tesis eletrica

UNIVERSIDAD VERACRUZANA FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA Y

ELÉCTRICA

“INSTALACIONES AÉREAS DE MEDIA TENSIÓN “

MONOGRAFIA

Que para obtener el título de: INGENIERO MECÁNICO ELÉCTRICISTA

PRESENTA: OSCAR MARÍN VILLA

DIRECTOR: MTRO. JESUS A. CAMARILLO MONTERO

XALAPA, VER. SEPTIEMBRE 2013

AGRADECIMIENTOS

Una meta en mi vida se ha cumplido. Gracias a Dios y a la virgen de Guadalupe por todo

Quiero agradecer a mis padres Víctor Daniel Marín Marín y Silvia Villa González

por todo el apoyo, la comprensión y dedicación que siempre tuve de su parte

Gracias a mis hermanos Víctor Rafael Marín Villa y Samuel Marín Villa

por brindarme su apoyo siempre que lo necesite

Gracias a todos mis amigos

que siempre me apoyaron

Gracias a mi director Mtro. Jesús Antonio Camarillo Montero

por su buena disposición y profesionalismo

Gracias a mi honorable jurado

Ing. Juan García Sánchez

Ing. Uriel García Ortiz

Y gracias a todos mis maestros

que con su profesionalismo y entrega contribuyeron en mi formación

Instalaciones Aéreas de Media Tensión Índice

1. INTRODUCCIÓN. ............................................................................................... 6

CAPITULO 1: DEFINICIÓN Y PARÁMETROS DE UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN

EN MEDIA TENSIÓN .............................................................................................. 7

1.1. EL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL ..................................................... 7

1.2. Definición de una línea de transmisión. ...................................................... 9

1.2.1. Líneas de transmisión cortas. .............................................................. 9

1.2.2. Regulación de voltaje. ....................................................................... 10

1.2.3. Líneas de transmisión medias. .......................................................... 11

1.3. Parámetros de una línea de transmisión. ................................................. 13

1.3.1. Resistencia. ....................................................................................... 13

1.3.2. Inductancia. ....................................................................................... 15

1.3.3. Capacitancia ...................................................................................... 19

CAPITULO 2: INSTALACIONES ELÉCTRICAS DE MEDIA TENSIÓN. ............... 25

2.1. Tipos de instalaciones en media tensión .................................................. 25

2.1.1. Líneas subterráneas .......................................................................... 25

2.1.2. Líneas aéreas .................................................................................... 26

2.2. Tipos de estructuras. ................................................................................ 26

2.2.1. Estructura tipo T ................................................................................ 27

2.2.2. Estructura tipo R. ............................................................................... 32

2.2.3. Estructura tipo A ................................................................................ 35

2.2.4. Estructura tipo V ................................................................................ 36

2.3. Conductores. ............................................................................................ 38

2.3.1. Tendido de conductores en áreas urbanas y rurales. ........................ 40

2.3.2. Fijación de conductores. .................................................................... 41

2.4. Aisladores ................................................................................................ 44

2.4.1. Aisladores tipo poste. ........................................................................ 44

2.4.2. Aislador tipo suspensión. ................................................................... 46

2.4.3. Aislador tipo carrete y retenida. ......................................................... 47

2.5. Herrajes. ................................................................................................... 48

2.5.1. Crucetas. ........................................................................................... 48

2.5.2. Abrazaderas. ..................................................................................... 49

Instalaciones Aéreas de Media Tensión Índice

2.5.3. Tirantes. ............................................................................................. 50

2.5.4. Molduras y ojos Re. ........................................................................... 50

2.5.5. Bastidores tipo B. ............................................................................... 51

2.5.6. Tornillos y pernos doble rosca. .......................................................... 51

2.6. Equipos de protección. ............................................................................. 52

2.6.1. Apartarrayos. ..................................................................................... 52

2.6.2. Cortacircuitos fusible. ........................................................................ 53

2.6.3. Restaurador y Seccionador. ............................................................. 54

2.7. Sistemas de tierra. ................................................................................... 56

2.7.1. Bajante para tierra. ............................................................................ 56

2.7.2. Electrodo para tierra. ......................................................................... 56

2.8. Contaminación en instalaciones aéreas. .................................................. 57

2.9. Transformadores de distribución. ............................................................. 59

2.9.1. Tipos de transformadores de distribución y sus usos. ....................... 59

CAPITULO 3: NORMATIVIDAD. .......................................................................... 62

3.1. Antecedentes. .......................................................................................... 62

3.2. Conductores. ............................................................................................ 63

3.3. Equipo de protección. ............................................................................... 66

3.4. Sistemas de tierra. ................................................................................... 68

3.5. Transformadores. ..................................................................................... 70

4. GLOSARIO ....................................................................................................... 73

5. CONCLUSIONES. ............................................................................................. 75

6. REFERENCIAS ................................................................................................. 76

Instalaciones Aéreas de Media Tensión Introducción

Oscar Marín Villa 6

1. INTRODUCCIÓN.

Uno de los principales motivos por lo que se realizó este trabajo es con el fin de

que los estudiantes se familiaricen con lo que son las instalaciones de media

tensión, abarcando todas las partes que la componen desde su estructura,

conductores, equipos, entre otras cosas y así puedan tener un mayor

conocimiento sobre lo que es una red de distribución (enfocado a la normatividad

vigente por parte de la compañía suministradora)

Las líneas de distribución en media tensión que van desde los 1,000 Volts hasta

los 34,500 Volts, son sin duda un paso intermedio para llevar la energía eléctrica

generada en las plantas eléctricas a su destino final que es el usuario, esto

mediante una serie de pasos que incluyen la transformación de energía por medio

de transformadores de distribución, que permiten reducir el voltaje al nivel

adecuado para el consumidor.

Una red de distribución es el medio a través del cual se trasmite la energía y la

potencia al consumidor final. Se constituye de líneas eléctricas ya sea aéreas o

subterráneas y de todos los dispositivos necesarios: líneas de distribución

primaria, secundaria, transformadores, etc.

Toda red de distribución eléctrica debe tener como objetivo final asegurar la

calidad y continuidad de servicios a usuarios, evitando cortes de energía y

solucionando con la mayor brevedad posible estos cortes en caso de que se

produzcan.

Para que las líneas aéreas de distribución lleguen a la parte de transformación ya

se tuvo que haber tomado en cuenta todos los accesorios necesarios para un

correcto funcionamiento como lo son conductores, aisladores, estructuras y

equipos de protección que cuidaran que los transformadores no fallen y poder

tener un servicio continúo.

Instalaciones Aéreas de Media Tensión Capítulo uno


CAPITULO 1: DEFINICIÓN Y PARÁMETROS DE UNA

LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN MEDIA TENSIÓN

1.1. EL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

La generación de energía eléctrica inició en México a fines del siglo XIX. La

primera planta generadora que se instaló en el país (1879) estuvo en León,

Guanajuato, y era utilizada por la fábrica textil “La Americana”. Casi

inmediatamente se extendió esta forma de generar electricidad dentro de la

producción minera y, marginalmente, para la iluminación residencial y pública.

En 1889 operaba la primera planta hidroeléctrica en Batopilas (Chihuahua) y

extendió sus redes de distribución hacia mercados urbanos y comerciales donde

la población era de mayor capacidad económica. No obstante, durante el régimen

de Porfirio Díaz se otorgó al sector eléctrico el carácter de servicio público,

colocándose las primeras 40 lámparas "de arco" en la Plaza de la Constitución,

cien más en la Alameda Central y comenzó la iluminación de la entonces calle de

Reforma y de algunas otras vías de la Ciudad de México.

Algunas compañías internacionales con gran capacidad vinieron a crear filiales,

como The Mexican Light and Power Company, de origen canadiense, en el centro

del país; el consorcio The American and Foreign Power Company, con tres

sistemas interconectados en el norte de México, y la Compañía Eléctrica de

Chapala, en el occidente. A inicios del siglo XX México contaba con una capacidad

de 31 MW, propiedad de empresas privadas.

Fue el 2 de diciembre de 1933 cuando se decretó que la generación y distribución

de electricidad son actividades de utilidad pública.

En ese momento las interrupciones de luz eran constantes y las tarifas muy

elevadas, debido a que esas empresas se enfocaban a los mercados urbanos más

redituables, sin contemplar a las poblaciones rurales, donde habitaba más de 62%

de la población. La capacidad instalada de generación eléctrica en el país era de

629.0 MW.



Para dar respuesta a esa situación que no permitía el desarrollo del país, el

gobierno federal creó, el 14 de agosto de 1937, la Comisión Federal de

Electricidad (CFE), que tendría por objeto organizar y dirigir un sistema nacional

de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, basado en

principios técnicos y económicos, sin propósitos de lucro y con la finalidad de

obtener con un costo mínimo, el mayor rendimiento posible en beneficio de los

intereses generales.

El primer gran proyecto hidroeléctrico de CFE se inició en 1938 con la

construcción de los canales, caminos y carreteras de lo que después se convirtió

en el Sistema Hidroeléctrico Ixtapantongo, en el Estado de México, que

posteriormente fue nombrado Sistema Hidroeléctrico Miguel Alemán.

En 1938 CFE tenía apenas una capacidad de 64 kW, misma que, en ocho años,

aumentó hasta alcanzar 45,594 kW. Hacia 1960 la CFE aportaba ya el 54% de los

2,308 MW de capacidad instalada, la empresa Mexican Light el 25%, la American

and Foreign el 12%, y el resto de las compañías 9%.

El presidente Adolfo López Mateos decidió nacionalizar la industria eléctrica, el 27

de septiembre de 1960. A partir de entonces se comenzó a integrar el Sistema

Eléctrico Nacional, extendiendo la cobertura del suministro y acelerando la

industrialización.

Para 1961 la capacidad total instalada en el país ascendía a 3,250 MW. CFE

vendía 25% de la energía que producía y su participación en la propiedad de

centrales generadoras de electricidad pasó de cero a 54%, ya para 1971 se tenía

una capacidad instalada de 7,874 MW.

Posteriormente se unificaron las frecuencias a 60 Hertz y CFE integró los sistemas

de transmisión en el Sistema Interconectado Nacional.

A inicios del año 2000 se tenía ya una capacidad instalada de generación de

35,385 MW, cobertura del servicio eléctrico del 94.70% a nivel nacional, una red

de transmisión y distribución de 614,653 Km y más de 18.6 millones de usuarios,



incorporando casi un millón cada año. A partir octubre de 2009, CFE es la

encargada de brindar el servicio eléctrico en todo el país contando con 13

divisiones las cuales son:

Fig. 1.1 Divisiones de CFE.

1.2. Definición de una línea de transmisión.

Las líneas de transmisión son un grupo de conductores dispuestos paralelamente

que transportan la energía eléctrica a elevados voltajes, y montados sobre

soportes que proporcionan el aislamiento requerido entre conductores y entre

conductores a tierra, la cual tiene como fin transferir la energía eléctrica de un

centro de generación a un centro de consumo (cargas). Así mismo, conduce la

energía a otras redes de potencia por medio de interconexiones. Estas se

clasifican en tres tipos que son las líneas cortas que son hasta de 80 Km, líneas

medias de 80 Km a 240 Km y líneas largas que son mayores a 240 km, y no son

utilizadas para distribución.

1.2.1. Líneas de transmisión cortas.

Dentro de esta categoría están las líneas de transmisión de hasta 80 Km. (50

millas).

Cuando una línea de transmisión aérea se clasifica como corta, la capacitancia en

derivación es tan pequeña que se puede considerar despreciable y sólo se

considera la resistencia R y la reactancia inductiva XL en serie para toda la línea.



