asesoría en líneas de transmisión

PROYECTO

ASESORÍA EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

MANUAL DE DISEÑO DE LÍNEAS

Preparado por

ESINEL INGENIEROS

13050-01-EE-MD-001

(13050-01-EE-MD-001)

Jefe de Proyecto: Guillermo Palacios/ ESINEL Jefe de Proyecto: Etiel Romero/ CHILQUINTA

REV. POR EMITIDO PARA FECHA

ESINEL CHILQUINTA

REVISADO

POR

APROBADO

POR

REVISADO

POR

APROBADO

POR

A A.S. Coordinación Interna 30-10-2013 J.T. G.P.

B A.S. Aprobación 07-11-2013 J.T. G.P.

ESINEL INGENIEROS ASESORIA EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

MANUAL DE DISEÑO DE LÍNEAS 13050-01-EE-MD-001

Rev. B

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ÍNDICE

Sección Descripción Página

1 ALCANCE ........................................................................................................................... 4

2 GENERALIDADES ............................................................................................................. 4

3 NORMAS Y REGLAMENTOS ............................................................................................ 4

4 CONDICIONES AMBIENTALES ........................................................................................ 5

5 CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO ........................................................... 6

6 CÁLCULO MECÁNICO DEL CONDUCTOR DE FASE Y CABLE DE GUARDIA (CABLES) ........................................................................................................................... 6

6.1 Límite Térmico ................................................................................................................... 6

6.2 Gradiente de Tensión ........................................................................................................ 7

6.3 Tensión Mecánica ............................................................................................................. 7

6.4 Flecha Máxima ................................................................................................................... 7

6.5 Condiciones de Diseño ..................................................................................................... 8

6.6 Cálculo de las Cargas Unitarias en el Conductor y Cable de Guardia (Cables) .......... 8

7 CADENAS DE AISLADORES .......................................................................................... 10

7.1 Nivel de Contaminación .................................................................................................. 11

7.2 Sobretensión de Maniobra ............................................................................................. 11

7.3 Sobre tensión a Frecuencia Industrial .......................................................................... 12

7.4 Distancia de Arco Mayor que Distancia Fase-Tierra .................................................... 13

7.5 Características Mecánicas de los Aisladores de Suspensión .................................... 13

7.5.1 Carga Transversal Condición Viento Máximo ................................................................... 13

7.5.2 Carga Transversal Condición Viento Medio ...................................................................... 14

7.5.3 Carga Vertical Condición Viento Máximo .......................................................................... 14

7.5.4 Carga Vertical Condición Viento Medio ............................................................................. 15

7.6 Características Mecánicas de los Aisladores de Anclaje–Remate ............................. 15

7.6.1 Carga Transversal Condición Viento Máximo ................................................................... 15

7.6.2 Carga Transversal Condición Viento Medio ...................................................................... 16

7.6.3 Carga Vertical Condición Viento Máximo .......................................................................... 16

7.6.4 Carga Vertical Condición Viento Medio ............................................................................. 17

7.6.5 Carga Longitudinal Condición Viento Máximo .................................................................. 17

7.6.6 Carga Longitudinal Condición Viento Medio ..................................................................... 18

7.7 Capacidad Electromecánica de los Aisladores ............................................................ 18

8 DISTANCIAS ELÉCTRICAS............................................................................................. 18

8.1 General ............................................................................................................................. 18



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8.2 Distancia entre Conductor y Estructura (Fase-Tierra) ................................................. 19

8.3 Distancias Entre Fases Horizontal................................................................................. 20

8.4 Distancias Entre Fases Vertical ..................................................................................... 22

8.5 Distancia Conductor - Cable de Guardia ....................................................................... 23

8.6 Distancia Conductor de Fase al Suelo .......................................................................... 23

8.7 Cruce de Líneas ............................................................................................................... 24

8.8 Faja de Seguridad ........................................................................................................... 24

8.9 Paralelismo de Líneas ..................................................................................................... 25

9 Criterios Medio Ambientales .......................................................................................... 25

10 Estructuras ...................................................................................................................... 25

10.1 General ............................................................................................................................. 25

10.2 Estados de Cargas .......................................................................................................... 26

10.3 Selección Tipo de Estructuras ....................................................................................... 28

10.4 Fundaciones .................................................................................................................... 29



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1 ALCANCE

El presente documento tiene como objetivo establecer un manual para el diseño de líneas aéreas de transmisión eléctrica. Este documento está inserto en el proyecto denominado "Asesoría en Líneas de Transmisión", perteneciente a Chilquinta Energía S.A.

