soportes de conductores se refiere, cuando son pocos los aisladores que han de montarse en un poste, se sujetan a él directamente, por medio de elementos adecuados. Si el número de aisladores es grande, se montan en un elemento especial generalmente en forma de brazo horizontal y que se denomina cruceta; las crucetas, según los casos, pueden ser también de madera, de hormigón o metálicas sin que, necesariamente, el poste esté construido del mismo material que la cruceta; así, por ejemplo, hay postes de madera con crucetas de madera o crucetas metálicas, postes de hormigón con crucetas de hormigón o crucetas metálicas, etc. Las prescripciones oficiales establecen que para el diseño constructivo de los apoyos se habrá de tener en cuenta la accesibilidad de todas sus partes por el personal especializado, de forma que pueda efectuarse la inspección y conservación de todos los elementos estructurales que constituyen el apoyo. Debe evitarse también la existencia de cualquier tipo de cavidades, en las que pueda acumularse el agua de lluvia. 1.2.1.1 ESFUERZOS A QUE ESTAN SOMETIDOS LOS APOYOS PARA LINEAS AEREAS. Los apoyos para líneas aéreas están sometidos a diferentes clases de esfuerzos, que podemos resumir como sigue: 8 a) Esfuerzos verticales: son debidos al peso de los conductores que soportan los apoyos; unas veces, se trata solamente de los conductores desnudos, en otras ocasiones estos conductores puede ser aislados como el caso del cable Hendryx que posee mayor peso que los cables desnudos. b) Esfuerzos transversales: Que pueden deberse a dos causas principales: Acción del viento sobre los apoyos, Acción resultante de las tracciones de los conductores cuando estos no están instalados paralelamente, sino formando ángulo. c) Esfuerzos longitudinales: provocados, sobre todo, en los apoyos de principio o de final de línea por la tracción longitudinal de los conductores o, en otros casos, por rotura de los conductores que soporta el apoyo. 1.2.1.2 CLASIFICACION DE LOS APOYOS SEGUN SU FUNCION. Atendiendo a la función que desempeñan en la línea y, de acuerdo con las prescripciones oficiales, los apoyos para líneas aéreas pueden clasificarse como sigue: Apoyos de alineación. Sirven solamente para soportar los conductores y cables de tierra y deben emplearse solamente en alineaciones rectas. Se denominan también apoyos de sustentación y se proyectan para quedar sometidos solamente a la acción de los esfuerzos verticales y los esfuerzos transversales debido al viento. Apoyos de ángulo. Se emplean para soportar los conductores y cables de tierra en los vértices de los ángulos que forman dos alineaciones distintas. Deben proyectarse para soportar los esfuerzos verticales, los esfuerzos transversales debidos al viento y los esfuerzos transversales debidos a la tracción de los conductores. Apoyos de anclaje. Sirven para proporcionar puntos firmes en la línea, que limiten la propagación de ésta de esfuerzos longitudinales de carácter excepcional por 9 ejemplo, rotura de un conductor. Naturalmente, además de estos esfuerzos longitudinales excepcionales, deben proyectarse para soportar también los mismos esfuerzos que los apoyo de alineación. Se disponen en alineaciones rectas cada 2 ó 3 km, en sustitución de los apoyos de alineación y también se denominan apoyos de amarre. Apoyos de fin de línea. Estos apoyos deben resistir, en sentido longitudinal a la línea, los esfuerzos longitudinales de todos los conductores y los cables de tierra; se montan al principio o al final de una línea aérea, cuando el esfuerzo longitudinal de los conductores no está equilibrado por la acción de un apoyo contiguo como sucede, por ejemplo, al pasar de un cable subterráneo de salida de una estación transformadora a la línea aérea de transporte de energía eléctrica. Como es natural, estos apoyos han de soportar también los esfuerzos transversales debidos a la acción del viento y los esfuerzos verticales del peso propio de los conductores, eventualmente soportar el peso por la acción de hielo en climas bajos. Apoyos especiales. Son aquellos que tienen una función diferente a los apoyos definidos anteriormente. Entre éstos, son interesantes los siguientes: a) Los apoyos de cruce, utilizados para los vanos en que se crucen con la línea, vías de ferrocarril, líneas de telecomunicación, etcétera... b) Los apoyos de bifurcación y derivación que, como su propio nombre indica se emplean para bifurcar y derivar la línea en diversas direcciones. CONFIGURACION DE LOS APOYOS PARA LINEAS AEREAS Para la configuración de los apoyos, resultan decisivas las separaciones mínimas entre los conductores y entre éstos y el apoyo; también hay que tener en cuenta otros factores, como las condiciones del terreno las condiciones geográficas locales (existencia de espacios de vegetación, ferrocarriles y carreteras existentes, proximidad de aeropuertos, etc.) 10 1.2.1.3 POSTES DE HORMIGON CENTRIFUGADO. Estos postes son tronco - cónicos de sección anular. La armadura longitudinal está repartida uniformemente en el corte circular y la armadura transversal se reparte en dos o más espirales en sentido contrario, enrolladas sobre la armadura longitudinal. Se fabrican con hormigón y cemento Portland de alta dosificación y composición uniforme. La sección circular presenta la importante ventaja de que contiene igual resistencia mecánica en todos los sentidos, lo que resulta de gran utilidad que permite su transporte y montaje desde cualquier posición. Se han construido postes de este tipo para valores tensiones nominales hasta de 230 KV. Solos o combinando varios postes se obtienen apoyos de alineación, de amarre, de ángulo, etc. Se fabrican en alturas comprendidas entre 11 y 28 metros. En lo que se refiere al montaje y transporte de los postes de hormigón centrifugado es similar al caso de los postes de hormigón vibrado. Es decir, que, por sus cualidades de ligereza, resulta posible construir los postes en fábrica, para su posterior transporte a los lugares de montaje. MATERIALES UTILIZADOS EN LOS POSTES CENTRIFUGADOS. Cemento: en general, consiste en cualquier material que de forma líquida o plasma, llena los vacíos de una masa de partículas o une dos superficies adyacentes y, por endurecimiento posterior hasta la solidificación, las mantiene completamente adjuntas. Cemento Portland: es el producto obtenido por la pulverización final de la escoria que se produce calcinando a fuego incipiente, una mezcla íntima y adecuadamente dosificada, de materiales calizos y arcillosos, sin otras adiciones después de la calcinación, excepto agua y yeso. El fraguado (o dosificación) se realiza en unas diez horas. 11 Cemento Natural: es un producto finamente pulverizado que resulta de la calcinación de una piedra caliza arcillosa sólo a la temperatura suficiente para eliminar el gas anhídrido carbónico. Fragua más rápidamente que el cemento Portland, pero tiene menos resistencia mecánica. Hormigón: es una piedra artificial, obtenida por mezcla de cemento, un agregado y agua. El agregado consiste en un material duro e inerte, de grano grueso, como la grava, la piedra machacada, etc., y un material más fino, generalmente arena; debe estar exento de impurezas tales como barro, carbonilla, azufre, etc. La presencia del agua es necesaria para que se produzcan las reacciones químicas que hacen fraguar la mezcla; el proceso de endurecimiento de la mezcla se denomina hidratación. La mezcla, que al principio presenta una estructura elástica, se endurece durante el proceso de fraguado, hasta adquirir una consistencia pétrea, es decir, que adquiere la consistencia de una piedra. La principal característica del hormigón es su excelente resistencia a la compresión, que es tanto mayor cuanto menor sea el contenido de agua. 1.2.1.4 POSTES DE HOMIGON VIBRADO. Los postes de hormigón armado-vibrado se designarán por medio de tres grupos de siglas o números. Estos grupos de siglas o números, que dispuestos en el orden indicado a continuación y separados entre sí por un espacio o guión, tendrán el significado siguiente: • Las siglas HV o HVH, indicativas del hormigón armado-vibrado o armado-vibrado hueco respectivamente. • Cifras que expresan en DAN (6600Kp = 6475DAN), el valor del esfuerzo nominal (F). • La sigla R, indicativa de poste reforzado. • Cifras que expresen en metros la longitud total del poste (HT). 12 POSTES DE HORMIGÓN VIBRADO (HV) Los postes de hormigón vibrado, tienen una geometría exterior troncopiramidal con sección tipo en I según norma UNE 207016. No obstante, los dos primeros metros desde la base son de sección rectangular, llevando en el resto del poste, cada cincuenta centímetros, un refuerzo, lo que hace que en estos puntos las secciones sean también rectangulares. POSTES DE HORMIGÓN VIBRADO HUECO (HVH) Las características diferenciales de este tipo de poste frente a los tradicionales de hormigón vibrado tipo HV son:  elevada resistencia a la torsión.  esfuerzos nominales más altos.  estructura iso-resistente independientemente de la cara del poste. 1.2.1.5 POSTES METALICOS. Este tipo de poste presenta la misma función que los postes de concreto, la diferencia radica en las zonas en las cuales estos se instalan ya que los postes metálicos se utilizan en áreas de difícil acceso. Algunas de las ventajas de los postes metálicos respecto a los demás son:  Superior resistencia mecánica.  Puede descomponerse en piezas sencillas.  Fácil mantenimiento.  Estética configuración. 