Una línea de transmisión corta está representada de la siguiente manera:

Fig. 1.2 Circuito equivalente de una línea corta.

Observando detenidamente la figura, la ecuación 1.1 se puede observar que:

(1.1)

Además:

(1.2)

Donde:

IS= corriente del emisor o del generador.

IR= corriente del receptor o de la carga.

Vs= voltaje línea a neutro del emisor o del generador.

VR= voltaje línea a neutro del receptor o de la carga.

Z= impedancia serie total de la línea.

1.2.2. Regulación de voltaje.

La regulación de voltaje de una línea de transmisión es la elevación de voltaje en

el extremo receptor, expresada en porcentaje del voltaje a plena carga a un factor

de potencia específico mientras se mantiene constante el voltaje en el extremo

generador. Para el cálculo del porcentaje de regulación se tiene la ecuación 1.3:

(1.3)

Para tener una mejor comprensión y obtener el cálculo de las variables se

presentan los diagramas vectoriales para los diferentes factores de potencia

posibles que pueden tener las cargas.



Fig. 1.3 Diagramas vectoriales.

a) Factor de potencia unitario

b) Factor de potencia atrasado

c) Factor de potencia adelantado

Donde:

VR = Voltaje en el extremo receptor.

IR = Corriente en el extremo receptor.

IRR = Caída de voltaje producida por la resistencia de la línea.

IRXL = Caída de voltaje producida por el efecto inductivo de la línea.

IRZ = Caída de voltaje producida por la impedancia serie de la línea.

VS = Voltaje en el extremo emisor.

= Ángulo del factor de potencia

= Ángulo entre VS y VR llamado ángulo de transmisión.

De la figura 1.2 se puede observar que el voltaje en el extremo emisor se puede

calcular mediante la ecuación 1.3:

) (1.4)

Donde: + Para cargas inductivas - Para cargas capacitivas

1.2.3. Líneas de transmisión medias.

Se denominan líneas medias aquellas líneas de transmisión que tienen una

longitud entre 80 y 240 Km. (50 a 150 millas).



Para cálculos en líneas de longitud media si se toma en cuenta el efecto capacitivo

en forma de admitancia en paralelo (capacitancia pura). Cuando la admitancia se

divide en dos partes iguales y se coloca cada uno en los extremos del circuito se

le llama circuito nominal .

Fig. 1.4 Línea de transmisión media en circuito

Para los cálculos de VS e IS se tienen las ecuaciones 1.5 y 1.6 respectivamente:

(1.5)

(1.6)

Para una línea de transmisión de longitud media también existe el circuito T, en

este la admitancia se toma completa y se coloca a la mitad del circuito como se

muestra en la figura:

Fig. 1.5 Línea de transmisión en circuito T.



Para los cálculos de VS e IS se tienen las ecuaciones 1.7 y 1.8:

(1.7)

(1.8)

Para las líneas de longitud media el porcentaje de regulación se obtiene mediante

la ecuación 1.9:

(1.9)

1.3. Parámetros de una línea de transmisión.

Los parámetros de una línea de transmisión juegan un papel muy importante

dentro de las instalaciones aéreas, ya que nos ayudan a tener un cálculo más

correcto y ver que su funcionamiento sea el correcto.

1.3.1. Resistencia.

Se define como la capacidad de limitar o de presentar oposición de algunos

materiales al paso de la corriente eléctrica y de convertir energía eléctrica en

energía calorífica, siendo la causa principal de las pérdidas que se presentan en

una línea de transmisión. La resistencia depende directamente del material de que

están hechos los conductores, así como de sus dimensiones y temperatura a la

que se encuentra, y a menos que se especifique claramente lo contrario, se tratará

únicamente con la resistencia efectiva del conductor.

Para la corriente directa la resistencia para cualquier material de sección

transversal uniforme se obtiene con la ecuación 1.10:

(1.10)

Donde:

Resistividad del material de que está compuesto el conductor [Ω·cmil/ft ó Ω·m]. Longitud del conductor [ft ó m].

Área o sección transversal del conductor [cmil ó m2].



La ecuación 1.10 es para calcular la resistencia para corriente directa, donde se

considera que la corriente está distribuida uniformemente en toda la sección del

conductor. Por lo tanto, para calcular la resistencia para corriente alterna o

también llamada resistencia efectiva se lleva a cabo con la ecuación 1.11:

(1.11)

El aumento de la resistencia de CD ocasionado por el trenzado en líneas de

transmisión es de aproximadamente 1% para conductores compuestos por tres

hilos y de 2% para aquellos que están formados por más de 3 conductores.

Efecto piel o skin.

Conforme se aumenta la frecuencia de la corriente alterna, la no uniformidad de la

distribución de la corriente en la superficie de los conductores se hace más

pronunciada. Un incremento en la frecuencia da origen a una densidad de

corriente no uniforme. A este fenómeno se le conoce como efecto piel.

Un incremento adicional de resistencia se presenta por el efecto superficial, ya que

con corriente alterna, el campo magnético produce un efecto de oposición a la

penetración de la corriente al centro del conductor, debido a fenómenos

inductivos; la variación de flujo, induce altos voltajes en las capas interiores y

éstas debido a este gran voltaje inducido y por la Ley de Lenz aumentan su

oposición al paso de la corriente; por lo que, la densidad de corriente (corriente por

unida de área) se incrementa en las capas del conductor que están cercanas a la

superficie de éste y se reducen hacia el centro del mismo, produciendo un

desequilibrio en el valor del efecto joule de las distintas capas del conductor, con

un aumento en el total.

Fig. 1.6 Efecto piel.



1.3.2. Inductancia.

La inductancia de una línea de transmisión se calcula como enlaces de flujo por

ampere. Si la permeabilidad μ es constante, la corriente sinusoidal produce flujos

que varían sinusoidalmente en fase con la corriente. Entonces los enlaces de flujo

resultantes se pueden expresar como el fasor , y la inductancia está dada por la

ecuación 1.12:

(1.12)

Inductancia Mutua.

La inductancia mutua (M) o coeficiente de autoinducción mutua entre dos circuitos,

son los enlaces de flujo de uno de los circuitos debido a la corriente del otro, por

cada ampere de corriente de éste. Si la corriente I2 produce enlaces de flujo

con el circuito 1, la inductancia mutua en Henrios estará dada por la ecuación

1.13:

(1.13)

La inductancia mutua es importante para determinar la influencia de las líneas de

fuerza sobre las líneas telefónicas o el acoplamiento magnético entre líneas de

fuerza paralelas.

Inductancia de un conductor debido al flujo interno y externo.

La variación de las líneas de flujo internas en los conductores contribuye a la F. E.

M. del circuito y, por consiguiente, a la inductancia. Al hacer un análisis de la

inductancia debido al flujo interno, se debe tomar en cuenta que cada línea de

campo interna enlaza sólo una fracción de la corriente total. Para obtener el valor

correcto de la inductancia, debemos tomar en cuenta los dos flujos presentes en el

conductor, el externo y el interno.

Para obtener la inductancia interna de un conductor se debe de tener en cuenta

los enlaces de flujo internos y sustituirlos en la ecuación 1.12 y así obtener la



ecuación 1.14 donde se observa que la inductancia interna permanecerá

constante:

(1.14)

Al igual que en la inductancia interna lo mismo pasa con la inductancia externa

como se observa en la ecuación 1.15, solo que esta si será variable ya que

dependerá de diferentes distancias a un mismo punto.

(1.15)

Inductancia de una línea bifilar.

Para tomar la inductancia de dos conductores separados cierta distancia, se debe

tomar en cuenta tanto la inductancia interna como la inductancia externa de un

conductor y los mismos parámetros del segundo, para luego sumarlos y así

obtener la inductancia de una línea simple de dos conductores.

Fig. 1.7 Conductores sólidos a una distancia D

Enlaces de flujo de un conductor dentro de un grupo de conductores.

Este tipo de análisis se lleva a cabo debido a que las líneas de transmisión utilizan

conductores que están compuestos de varios hilos arrollados en paralelo.

Dentro de los enlaces de flujo de un conductor que se encuentra en un grupo se

toma en cuenta que la suma vectorial de las corrientes a través de estos



conductores es balanceada, es decir, que la suma de las corrientes es igual con

cero.

Fig. 1.8 Grupo de conductores sólidos distanciados con respecto a un mismo punto.

Inductancia de líneas de conductores compuestos.

La siguiente figura nos muestra una línea de transmisión monofásica simple,

compuesta de dos conductores, “x” y “y”; cada uno está constituido por un número

n y m de hilos, respectivamente. Los hilos son idénticos. El conductor “x”,

transporta una corriente I, por lo tanto, cada hilo componente del conductor “x”

lleva una corriente I/n. El conductor “y”, constituye el conductor de retorno del

circuito. Transportando cada uno de sus hilos componentes una corriente -I/m.

Fig. 1.9 Conductores compuestos diferentes.

En este tipo de conductores se emplea lo que se conoce como distancia media

geométrica la cual es la raíz mn-ésima de todos los productos de las distancias de

los n hilos del conductor x por los m hilos del conductor y sin que se repitan tales

distancias.. También se maneja lo que es el radio medio geométrico que es la raíz

n2-ésima de la multiplicación de todos los conductores que forman un mismo

conductor.



Cálculo de la reactancia inductiva en líneas de transmisión.

Para los cálculos de los parámetros de las líneas de transmisión de energía

eléctrica, es preferible trabajar con la reactancia inductiva, en lugar de inductancia.

La reactancia inductiva se puede calcular con la ecuación 1.16:

(1.16)

La reactancia inductiva de un conductor de una línea monofásica simple de dos

conductores está dada por la ecuación 1.17:

(1.17)

Reactancia inductiva de líneas trifásicas.

En las líneas trifásicas se debe de tener en cuenta que existen dos tipos las de

conductores con disposición simétricas y las de conductores con disposición

asimétrica.

Fig. 1.10Disposición simétrica Fig. 1.11Disposición asimétrica

Las líneas con disposición simétrica son aquellas que están separadas una misma

distancia entre fases como se puede observar en la figura 1.10, por lo que si

tomamos en cuenta que es un sistema balanceado y que por lo tanto la suma de

corrientes es igual con cero y además teniendo en cuenta que son los mismos

conductores por lo que sus radios geométricos son los mismos la inductancia será

la misma para todos los conductores.



Ahora para los conductores de disposición asimétrica que es cuando están

colocados de forma que sus distancias no son iguales de separación entre fases,

el llevar a cabo el cálculo de la inductancia es un poco más complicado debido a

que cada fase tendrá una inductancia diferente. Para balancear las tres fases, se

intercambian de posición los conductores a intervalos regulares a lo largo de la

línea de manera que cada conductor ocupe la posición de cada uno de los otros

conductores sobre una distancia igual, a este intercambio de posiciones se le

conoce como “transposición de conductores o transposición de la línea” como se

puede observar en la figura siguiente:

Fig. 1.12 Transposición de líneas.

El resultado de la transposición, es que todos los conductores tienen la misma

inductancia media a lo largo del circuito completo y se puede considerar como

simétrico.

1.3.3. Capacitancia

La capacitancia de una línea de transmisión es el resultado de la diferencia de

potencial entre los conductores y origina que ellos se carguen de la misma forma

que las placas de un capacitor cuando hay una diferencia de potencial entre ellas.

La capacitancia entre conductores es la carga por unidad de diferencia de

potencial. La capacitancia entre conductores paralelos es una constante que

depende del tamaño y espaciamiento entre ellos.

Un voltaje alterno en una línea de transmisión tiene como consecuencia que la

carga en los conductores en un punto dado aumente o disminuya con el aumento



o disminución del valor instantáneo de voltaje entre los conductores en ese punto.