2 GENERALIDADES

El presente documento entrega los criterios y pasos principales a considerar en la elaboración del diseño de una línea aérea de transmisión eléctrica, atendiendo a la normativa y reglamentación vigente a utilizar, las condiciones ambientales, las características del sistema eléctrico, las condiciones de diseño de los elementos de la línea de transmisión, las distancias eléctricas, los cruces de líneas y la faja de seguridad.

En el diseño de una línea, una vital herramienta para su modelo y localización de estructuras, es la utilización del software PLSCADD (Power Line Systems - Computer Aided Design and Drafting).

3 NORMAS Y REGLAMENTOS

Los diseños de las líneas de transmisión, deben estar de acuerdo a la edición más reciente de las Normas emitidas por los siguientes organismos:

INN Instituto Nacional de Normalización - Normas Chilenas.

NCH Norma Chilena Oficial

SEC Superintendencia de Electricidad y Combustibles

ANSI American National Standards Institute

ASTM American Society for Testing and Materials.

IEC International Electrotechnical Commission.

IEEE 1976 Institute of Electrical and Electronics Engineers.

NEC National Electrical Code.

NESC National Electrical Safety Code.

NEMA National Electrical Manufacturers Association.

ANS/IEEE std 524-1992 Guide to the installation of overhead transmission line conductor.



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Además, se debe cumplir con todas los Estándares de seguridad del Cliente para el cual se desarrolla un proyecto de líneas y con lo establecido en los siguientes reglamentos:

NSEG 5 E.n.71 Reglamento de Instalaciones Eléctricas de Corrientes Fuertes.

NSEG 6 E.n.71 Cruces y Paralelismos de Líneas Eléctricas.

Estándares Endesa Estándares y procedimientos para cálculo de distancia entre conductores.

4 CONDICIONES AMBIENTALES

Para iniciar el diseño de una línea de transmisión eléctrica, se debe definir su ubicación geográfica y las condiciones ambientales. Estos parámetros particulares del sitio donde se localizará el trazado de la línea a considerar son las siguientes:

Zona. Se debe considerar la asignación del tipo de Zona de acuerdo a lo establecido en el Artículo 112.1 del Reglamento de Corrientes Fuertes (en adelante RCF), donde Chile se divide en cuatro (4) Zonas, según la ubicación geográfica de la línea de transmisión.

Altura sobre el nivel del mar (m).

Tipo de clima.

Temperatura máxima, media y mínima ambiente (°C). A menor temperatura, se produce una mayor tensión mecánica en los cables, que implica una mayor carga en las estructuras; a mayor temperatura, la tensión mecánica en los cables disminuye y se producen mayores flechas y a temperatura media, es la condición en que la línea estará sometida en su mayor tiempo.

Lluvia promedio (mm/año).

Porcentaje de humedad relativa (máxima y mínima).

Velocidad del viento base, máxima registrada en la zona (m/s).

Presión del viento (Pa) máximo y medio en los cables (conductor de fase, fibra óptica, cable de guardia), aisladores y estructuras. Para la determinación del valor de la presión de viento base máximo se utiliza la siguiente expresión, entregada directamente por el software PLSCADD:

)(*2

2)( PavP MAXVe

(Presión de viento máximo en la estructura)

Donde:

: densidad del aire.

v : velocidad del viento (m/s).



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En tanto, las presiones de viento máximo sobre los cables y aisladores son las

siguientes: 2/)()( MAXVeMAXVc PP (Presión de viento máximo en los cables)

)()( *83,1 MAXVcMAXVa PP (Presión de viento máximo en los aisladores)

Por otro lado, el criterio utilizado para la determinación de la presión de viento medio, corresponde a un cuarto de los valores de presión máximos para cada uno de los elementos indicados anteriormente. Se sugiere trabajar con kg/m2 como unidad de medida de presión de viento.

Densidad del aire. El criterio de diseño que se utiliza para la determinación de la densidad relativa del aire es considerar en los cálculos la temperatura media ambiente del sector donde se emplazará la línea. En caso de requerirse la utilización de la temperatura máxima ambiente para la determinación de la densidad del aire, debe ser indicada por el Cliente según los requerimientos del proyecto asociado.

Nivel de contaminación (mm/kV). Este valor depende de las condiciones ambientales, según IEC 608151.

Nivel ceraúnico2.