13 Los postes metálicos se pueden clasificar de la siguiente manera:  Postes de perfiles laminados  Postes tubulares  Postes de celosía perfiles laminados  Postes de celosía tubular  Postes de celosía mixtos Postes perfiles laminados: Este tipo de postes se emplea para el tendido de líneas de distribución en baja, media y alta tensión. En general están constituidos por un conjunto de perfiles laminados galvanizados al caliente con un factor de seguridad de 2 (según norma SIGET acuerdo 301-E-2003 ), por lo que presenta una estructura cónica de 12 lados decreciente (desde la cima a la base del poste). La cimentación de este tipo de poste se hace por medio de macizos de hormigón en masa o de hormigón armado, fabricados en el propio terreno, y de convenientes dimensiones para conservar la estabilidad de los diferentes esfuerzos a los cuales están sometidos. El izado de postes metálicos se hace por medio de tramos de esta manera se van colocando estas estructuras parcialmente ya sea por medio de mástil o grúa y se requiere menos espacio para maniobrar en comparación con los postes de concreto. 1.2.2 HERRAJES. Los herrajes son utilizados en la construcción de las diferentes estructuras y retenidas utilizados en líneas primarias aéreas. La selección de estos elementos no sólo dependerá de la aplicación y versatilidad de cada uno, sino también de la disponibilidad y costo en el mercado de éstos. 14  Almohadilla para crucero: sirve para ajustar el crucero en el poste. Las hay para postes de madera y concreto. Se fabrican de hierro galvanizado.  Amarradera para cables: sirven para sujetar los conductores. Se recomienda que la amarradera sea de igual material que el conductor. Se hacen de alambre calibre No 6, de longitud aproximada de 15 cm.; para líneas secundarias se recomienda que la amarradera sea de aluminio forrado No. 6  Anclas: se fabrican de hierro debidamente protegido contra la corrosión, mediante una capa de pintura anticorrosiva. Se utiliza al final de la barra para anclar, la cual soporta la tensión de la retenida. Se encuentran de varios tipos, siendo las más comunes la ancla de expansión (repollo) y el ancla hechiza (nacional).  Arandelas: se fabrican de hierro galvanizado, las hay planas, curvas y de presión, tanto en forma redonda como cuadrada.  Blindaje para cable: se usa para proteger el conductor del rozamiento contra los aisladores, hay dos tipos: de hilo preformado y de cinta flexible de aluminio.  Camisas tensoras: permite empalmar conductores sometidos a tensión. Se fabrican en aluminio y cobre para usarse en conductores de igual material. Sus dimensiones dependen del calibre de los conductores a empalmarse.  Camisas no tensoras; se usan para empalmar conductores que no están sometidas a tensión. Son de menor longitud que las anteriores.  Camisas de reparación: sirven para reforzar conductores deteriorados. Se fabrican en aluminio y cobre; deberá usarse del calibre adecuado al calibre del conductor a reparar. 15  Cepo: llamado también conector de perno partido con separador. Se fabrica con cobre estañado, etc. Se usa para interconectar conductores de cobre y/o aluminio.  Clevis de remate: se fabrica en hierro galvanizado; se usa en remate de líneas, instalado inmediatamente después del último aislador de suspensión de la cadena, la forma acanalada de su horquilla permite que pase un conductor o un remate preformado, a través de ella.  Clevis de extensión: se fabrica de hierro galvanizado; se usa cuando es necesario alejar la cadena de aisladores de suspensión de la estructura o de edificios.  Conector para línea viva: se utiliza para conectar derivaciones en distribución primaria y para conectar los terminales primarios de los transformadores a la red de distribución. Se fabrican de aluminio o bronce y tienen un recubrimiento especial en la superficie de contacto, para evitar la oxidación y mantener una baja resistencia de contacto.  Conector de compresión: sirven para interconectar cables; los hay de varios tamaños y formas dependiendo del calibre y de la naturaleza de los conductores a conectarse.  Conector tipo C, solamente se puede usar para conectar conductores de aluminio.  Conector tipo H, se usa para interconectar conductores de cobre- aluminio, cobre-cobre( el cobre-cobre presenta menor coeficiente de dilatación térmica por lo cual no es recomendable) y aluminio- aluminio.  Conector tipo Universal, conocido como conector tipo 3 o conector con separador, posee un separador ajustable que permite interconectar conductores de aluminio y cobre. 16  Conector para varilla o cepo de polarización: se fabrica en cobre, se usa para conectar el alambre de polarización a la varilla de polarización.  Espiga para crucero: son de hierro galvanizado, excepto la rosca que es de plomo, para fijar el aislador que es de plomo. Los diámetros comunes de la rosca para sujetar la espiga son de ½’’ y 5/8”, su longitud varía de 5” a 10”. La espiga para madera es más larga, debido al grosor del crucero de madera.  Espiga cabezote: se fabrica de hierro galvanizado excepto la rosca que es de plomo, se usa para soportar los aisladores en la punta del poste.  Estribo o conector argolla: se usa para conectar los terminales primarios de los transformadores a la red de distribución mediante un conector para línea viva.  Estribo para carrete (clevis para aislador): se fabrica de hierro galvanizado, su estructura permite soportar un solo aislador de carrete.  Grapa un perno: se utiliza para soportar el neutro en línea de distribución cuyo ángulo sea menor de 5°. Se fabrica en hierro galvanizado.  Grapa de suspensión para ángulo: se fabrica de hierro galvanizado; se utiliza en estructuras de crucero verticales primarios, con ángulos contemplados entre 30° y 60°  Grapa de tensión: se fabrica de aluminio y de hierro galvanizado. Tiene la misma utilidad que el remate preformado, teniendo la ventaja de tolerar mayores tensiones, como la que se da en vanos grandes y con conductores de grueso calibre.  Percha o bastidor: se fabrica de hierro galvanizado; y su estructura permite soportar los aisladores de carrete, en conjuntos de dos, tres y cuatro.  Perno doble: se fabrica de hierro galvanizado; incluye cuatro tuercas cuadradas y se utiliza en estructuras primarias diversas. 17  Perno máquina: se fabrica de hierro galvanizado; su cabeza tuerca cuadrado o hexagonal. Sirve para sujetar estructuras o equipo.  Perno carrocería: se fabrica de hierro galvanizado; la base es cabeza cuadrada la cual encaja en un agujero similar en tamaño y forma, por lo que no es necesario sostener el perno por el extremo al momento de apretar la tuerca, facilitando así su manipulación.  Perno de ojo: se fabrica de hierro galvanizado; posee una tuerca cuadrada.  Remate preformado: los hay para conductores de aluminio, ACSR, y cables de acero para retenidas. Se usa principalmente en estructuras de remate para sujetar la linea. Se fabrican de hilos de hierro galvanizado.  Soporte argolla para viento: se fabrica de hierro galvanizado; se utiliza para fijar la retenida al poste con ángulo adecuado.  Varilla de polarización: se fabrica en cobre, hierro galvanizado o Cooperwell, con un diámetro aproximado de 3/8” y 5/8” y longitud de 8’ a 10’. Se utilizan para lograr un camino de baja impedancia hacia tierra y con ello lograr una mayor estabilidad en el voltaje del sistema, así como también mayor estabilidad en la respuesta de los equipo de protección del sistema contra sobre voltajes. 1.2.3 CONDUCTORES. Un conductor es un cuerpo que permite el paso de la electricidad por lo que debe tener ciertas propiedades que lo hagan apto para ello, como por ejemplo: alta conductividad eléctrica, elevada resistencia a esfuerzos mecánicos, gran maleabilidad, etc.; es característico de los conductores que su conductividad disminuya al aumentar la temperatura, ya que su resistencia eléctrica aumenta con la temperatura y viceversa. 18 Los materiales que cumplen con estas características son casi en su totalidad los metales, de los cuales los más utilizados en transmisión y distribución de energía eléctrica son el aluminio y el cobre. Los conductores se construyen en dos formas, que son:  Alambre, el cual es conductor formado por un solo hilo homogéneo.  Cable, que es un conductor, constituido por un conjunto de hilos trenzados. Ambas formas de conductores dependiendo de su aplicación, se fabrican desnudos (cuya mayor aplicación es en Transmisión y Distribución donde el aislamiento necesario lo brindan los aisladores) y forrados; éstos últimos pueden tener aislamiento convencional (para usarse en circuitos secundarios) o aislamiento especial para alta tensión, los cuales se emplean en instalaciones subterráneas. Para instalaciones de distribución a 120 y 240 voltios el que posee forro WP es el más utilizado, resistente a la intemperie, la luz solar y la humedad, el cual brinda un aislamiento de hasta 300 voltios y soporta una temperatura máxima de 75 ̊ c. Los materiales más empleados en la fabricación de conductores son el cobre y el aluminio; aunque en la mayoría de instalaciones interiores se emplea más el cobre, en líneas aéreas se ha sustituido en gran parte por el aluminio. Eléctricamente el cobre es mejor conductor que el aluminio (por tener menor resistividad), sin embargo el aluminio presenta ciertas ventajas sobre el cobre que llegan a ser determinantes al momento de seleccionar un conductor de uno u otro material como son: 1. Costo apreciablemente menor. 2. Menor peso. 19 1.2.3.1 CONDUCTORES DE COBRE. Los conductores de cobre puro se fabrican en distintos grados de dureza (Duro, Semiduro y Suave) dependiendo del recocimiento que se le dé al material en el proceso de templado durante la fabricación del conductor; los conductores de temple duro tienen aplicación en líneas (por soportar una mayor tensión mecánica) y los de temple blando, debido a su mayor flexibilidad se utilizan mayormente en instalaciones interiores. Para lograr una mayor resistencia mecánica, se fabrican conductores de Copperweld que están constituidos por un alma de acero recubierta con una capa de cobre; la unión entre ambos metales se realiza mediante unión molecular. 