La corriente que se origina por la carga y descarga alternadas de una línea debida

al voltaje alterno, se conoce como “corriente de carga de la línea”. Como la

capacitancia es una derivación entre conductores, la corriente de carga fluye en la

línea de transmisión aun cuando este en circuito abierto. La capacitancia afecta

tanto la caída de voltaje a lo largo de la línea, como en la eficiencia, el factor de

potencia de la línea y la estabilidad del sistema del cual la línea forma parte.

Cuando la distancia de la línea es considerable el efecto que trae consigo la

capacitancia es el de tener un voltaje en vacío de la línea superior al voltaje de la

fuente.

Campo eléctrico de un conductor largo y recto.

Si se tiene un conductor recto, cilíndrico y de gran longitud, el cual tiene una carga

uniforme en toda su extensión y, además, se considera que está aislado de otras

cargas de manera que su carga está uniformemente repartida, el flujo que produce

es radial y todos los puntos que se encuentren equidistantes al conductor son

equipotenciales, teniendo también la misma densidad de flujo eléctrico.

La densidad de flujo eléctrico a una distancia de “x” metros del centro del

conductor con una carga por unidad de longitud está dada por la ecuación 1.18:

(1.18)

Donde: q = carga uniformemente repartida por metro de longitud x = distancia del conductor al punto donde se calcula la densidad de flujo eléctrico.

La intensidad de campo eléctrico o el negativo del gradiente de potencial es igual

a la densidad de flujo eléctrico dividida entre la permitividad del medio. Por lo

tanto, la intensidad del campo eléctrico viene dada por la ecuación 1.19

(1.19)



Diferencia de potencial entre dos puntos debido a una carga.

La diferencia de potencial entre dos puntos en volts es numéricamente igual al

trabajo en joule por coulomb necesario para mover un coulomb de carga entre los

dos puntos. Por lo tanto la diferencia de potencial entre dos puntos se calcula con

la ecuación 1.20:

(1.20)

Considerando un conductor largo y rectilíneo con una carga positiva en Coulomb,

tal como se muestra en la figura.

Fig. 1.13 Trayectoria de integración entre dos puntos externos a un conductor con carga positiva

distribuida uniformemente

Los puntos P1 y P2 se localizan a las distancias D1 y D2 metros del centro del

conductor, respectivamente. La carga positiva en el conductor ejerce una fuerza

de repulsión sobre todas las cargas positivas localizadas en el campo. Si D2>D1

entonces se debe ejercer trabajo sobre el sistema para moverla de P2 a P1,

estando P1 a un mayor potencial que P2. Se dice que el punto P1 está a un mayor

potencial que el punto P2, si para mover una carga desde P2 hasta P1 se debe

aplicar una fuerza. Si la carga de un coulomb se mueve del punto P1 al punto P2,

el sistema libera energía y la cantidad de trabajo es la caída de potencial desde P1

a P2. La diferencia de potencial es independiente de la trayectoria que se siga.

Para calcular la caída de potencial entre dos puntos, se determina el voltaje entre

dos superficies equipotenciales como se observa en la ecuación 1.21:



(1.21)

D1 puede llegar a tomar un valor mínimo igual al radio r del conductor y D2 es la

distancia de un punto cualquiera a partir del centro del conductor.

Capacitancia de una línea bifilar.

La capacitancia que existe entre dos conductores de una línea bifilar es la carga

de los conductores por unidad de diferencia de potencial entre ellos como se

observa en la ecuación 1.22:

(1.22)

Donde: q = carga de un conductor de la línea repartida por metro de longitud [C/m] V = diferencia de potencial entre los conductores [Volts]

Para calcular la tensión entre dos conductores de una línea bifilar como la que se

muestra en la figura 1.14 se debe hallar la diferencia de potencial entre ellos.

Primero se calcula la caída de tensión debido a la carga qa del conductor “a”,

después la carga qb debido al conductor “b” y la tensión Vab es la suma de las

caídas de tensión producidas por cada una de las cargas.

Fig. 1.14 Línea bifilar.

Cálculo de la reactancia capacitiva de una línea de transmisión.

Al igual que la inductancia en la capacitancia es preferible trabajar con reactancias

como parámetros en las líneas de transmisión. Para calcular la reactancia

capacitiva al neutro de una línea de transmisión lo hacemos mediante la ecuación

1.23:

(1.23)



Capacitancia de líneas trifásicas.

En las líneas trifásicas se debe de tener en cuenta que existen dos tipos al igual

que en la inductancia, las de conductores con disposición simétricas y las de

conductores con disposición asimétrica.

Fig. 1.15 Disposición simétrica fig. 1.16 Disposición asimétrica

La tensión Vab de la línea trifásica debida a las cargas en los conductores a, b y c

de la figura 1.15 está dada por la ecuación 1.24:

(1.24)

Al ser una disposición simétrica, las distancias entre sí son iguales por lo que el

aporte por la carga de “c” se convierte en cero. Para Vac es lo mismo solo que en

este caso el que se elimina es el aporte de la carga “b”

Mediante la suma de vectores como se observa en la figura se obtiene la ecuación

1.25:

(1.25)

Sustituyendo en la ecuación 1.25 se puede encontrar que el voltaje de “a” con

respecto al neutro venga dada por la ecuación 1.26:

La capacitancia con respecto al neutro se obtiene sustituyendo la caída de tensión

de “a” con respecto al neutro se puede notar que la capacitancia con respecto al

neutro para una línea trifásica simétrica está dada por la ecuación 1.27:



Fig. 1.17 Suma de vectores

(1.26)

μF/mi/Respecto al neutro (1.27)

Para las líneas trifásicas con disposición asimétrica se debe de transponer sus

conductores de manera que cada uno ocupe el lugar de los otros dos en el

trayecto de ésta. Con la transposición, la capacitancia por fase que se calcula es

la capacitancia promedio al neutro en toda la extensión siendo la misma para los

otros conductores.

Instalaciones Aéreas de Media Tensión Capítulo dos


CAPITULO 2: INSTALACIONES ELÉCTRICAS DE MEDIA

TENSIÓN.

2.1. Tipos de instalaciones en media tensión

2.1.1. Líneas subterráneas

Son aquellas que están constituidas por uno o varios cables aislados que forman

parte de un circuito eléctrico, colocados bajo el nivel del suelo, ya sea

directamente enterrada o en ductos.

Los aspectos que con carácter general deberán tenerse en cuenta en el diseño e

instalación de líneas subterráneas de MT son los siguientes:

Tensión nominal.

Sistema de distribución.

Cables y accesorios.

Las configuraciones con que cuenta una instalación subterránea en media tensión

son:

Configuración en anillo :

Es aquella que cuenta con más de una trayectoria entre la fuente o fuentes y la

carga para proporcionar el servicio de energía eléctrica.

Fig. 2.1 Configuración en anillo



Configuración radial:

Es aquélla que cuenta con una trayectoria entre la fuente y la carga

proporcionando el servicio de energía eléctrica.

Fig. 2.2 Configuración radial.

Para las instalaciones subterráneas deben emplearse conductores de aluminio y

en casos especiales en que la CFE lo requiera, se podrán utilizar conductores de

cobre.

En una Red Subterránea las fallas se deben considerar siempre como fallas

permanentes, por lo que no deben de utilizarse recierres.

2.1.2. Líneas aéreas

Las líneas aéreas son aquellas que están constituidas por conductores desnudos,

forrados o aislados, tendidos en el exterior de edificios o en espacios abiertos y

que están soportados por postes u otro tipo de estructuras con los accesorios

necesarios para su fijación, separación y aislamiento de los mismos conductores.

Su tensión eléctrica de operación va de los 1000 hasta los 34500 volts.

Las líneas aéreas de media tensión deben tener resistencia mecánica suficiente

para soportar las cargas propias y las debidas a las condiciones meteorológicas a

que estén sometidas, según el lugar en que se ubiquen, con los factores de

sobrecarga adecuados.

2.2. Tipos de estructuras.

Se consideran estructuras de líneas de media tensión todas aquellas que soporten

conductores cuya operación sea de 13 hasta 33 kV. La identificación de las



estructuras está codificada con base al tipo, de la posición de los diferentes

niveles y número de conductores en la estructura. Esto facilita su sistematización

al momento de presupuestar o requerir materiales.

Las estructuras metálicas, incluyendo postes de alumbrado, canalizaciones

metálicas, marcos, tanques y soportes del equipo de líneas, cubiertas metálicas de

los cables aislados, manijas o palancas metálicas para operación de equipo, así

como los cables mensajeros, deben estar puestos a tierra efectivamente de tal

manera que durante su operación no ofrezcan peligro a personas o animales.

2.2.1. Estructura tipo T

Consideraciones de la estructura tipo T:

La estructura tipo "T" sirve para soportar conductores de líneas primarias

sin absorber el esfuerzo de su tensión mecánica, solo los debidos al efecto

de viento o pequeñas tensiones mecánicas como las del tramo flojo o de

alguna pequeña deflexión.

La estructura tipo "T" se usa en líneas de distribución urbana y rural. Esta

estructura se utilizara siempre y cuando cumpla con la separación

horizontal y vertical a construcciones, en caso contrario se utiliza

estructuras tipo “V”.

Para este tipo de estructuras el claro máximo interpostal depende

fundamentalmente de sí:

Se usa en líneas en media tensión urbana y rural.

La altura mínima del poste a utilizar en líneas de media tensión es de 12 m.

La fase del centro siempre debe ir al lado de la calle.

La posición de las crucetas en el poste se debe alternar, es decir, una del

lado fuente y la siguiente en el lado de la carga.

En líneas rurales con sistemas 3F-4H con conductores pesados, el neutro

se deberá llevar como hilo de guarda.

En líneas rurales de 3 fases construidas con estructuras tipo “T”, la fase

central se alternará en cada poste (en zigzag).



Existen cuatro derivaciones importantes de la estructura tipo T que se muestran en

la tabla 2.1:

Tabla 2.1. Derivaciones de estructuras tipo T

Estructura Clave de referencia

Te, sencilla, 2 fases, neutro corrido TS2N

Te, sencilla, 2 fases, neutro de guarda TS2G

Te, sencilla, 3 fases, neutro corrido TS3N

Te, sencilla, 3 fases, neutro de guarda TS3G

Estructura TS2N

Esta estructura se utilizará en el área rural en regiones con baja incidencia de

descargas atmosféricas y predominio de servicios monofásicos. En área urbana se

utilizara donde no exista línea secundaria.

Se deben de tomar en cuenta algunas consideraciones como:

En líneas rurales se instalará una bajante de tierra cada 2 estructuras. En

líneas urbanas la conexión a tierra quedara determinada por la red

secundaria.

El neutro se instalará del lado del tránsito en el derecho de vía.

Fig. 2.3 Estructura tipo TS2N



Fig. 2.4 Módulo de materiales de la estructura TS2N

Estructura TS2G.

Esta estructura se utilizará en aéreas rurales con alta incidencia de descarga

atmosférica y predominio de servicios monofásicos.

Se tomarán en cuenta algunas consideraciones como:

Se instalara una bajante de tierra cada dos estructuras.

Para aumentar distancia interpostal y eliminar la limitante de separación a

piso utilice bayoneta p.

Fig. 2.5 Estructura tipoTS2G



Fig. 2.6 Módulo de materiales de la estructura TS2G

Estructura TS3N.

Se utiliza en áreas rurales con baja incidencia de descargas atmosféricas y en

áreas urbanas para líneas de media tensión sin red de baja tensión.

En áreas rurales la fase central deberá instalarse alternadamente (a uno y otro

lado del poste) en cada estructura.

En áreas rurales se instalará una bajante de tierra cada dos estructuras como

mínimo mientras que en áreas urbanas la conexión a tierra la determinará la red

secundaria.