Hielo sobre los cables (mm). El manguito de hilo a considerar dependerá directamente de la Zona en que se encuentre la línea y de las condiciones particulares del sitio.

5 CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO

Corresponde al sistema eléctrico en que operará la línea de trasmisión, atendiendo a datos de voltaje nominal (kV), tensión máxima (kV), frecuencia nominal (50 Hz), número de circuitos, número de fases, número y tipo de conductores por fase, número y tipo de cables de guardia, longitud de la línea (km), temperatura máxima de operación del conductor (°C) para condición N-1, temperatura para diseño condición normal de operación del conductor (°C), disposición de conductores (vertical, horizontal, delta) y tipo de estructuras.

6 CÁLCULO MECÁNICO DEL CONDUCTOR DE FASE Y CABLE DE GUARDIA (CABLES)

6.1 Límite Térmico

Corresponde a la temperatura máxima de operación del conductor para condición N-1.

1 IEC 60815. Selección y dimensionamiento de aisladores de alto voltaje para uso en condiciones de contaminación. 2 Corresponde al nivel de riesgos de caída de rayos en un sector determinado.



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6.2 Gradiente de Tensión

El gradiente de tensión3 superficial máxima en los cables, para la tensión nominal, no debe superar el 90% de la capacidad disruptiva del aire4.

6.3 Tensión Mecánica

Para todas las condiciones de carga, las tensiones de los cables no deben exceder los porcentajes de la tensión de ruptura especificada por el fabricante.

Para evitar que los cables operen sobre el limite elástico, se considera lo establecido en el RCF, que regula el diseño de las líneas de transmisión en Chile, y las prácticas normales tanto en el país como en el extranjero, que establecen que la tensión mecánica de los cables, en condiciones finales, no podrá superar el 50% para conductores y el 40% para cables de guardia, de su tensión de ruptura, en todas las hipótesis de diseño.

Para controlar la fatiga de los cables, producto de vibraciones eólicas, se limita su tensión mecánica promedio en condición normal final a valores del orden del 18% de la ruptura (Every Day Condition). Además, se limita la tensión inicial normal inicial de operación del conductor a valores del orden del 25% de su ruptura. En tanto, para el cable de guardia, se limita su tensión mecánica promedio en condición normal final a valores del orden del 15% de la ruptura y se limita la tensión inicial normal de operación del cable a valores del orden del 20% de su ruptura. Lo anterior, se considera a temperatura media, sin viento y sin hielo.

6.4 Flecha Máxima

Para la ubicación de las estructuras en el perfil topográfico de la línea, se considera la mayor flecha del conductor inferior, que resulte según las siguientes hipótesis de diseño:

Viento medio

Sin viento

Máxima temperatura de operación del conductor

3 El gradiente es lo mismo que un gradiente de temperatura, un gradiente de tensión es la dirección en que más rápido varía la tensión. 4 Es aquel nivel de tensión por encima del cual el aire se ioniza, produciendo el efecto corona. El efecto corona es un fenómeno eléctrico que se produce en los conductores de las líneas de alta tensión y se manifiesta en forma de halo luminoso a su alrededor. Dado que los conductores suelen ser de sección circular, el halo adopta una forma de corona, de ahí el nombre del fenómeno. El efecto corona está causado por la ionización del aire circundante al conductor debido a los altos niveles de tensión de la línea. Al momento que las moléculas que componen el aire se ionizan, éstas son capaces de conducir la corriente eléctrica y parte de los electrones que circulan por la línea pasan a circular por el aire.



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6.5 Condiciones de Diseño

En la siguiente tabla se indican las diferentes hipótesis de diseño consideradas en líneas de transmisión, con las que se determinarán las características de los diferentes materiales:

Tabla 6.1: Hipótesis de diseño líneas de transmisión

Hipótesis Condición Estado Temperatura °C Viento Kg/m2

Tensión Máxima

Conductor Cable de Guardia

1 Promedio (normal)

Inicial Media ambiental 0 ≤ 25% ≤ 20 %

Final Media ambiental 0 ≤ 18% ≤ 15 %

2 Viento máximo

(sin hielo) Final Mínima ambiental

Presión viento

máximo 5 ≤ 50% ≤ 40%

3 Viento medio

(con y sin hielo) Final Mínima ambiental

Presión viento medio 6

≤ 50% ≤ 40%

4 Temp. máxima

(sin hielo) Final

Máxima de operación para el conductor /

Máxima ambiental para cable de guardia

0 ≤ 50% ≤ 40%

5 Temp. mínima

(sin hielo) Final Mínima ambiental 0 ≤ 50% ≤ 40%

6 Hielo sin viento Final Mínima ambiental 0 ≤ 50% ≤ 40%

7 Sin hielo sin

viento Final 0 0 ≤ 50% ≤ 40%

6.6 Cálculo de las Cargas Unitarias en el Conductor y Cable de Guardia (Cables)

Se determinan las cargas verticales, horizontales y totales unitarias para viento medio y máximo, considerando las siguientes expresiones:

a) Carga vertical con viento medio

ohV PPC (kg/m)