1.2.3.2 CONDUCTORES DE ALUMINIO. Los conductores de Aluminio puro (AAC) no son de gran aplicación debido a su escasa dureza y, poca resistencia a la ruptura, lo cual obliga a tensarlos con menor fuerza, con el consiguiente aumento de la flecha y necesariamente de la altura de los postes empleados como apoyos. Para aumentar la dureza del material, se utiliza aleaciones de aluminio en la fabricación de conductores (generalmente con magnesio, silicio y hierro), los cuales, si están constituidos únicamente de aleación se llaman AAAC y si son de aluminio reforzado con aleación de aluminio se le llama ACAR. Una mayor dureza se logra reforzando el conductor de aluminio con hilos de acero, llamándose a este conductor ACSR, el cual se fabrica con alambres de aluminio estirado en frio trenzados en capas concéntricas alrededor de uno o más hilos de acero los cuales sirven de alma al cable. 1.2.3.3 SELECCIÓN DE CONDUCTORES. En líneas de Distribución se utiliza conductor de aluminio debido a su bajo costo en comparación con los conductores de cobre; así, el factor económico es 20 preponderante al momento de planear la construcción de una línea, debiendo tomarse en consideración no sólo el costo del conductor sino también su existencia en el mercado local, así como la de los accesorios intrínsecos a él indispensables para la construcción de la línea. (Como conectores, preformadas, camisas de empalme, etc.) Otra limitante del conductor a seleccionar es la tensión mecánica a la que se estará sometida la línea, debido a lo cual, los conductores de aluminio puro son utilizados en líneas de distribución secundaria con distancias interpostales cortas, los conductores con aleación de aluminio se utilizan para distancias interpostales más, largas aprovechando el incremento de resistencia mecánica que le proporciona la aleación; los conductores con refuerzo de acero tienen una rigidez mayor que la de los demás conductores de aluminio por lo que se pueden utilizar en tendidos con distancias entre postes más largas, lo que hace que el conductor tipo ACSR sea de los más empleados en distribución de energía. El criterio de selección basado en caídas de voltaje no es determinante para voltajes elevados (35 Kv, 23 Kv, 13. 2 Kv) sin embargo para voltajes menores y especialmente en tendidos de gran longitud debe evitarse que se produzca en la línea una caída de voltaje superior al 5% del voltaje nominal del sistema, tanto en líneas primarias como en secundarias. La selección del conductor debería realizarse tomando estas limitantes, así como el crecimiento futuro de la instalación. En Anexo F se muestran las tablas de los conductores más utilizados que permiten conocer las diferentes características físicas y eléctricas de los mismos. 1.2.3.4 CONDUCTORES AEREOS AISLADOS. Las Empresas Distribuidoras de energía eléctrica tiene la necesidad de mantener altos niveles de calidad del servicio, armonía con el medio ambiente y control de la vegetación en la servidumbre de las redes aéreas, los cuales son cada vez más 21 demandados por sus clientes, han tenido que mejorar y modernizar más sus sistemas de distribución de energía eléctrica. Una de las mejoras más notables ha sido la instalación en sus sistemas de distribución de cables aéreos protegidos o cubiertos, no solamente en zonas urbanas sino en zonas rurales, en las cuales se puedan tener acercamientos a lugares altamente arborizados. Con estos cambios se ha minimizado el impacto ambiental que se deriva de la poda o tala de árboles y se incrementa la confiabilidad del sistema. Con la utilización del cable cubierto no solo se logra una confiabilidad deseada sino que permite realizar mantenimientos adecuados y en las épocas que sean estrictamente requeridas. La alta confiabilidad del servicio en los sistemas de línea aérea de cable cubierto con espaciadores usados en áreas urbanas congestionadas y muy arborizadas, es una característica indiscutida y probada. Las empresas de servicios deberán empezar a utilizar sistemas de cables cubiertos para obtener un alto grado de confiabilidad demandado por los clientes finales, además de optimizar los procesos y las metodologías de mantenimiento minimizando el impacto ambiental derivado de la poda y tala masiva de árboles. Mediante experiencia de otras empresas de energía y charlas dictadas de parte del fabricante de conductor cubierto y accesorios HENDRIX, se está utilizando en cable Hendrix, el diseño de cable normalizado de dos capas que consiste de un conductor central de ACSR o AAAC, semiconductora del conductor, posteriormente una capa de aislamiento virgen, a la radiación UV y al rozamiento de ramas y hojas. El aislamiento del cable esta normalizado en polietileno reticulado a 90° C o polietileno termoplástico a 75° C. El conductor Hendrix ha permitido dar mejores garantías de confiabilidad del servicio a los clientes finales y una mejor relación de la empresa con sus clientes, permitiendo mayores beneficios económicos para el sector productivo por la mayor confiabilidad del servicio, los beneficios ambientales derivados de este tipo de instalación, especialmente en zonas altamente arborizadas, manteniendo el balance ecológico en ciudades altamente pobladas y en la preservación del medio ambiente mediante la convivencia de la vegetación y los animales con las redes de energía. 22 En los lugares donde hay abundante vegetación y que las ramas de los árboles están en contacto con los conductores de fase, pero el circuito sigue en servicio pues los cables están recubiertos con tres capas de polietileno. La corriente de fuga que fluye a tierra a través de las ramas es tan pequeña que los relés de protección no operarán y por lo tanto no se provocará la apertura del circuito. Así, el circuito permanecerá en servicio hasta tanto el árbol sea retirado por la cuadrilla a cargo, lo cual puede ocurrir días o semanas después. Una línea desnuda hubiera experimentado una costosa salida de servicio que hubiese requerido atención inmediata. El sistema Hendryx de Cable con espaciadores mejora enormemente la confiabilidad del circuito. El sistema de cable aéreo con espaciadores consiste en 1 a 3 conductores de fase, que están sustancialmente cubiertos con capas de material aislante extruido y una capa de blindaje semiconductor sobre el conductor, colocados sobre espaciadores de polietileno de alta densidad compatible con la cubierta de los cables, a intervalos de 30 pies (9 m) y suspendidos de un cable portante de alta resistencia mecánica, que actúa como el miembro resistente del conjunto, como neutro en sistemas en estrella con neutro a tierra, y también como hilo de guardia para protección contra descargas atmosféricas. Figura 1.2.1 23 Figura 1.2.2 La figura 1.2.1 muestra la suspensión de la línea y una derivación con detalles, la figura 1.2.2 representa un tramo recto de la línea con conductor Hendryx. La cubierta de los cables reduce el flujo de corriente a micro amperes o mili amperes en el caso que existan puentes de contacto entre fases o entre fase y neutro, ya sean producidos por hielo, ramas de árboles, basura, etc. De esta forma, los fusibles, reconectadores e interruptores no resultan afectados, con lo que no se deteriora ni la calidad ni la confiabilidad del servicio. El escenario más probable para una falla será que una sobretensión producida por una descarga atmosférica encontrará al "punto débil" causando la perforación de la cubierta y la consiguiente quemadura del conductor. Con un mantenimiento razonable (Podas periódicas y limpieza de la zona de línea) y con descargadores instalados adecuadamente, esta posibilidad se reduce a unos pocos eventos aislados e infrecuentes. Resolución de problemas que se ofrecen a las cooperativas eléctricas al utilizar sistema de cables cubiertos y red compacta con espaciadores incluyen:  Áreas donde es difícil obtener permisos de poda; http://www.ing.unlp.edu.ar/sispot/Libros%202007/libros/le-gro/Image324.gif 24  Servidumbres de electroducto muy estrechas;  Vanos largos atravesando ríos o arroyos;  Tendido de líneas de distribución bajo líneas de transmisión, eliminando la necesidad de postes intermedios;  Salidas de subestación que necesiten alto grado de confiabilidad y calidad de servicio;  Salidas de subestación que presenten dificultades con servidumbres de electroducto;  Circuitos críticos con respecto a confiabilidad y calidad de servicio;  Áreas congestionadas tales como pasajes urbanos, zonas de señales, etc. (NESC/ANSI C2-1997, Tabla 234 -1 [13]);  Protección de vida salvaje, incluyendo rapaces, y eliminación de salidas fuera de servicio por accidentes con animales;  Caída de tensión reducida en líneas largas. 