Fig. 2.7 Estructura TS3N



Fig. 2.8 Módulo de materiales de la estructura TS3N

Estructura TS3G

Esta estructura se utilizará en áreas rurales con alta incidencia de descargas

atmosféricas tanto en sistemas "A" como excepcionales en sistemas "B".

En el sistema "A" utilice el neutro corrido para llevarlo como hilo de guarda.

La fase central debe instalarse alternadamente (a uno y otro lado del poste) en

cada estructura.

Para esta tipo se instalará una bajante de tierra cada dos estructuras.

Fig. 2.9 Estructura TS3G



Fig. 2.10 Módulo de materiales de la estructura TS3G

Dentro de la estructura tipo T se encuentra la de tipo TD(Te doble) la cual se

utiliza para deflexiones mayores a las permitidas por la estructura TS, la estructura

TD permite una deflexión hasta 25º, el claro máximo de esta estructura lo define la

estructura TS, La deflexión máxima horizontal está limitada por la resistencia

mecánica de la retenida que soporta el empuje del viento en poste y conductores,

así como la componente transversal de la tensión máxima de los cables debida a

la deflexión de la línea.

2.2.2. Estructura tipo R.

Consideraciones acerca de la estructura R:

La estructura tipo RD se usa para rematar los conductores donde principia

o termina la línea. El remate de los conductores se hace en cruceta, las

estructuras RD se deben instalar en tangente.

Esta soporta las cargas verticales, transversales y longitudinales que

transmiten los cables, así como el empuje del viento sobre el poste, sin

embargo para el diseño rigen las cargas longitudinales de los cables.

La capacidad de carga de ésta estructura depende fundamentalmente de la

resistencia de la cruceta así como el conjunto retenida, perno ancla, ancla y

empotramiento.



Para el diseño de la estructura se considera a la línea como un sistema

formado por estructuras de: paso, deflexión anclaje y remate con tensiones

mecánicas de cables iguales, de tal manera que en las estructuras de paso

y deflexión las tensiones horizontales se encuentran en equilibrio y que la

estructura de remate absorbe las tensiones longitudinales.

Existen cinco derivaciones importantes de la estructura tipo R como se muestra en

la tabla 2.2:

Tabla 2.2 Derivaciones de estructuras tipo R

Estructura Clave de referencia.

Remate, Poste, 2 fases, neutro corrido RD2N

Remate, Poste, 2 fases, guarda RD2G

Remate, Poste, 3 fases, neutro corrido RD3N

Remate, doble, 3 fases, neutro corrido RD3N/RD3

Remate, Poste, 3 fases, guarda RD3G

En las estructuras RD2N, RD2G, RD3N, RD3G, todas son utilizadas para rematar

conductores ligeros y pesados en líneas rurales en un lado del poste.

En áreas urbanas se remata el neutro en bastidor y carrete h.

Fig. 2.11 Estructura RD2N



Fig. 2.12 Modulo de materiales de la estructura RD2N.

Estructura RD3N/RD3

Esta estructura es la comúnmente llamada estructura tipo E. En esta estructura se

procura que los puentes queden de una sola pieza.

Fig. 2.13 Estructura RD3N/RD3

Fig. 2.14 Modulo de materiales de la estructura RD3N/RD3



2.2.3. Estructura tipo A

Consideraciones de la estructura tipo A:

La estructura A de anclaje para líneas de media tensión tiene como función

aislar mecánicamente una línea con trayectoria recta, cambio de calibre y

pequeñas deflexiones.

Cuando el remate de los conductores se realice en el poste, el nombre

genérico de esta estructura es AP (anclaje en el poste). Esta estructura se

utiliza para rematar conductor de cualquier calibre.

En áreas urbanas generalmente se utiliza estructuras de anclaje con remate

en las crucetas.

En líneas rectas debe existir una estructura de anclaje cada 1 Km cuando

menos; en zonas geográficas sometidas a condiciones climatológicas que

ponen en riesgo el daño de las instalaciones deberá consultarse con el área

correspondiente.

A todas las estructuras de anclaje en líneas rurales se les debe instalar

retenidas de tempestad.

Existen cuatro derivaciones importantes de la estructura tipo A como se

muestra en la tabla 2.3.

Tabla 2.3 Derivaciones de estructura tipo A


Anclaje, doble cruceta, 2 fases, neutro corrido AD2N

Anclaje, doble cruceta, 2 fases, guarda AD2G

Anclaje, doble cruceta, 3 fases, neutro corrido AD3N

Anclaje, doble cruceta, 3 fases, guarda AD3G

Las cuatro estructuras antes mencionadas todas son utilizadas para anclar

conductores pesados y ligeros en uno o en ambos lados del poste.

Ya la selección de estas dependerá del conductor a utilizar y de la deflexión en

la línea.



Fig. 2.15 Estructura tipo AD3G

Fig. 2.16 modulo de materiales de la estructura AD3G

2.2.4. Estructura tipo V

Consideraciones de la estructura tipo V:

Esta estructura es típicamente urbana y se utiliza para dar libramiento

horizontal a edificios de varios pisos o a algún tipo de obstáculos como

anuncios, arbotantes, etc.

Esta estructura se debe usar en tramos hasta de 65 m.

En estructuras de remate (VR) o anclaje (VA) para conductor pesado se

recomienda postes de acero con retenida volada a poste o estaca para

evitar esfuerzos de torsión al poste de concreto.

La estructura de anclaje (VA) solo se usara en cambio de calibre de

conductor.



Cuando no existan problemas de libramiento horizontal se puede utilizar

la cruceta volada para reducir deflexiones de la línea en urbanizaciones

irregulares.

La cruceta debe quedar a 90° con respecto a la cara del poste.

Entre las más utilizadas en el campo laboral encontramos 6 derivaciones de la

estructura tipo V como se observa en la tabla 2.4:

Tabla 2.4 Derivaciones de la estructura tipo V


Volada, Cruceta Sencilla, 1 fases, neutro corrido. VS1N



Volada, Remate, 1 fase, neutro corrido. VR1N

Volada, Remate, 2 fases, neutro corrido. VR2N

Volada, Remate, 3 fases, neutro corrido. VR3N

Todas estas derivaciones son utilizadas exclusivamente en áreas urbanas y

cuando no existan líneas secundarias.

Las limitantes para el tramo máximo son por libramiento a piso o por resistencia

del alfiler.

También se utiliza en sistemas urbanos con neutro corrido cuando existen

problemas por separación a construcciones.

Fig. 2.17 Estructura tipo VS3N



Fig. 2.18 Modulo de materiales de la estructura VS3N

Fig. 2.19 estructura VR3N

Fig. 2.20 modulo de materiales de la estructura VR3N

2.3. Conductores.

Para seleccionar conductores se deben considerar factores eléctricos, mecánicos,

ambientales y económicos. Las condiciones ambientales pueden ser normales,

contaminadas o hielo.



Eléctricamente se calcula el calibre en función de la carga por alimentar y la

distancia de la fuente a la carga. (Analizando regulación y perdidas de energía por

conducción). Empleando como mínimo 1/0 ACSR, 3/0 AAC y Nº 2 Cu.

Los conductores se normalizan en base ha:

Calibres.

Material.

En las líneas aéreas de media tensión se pueden tener tres tipos de conductor

desnudos:

AAC (Conductor fabricado en aluminio, de nominación usada generalmente

para conductores desnudos.): Se utiliza en áreas urbanas y de

contaminación.

ACSR (Cable de aluminio con refuerzo central de acero): Se utiliza en

líneas y áreas rurales en todos los calibres normalizados

COBRE (Cable de cobre desnudo en temple duro, semiduro y suave): Se

utiliza en áreas donde se justifique técnica y económicamente.

La imagen 2.21 muestra las características de los conductores desnudos para

media tensión:

Fig. 2.21 Características de conductores desnudos.



2.3.1. Tendido de conductores en áreas urbanas y rurales.

Áreas urbanas.

Consideraciones a tomar en el tendido de conductores:

En construcción de nuevas líneas primero se debe tender y tensar la línea

de media tensión y posteriormente la línea de baja tensión.

Cuando no existan problemas por tránsito de vehículos en la trayectoria de

la línea se tendera el conductor en el piso. Los conductores de AAC o

ACSR no se deben arrastrar.

En la construcción de una línea de media tensión, se subirá primero a la

cruceta el conductor del lado de la acera, luego el conductor de la fase

central y por último el del lado del arroyo.

Cuando existan problemas por tránsito de vehículos en la trayectoria del

tendido, se deben llevar los conductores sobre las estructuras.

La línea de media tensión se debe llevar sobre rodillos instalados en las

crucetas, procurando mantener una tensión suficiente al conductor para que

no cuelgue demasiado y ocasione problemas por libramiento inadecuado

con algunos obstáculos o superficies.

Se debe tender el conductor sobre los postes, rematar en un extremo y jalar

el otro lado hasta obtener la tensión necesaria para las condiciones en que

se esté trabajando.

Después de dar la tensión especificada, se corta el cable dejando suficiente

punta para los puentes de las conexiones. Se debe procurar dejar los

puentes sin conectadores.

Áreas rurales.

Consideraciones a tomar en el tendido de conductores:

Para tender el conductor en el piso, coloque los carretes con el conductor

en un vehículo con soportes para carretes, fije un extremo del conductor y

con el desplazamiento del vehículo, deposite el conductor sobre el suelo.



Cuando se construye una línea donde existe un circuito en el nivel superior,

se debe tender el conductor de la fase central alternando de posición en

cada poste. Posteriormente se deben tender los de los extremos.

Para subir los conductores pesados a la cruceta, se requiere utilizar poleas,

o una grúa.

Para tensar los conductores se deben apoyar en rodillos instalados sobre

las crucetas.

Para rematar en crucetas, los conductores de los extremos se debe dar

simultáneamente la misma tensión a ambos. La fase del centro se debe

tensar y rematar posteriormente igualando la flecha con las otras dos.

El tendido del conductor se debe hacer de forma que permita el máximo

ahorro y que los puentes queden de una sola pieza.

2.3.2. Fijación de conductores.

Selección de grapas remate.

Las grapas se utilizan para rematar y soportar los conductores en líneas de media

tensión, neutro o guarda.

Las grapas remate y suspensión serán de hierro o bronce para conductor de cobre

y de aluminio para sujetar ACSR o AAC.

Amarre de conductores en media tensión.

Existen dos tipos de amarres de conductores en media tensión:

Amarre doble.

Amarre tipo moño.

El amarre doble se puede utilizar para conductores ligeros y pesados, ya sea para

tramos cortos o largos.

Fig. 2.22 Amarre doble.



Para conductores de cobre el amarre se hace con alambre suave o recocido de

cobre Nº 6 AWG, mientras que para conductores de ACSR o AAC el amarre se

hace con alambre de aluminio suave Nº 4 AWG.

El amarre tipo moño se utiliza en lugares donde predominen fuertes vientos.

Fig. 2.23 Amarre tipo moño.

Para conductores de cobre el amarre se hace con alambre suave o recocido de

cobre Nº 6 AWG mientras que para conductores de ACSR o AAC el amarre se

hace con alambre de aluminio suave Nº 4 AWG.

El cambio de amarre se efectuara en línea desernegizada o en un sistema aislado

sobre aislado.

Conexión de puentes en media tensión.

Se denomina puentes a los conductores eléctricos que no están sujetos a tensión

mecánica en una misma estructura.

En estructuras de anclaje y deflexión, invariablemente se procurara que los

puentes sean parte del mismo conductor evitando el uso de conectadores, excepto

cuando se cambie de calibre y/o material del conductor.