1.2.3.5 CONDICIONES DE SEGURIDAD PARA CONDUCTORES AEREOS. De acuerdo con pruebas realizadas por fabricantes de cables aislados las corrientes circulantes, en cables nuevos, fueron muy pequeñas, valores que aparentemente no son peligrosas, pero si los cables están deteriorados, las características físicas y fisiológicas de las personas al momento de contacto no son adecuadas, si es mujer o menor de edad esto agrava el problema, por lo anterior a continuación se presenta el fenómeno que ocurre en cuanto a la seguridad en las personas. La pequeña corriente en mA, que aparece en el momento de contacto, no va operar ningún dispositivo de protección y tampoco la salida del servicio de energía eléctrica a no ser que la cubierta protectora del cable este muy degradada. Esta corriente es pequeña inicialmente no pueden matar a una persona, debido que muchos estudios establecen que 5mA a 60Hz no representan peligro para la vida humana. Pero las condiciones del cable, su envejecimiento y las características del cuerpo humano tales como: la frecuencia ;el recorrido que realiza la corriente por el cuerpo, el camino que siga la corriente por el cuerpo condicionará la gravedad del accidente; las 25 factores que puede hacen la diferencia en la gravedad de un accidente son: sudor, estar mojado, la masa, la tasa de alcohol en sangre. Dos accidentes iguales en diferentes personas, pueden provocar consecuencias muy diferentes, dependiendo de los factores mencionados; la duración del paso de la corriente: cuanto menos dure el paso de la corriente por el cuerpo, menos grave será la lesión. También influye el estado de la piel en los puntos de contacto eléctrico, es decir si tiene pequeñas heridas o lesiones; la intensidad de la corriente eléctrica y la resistencia óhmica del organismo, por tanto es conveniente tener en cuenta que el cable no está diseñado en ningún momento para ser tocado por personas sea su estado de salud, aspectos físicos, fisiológicos y conocimiento de la red, como se estableció arriba el cable cubierto se diseño para mejorar la calidad y confiabilidad del circuito y no para la seguridad del operario. 1.2.3.6 EMPALMES Y CONEXIONES. Se denomina Empalme a la unión de conductores que asegura la continuidad eléctrica y mecánica de los mismos. Se denomina Conexión a la unión de conductores que asegura la continuidad eléctrica de los mismos, con una resistencia mecánica reducida. Lo mismo el empalme que la conexión no deben aumentar la resistencia eléctrica del conductor. Los empalmes deberán soportar sin rotura ni deslizamiento del cable el 90 por ciento de la carga de rotura del cable. La conexión de conductores será realizada en conductores sin tensión mecánica, o en las uniones de conductores realizada en el bucle entre cadenas horizontales de un apoyo, debiendo tener una resistencia al deslizamiento de al menos el 20 por ciento de la carga de rotura del conductor. De acuerdo a los estándares para la construcción de líneas aéreas de distribución de energía (Acuerdos III y IV SIGETS), se prohíbe colocar en la instalación de una línea http://edison.upc.es/curs/seguret/historia/cte.htm http://edison.upc.es/curs/seguret/historia/resist.htm http://edison.upc.es/curs/seguret/historia/resist.htm 26 más de un empalme por vano y conductor en línea nueva. Por reparación en línea existente se admitirá hasta dos. Cuando se trate de la unión de conductores de distinta sección o naturaleza, se recomienda que dicha unión se efectúe en el puente de conexión de las cadenas horizontales de amarre. Las piezas de empalme y conexión serán de diseño y naturaleza tal que eviten los efectos electrolíticos. Deberán tomarse las precauciones necesarias para que las superficies en contacto no sufran oxidación. 1.2.4 AISLADORES. Los conductores en las líneas aéreas es necesario aislarlos de los soportes, lo que se consigue por medio de los aisladores. Estos tienen como objeto sostener el conductor y aislarlos entre si como también de los cruceros. La forma y el tamaño de un aislador es en base al voltaje al cual está construido para soportar. Para poder elegir un aislador no sólo es necesario saber al voltaje que se ha de conectar sino que se debe tomar en cuenta las propiedades dieléctricas y su fortaleza mecánica. 27 AISLADORES PARA CONDUCTORES DESNUDOS Figura 1.2.3 Los conductores empleados en líneas aéreas, en la mayor parte de los casos, son desnudos; por lo tanto, se necesita aislarlos de los soportes por medio de aisladores, fabricados generalmente con porcelana o vidrio. La sujeción del aislador al poste se realiza por medio de herrajes. Pero además, un aislador debe tener las características mecánicas necesarias para soportar los esfuerzos a tracción a los que está sometido. Teniendo en cuenta lo anteriormente expuesto, las cualidades específicas que deben cumplir los aisladores son: 1.- Rigidez dieléctrica suficiente para que la tensión de perforación sea lo más elevada posible. Esta rigidez depende de la calidad del vidrio o porcelana y del grueso del aislador. La tensión de perforación es la tensión a la cual se ceba el arco a través de la masa del aislador. 2.- Disposición adecuada, de forma que la tensión de contorneado presenta valores elevados y por consiguiente no se produzcan descargas de contorno entre los conductores y el apoyo a través de los aisladores. La tensión de contorneado es la 28 tensión a la que se ceba un arco a través del aire siguiendo la mínima distancia entre fase y tierra, es decir, el contorno del aislador. Esta distancia se llama línea de fuga. 3.- Resistencia mecánica adecuada para soportar los esfuerzos demandados por el conductor, por lo que la carga de rotura de un aislador debe ser cuanto menos igual a la del conductor que tenga que soportar. 4.- Resistencia a las variaciones de temperatura. 5.- Ausencia de envejecimiento. Los aisladores son, de todos los elementos de la línea, aquellos en los que se pondrá el máximo cuidado, tanto en su elección, como en su control de recepción, colocación y vigilancia en explotación. En efecto, frágiles por naturaleza, se ven sometidos a esfuerzos combinados, mecánicos, eléctricos y térmicos, colaborando todos ellos a su destrucción. Todo nuevo tipo de aislador necesita ser confirmado por un uso muy prolongado, dada la imperfección de nuestro conocimiento en esta materia. 1.2.4.1 MATERIALES EMPLEADOS EN LOS AISLADORES. Aisladores de porcelana Su estructura debe ser homogénea y, para dificultar las adherencias de la humedad y polvo, la superficie exterior está recubierta por una capa de esmalte. Están fabricados con caolín y cuarzo de primera calidad. La temperatura de cocción en el horno es de 1400º C. En alta tensión, los aisladores son de dos, tres o más piezas unidas con yeso. Esto se debe a que solamente se consigue una cocción buena cuando su espesor no excede de 3 cm. Aisladores de vidrio Están fabricados por una mezcla de arena silícea y de arena calcárea, ambas fundidas con una sal de sodio a una temperatura de 1300 ºC, obteniéndose por moldeo. Su color es verde oscuro. El material es más barato que la porcelana, pero 29 tienen un coeficiente de dilatación muy alto, que limita su aplicación en lugares con cambios grandes de temperatura; la resistencia al choque es menor que en la porcelana. Sin embargo, debido a que el costo es más reducido y su transparencia facilita el control visual, hacen que sustituyan en muchos casos a los de porcelana. Aisladores de esteatita y resinas epoxi Se emplean cuando han de soportar grandes esfuerzos mecánicos, debido a que su resistencia mecánica es aproximadamente el doble que la de la porcelana, y sus propiedades aislantes también son superiores; sin embargo, el inconveniente que tienen es el de ser más caros. 1.2.4.2 TIPOS DE AISLADORES. Aisladores fijos Están unidos al soporte por un herraje fijo y no pueden, por consiguiente, cambiar normalmente de posición después de su montaje. Su forma general es la de una campana que lleva en su parte superior una garganta sobre la que se fija el conductor por una ligadura (de hilo de cobre recocido para conductores de cobre o de hilo de aluminio para conductores a base de aluminio). El vástago está empotrado en su interior y queda debajo de la campana. Este vástago puede ser recto o en forma de cuello de cisne. Se pueden encontrar aisladores con el interior roscado para atornillarlo a la parte superior del vástago, disposición que facilita la sustitución de un aislador defectuoso, evitando desmontar el vástago. El aislador fijo más simple es el de las líneas telefónicas, o el de las líneas de baja tensión (Modelo ARVI-12). Cuando la tensión es más alta, se acostumbra a prolongar la línea de fuga dando a la campana ondulaciones profundas e inclinadas hacia abajo; cuando el tamaño del aislador es grande o la campana es complicada, no puede fabricarse de una sola pieza, por lo que debe estar constituida por la unión de 2, 3 ó 4 campanas superpuestas, unidas por yeso o cemento (modelo ARVI-32). Los mayores aisladores fijos corresponden a una tensión de servicio de 63 kV. Pueden ser de porcelana o vidrio. 30 Aisladores en cadena o suspendidos Están constituidos por un número variable de elementos según la tensión de servicio; estas cadenas son móviles alrededor de su punto de unión al soporte, y además, las articulaciones entre elementos deben tener bastante libertad para que los esfuerzos de flexión queden amortiguados; estas articulaciones suelen ser de rótula. Este tipo de aislador es el más empleado en media y en alta tensión, ya que presenta las siguientes ventajas:  Permite elevar la tensión de funcionamiento con sólo aumentar la longitud de la cadena, es decir, colocando más elementos.  No se interrumpe el servicio por rotura de un aislador, ya que la cadena sigue sustentando al conductor.  