Cuando se utilice conectador, este ira colocado en el puente, no en el conductor

con tensión mecánica.

Todos los conductores para puentes deberán estar planchados y preformados

para una correcta separación y buena apariencia.



Fig. 2.24 Puentes.

La longitud de los puentes debe ser exacta para dar los libramientos necesarios ya

que si se tienen puentes de longitud excesiva pierden rigidez y pueden ocasionar

fallas por el viento durante la operación y si se tienen puentes cortos pueden

ocasionar problemas de separación.

Conectadores de media tensión.

Para todo tipo de conexiones en conductores, en especial de aluminio y ACSR, y

de estos con conductores de cobre, invariablemente se deben usar conectadores

de compresión. En el caso de conexiones cobre-cobre se puede utilizar, entorche

o conectador de compresión de cobre.

Para la aplicación de conectadores de compresión es necesario:

Inmediatamente antes de efectuar la conexión se deben de limpiar

perfectamente las superficies de contacto con cepillo de alambre.

Para efectuar una correcta conexión eléctrica se deben seguir las

indicaciones del fabricante tanto del conectador como de la pinza para la

compresión.

Verifique la correcta operación de la pinza.

Aplique en el conectador el número y forma de compresiones indicadas por

el fabricante.

No debe retirar el empaque del conectador sino hasta el momento inmediato antes de su instalación.

Existen siete tipos de conectadores:



Conectador derivadores de 90 grados.

Conectador derivadores paralelo.

Conectador unión con tensión.

Conectador unión sin tensión.

Conectador para tierra.

Conectador bipartido.

El conectador derivadores de 90 grados que se utiliza para la conexión eléctrica

para derivar a 90º en cables Aluminio-Aluminio y Aluminio-ACSR.

Los conectadores derivadores en paralelo se utilizan en una conexión eléctrica

para la derivación en paralelo de alambres y cables como Aluminio-Aluminio,

Aluminio-ACSR, Aluminio-Acero y Aluminio-Cobre.

El conectador unión con tensión se utiliza en la Conexión eléctrica de cables

Aluminio-Aluminio y ACSR-ACSR; sometidos a tensión mecánica.

El conectador unión sin tensión se utiliza en la Conexión eléctrica de cables

Aluminio-Aluminio y ACSR-ACSR, que no están sometidos a tensión mecánica.

El conectador para tierra se utiliza en la conexión de conductores de cobre al

electrodo para sistemas de tierra.

El conectador bipartido se utiliza en la conexión mecánica de conductores de

cobre o acero.

2.4. Aisladores

2.4.1. Aisladores tipo poste.

Un aislador tipo poste es aquel que consiste de una pieza de material aislante

ensamblado permanentemente a una base metálica y en ocasiones a un herraje

para fijación del conductor, para ser montado rígidamente a una estructura o

cruceta por medio de un perno o varios tornillos.



Fig. 2.25 Aislador tipo poste

Este aislador se divide en dos tipos importantes:

Aislador para zonas contaminadas (PC).

Aislador para zonas con descargas atmosféricas (PD).

Los aisladores para zonas contaminadas son aisladores de tipo poste que por sus

características dimensionales de diseño del perfil y materiales, es adecuado para

trabajar en zonas con nivel de contaminación media, alta y extra alta.

Los aisladores para zonas con descargas atmosféricas son aisladores de tipo

poste que por sus características dimensionales de diseño del perfil y materiales,

es adecuado para trabajar en zonas con incidencia de descargas atmosféricas,

con una probabilidad mínima de flameo o perforación a 60 Hz.

Los aisladores tipo poste se clasifican de acuerdo ha:

Tensión eléctrica nominal del sistema (Kv): será de 13,8, 23, 34,5.

Instalación: ya sea en postes de madera, fibra de vidrio, metálicos o postes

de concreto.

La zona de aplicación: puede ser de contaminación o descargas

atmosféricas.

Material: puede ser envolvente de hule silicón con núcleo de fibra de vidrio,

porcelana, concreto polimérico.

Distancia de fuga: puede ser con distancia de fuga simple o distancia de

fuga protegida.



El acabado del aislador en cualquier material, porcelana, concreto polimérico o

hule silicón, debe tener una superficie lisa, homogénea y libre de defectos

superficiales.

2.4.2. Aislador tipo suspensión.

Un aislador de tipo suspensión es un arreglo de esbozo aislante y herrajes para el

acoplamiento no rígido con otras unidades o al herraje de sujeción.

Los aisladores tipo suspensión se pueden clasificar en:

Por su aplicación: pueden ser de horquilla y ojo anular o calavera y bola.

Por su aplicación: puede ser para condiciones normal, con contaminación y

corrosiva.

Normal: Es aquella con niveles de contaminación menores o iguales a 0.06

mg/cm2.

Contaminada: es la que sobrepasa los niveles de 0.06 mg/cm2.

Corrosiva: es aquella donde existen ambientes industriales, de alta humedad y

marinos que aceleran la degradación de partes metálicas del aislador.

Para el aislamiento el esbozo debe tener un acabado vidriado y liso; de

constitución homogénea, compacta y libre de porosidades. Los aisladores de

porcelana deben ser de color gris o café obscuro y los de vidrio templado deben

ser verdes o de un color claro traslucido.

El vástago (ojo anular o bola) debe ser de acero o hierro nodular o maleable que

cumpla con el valor de la resistencia mecánica para su aplicación. La posición del

vástago debe ser perpendicular al plano del esbozo del aislador y estar alineado

con respecto al eje central del esbozo y horquilla o calavera.

Entre los aisladores de suspensión también se encuentran los aisladores “asus”,

los cuales son aisladores de tipo sintéticos.



Los aisladores de suspensión sintéticos son aquellos que están formados al

menos de dos partes aislantes, llamadas núcleo y una cubierta, equipada con

herrajes metálicos para su uso en tensión o suspensión. El núcleo tiene una

cubierta integral hermética, sobre la cual se colocan los faldones.

Para este tipo de aislador de suspensión se tienen para zonas contaminadas y

normales. La zonas contaminadas serán aquellas que donde exista contaminación

mayor a 0.2 mg/cm2 y hasta 0.6 mg/cm2. Mientras que la normal será aquella

donde la contaminación sea menor o igual a 0.2 mg/cm2.

Fig. 2.26 Aisladores de tipo suspensión asus.

2.4.3. Aislador tipo carrete y retenida.

El aislador de tipo carrete (1c) tiene forma cilíndrica, con una o varias ranuras

circunferenciales externas y perforado axialmente para su montaje. En media

tensión son utilizados normalmente para el neutro o el hilo de guarda.

El aislador de tipo retenida es un aislador de forma cilíndrica con dos agujeros y

ranuras transversales. Es utilizado en tirantes de postes de remate final e

intermedio. Los comúnmente más utilizados son los 3r y los 4r que son para 23 Kv

y 33 Kv respectivamente.

El material del que están hechos es porcelana. El aislamiento debe tener una

superficie vidriada y lisa, de constitución homogénea, compacta y libre de

porosidades.



Fig. 2.27 Aislador tipo carrete.

2.5. Herrajes.

Son todos los componentes que se utilizan para fijar conductores, aisladores, entre otros a los diferentes tipos de estructuras

2.5.1. Crucetas.

En las instalaciones de media tensión se tienen tres importantes tipos de crucetas:

Crucetas de madera.

Crucetas tipo C.

Crucetas tipo P.

Para las crucetas de madera tienen que ser de una madera especial como lo es el

abeto Douglas y el pino amarillo del sur que pueda soportar los esfuerzos que se

le vayan a aplicar. También se le debe dar un tratamiento específico como lo

puede ser pentaclorofenol con la finalidad de hacer que la cruceta resista tanto

tiempo como la estructura.

Fig. 2.36 Cruceta de madera.



Las crucetas de tipo C y P ambas son metálicas. Entre las más utilizadas están las

C4T y las PT.

Las PT dependerá de que tensión se esté manejando, mientras que las C4T sus

siglas solo cambian dependiendo del tipo de estructura.

Fig. 2.37 Cruceta del tipo PT.

2.5.2. Abrazaderas.

Las abrazaderas se dividen en dos tipos:

Abrazadera UC o UL.

Abrazadera AG

Las abrazaderas UC o UL se utilizan para fijar las crucetas a las estructuras de las

líneas y redes aéreas.

Las abrazaderas AG se utilizan para fijar los aisladores de suspensión en

estructuras de deflexión, con ángulos de 90° a 180°.

Fig. 2.38 Abrazadera AG y UC.



2.5.3. Tirantes.

En el tendido de redes aéreas se tienen tres tipos de tirantes:

Tirante tipo T.

Tirante tipo H.

Tirante tipo CV.

El tirante tipo H y CV son utilizados para reforzar estructuras en instalaciones de

media tensión.

El tirante tipo T es utilizado para el soporte de crucetas en estructuras de tipo

volada.

Fig. 2.39 Estructura volada con tirante tipo T.

2.5.4. Molduras y ojos Re.

La moldura Re se usa para el remate de la fase central en las redes de

distribución.

Fig. 2.40 Moldura Re.



El ojo Re se utiliza para reforzar estructuras de remate y deflexión, así como para

el remate de aislamientos en las redes de distribución.

Fig. 2.41 Ojo Re.

2.5.5. Bastidores tipo B.

Los bastidores tipo B se utilizan para dar soporte a los aisladores tipo carrete en

las redes aéreas. Estos bastidores siempre van acompañados con abrazaderas

para poder sujetarlos.

Fig. 2.42 Bastidor tipo B1.

2.5.6. Tornillos y pernos doble rosca.

Los tornillos y los pernos doble rosca son los utilizados para sujetar todos los

herrajes que van en la estructura. Dentro de los tornillos se tiene los de tipo M que

es el tornillos tipo máquina y los de tipo E que son los de tipo estructural, mientras

que el perno doble rosca brinda una mayor facilidad en el armado de los herrajes.

Fig. 2.43 Perno doble rosca.



2.6. Equipos de protección.

Los equipos de protección serán los encargados de mantener una red de

distribución sin fallas y si las hay se encargaran de componerlas lo más rápido

posible.

2.6.1. Apartarrayos.

Son dispositivos destinados a absorber las sobretensiones producidas por

descargas atmosféricas, por maniobras o por otras causas que en otro caso, se

descargarían sobre aisladores o perforarían el aislamiento. Ocasionando

interrupciones en el sistema eléctrico.

Para su correcto funcionamiento, los Apartarrayos siempre se encuentran

conectados entre la línea y la tierra, y son elegidos con características tales que

sean capaces de actuar antes de que el valor de la sobretensión alcance los

valores de tensión del aislamiento de los elementos a proteger.

Entre las características más importantes de un Apartarrayos están:

Tensión nominal: valor máximo de la tensión en condiciones normales.

Frecuencia nominal: es la frecuencia nominal de la red.

Corriente de descarga nominal: es la corriente de descarga utilizada para la

selección de un Apartarrayos.

Relación de protección: es la relación entre el nivel de aislamiento del

material protegido y el nivel de protección del Apartarrayos.

El más utilizado hoy en día es el Apartarrayos de óxidos metálicos que tiene tres

características muy importantes:

Envolvente exterior: puede ser de cerámico de porcelana de alta resistencia

o polimérico para tener una mayor resistencia a los golpes.

Resistencias no lineales de óxidos metálicos: las resistencias son encargas

de conducir una corriente de fuga despreciable; y absorben perfectamente

las corrientes de descargas.



Conexión a tierra eyectable: se encarga de conectar el Apartarrayos con

tierra y garantizar el paso de la corriente de descarga, así como la de evitar

que una línea se quede fuera de servicio por una serie continua de

descarga ya que este se desconecta de tierra poniendo el Apartarrayos

fuera de servicio.