Presenta una gran economía en la reparación de las cadenas, pues solamente es necesario cambiar el elemento averiado. Existen diversos tipos de aisladores de cadena, que a continuación estudiamos: a) Caperuza-vástago: Este aislador se compone de una campana de porcelana o vidrio, en forma de disco y que lleva en su parte inferior algunas ondulaciones. En la parte superior de la campana está empotrada una caperuza de fundición o acero, y en su parte inferior en un hueco bastante reducido, lleva un vástago sellado al aislador. Vástago y caperuza se adaptan uno y otro por una articulación de rótula, formando de esta forma una cadena tan larga como se quiera. Se fabrican en porcelana o en vidrio templado y existen numerosos modelos con diversas características eléctricas y mecánicas. La figura 1.2. Siguiente nos muestra la disposición de los aisladores en una cadena de suspensión o en una cadena de amarre. b) Motor: Este elemento está constituido por un núcleo cilíndrico de porcelana de diámetro comprendido entre 60 y 85 mm., y provisto de dos faldas anchas; en los dos extremos están empotrados dos caperuzas análogas a las de los aisladores 31 caperuza-vástago. La unión de los aisladores Motor entre sí se hace con un pequeño vástago cilíndrico terminado en dos rótulas ver Figura 1.2.4 La diferencia esencial entre el aislador Motor y el elemento caperuza-vástago reside en el hecho de que el primero es rigurosamente imperforable en servicio, mientras que el segundo puede, en ciertas circunstancias, perforarse antes de ser contorneado, especialmente por la acción simultánea de esfuerzos mecánicos y acciones eléctricas. Figura 1.2.4 c) Langstab: Este modelo es una ampliación del aislador Motor y se denomina Langstab (larga línea de fuga). Está constituido por un largo cilindro de porcelana de 80 a 100 cm., con ondulaciones bastante profundas y terminado en dos caperuzas tal como se observa en la Figura 1.2.4. 32 Aisladores especiales a) Antiniebla: Su principal característica consiste en tener ondulaciones más profundas que permitan una mayor tensión de contorneado. b) De costa: La campana exterior es más ancha y alta, de forma que protege completamente contra el rocío a las faldas interiores. Los depósitos de humedad (niebla, rocío, condensación de origen variable) lo mismo que el depósito de cuerpos conductores extraños (humos industriales) reducen considerablemente la tensión de contorneado de los aisladores. Cuando se combinan las dos acciones, llegan a impedir la explotación de la red a su tensión nominal. Se impone un aumento del nivel de aislamiento, o la utilización de aisladores de un calibre superior al que sería estrictamente necesario en circunstancias normales. La protección más difícil de realizar es la de líneas en regiones industriales, pues los depósitos contaminantes se introducen en todas las canaladuras del aislador, donde son llevadas a veces por la misma humedad. 33 AISLADOR FIJO MODELO ARVI-12 (Vidrio) Figura 1.2.5 Tensión mínima de contorneo en seco 52 kV Tensión mínima de contorneo bajo lluvia 34 kV Tensión mínima bajo lluvia a 50 Hz durante 1 minuto 32 kV Tensión mínima de perforación en aceite 80 kV. Tensión nominal normal de utilización 10 kV Longitud mínima de la línea de fuga 250 mm. Carga mínima de rotura a la flexión 1.200 kg. Peso neto aproximado 1,7 kg. 34 AISLADOR FIJO COMPUESTO MODELO ARVI-12 (Vidrio) Figura 1.2.6 Tensión mínima de contorneo en seco 92 kV. Tensión mínima de contorneo bajo lluvia 65 kV. Tensión mínima bajo lluvia a 50 Hz durante 1 minuto 60 kV. Tensión mínima de perforación en aceite 135 kV. Tensión nominal normal de utilización 20 kV. Longitud mínima de la línea de fuga 510 mm. Carga mínima de rotura a la flexión 1.200 kg. Peso neto aproximado 3,9 kg. 35 AISLADOR DE SUSPENSIÓN MODELO 1.512 (Vidrio templado ) Figura 1.2.7 Tensión de perforación en aceite 130 kV. Longitud de la línea de fuga 291 mm. Carga de rotura mecánica, mínima garantizada 12.000 kg. Esfuerzo permanente normal 4.800 kg. Peso neto aproximado 4,4 kg. CARACTERÍSTICAS ELEMENTALES DE LAS CADENAS N 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Vs 78 130 180 225 270 310 350 395 435 475 Vl 45 80 115 150 185 215 250 290 325 360 Donde: N = Número de elementos por cadena. Vs = Tensión de contorneo en seco a frecuencia industrial en kV. Vl = Tensión de contorneo bajo lluvia a frecuencia industrial en kV. 36 AISLADOR DE SUSPENSIÓN MODELO 1.515-P PARA ATMÓSFERAS CONTAMINADAS Figura 1.2.8 Tensión de perforación en aceite 130 kV. Longitud de la línea de fuga 510 mm. Carga de rotura mecánica, mínima garantizada 16.500 kg. Esfuerzo permanente normal 6,600 kg. Peso neto aproximado 8,3 kg. CARACTERÍSTICAS ELEMENTALES DE LAS CADENAS N 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Vs 100 170 235 305 370 425 490 540 595 650 Vl 50 80 130 170 215 250 290 335 385 420 Donde: N = Número de elementos por cadena. VS = Tensión de contorneo en seco a frecuencia industrial en kV. VL = Tensión de contorneo bajo lluvia a frecuencia industrial en kV. 37 Los aisladores Hendryx se puede ver en el Anexo A. 1.2.5 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS. Una subestación eléctrica esta constituida por un conjunto de dispositivos y equipos, cuya función principal es la de transformar o derivar las características de la energía eléctrica (voltaje y corriente); de acuerdo a las necesidades de transmisión, distribución y consumo. Un sistema de energía eléctrica esta constituido por las etapas de generación, transmisión y distribución; donde por lo menos existen tres cambios en los niveles de voltaje a través de todo el sistema, así de generación a transmisión, de transmisión a distribución y de distribución a centro de consumo; Estos cambios son realizados por medio de subestaciones. Subestaciones elevadoras son utilizadas para transformar la energía de un nivel de generación (13.8 KV) a un nivel de transmisión (230, 115 y 69 KV), subestaciones reductoras para transformar un nivel de transmisión a un nivel de distribución (46, 23, 13.2, 7.6 y 4.16 KV) y subestaciones de servicio para convertir un nivel de distribución a un nivel de centros de consumo (480, 240,208 y 120 V). También existen subestaciones de enlace para coordinación de líneas. 1.2.5.1 CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES. Las subestaciones pueden clasificarse de acuerdo: a) Por el número de fases - Monofásicas. - Trifásicas. b) Por la función que desempeñan: 38 - Elevadoras. - Reductoras. - De servicio. e) Por su construcción: - Tipo intemperie. - Tipo interior. - Tipo subterránea. d) Por el tipo de montaje: - En postes. - En estructura H (marco). - En el piso. 1.2.5.2 EQUIPOS Y DISPOSITIVOS FUNDAMENTALES DE UNA SUBESTACION ELECTRICA DE SERVICIO. Los equipos y dispositivos principales que conforman una subestación son los siguientes: - Transformador. - Cortacircuitos con fusible. - Pararrayos. - Red de tierra. 39 1.2.5.3 TRANSFORMADOR. Es el equipo fundamental de la subestación eléctrica, ya que por medio de él se logra hacer los cambios de voltaje y corriente, posee las características siguientes: a) Transfiere la energía de un circuito a otro por inducción electromagnética. b) Aísla los circuitos eléctricos y los acopla magnéticamente. c) La energía se transfiere manteniendo la frecuencia constante. 1.2.5.4 CONEXIÓN DE UN BANCO DE TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS PARA FORMAR UN SISTEMA TRIFASICO. En las subestaciones eléctricas de servicio, es común en El Salvador la conexión de tres o dos transformadores monofásicos para formar un sistema trifásico, por la ventaja que presentan en la flexibilidad de las conexiones, aumento de la potencia del banco y en caso de avería, el sistema se puede alimentar con dos transformadores y siempre obtener un sistema trifásico, mientras se reemplaza el transformador averiado. Al conectar transformadores monofásicos para formar un banco trifásico, se deben cumplir las condiciones siguientes: • La capacidad en KVA de los transformadores deben ser igual; de lo contrario la capacidad máxima del banco, donde el punto de vista de seguridad, será solamente tres veces la capacidad del transformador menor. • Voltajes iguales en el primario y en el secundario (igual relación de transformación) • De preferencia que posean la misma polaridad; si no es posible se debe tener mucho cuidado al efectuar la conexión. • Es deseable que los transformadores sean del mismo fabricante aun cuando no es una condición indispensable. 40 Las conexiones más comunes de transformadores monofásicos, para formar un banco trifásico son las siguientes: a) Estrella- Estrella. b) Delta-Estrella. c) Delta-Delta. d) Estrella-Delta. 1.2.6 CAPACITORES. En las instalaciones eléctricas, las máquinas eléctricas y algunos otros elementos como las lámparas de alumbrado fluorescentes demandan además de la corriente de trabajo (en fase con el voltaje), una componente reactiva desfasada 90° (retrasada con respecto al voltaje), y que sirve para crear el campo magnético. Tal corriente magnetizante que debe producir la potencia útil de la instalación. Este inconveniente se puede reducir o eliminar, con el uso de condensadores instalados en la proximidad de las cargas; y con capacidad para suministrar parte o toda la corriente de magnetización. Dadas las características globales de una instalación; la potencia activa y la potencia reactiva absorbida, el grado de compensación de la energía reactiva, es el resultado de un cálculo de conveniencia económica. 1.2.6.1 RAZONES ESPECÍFICAS PARA EL USO DE CAPACITORES. Los generadores normalmente tienen un f.p. de 0.8. Si el f.p. es menor de 0.8, la salida de kw será menor que la normal .El generador no será capaz de conducir la corriente de la línea a plena carga debido a que la componente de retraso de un factor de potencia bajo tiene un efecto de des magnetización sobre los campos del 41 generador. Esto demanda un aumento considerable de la corriente de campo del generador. La cual disminuye al grado de que no pueden ser conducidos los KVA a plena carga con un f.p.de atraso y bajo. • Las líneas de transmisión y distribución conducen una cierta cantidad de corriente sin sobrecalentamiento, independientemente de si la corriente es activa o reactiva. A un bajo f.p. la componente reactiva desplaza a la corriente activa, que es la que hace el trabajo útil. En consecuencia, hay una gran cantidad de pérdidas en las líneas por cada Kw de potencia útil. De aquí para conducir una determinada carga de Kw con un f.p. baja, se necesitarán conductores de mayor diámetro cuando el f.p. es alto. • A factores de potencia bajos y con retraso se perjudica la regulación de voltaje de los generadores. Normalmente la regulación de voltajes de un generador de CA es de 25% para un f.p. de 1.0 y de 40 % para un f.p. de 0.8. La corriente adicional conducida por las líneas de alimentación con un f.p. bajo causa una mayor caída de voltaje que cuando el f.p. es alto. • Los capacitores o los motores síncronos que operan en las plantas proporcionan KVAR y corriente de magnetización para motores y transformadores. Así se necesitan menos corriente de la fuente de alimentación. Una corriente menor significa menos KVA o menor carga en los transformadores. Esto permite la capacidad del sistema. 