Fig. 2.44 Apartarrayos de óxido metálico.

2.6.2. Cortacircuitos fusible.

En las instalaciones aéreas de media tensión se tienen dos tipos de cortacircuitos

que son:

De simple expulsión.

De triple disparo.

El cortacircuito de simple expulsión es un dispositivo que por la fusión de uno o

más de sus componentes especialmente diseñados y dimensionados, abre el

circuito al que se encuentra interconectado e interrumpe la corriente cuando esta

excede un valor dado durante un tiempo suficiente. Lo anterior lo realiza por

medio de la caída automática del portafusible a una posición que proporciona una

distancia de aislamiento después de que el fusible ha operado.

El cortacircuito de triple disparo consta de tres cortacircuitos acoplados entre sí en

cada fase. Cuando existe una falla en la red, el primer cortacircuito opera

despejando la falla. Al caer el portafusible acciona el dispositivo de reconexión que

pone a funcionar el segundo cortacircuitos. Si la falla persiste, el segundo también

opera y así hasta el tercero, que abrirá el circuito definitivamente, indicando una

falla permanente, no transitoria. De esta manera se permite una o dos

restauraciones sin necesidad de cambiar el elemento fusible fundido.

Algunos de sus componentes más importantes son:



Gancho para el uso del interruptor portátil para abrir con carga.

Disparador.

Conectadores.

Portafusibles.

2.6.3. Restaurador y Seccionador.

Los restauradores son equipos que sirven para reconectar alimentadores de

distribución. Normalmente el 80% de las fallas son transitorias por lo que es

conveniente que el servicio se restablezca lo más pronto posible por lo que se

utilizan los restauradores.

Los restauradores son equipos autocontrolados para interrumpir y cerrar

automáticamente circuitos con una secuencia determinada de aperturas y cierres

seguidos de una operación final de cierre o apertura definitiva. Normalmente los

restauradores están aislados por aceite o SF6.

Los restauradores se dividen en:

Hidráulicos.

Electrónicos.

Los requisitos que se deben cumplir para asegurar un correcto funcionamiento de

un restaurador son:

La capacidad normal de interrupción del restaurador deberá ser igual o

mayor de la máxima corriente de falla.

La capacidad normal de corriente constante del restaurador deberá ser

igual o mayor que la máxima corriente de carga.

El mínimo valor de disparo seleccionado deberá permitir al restaurador ser

sensible al cortocircuito que se presente en la zona que se desea proteger.



Fig. 2.45 Restaurador electrónico.

Los seccionadores son equipos que no están diseñados para interrumpir

corrientes de cortocircuito ya que su función es la de abrir circuitos en forma

automática después de cortar y responder a un numero de predeterminado de

impulsos de corriente de igual o mayor valor que una magnitud previamente

predeterminada, abren cuando el alimentador primario de distribución queda

desenergizado.

En cierto modo el seccionador permite aislar sectores del sistema de distribución

llevando un conteo de las operaciones de sobrecorriente del dispositivo de

respaldo.

El medio aislante para estos equipos puede ser aire, aceite o vacío y al igual que

en los restauradores estos equipos también se dividen en:

Hidráulicos.

Electrónicos.

Los seccionadores utilizados comúnmente en las instalaciones eléctricas son:

Seccionadores de cuchillas giratorias: son de los más empleados en media

tensión. Se compone de dos aisladores un contacto fijo y un contacto móvil

o cuchilla giratoria.

Seccionadores de cuchillas deslizantes: tienen la ventaja de requerir menor

espacio en las maniobras que las giratorias gracias a la forma como se

desplazan sus cuchillas, aunque tienen una capacidad de desconexión

menor a las giratorias.



Los mandos de seccionadores en media tensión son por pértiga y mecánico a

distancia.

2.7. Sistemas de tierra.

Los sistemas de puesta a tierra es un conjunto de elementos conductores de un

sistema eléctrico específico sin interrupciones ni fusibles que unen las redes

eléctricas con el suelo o terreno.

2.7.1. Bajante para tierra.

La bajante para tierra está compuesta por conductor de cobre conectado a uno o

varios electrodos para tierra e interconectados. Estos electrodos pueden estar

formados por uno o más electrodos para tierra o por conductores de cobre

enterrados y conectados a un electrodo para tierra.

Algunas consideraciones a tomar son:

La bajante de tierra en postes de concreto se hace por el interior del poste.

Debe ser en una sola, es decir, un solo conductor de una pieza (sin

empalmes) al cual se conectaran las terminales de los Apartarrayos, por

medio de cruceta.

El extremo superior de la bajante de tierra se debe conectar directamente a

la cruceta de fijación de los Apartarrayos sujetada y oprimida por la tuerca

de la abrazadera “u” de la cruceta. en el caso de hilo de guarda se debe

conectar directamente a él.

De existir "puentes" en la estructura, la conexión se hará en un “puente” no

en la línea con tensión mecánica.

2.7.2. Electrodo para tierra.

El electrodo para tierra es un cuerpo metálico conductor con forma de varilla, en

contacto mínimo con el suelo y destinado a establecer una conexión con el mismo.

Estos deben de estar libres de grietas, desprendimientos, áreas desnudas,

escurrimientos o cualquier otro desperfecto.



El electrodo se conectara a la bajante de tierra mediante el conector de tierra

adecuado.

2.8. Contaminación en instalaciones aéreas.

El fenómeno de la contaminación consiste en el depósito de sustancias

contaminantes sobre las superficies de los aislamientos externos del equipo

eléctrico, las cuales al interaccionar con la humedad ambiental y la tensión

eléctrica, se vuelven conductoras, originando actividad superficial (bandas secas)

y como consecuencia, el flameo de los aislamientos.

El flameo por contaminación es un fenómeno dinámico que se presenta en varias

etapas, que dependerán básicamente de las condiciones atmosféricas presentes,

del diseño del aislador y naturaleza del contaminante presente en la superficie del

aislador.

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

Marina: se produce en las áreas costeras, básicamente como resultado de

la acción del viento sobre la superficie del mar y arenas de las playas,

siendo los contaminantes más comunes las sales como el NaCl y CaCl.

Este tipo de contaminación disminuye rápidamente después de una

distancia de 50 Km. de la costa. Esta distancia puede variar dependiendo

de la topografía del terreno, del perfil de construcciones de una ciudad o

dirección del viento.

Industrial: se produce en las cercanías de plantas, fabricas, parques

industriales o carreteras muy transitadas, dependiendo el contaminante del

proceso a que se dedican las industrias. Este tipo de contaminación

disminuye notablemente más allá de los 500 m.

El grado o severidad del contaminante industrial o marino se especifica de tres

formas básicas:

Densidad de sales depositadas.

Conductividad de la capa contaminante húmeda.



Salinidad.

Los niveles de contaminación los podemos dividir en:

Normal: va de 0.0075 a 0.12 mg/cm2. Son lugares sin industrias, baja

densidad de industrias o casas sujetas a frecuentes vientos y/o lluvias;

áreas agrícolas y montañosas; con industrias que no producen humos

conductores; alta densidad de casas o industrias sujetas a frecuentes

vientos y lluvias. Están situadas a mas de 20 Km. del mar y no están

expuestas a vientos directos de él.

Alta: va de .12 a .24 mg/cm2. Son lugares con alta densidad de industrias y

áreas cercanas o expuestas a fuertes vientos directos del mar.

Muy alta: mayores a .24 mg/cm2. Son lugares con áreas sujetas a polvos y

humos industriales altamente conductores; áreas cercanas a la costa y

expuestas al viento proveniente del mar; áreas desérticas caracterizadas

por grandes periodos sin lluvia, expuestas a vientos muy fuertes que llevan

arena y sal, sujetas a condensación regular de la humedad.

Contaminación normal: se utilizan aisladores tipo poste para zonas con descargas

atmosféricas, no se presentan flámeos de aislamiento por contaminación y no se

requiere el lavado de aislamiento.

Contaminación alta: si se utilizan aisladores tipo poste para zonas con descargas

atmosféricas se presentan flámeos de aislamiento por contaminación y se requiere

el lavado de aislamiento para evitarlo. En este nivel de contaminación se requiere

el uso de aisladores tipo poste para zonas de contaminación.

Contaminación muy alta: Utilizando aisladores tipo poste para zonas de

contaminación, se presentan flámeos de aislamiento por contaminación y se

requiere el lavado de aislamiento como una rutina de mantenimiento. En este nivel

se requiere el uso de aisladores tipo poste para zonas de contaminación con

requerimientos de lavado nulos (PCSL).



2.9. Transformadores de distribución.

Se denomina transformadores de distribución, generalmente a los transformadores

de potencias iguales o inferiores a 500 kVA y de tensiones iguales o inferiores a

67 kV, tanto monofásicos como trifásicos que se encargan de reducir la tensión de

subtransmisión a nivel de consumo. Aunque la mayoría de tales unidades están

proyectadas para montaje sobre postes, algunos de los tamaños de potencia

superiores, por encima de las clases de 18 kV, se construyen para montaje en

estaciones o en plataformas. Las aplicaciones típicas son para alimentar a

granjas, residencias, edificios o almacenes públicos, talleres y centros

comerciales.

2.9.1. Tipos de transformadores de distribución y sus usos.

Por las condiciones de servicio los transformadores de distribución se pueden

clasificar en:

Para uso interior: tiene como características una tensión bifásica y las

terminales aisladas de tierra a su plena tensión de aislamiento. Es de tipo

seco aislado en bloque de resina. Se les utiliza para medida y protección

hasta con dos devanados secundarios.

Para uso a la intemperie: es de tipo seco, aislado en bloque de resina.

Transformador de Tensión para medida y protección hasta con 3

devanados secundarios. Diseñado para soportar condiciones como por

ejemplo: temperatura ambiente del aire, humedad, polución, etc.

Por sus lugares de instalación los transformadores se dividen en:

Tipo poste.

La aplicación principal de los transformadores tipo poste es la distribución de

energía eléctrica, reduciendo el voltaje de las líneas de transmisión de media

tensión a los niveles de baja tensión residencial o industrial. Normalmente se

utiliza aceite mineral como aislante.



Tipo subestación.

Este tipo de transformador está diseñado para trabajar bajo techo o a la

intemperie. Es adecuado para suministrar energía eléctrica en edificios, e

instalaciones en general que requieren un alto grado de seguridad. Permiten ser

instalados cerca de los centros de consumo, reduciendo al mínimo la pérdida de

potencia y los costos de instalación. Pueden ser suministrados sumergidos en

aceite aislante o en fluido incombustible de silicona cuando por razones de

seguridad así requiera.

Tipo pedestal.

El transformador de distribución para montaje sobre pedestal está diseñado para

proveer servicio eléctrico en sistemas de distribución subterráneos. Este tipo

transformador está diseñado para instalarse en el interior o exterior de zonas

residenciales o en terrazas de edificios.

Tipo sumergible.

Los transformadores tipo sumergible, están destinados a ser instalados en cámara

o bóveda bajo el nivel del suelo, donde existe la posibilidad de inmersión ocasional

con agua. Podrán permanecer sumergidos durante 12 horas en un volumen de

agua de 3 metros sobre el transformador sin que ocurran filtraciones.

Tipo autoprotegido.

El transformador autoprotegido incorpora componentes para protección del

sistema de distribución contra sobrecargas, corto-circuitos en la red secundaria y

fallas internas en el transformador, para esto posee fusibles de alta tensión y

disyuntor de baja tensión, montados internamente en el tanque. Para protección

contra sobretensiones el transformador está provisto de dispositivo para fijación de

pararrayos externos en el tanque.