1.2.6.2 COMPENSACION DE UN TRANSFORMADOR INDIVIDUAL. La carga de un transformador de distribución es usualmente desconocida; varia y puede ser aún cero (por ejemplo, durante la noche) y la compensación de potencia reactiva es, por lo tanto, usualmente limitada a la potencia consumida por el mismo transformador. Esta potencia reactiva varía con el tipo y diseño del transformador. Si el medidor de Kvar es sensible a las corrientes inductivas y capacitivas, el valor del capacitor para ser instalado en el transformador debe ser determinado con cuidado. 42 Una regla general es elegir un valor entre 1.5 y 2.5% del valor nominal del transformador. Si el medidor en Kvar es solo sensible a las Corrientes inductivas, el valor del capacitor es usualmente escogido entre 4 y 6% del valor nominal del transformador. Para evitar problemas de resonancia con las armónicas, uno debe checar que la frecuencia de resonancia entre la inductancia de fuga del transformador y el capacitor de compensación está lo suficientemente alejada de las frecuencias armónicas más comunes ( 3a, 5a, 7a). 1.2.7 DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN. 1.2.7.1 FUSIBLES. El fusible es un dispositivo protector contra sobre corrientes, constituido por un elemento de aleación metálica, generalmente en forma de alambre, el cual se funde en un tiempo especifico debido al efecto térmico originado por el paso de una corriente eléctrica superior a un valor predeterminado. La función de protección se lleva a cabo cuando el fusible se coloca en serie con el circuito eléctrico a proteger, al cual se interrumpe el suministro de potencia por la apertura automática del fusible cuando fluye a través de él una corriente mayor al valor de la corriente nominal de éste. Existen diversos tipos de fusibles para operar a varios niveles de voltaje y diferentes corrientes de fusión. Las diferencias constructivas básicamente son el resultado de estos distintos niveles de voltaje y corriente de utilización; sin embargo, todos los fusibles constan de un cartucho o parte destinada a ser montada, el elemento fusible propiamente, y los elementos de aislamiento y extinción destinados a limitar los efectos del arco eléctrico producido por la interrupción de una corriente de falla. El principio de operación del fusible consiste en la fusión de un elemento metálico de aleación, debido al gran aumento de temperatura asociado al paso de una corriente 43 de falla, o simplemente el paso de una corriente cuya magnitud sea mayor que la nominal del dispositivo. Dependiendo de la magnitud de esta corriente se tendrá un tiempo de fusión menor para corrientes de mayor valor y mayor para corrientes de valor bajo. 1.2.7.2 TIPOS DE FUSIBLES. De acuerdo a las necesidades y aplicaciones que se tengan, así como los niveles de voltaje y corriente de los circuitos en los cuales se van a utilizar, existen muchos tipos de fusibles. Otro dato importante que se, lee en los catálogos de fusibles es el BIL de este elemento. Existen diferentes tipos de instalaciones, residenciales, comerciales, industriales, circuitos de distribución eléctrica, etc., y en cada caso los fusibles deben responder a las necesidades especificas de aislamiento, rangos de corriente, montaje, facilidad de reposición, tiempo de respuesta y limitación de corriente, dando lugar a una enorme variedad de tipos de fusibles, los cuales pueden agruparse en muchas clasificaciones. Sin embargo, algunas de estas clasificaciones no son prioritarias para nuestro propósito, por lo cual se tomará como base para describir a los tipos de fusibles más comunes en el campo industrial, a una clasificación simple, la cual es el nivel de voltaje. Se consideran fusibles de potencia según las normas ANSI, a todos aquellos que poseen un rango de voltaje superior a los 600 voltios, los cuales se denominan fusibles de alta tensión. 1.2.7.3 FUSIBLES DE ALTA TENSION. Dentro de esta clasificación los tipos más comunes son el limitador de corriente, y sobre todo el de expulsión. 44 1.2.7.4 FUSIBLE DEL TIPO DE EXPULSION. Este tipo se emplea generalmente para protección de sistemas de distribución plantas industriales, protección de circuitos de alimentación, fallas primarias en transformadores, y protección de banco de capacitores. Básicamente consta de un tubo confinador del arco el cual contiene un gas des ionizante y un elemento fusible en su interior. Durante la interrupción del arco, debido a la rápida fusión del elemento fusible se origina una rápida producción de gases presurizados al interior del tubo del fusible, los cuales se acumulan estrechándolo, comprimiendo y enfriando el arco, llegando incluso a escapar por los externos del tubo expulsando partículas que pudieran sostener el arco. La presencia de los gases des ionizante, y su alta presión y turbulencias aumenta la rigidez dieléctrica en el interior del tubo, previniendo el re encendido del arco y expulsando a los iones que pudieran facilitar la conducción de éste. Existen tres tipos de cortacircuitos fusibles de expulsión: Los denominados encapsulados, los cuales poseen terminales, portafusibles y ganchos para el montaje del fusible dentro del receptáculo aislado, los abiertos, los cual constan de las mismas partes que los anteriores, pero se encuentran expuestas, tal como su nombre lo indica, estando montadas sobre un aislador adecuado, y finalmente los de elemento abierto, que no poseen un receptáculo, por lo cual el elemento se encuentra expuesto y debe poseer un tubo confinador del arco incorporado. Los elementos de los fusibles tipo expulsión constan de tres partes básicas, el elemento fusible propiamente dicho y un conductor de guía. Existen varios tipos de elementos diseñados para ajustarse en cada uno de los portafusibles antes descritos. Muchos fusibles poseen una intercambiabilidad mecánica, pero no asegura que tengan características tiempo-corriente similares, para asegurar una intercambiabilidad eléctrica la NEMA divide a los elementos dentro de dos tipos designados por las letras K y T, los elementos K tiene características rápidas, 45 mientras que los T presentan una fusión más lenta. La diferencia entre ambos tipos estriba en que si se tienen fusibles K y T del mismo rango, el fusible T comienza su fusión en un tiempo mayor que el fusible K. 1.2.7.5 FUSIBLES LIMITADORES DE CORRIENTE. Este tipo de fusible está diseñado en forma tal que la fusión de su elemento introduzca una alta resistencia dentro del circuito que protege, evitando que se alcance el pico de corriente asimétrica disponible del primer medio ciclo, no pudiendo desarrollar la semionda correspondiente a este periodo de tiempo, presentándose una magnitud inferior de corriente denominada pico de corriente permisible, o máxima corriente permisible, con una característica de limpieza distorsionante, como resultado de la alta resonancia introducida por el arqueo. Los fusibles limitadores de corriente también son clasificados en base a letras. La letra E designa a los fusibles limitadores de corriente de propósito general, mientras que los designados por la letra R poseen características especiales, y es que la magnitud numérica que acompaña a la letra R es un centésimo de los amperios necesarios para abrir el fusible en 2.0 segundos. 1.2.7.6 CARACTERISTICAS TECNICAS Y CRITERIOS DE SELECCION DE FUSIBLES. Las características técnicas que son de importancia particular para la aplicación de los fusibles son las siguientes: rango de corriente, rango de voltaje, frecuencias nominales, capacidad interruptiva, picos permisibles de corriente, máxima energía térmica de limpieza y retardo de tiempo. Un fusible debe ser seleccionado según su voltaje, su corriente nominal continua y su capacidad interruptiva. Todas estas características dependen del voltaje del sistema, la corriente de carga, el tipo de sistema de distribución, así como su nivel de 46 corriente de falla disponible. Deben tomar en cuenta también el crecimiento de carga y la posibilidad de modificaciones del sistema Además de estos datos debe contarse con la relación reactancia a resistencia (XIXR) del sistema. La corriente nominal continua del fusible debe ser mayor o por lo menos igual a la máxima corriente de carga continua que debe conducir. Deben tomarse en cuenta también las posibles sobrecargas de corriente que pueden existir dentro del sistema, como las debidas al arranque de motores o la energización de transformadores. El rango apropiado de voltaje debe determinarse por las siguientes características del sistema; voltaje máximo del sistema fase-fase o fase neutro, aterrizamiento del circuito, aplicación en circuitos monofásicos o trifásicos, ya que estas características determinan el voltaje de recuperación a 60 hertz soportable entre terminales luego que el fusible ha despejado la corriente de falla. La aplicación del uso de fusibles es simple ya que para sistemas sin referencia el rango de voltaje máximo de los fusibles debe ser igual o mayor que el voltaje máximo de fase a fase del sistema, y en sistemas trifásicos efectivamente aterrizados el rango de voltaje máximo debe ser igual o mayor al voltaje máximo de fase a tierra del sistema para cargas monofásicas, o el voltaje máximo de fase a fase del sistema para cargas trifásicas. La capacidad interruptiva simétrica de los fusibles debe ser igual o mayor que la máxima corriente de falla posible calculada en el lado de la carga del fusible. 