Por su tipo de aislamiento los transformadores se pueden dividir en:

Sumergidos en aceite.



Tipo seco.

Entre los de tipo sumergido están:

Tipo OA: es un transformador sumergido en aceite y con enfriamiento

natural. Es el enfriamiento más común y con resultados más económicos. En este

tipo de unidades el aceite aislante circula por convección natural dentro de un

tanque con paredes llanas o corrugadas, o bien provistos de enfriadores tubulares.

Tipo OA/FA: es un transformador sumergido en aceite con enfriamiento a

base de aire forzado. Básicamente es una unidad OA, a la cual se le han

aumentado ventiladores, para una mayor disipación de calor y así aumentar los

kVA a la salida del transformador.

Tipo OW: es un transformador sumergido en aceite con enfriamiento por

agua. Este tipo de unidades está diseñado con un cambiador de calor tubular,

ubicado fuera del tanque.

Dentro de los de tipo seco están:

Tipo AA: es un transformador tipo seco con enfriamiento propio. La

característica es que no posee ningún líquido aislante para las funciones de

aislamiento y de enfriamiento. El aire es el que cumple éstas funciones.

Tipo AFA: es un transformador tipo seco con enfriamiento por aire forzado.

Este tipo de unidades está diseñado con un ventilador que empuja el aire por un

ducto colocado en la parte interior de la unidad.

Instalaciones Aéreas de Media Tensión Capítulo tres


CAPITULO 3: NORMATIVIDAD.

3.1. Antecedentes.

En 1884 por el American Institute of Electric Engineers (AIEE) se desarrollaron las

especificaciones normalizadas para el crecimiento de la industria eléctrica. En

1890, se propusieron el nombre de “Henry” a la unidad de autoinducción y el

primer comité de normalización, el Committee on Units and Standards.

En 1898, se organizó una discusión sobre el tema de “normalización de

Generadores, Motores y Transformadores”. Se tuvo el primer comité del AIEE

sobre normas de productos, en 1899 se público el primer conjunto de normas

eléctricas bajo el título de “Report of the Committee on Standardization”.

En 1904 se celebró un congreso eléctrico internacional en St. Louis donde se

recomendó el establecimiento de dos comités:

El Comité Internacional Conference on Weights and Measures (GPMU)

formado por representantes del gobierno y era responsable de la

conversación legal de las unidades y estándares.

Este comité era responsable de las normas relacionadas con los productos

comerciales usados en la industria eléctrica y se convirtió después en la

Internacional Electrotechnical Comisión (IEC).

Para poder estandarizar la construcción de equipos eléctricos, sobre todo en lo

que se refiere a dimensiones físicas, características constructivas y de operación,

condiciones de seguridad, condiciones de servicio y medio ambiente, la

simbología utilizada en la representación de equipos y sistemas, se crearon las

Normas Técnicas.

Las elevadas sumas de dinero que los países desarrollados invierten en los

organismos normalizadores, tanto nacionales como internacionales, es una prueba

de la importancia que se da a la normalización.

La creación de las normas se llevo a cabo con 3 principales finalidades:



Simplificación: Se trata de reducir los modelos de diferentes accesorios.

quedándose únicamente con los más necesarios.

Unificación: Para permitir la intercambiabilidad a nivel internacional.

Especificación: Se persigue evitar errores de identificación creando un

lenguaje claro y preciso.

En México el encargado de normalizar las instalaciones eléctricas es la CFE, este

organismo en 1988 elaboro las primeras normas para la construcción de líneas

aéreas debido a la necesidad de tener una reglamentación a nivel nacional, para

uniformizar la calidad y al mismo tiempo simplificar la construcción de líneas

aéreas de distribución conforme a un criterio técnico - económico.

3.2. Conductores.

De acuerdo a la norma “Normas de distribución-construcción-instalaciones aéreas

en media y baja tensión” de la CFE, se pueden encontrar en la sección siete el

apartado correspondiente a la parte de conductores encontrando también

aspectos y su respectiva codificación de acuerdo a la norma como se muestra en

la tabla 3.1:

Tabla 3.1 Normas de conductores.

Conceptos. Codificación.

Generalidades. 07 00 01

Características de conductores desnudos. 07 00 02

Características de conductores múltiples. 07 00 03

Dentro de las características de conductores desnudos se pueden encontrar los

tipos como son los ACSR, AAC y conductor de cobre.

Los conductores ACSR se fundamentan en la norma de referencia NRF-017

donde se pueden encontrar todo lo correspondiente a este tipo de conductor como

lo son las pruebas realizadas ya sean las de prototipo, rutina, aceptación y/o la

prueba a los cables de acero que conforman el núcleo del conductor con la

finalidad de poder contar con un conductor adecuado para que este pueda ser

utilizado en el tendido de redes eléctricas y no vaya a ocasionar ningún accidente.



La imagen 3.1 muestra las características generales para diferentes tipos de

conductores ACSR:

Los conductores AAC basados en la norma de especificaciones E0000-30 a parte

de contar con las mismas pruebas que los conductores ACSR también deben de

pasar por ciertas condiciones como lo son condiciones de operación, de desarrollo

sustentable y de seguridad industrial con la finalidad de que sean utilizados

adecuadamente.

Fig. 3.1 Características de conductores ACSR.

La figura 3.2 muestra las características para diferentes conductores AAC:

Fig. 3.2 Características de conductores AAC.

Para los conductores de cobre basados en la norma de especificaciones E0000-32

se realizan las mismas pruebas y las condiciones que se llevan a cabo para los

conductores ACSR y AAC, además de verificar que tengan un acabado que no

tenga grietas y algunas condiciones para las uniones.



La figura 3.3 muestra las características más importantes a considerar para los

conductores de cobre:

Dentro de la sección de conductores también se encuentra una subsección donde

se puede encontrar conceptos con sus respectivas codificaciones como se

muestra en la tabla 3.2:

Fig. 3.3 Características de conductores de cobre.

Tabla 3.2 Subseccion de normas de conductores.

Concepto. Codificación.

Tendido y tensado de conductores. 07 TT 00

Fijación de conductores. 07 FC 00

Conectadores. 07 CO 00

Dentro del tendido y tensado de conductores se encuentra lo que es el manejo

adecuado de los conductores, así como también lo que es el tendido de

conductores tanto en áreas urbanas como rurales. También se toma en cuenta lo

que es el cambio de conductores.

Para la fijación de conductores, se debe tomar en cuenta una selección adecuada

de varillas preformadas, grapas remates, el conocer los amarres adecuados, así

como también la conexión de puentes para las estructuras de media tensión que

ya dependerá si se realiza con un mismos conductor o mediante conectores

dependiendo el uso que se le vaya a dar.

Dentro de la NOM-001-SEDE-2012 se puede encontrar dentro de la tercera

sección en el artículo 328 lo correspondiente al apartado de cables de media

tensión.



Este artículo considera el uso de conductores de media tensión en instalaciones

hasta de 35,000 Volts para ciertos usos permitidos como los es en lugares secos o

mojados, así como también los tipos de canalizaciones. En este artículo también

se toma en cuenta la instalación que se deberá llevar a cabo por personal

calificado, así como también se toman en cuenta las especificaciones de

construcción, las cuales especifica que deberán ser de cobre, aluminio o aluminio

recubierto de cobre, se debe tener en cuenta que todos los conductores deberán

de ser marcados con ciertos aspectos considerables como son tensión nominal

máxima, tamaño, fabricante, etc.

3.3. Equipo de protección.

La “Normas de distribución-construcción-instalaciones aéreas en media y baja

tensión” de CFE dentro de su sección ocho se pueden encontrar los equipos

eléctricos que se utilizan para la protección de las redes eléctricas con la finalidad

de evitar cortes o solucionarlos lo más rápidamente.

La tabla 3.3 muestra los equipos eléctricos utilizados para la protección de

instalaciones aéreas:

Tabla 3.3 Normas de equipos de protección.

Equipo eléctrico. Codificación.

Capacitores. 08 CP 00

Restauradores. 08 RS 00

Reguladores. 08 RG 00

Seccionadores. 08 CS 00

Dentro de la norma de capacitores lo primero para ser tomado en cuenta es la

codificación que deberá llevar cada uno, desde el número de unidades, el tipo de

equipo que se esté utilizando, la capacidad de cada unidad así como saber si es

de tipo fijo o automático. También algo muy importante a considerar es saber qué

tipo de fusibles es el adecuado para las protecciones contra sobrecorriente para

eso se utiliza la tabla 3.4:

Donde: In=corriente nominal F=capacidad nominal del eslabón fusible



Tabla 3.4 Capacidad de fusibles.

Selección de fusibles para bancos de capacitores. 7 960 V. 13 800 V. 19 900 V.

KVAR In F In F In F

300 12,56 12 7,24 6 5,02 C

600 25,12 25 14,49 12 10,04 10

900 37,69 40 21,74 20 15,06 12

Se tienen dos tipos de capacitores, los automáticos y los fijos, ya sea para

cualquiera de los dos, sus componentes estarán basados en la norma de

especificaciones “V8000-06”.

Para la norma de restauradores, la codificación es prácticamente la misma que

para los capacitores sólo con la diferencia de que a estos en lugar del tipo de

equipo se le coloca el tipo de sistema primario, también deberán contar con un

medio de desconexión visible y para su elaboración estarán basados en la norma

de especificación “VH000-11”.

La norma de los reguladores toma en cuenta el tipo de conexión que pueden llevar

estos, como puede ser desde la conexión de un solo regulador hasta tres

reguladores.

La tabla 3.5 muestra los tipos de conexiones de los reguladores:

Tabla 3.5 Conexión de reguladores.

Conexión del sistema. Conexión de reguladores. Regulación del sistema.

3F-4H multiaterrizado. 3 unidades en estrella. 10 % de regulación.

3 unidades en delta cerrada.

15 % de regulación.

3F-3H con neutro sólidamente conectado en

la subestación.

3 unidades en estrella. 10 % de regulación.

2 unidades en delta abierta.


3 unidades en delta cerrada.


Otro de los criterios importantes que se toman en cuenta en la norma de

reguladores es la protección ante un cortocircuito para evitar que los reguladores

se dañen, conociendo el tiempo para que el regulador salga de operación.



Como en los capacitores y los restauradores, los reguladores también tienen su

codificación, cambiando con respecto a los dos anteriores que este lleva el tipo de

conexión ya sea estrella o delta.

Para la norma de seccionadores, se encuentran lo que son diferentes tipos como

lo es las cuchillas, los cortacircuitos fusibles, así como también los restauradores

fusibles, para las cuchillas y su elaboración y prueba se tomara la norma de

referencia NRF-006 o la norma de especificaciones V4200-25, mientras que para

los cortacircuitos fusibles se basara en la norma de referencia NRF-029.

3.4. Sistemas de tierra.

Dentro del apartado número nueve de “Normas de distribución-construcción-

instalaciones aéreas en media y baja tensión” de CFE se encuentra la sección

encargada de normalizar los sistemas de tierra, la tabla 3.6 muestra las normas

más importantes que se encuentran en esta sección:

Tabla 3.6 Normas de sistemas de tierra.


Bajante para tierra. 09 00 02

Electrodo para tierra. 09 00 03

Mejoras a sistemas de tierra. 09 00 04

Selección del conductor del neutro corrido. 09 00 05

En la norma de bajante para tierra se tiene que toda bajante para tierra debe de

estar construida por material de cobre, por ningún motivo se debe de utilizar

conductores ACSR o AAC, así como también consta de un electrodo para tierra y

un conectador mecánico para tierra. Los bajantes para tierra podrán ser utilizados

tanto para condiciones de ambiente normales como con contaminación. Las

especificaciones para el alambre de cobre, el electrodo y el conectador mecánico

están dadas por las normas E0000-32, 56100-16 y 2DI00-25 respectivamente

donde se pueden encontrar las características y pruebas realizadas a estos

mismos para su correcto funcionamiento. También se debe de tomar en cuenta

que la resistencia máxima del suelo para condiciones secas no deberá ser mayor

de 25 ohms y para condiciones húmedas no deberá exceder los 10 ohms.