1.2.7.7 CUCHILLAS MONOPOLARES Son dispositivos de maniobra capaces de interrumpir en forma visible la continuidad de un circuito, pueden ser maniobrables bajo tensión pero en general sin corriente ya que poseen una capacidad interruptiva casi nula. 47 En las maniobras de operación o de mantenimiento que se deban realizar en la subestación o líneas de transporte de energía, se debe dar seguridad a los operarios de que realmente no se tiene circulación de corriente por los dispositivos en los que se deben trabajar y además un aislamiento adecuado del resto de puntos energizados, así se asegura que el sector donde se desea trabajar se encuentra aterrizado (puesto que se pueden dar voltajes inducidos de magnitud considerable en los elementos metálicos), e interrumpido el paso de corriente. Las cuchillas desconectadoras pueden tener formas y características constructivas variantes con base en la tensión de aislamiento y a la corriente que deben conducir en condiciones normales, algunos de estos tipos de cuchillas son la unipolar, tripolar, unipolar de rotación, tripolar giratoria, de apertura vertical. Las Cuchillas Monopolares Loadbuster Disconnects, se encuentran disponibles en capacidades corriente nominal de 400 y 900 Amperes y una capacidad momentánea de 40,000 Amperes para todas las tensiones. Diseñadas específicamente para satisfacer los requerimientos de alto desempeño de los sistemas de distribución aérea del presente. La figura 1.2.10 muestra una cuchilla monopolar Loadbuster. Figura 1.2.10 1.2.7.8 PARARRAYOS. Son los dispositivos destinados a descargar las sobretensiones producidas por descargas atmosféricas, por maniobras o por otras causas, que de otro modo 48 descargarían sobre los aisladores perforándolos, ocasionando así interrupciones en el sistema eléctrico y en muchos casos, desperfectos en los generadores, transformadores y otros equipos. La función principal del pararrayo es la de proveer un camino de baja impedancia a tierra cuando se produce una sobretensión y la de cerrar este camino cuando ya no exista sobretensión y permanecer así en condiciones normales de funcionamiento de la línea. Para que este proporcione una protección ideal es necesario que el voltaje de arqueo, que es el que aparece entre las terminales del pararrayo cuando éste opera, sea lo más bajo posible, para evitar los esfuerzos eléctricos innecesarios en los devanados del transformador. El pararrayo debe montarse lo más cerca posible del transformador para evitar que la separación anule la efectividad del mismo; la puesta a tierra del pararrayo debe estar interconectada con el neutro del secundario y con el tanque del transformador con esto se previene que la caída de voltaje en la bajada a tierra del pararrayo someta a sobretensión al devanado primario del transformador. Para reducir la posibilidad de que se funda el fusible que protege al transformador, durante la operación del pararrayo, el fusible debe conectarse entre el pararrayo y el transformador de manera que la corriente de descarga que pasa a través del pararrayo no pase por el fusible. 1.2.7.9 CLASIFICACIÓN DE LOS PARARRAYOS. Los pararrayos se pueden clasificar de acuerdo a sus características y también por su construcción. 49 De acuerdo a sus características eléctricas: a) Tipo Estación: son robustos, tienen mayor capacidad de drenar corrientes. Se utilizan en las subestaciones mayores de 10 MVA. Es el único tipo de pararrayos disponible para sistemas mayores de 120 KV. b) Tipo Intermedio: se utilizan en subestaciones menores que 10 MVA a un costo menor que los primeros. En casos de fallas pueden descargar corrientes de cortocircuito de 10 KA o menores. Estos pararrayos están disponibles en rangos de 3 KV a 120 KV. c) Tipo Distribución: son menos robustos que los anteriores. Se utilizan en el lado de baja de las subestaciones reductoras de tensión. Las características de protección son menores que los del tipo estación e intermedio. Su rango de fabricación oscila entre 1 y 30 KV. De acuerdo a su construcción: a) Tipo Expulsión: este posee dos separadores de arcos que deben de ser salvados por el impulso de sobretensión. Estos separadores se encuentran unidos en serie con una resistencia no lineal, que en varios casos es un tubo de fibra. Al producirse la sobretensión la energía cruza el separador y se forma un arco que atraviesa el canal, lo que provoca que la fibra origine gases no conductores que extinguen el arco, restableciendo la resistencia original. b) Tipo Valvular: está construido por separadores de arco y resistencias valvulares en serie. El separador está ajustado para que salte la descarga entre sus electrodos a una cierta tensión, con lo que se establece un fácil camino a tierra a través de la resistencia valvular automática que permite pasar la corriente de una sobretensión y una vez que ha desaparecido ésta, corta la corriente que pasa por su próximo paso por cero mediante la ayuda del separador de arco, quedando nuevamente la línea separada de tierra. 50 Generalmente, se prefiere usar el pararrayo tipo valvular por ser más versátil y tener mejores características de operación que el tipo de Expulsión. Los pararrayos deben ser especificados de manera que reduzcan todo sobre voltaje a un nivel tal que todo el equipo conectado a la línea y donde la misma línea no sufra daño alguno por causa de los sobre voltajes. Pararrayos de oxido de zinc Estos pararrayos se utilizan para proteger las instalaciones y equipos de los sistemas de potencia, contra sobretensión de tipo atmosférico y de maniobras. En general, se los conecta paralelamente con el equipo a ser protegido, típicamente entre fase y tierra para instalaciones trifásicas. Y las capacidades se fabrican entre 3KV y 48kV. 1.2.7.10 SITIOS EN QUE SE RECOMIENDA LA INSTALACION DE PARARRAYOS.  En líneas fuera de zonas urbanas, donde están más expuestos a descargas: Instalar un pararrayos por fase a distancias de 1 km entre si.  Si el equipo es de paso como reguladores de voltaje y otros: Deberá colocarse dos juegos de pararrayos, uno antes y otro después del lugar donde están instalados. Si el equipo está conectado en derivación como transformadores o capacitores, bastará con colocar el pararrayos a la entrada de alimentación de éste.  En acometidas subterráneas: Habrá de colocarse un juego de pararrayos a la entrada y otro a la salida de ésta, pudiendo ser este último de menor rango de voltaje que el primero. 51 1.2.7.11 MALLA DE PUESTA A TIERRA La malla de puesta a tierra es la encargada de transportar las corrientes producto de sobretensiones o cortocircuitos hacia tierra, de tal forma que se asegure que se brinda un camino de baja impedancia para eliminar las sobrecorrientes lo más rápido posible de sistema para evitar que se dañen los equipos de la subestación, a esta se deben conectar los neutros de los equipos eléctricos así como los pararrayos, bayonetas e hilos de guarda, además la malla de puesta a tierra esta íntimamente ligada con aspectos de seguridad puesto que todas las carcazas de máquinas eléctricas o aparatos eléctricos que se encuentran accesibles al contacto de las personas deben estar a potencial cero tanto en condiciones normales como anormales de operación. Debe asegurarse que no se darán diferencias de potencial significativas que puedan hacer que circulen corrientes a través de la malla y que puedan causar daños o muerte a los operarios al realizar maniobras en la subestación, para esto se define la tensión de paso (Vp), se le denomina a la diferencia de voltaje dada entre dos puntos del terreno al tomar como distancia de separación “un paso” o sea la distancia entre los pies de una persona, generalmente se toma de 1m; además se define la tensión de contacto (Vc) a la diferencia de potencial que se puede ver sometido el cuerpo humano por contacto con una carcaza o estructura metálica conectada a la malla a tierra. 1.2.7.12 INTERRUPTORES O DISYUNTORES Los interruptores sirven para abrir o cerrar el flujo de potencia de cualquier circuito en una determinada situación normal o anormal del sistema, se utilizan para energizar o desconectar generadores, transformadores, líneas aéreas o cables subterráneos, que generalmente son los elementos que requieren una protección más adecuada. Interruptor en Hexafluoruro de Azufre (SF6): 52 La extinción del arco se puede efectuar en SF6, los interruptores que utilizan este gas inerte poseen la ventaja de tener un elevado valor de rigidez dieléctrica (89kV/cm , 1atm y 25 °C) cercano al 300% del valor de rigidez del aire; después de la apertura de los contactos los gases ionizados no escapan al exterior produciendo poco ruido y poca contaminación, además poseen una elevada velocidad de recuperación de la rigidez dieléctrica al perderse las partículas del SF6 puro por la formación del plasma producto de la interrupción del arco eléctrico, haciendo que los interruptores en SF6 posean ventajas respecto a los demás tipos de interruptores al ser más compactos y de mayor duración . 