La norma aplicada para los electrodos para tierra considera que la conexión de la

bajante de tierra al neutro o cable de guarda de ACSR o ACS se debe hacer con

conectador de acuerdo a la norma 07 C0 02. Al clavar el electrodo es necesario

utilizar como guía un tubo en el cual se inserte la varilla para que al golpearla no

se flexione. En áreas urbanizadas, el electrodo debe quedar al nivel de piso. En

áreas rurales (en despoblado), debe quedar a 20 cm de profundidad. En ambos

casos se debe colocar frente al orificio para la bajante de tierra del poste.

Dentro de las mejoras de sistemas de tierra se encuentran cuatro tipos diferentes

que son los siguientes:

Mejora a sistemas de tierra con contra-antenas.

Mejora a sistema de tierra con Bentonita sódica.

Mejora a Sistema de tierra con electrodos.

Mejora a Sistema de tierra con contra-antenas bentonita y electrodo.

La mejora de la resistencia de tierra con contra-antena de conductor se efectúa

cuando el valor de la resistencia de tierra con un electrodo rebasa el valor máximo

de 25Ω y cuando la adición de electrodos se dificulta por las características del

subsuelo, por lo que se puede optar por instalar líneas radiales con conductor de

cobre desnudo de desperdicio partiendo desde el electrodo ya instalado.

El tratamiento a tierras con bentonita se puede utilizar con electrodos o mediante

el uso de contra-antenas de conductores de cobre desnudo. Para todos los casos

donde se utilice bentonita la mezcla debe ser de 1.5 litros de agua por cada

kilogramo de bentonita.

La mejora con electrodos se llevara a cabo con un electrodo adicional al que ya se

tiene con la finalidad de reducir la resistencia del suelo y poder cumplir con la

norma de no tener un valor mayor a 25 ohms.

La mejora a sistema de tierra con contra-antenas, bentonita de sódico y electrodo

se utiliza normalmente en terrenos rocosos donde es más común que la

resistencia sea mayor a lo establecido por la norma.



De acuerdo a la norma de selección del conductor del neutro corrido para llevar a

cabo este se deberá elegir de acuerdo a la tabla 3.9:

Para líneas de media tensión con guarda, ubicadas en áreas rurales con

contaminación se debe utilizar cable ACS (cable de acero recubierto con cobre

soldado) como cable de guarda, en su equivalente al conductor de cobre en

conductividad. El neutro como cable de guarda no se debe instalar en áreas

urbanas.

Tabla 3.7 Calibre de neutro corrido.

Selección del conductor del neutro corrido

Conductor de fase Conductor neutro corrido

Calibre AWG o Kcm

Material Calibre AWG o

Kcm. Material

1/0

ACSR

1/0

ACSR

3/0 1/0

266.8 1/0

336.4 1/0

477 3/0

1/0

Cobre

2

Cobre 3/0 1/0

250 1/0

3.5. Transformadores.

Los transformadores son una pieza fundamental en las instalaciones aéreas de

media tensión, estos se encuentran en la sección ocho antes mencionada de la

“Normas de distribución-construcción-instalaciones aéreas en media y baja

tensión”, teniendo como principales puntos los mostrados en la tabla 3.8:

Para llevar a cabo una correcta elección del eslabón fusible y así proteger al

transformador de una sobrecorriente se utiliza la tabla 3.9 para transformadores

monofásicos y la 3.10 para transformadores trifásicos:

Donde:

I= corriente nominal en media tensión.

F= capacidad normal del eslabón fusible.



Las tablas 3.9 y 3.10 son aplicables siempre y cuando los transformadores

utilizados no sean particulares como los industriales o de bombeo.

Tabla 3.8 Normas de transformadores.


Selección del eslabón fusible para transformadores. 08 TR 03

Conductores para conexión de transformadores. 08 TR 04

Transformador monofásico de una boquilla en un sistema 3f-4h. 08 TR 05

Transformador monofásico de una boquilla en un sistema 3f-4h, autoprotegido.

08 TR 06

Transformador trifásico en un sistema 3f-4h 08 TR 08

Tabla 3.9 Calibre de eslabón fusible para transformador monofásico.

Transformadores monofásicos.

KVA Tensión del primario.

Una boquilla. Dos boquillas.

13200/7620 22860/13200 33000/19050 13200 23000 33000

I F I F I F I F I F I F

5 0.66 0.50 0.38 0.50 0.26 0.50 0.38 0.50 0.22 0.50 0.15 0.50

10 1.31 1.5 0.76 0.75 0.52 0.50 0.76 0.75 0.43 0.50 0.30 0.50

15 1.97 2 1.14 1 0.79 0.75 1.14 1 0.65 0.75 0.45 0.50

25 3.28 3 1.98 2 1.31 1.5 1.89 2 1.09 1 0.76 0.75

37,5 4.92 5 2.84 3 1.97 2 2.84 3 1.63 1.5 1.14 1

50 6.56 6 3.79 4 2.62 3 3.79 4 2.17 2 1.52 1.5

75 9.84 10 5.68 6 3.94 4 5.68 6 3.26 3 2.27 2

100 13.12 12 7.57 8 5.24 5 7.57 8 4.34 5 3.03 3

167 21.91 20 12.56 12 8.76 8 12.65 12 7.26 7 5.06 5

Tabla 3.10 Calibre de eslabón fusible para transformador trifásico.

Transformador trifásico.

KVA

Tensión primario.

13200 23000 33000

I F I F I F

15 0,66 0,75 0,38 0,50 0,26 0,50

30 1,31 1,5 0,75 0,75 0,52 0,50

45 1,97 2 1,13 1 0,79 0,75

75 3,28 3 1,88 2 1,31 1

112,5 4,92 5 2,82 3 1,97 2

150 6,56 6 3,77 4 2,62 3

Los conductores para conexiones del transformador serán con alambre de cobre

semiduro desnudo, de calibre numero 4 AWG, mientras que las salidas del



transformador será en base a la tabla 3.13 tanto para transformadores

monofásicos y trifásicos.

Tabla 3.11 Calibre del conductor de la salida del transformador.

Transformadores monofásicos.

KVA Corriente nominal (A). Calibre del conductor.

Fase (AWG o kCM) Neutro (AWG)

10 41 2 2

15 63 2 2

25 104 2 2

37,5 156 1/0 2

50 208 1/0 2

75 312 3/0 1/0

100 417 250 3/0

Transformadores trifásicos.

15 36 2 2

30 79 2 2

45 118 1/0 2

75 197 3/0 1/0

112,5 295 3/0 1/0

150 394 250 3/0

Para todos los tipos de transformadores que son transformador monofásico de una

boquilla en un sistema 3f-4h, transformador monofásico de una boquilla en un

sistema 3f-4h, autoprotegido y transformador trifásico en un sistema 3f-4h, para

llevar a cabo su uso es necesario que este haya cumplido con diferentes pruebas,

como lo pueden ser las pruebas de prototipo, de aceptación, así como pruebas

que ayuden a evitar que el transformador se dañe cuando exista un cortocircuito,

todas estas pruebas se encuentran en la norma de referencia NRF-025.

Instalaciones Aéreas de Media Tensión Glosario


4. GLOSARIO

Tramo flojo: Tramo de línea menor a 40 m donde la tensión mecánica de los

conductores es menor al 40 % de la indicada en la tabla de flechas y tensiones a

la temperatura de instalación.

Deflexión: Cambio de dirección horizontal o vertical de una línea. El ángulo de de

flexión es el que forma el eje de la nueva dirección con el eje de la anterior.

Líneas Primarias: Son los circuitos que salen de la subestación de distribución y

abastecen los caminos de flujo de potencia para los transformadores de

distribución, recorriendo el área de carga.

Líneas secundarias: Cubren todo el área de consumo, constituyendo las redes

de distribución, y mediante numerosas ramificaciones, conducen la energía hacia

las líneas de instalación. (De bajas tensiones, pequeñas longitudes) (13200;

220/380 V).

Línea rural: Línea de media tensión construida a campo traviesa (en despoblado).

Línea urbana: Línea de Media Tensión construida en área urbana o población.

Área rural: Son las localidades o áreas con menos de 5 000 habitantes.

Área urbana: Son las localidades o áreas con 5 000 habitantes o más; o bien, las

cabeceras municipales independientemente del número de habitantes.

Conectador: Dispositivo para unir electromecánicamente dos conductores.

Eslabón Fusible: Dispositivo de protección contra sobrecorriente con una parte

que se funde cuando se calienta por el paso de una sobrecorriente que circule a

través de ella e interrumpe el paso de la corriente eléctrica en un tiempo

determinado.

Herraje: Accesorio, diseñado fundamentalmente para desempeñar una función

mecánica.

Instalaciones Aéreas de Media Tensión Glosario


Retenida: Elemento que compensa la tensión mecánica de los conductores en la

estructura.

Amarre: Alambre blando para sujetar los conductores a los aisladores de paso.

Acometida: Tramo de línea que conecta la instalación del usuario a la línea

suministradora.

CFE: Comisión Federal de Electricidad.

Conductor ACSR: Conductor de aluminio reforzado con acero.

Conductor AAC: Conductor de aluminio puro.

Instalaciones Aéreas de Media Tensión Conclusiones


5. CONCLUSIONES.

Este trabajo se llevo a cabo con la finalidad de que el estudiante de ingeniería

eléctrica pueda tener el conocimiento acerca de lo que son las instalaciones

aéreas de media tensión así como todos accesorios que las constituyen y conocer

los diferentes equipos de protección que se utilizan hoy en día.

Dentro de las instalaciones aéreas de media tensión lo primordial es el mantener

un servicio lo más continuo posible ante cualquier falla como pueden ser las

causadas por personas hasta las más comunes como lo son las originadas por

descargas atmosféricas, por lo que se procura que todo movimiento o trabajo que

se realice se haga conforme a la norma, la cual nos dictara hasta el más mínimo

detalle de cómo realizarlo para que el trabajo salga correcto, sin ningún peligro

para el personal y un ahorro de tiempo.

Instalaciones Aéreas de Media Tensión Referencias


6. REFERENCIAS

Análisis de sistemas de potencia. Grainger/Stevenson, editorial Mc Graw

Hill, edición, 2007.

Tesis de licenciatura. “Sobretensiones en líneas de distribución por

descargas atmosféricas”, Carlos Ruiz Valdivia, 2004.

“Curso de Líneas de transmisión y distribución de energía eléctrica”, M.C.

Obed Jiménez, M.C. Vicente Cantu, Dr. Arturo Conde, UANL, 2006.

Normas de distribución - construcción - instalaciones aéreas en media y

baja tensión, CFE, 2006.

Normas de distribución - construcción - instalaciones subterráneas en

media y baja tensión, CFE, 2006.

Normas y especificaciones de CFE. Consultado en:

http://www.sener.gob.mx/res/suministrador/opinion_pub/anexo_aereas_med

ia_baja_tension.pdf el día 25/08/13 (en línea).

Transformadores de distribución, tipos y usos. Consultado en:

http://dspace.ups.edu.ec/bitstream/123456789/979/8/Capitulo_1.pdf el día

25/08/13 (en línea).

Historia de la normatividad. Consultado en:

http://www.fime.uanl.mx/~omeza/pro/CDE/1.pdf el día 25/08/13 (en línea).

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