1.2.7.13 VIBRACIONES Y AMORTIGUADORES O ANTIVIBRADORES Una línea eléctrica puede considerarse como un sistema oscilante complejo. Todos sus elementos pueden oscilar y especialmente los conductores que lo hacen como una cuerda vibrante y forman un sistema pendular; también aparecen oscilaciones de torsión porque el cable tiene un par de torsión. Resulta, pues, que debido a su elasticidad longitudinal propaga las ondas longitudinales y transversalmente, siendo estas últimas las más peligrosas porque corren a lo largo de la línea se reflejan y forman vientres cuya amplitud puede venir aumentada por interferencias de las ondas siguientes, supuesto que se mantengan entretenidas. Las oscilaciones de alta frecuencia y de pequeñas amplitud y longitud de onda, se llaman vibraciones y se manifiestan en forma de onda vertical con amplitud constante, o más frecuentemente, en forma de pulsaciones con amplitud variable. Se deben a la acción del viento perpendicular a la dirección de la línea, el cual engendra remolinos en el aire que rodea al conductor y produce una onda migratoria que va ganando amplitud y es en parte reflejada en las pinzas de fijación del conductor. En su retorno provoca el despego de mayor número de remolinos. Si coincide la frecuencia propia del conductor con la de la onda. Llegará a producirse una resonancia de vibraciones que originan flexiones alternas del conductor y son causa de la ruptura de los haces o hilos del cable, que se produce esencialmente a la 53 salida de las pinzas de suspensión. Porque éstas no pueden seguir los movimientos engendrados. Los dispositivos que suprimen en gran parte las vibraciones se designan con el nombre de amortiguadores que constituyen elementos de cierta frecuencia propia de oscilación, los cuales se instalan en la línea, colocan junto a las pinzas que aseguran el cable. Las vibraciones inducen en el dispositivo amortiguador oscilaciones con cierto desfase, las cuales se oponen a las acciones propias del conductor, suprimiéndolas a límites admisibles. Existen varios tipos de estos dispositivos, de los cuales mencionaremos a continuación.  Amortiguadores de palanca oscilante: consiste en una palanca giratoria con centro de giro asimétrico, y fijado por una horquilla al conductor. La fijación del punto de articulación permite una regulación vertical para dar a la palanca de la posición más favorable. Las oscilaciones se transmiten a la palanca y esta golpea contra el tope de la brida de fijación, produciéndose una reacción que estorba la vibración del cable y limita su amplitud. El diseño debe contar con la siguiente relación: Energía amortiguadora = Energía oscilatoria natural En algunos casos se colocan varios de estos, uno al lado de otro, su ventaja es que su eficacia se extiende a una amplia gamma de frecuencia y su simplicidad, una desventaja es que está sujeto a desgaste y debe reponerse cuando tal cosa sea necesaria.  Amortiguador stockbridge: Este es un trozo corto de cable de acero, con una masa en cada extremo, hace presión en su centro contra el conductor principal, junto a la pinza de fijación, creando una fuerza que actúa en sentido contrario a la dirección del movimiento del conductor. Si se elige 54 convenientemente el dimensionado del amortiguador esta fuerza ayuda considerablemente a reducir la amplitud de las vibraciones. La acción del dispositivo no es efectiva, si la frecuencia de la oscilaciones, están próximas a las frecuencias de las oscilaciones propias del amortiguador.  Amortiguador de pistón y resorte: Consiste en un peso que, por medio de un resorte, se apoya sobre un platillo, unido al cable por una brida de fijación. Cuando el cable realiza las oscilaciones, el peso se levanta periódicamente sobre su base de sostén, se pone a oscilar también y choca con el cable repetidamente. Como las oscilaciones del amortiguador están desfasadas respecto a las del cable, actúan en sentido contrario, anulándolos. Como este amortiguador no tiene frecuencia propia de oscilación, su campo de aplicación es muy extenso. Su eficacia se hace mejor si se instala a cierta distancia de la pinza de suspensión o anclaje. 55 CAPITULO II 2.0 DISEÑO DE LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN A 46KV PARA INTERCONEXIÓN ENTRE SUBESTACIONES CEL OPICO A CEL ATEOS. 2.1.0 DESCRIPCIÓN DE RUTAS OPCIONALES PARA INTERCONEXIÓN. En la zona que comprende subestación Sitio El Niño y subestación Ateos existen dos posibles puntos de interconexión fronterizos con línea de distribuidora CLESA; el primer punto está ubicado sobre carretera a Santa Ana contiguo a desvió San Juan Opico, el segundo punto está ubicado sobre la carretera los Chorros y Carretera a Sonsonete desde subestación CEL Soyapango hasta desvió de colonia Las Seiscientas; dicha línea se encuentra compartida con distribuidoras CLESA y DELSUR. Ambos circuitos mencionados anteriormente han sido descartados ya que lo que pretende la distribuidora es tener un circuito independiente entre las subestaciones ETESAL OPICO, subestación Sitio El Niño y Subestación CEL Ateos. Al estar descartadas rutas en las cuales se comparta diseño de circuito de interconexión con líneas de CLESA, por medio de visitas de campo se determinaron 5 posibles rutas, las cuales se describen a continuación: Ruta alternativa 1 Figura 2.1 56 Esta ruta presenta una trayectoria bastante directa entre ambas subestaciones como se puede ver en la Figura 2.1 pero presenta algunos inconvenientes los cuales descartan la posibilidad de poder realizar una interconexión exitosa tales como: contaminación de líneas existentes con mampostería de 50 y 60 pies de altura y en ciertos tramos de la trayectoria se ve la necesidad de pasar por terreno privados. Ruta alternativa 2 Figura 2.2 Puede observarse en la Figura 2.2 que esta ruta tiene la ventaja de ser una trayectoria bastante directa entre subestaciones Cel Ateos y Sitio El Niño, Pero al igual que la trayectoria anterior presenta inconvenientes tales como: contaminación de líneas de parte de CLESA y DELSUR con mampostería de 50 y 60 pies de altura y en ciertos tramos de la trayectoria se ve la necesidad de pasar por terrenos privados. 57 Ruta alternativa 3 Figura 2.3 La ruta alternativa 3 presenta la trayectoria más corta que las anteriores pero al igual que las rutas 1 y 2 presenta abundante contaminación de líneas con mampostería de 50 y 60 pies de altura y en ciertos tramos líneas de telefonía y cable con mampostería de 60 pies; También presenta la desventaja de originar una poda de árboles centenarios y vegetación diversa. Ruta alternativa 4 Figura 2.4 58 La ruta alternativa 4 presenta una trayectoria bastante directa al igual que la ruta alternativa 3, pero contempla pasar por línea férrea antigua la cual podría habilitarse en cualquier momento, así como también se debe originar poda abundante de árboles y vegetación diversa. Ruta alternativa 5 Figura 2.5 Esta trayectoria es la ruta más larga pero es la que presenta mejor acceso para la interconexión ya que la contaminación de líneas y poda es mínima; no presenta paso por propiedad privada, su paso es derecho de vía y se puede utilizar mampostería existente en cierto tramo que es propia de DELSUR realizando recalibración de conductor. También pasa por la zona industrial de Ateos se tomara la ruta de la figura 2.5 como la trayectoria para realizar el diseño de la interconexión entre las subestaciones. 59 2.2.0 DESCRIPCION DE RUTA PARA INTERCONEXIÓN. La ruta diseñada está contemplada a partir del punto uno (según plano de diseño de línea y figura 2.5) y ubicada en la incorporación de carretera a Santa Ana, contiguo a desvió a San Juan Opico, continuando hacia el sur sobre carretera Santa Ana a San Salvador. La línea se proyecta en tres partes; la primera parte inicia con 9 tramos con conductor 397.5 M.C.M , la segunda parte se hace por medio de una transición de cable Hendryx a lo largo de toda la carretera con estructuras especiales (Hendryx), altura de postes adecuada, con tendido eléctrico hacia un lado de carretera y arriate central para evitar tala de árboles centenarios y solamente se realice poda mínima. A la altura de la Residencial Pasatiempo Norte y Pasatiempo Sur, inicia la tercera parte de línea la cual contempla estructuras aéreas comunes normalizadas por el estándar de SIGET hasta lograr conectarse con la carretera que conduce de San Salvador a Sonsonate a la altura de la empresa TROPIC FOOD donde se entrega un servicio a 46KV desde subestación CEL Ateos (punto 200 según plano), dicha empresa es la frontera con la que se hará una prolongación de fase recalibrando el conductor ACSR 4/0 ya existente hasta la Subestación CEL Ateos por el conductor que se presenta en el diseño (397.5 MCM). En todo el trayecto de línea se cruzan líneas de CLESA existentes, para lo cual se toma en cuenta los estándares establecidos por la SIGET para respetar alturas mínimas de seguridad entre líneas y estructuras. 60 2.3.0 DISEÑO DE LÍNEA PARA CIRCUITO LOOP. 2.3.1 CALCULO ELECTRICO. Cálculo eléctrico en este apartado se determinara parámetros de la línea de interconexión. Resistencia, Inductancia, capacidad, conductancia de aislamiento y efecto corona. Criterios para el diseño eléctrico y cálculo de secciones de los conductores: caída de tensión admisible y rendimiento energético entre otros aspectos a considerar en este capítulo tenemos: La línea a diseñar debe ser capaz de transportar 32MVA de potencia. 2.3.1.1 CALCULO DE LA CORRIENTE POR CONDUCTOR.    A KV MVA I 77.422 95.0463 32  Por lo tanto la opción más factible para llevar esta corriente es el conductor CHICKADEE que tiene una ampacidad de 491.64A. Soporta la corriente que se desea transportar mediante la línea. SELECCIÓN DE CONDUCTORES Conductor: 397.5MCM CHICKADEE. Tipo ACSR (Conductor de aluminio con refuerzo de acero). Los datos técnicos del conductor CHICKDEE se presentan a continuación: Diámetro mm Resistencia 20Ω Sección total mm 2 Peso Propio Kg/Km Carga de Ruptura Kg Modulo E Kg/mm 2 Corriente Max A Coeficiente. α 18.872 0.14331 212.58 642.9 4509 7000 491.64 2.11E-05 61 Conductor: HENDRYX 397.5 Los datos técnicos del conductor HENDRYX se presentan a cont