5 La presión de viento se obtiene de multiplicar la velocidad del viento por un factor de forma (de acuerdo a la zona), este valor corresponde a la presión máxima sobre las estructuras y si este producto se divide por la mitad se obtiene la presión máxima sobre los cables. En el caso que no se posea el dato de la velocidad del viento del sector donde se ubicará la línea de transmisión, se puede considerar el valor de presión máxima de viento que indica el RCF, de acuerdo a la Zona. 6 La presión de viento media corresponde a 1/4 del valor del la presión de viento máxima.



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Donde:

Po : Peso del cable (kg/m)

*001,0*2*4/ 22 DeDPh

e : Espesor radial del hielo (mm)

D : Diámetro del conductor (mm)

δ : Densidad del hielo (1 kg/m3)

b) Carga horizontal con viento medio

001,0*)2(* eDPC vh (kg/m)

Donde:

Pv : Presión del viento medio (kg/m2)

D : Diámetro del cable (mm)

e : Espesor radial del hielo (mm)

c) Cálculo carga Total con Viento Medio

22vhT CCC (kg/m)

d) Cálculo Carga Horizontal con Viento Máximo

001,0**maxmax DPvCh (kg/m)

Donde:

Pvmax : Presión del viento máximo (kg/m2)

D : Diámetro del cable (mm)

e) Cálculo carga unitaria equivalente (total) con viento máximo

2max

2max ChPCv o (kg/m)

Donde:

Chmax : Carga horizontal con viento máximo (kg/m)

Po : Peso del cable (kg/m)



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7 CADENAS DE AISLADORES

La resistencia electromecánica mínima para aisladores, debe ser igual o superior a los esfuerzos resultantes para cada tipo de cadena, multiplicados por el correspondiente factor de seguridad. Para determinar la capacidad mecánica de los aisladores es necesario

conocer el valor del vano viento7 asociado a la línea, el que se utilizará para determinar el valor de las cargas transversal, vertical y longitudinal, según sea para las siguientes condiciones de diseño:

Viento máximo sin hielo.

Viento medio con y sin hielo.

La selección del tipo de aislador que formarán los conjuntos de suspensión, anclaje y remate, dependerá de las condiciones de ubicación de la línea de transmisión, altura geográfica, nivel de contaminación y características eléctricas del sistema.

La carga electromecánica de las cadenas de aisladores se determina en base a la tensión mecánica máxima de los conductores, para las diferentes hipótesis de diseño, aplicando un factor de seguridad de 3.

Las cadenas deben mantener las distancias eléctricas mínimas a tierra.

La distancia de fuga de las cadenas de aisladores8, deberá estar normalizada para la línea

según IEC 60815-2008, de acuerdo al factor de corrección por altura del proyecto9, más conocido como derrateo por altura.

La resistencia mínima de la ferretería de los conjuntos de suspensión y anclaje debe ser igual o superior a la resistencia mecánica, especificada para los aisladores.

La ferretería para conductor y cable de guardia debe cumplir con lo definido en la publicación IEC 6012010. Del mismo modo, los acoplamientos de bola y rótula deben ser

construidos con estándares IEC 6037211. Toda la ferretería debe cumplir con los requisitos

7 Es aquel vano en el cual actúa la fuerza del viento sobre los conductores y se toma igual a la suma de las mitades de los vanos a lado y lado de la estructura. 8 La distancia de fuga de un aislador se define como la distancia más corta, o la suma de distancias más cortas a lo largo del contorno de la superficie externa del material aislante, la relación entre esta distancia y el voltaje máximo de fase a fase o de fase a tierra determina las distancias específicas de fuga entre fases o fase a tierra, respectivamente. 9 Todo sistema de aislación eléctrica sufre una degradación cuando permanece sobre una cierta elevación o altitud geográfica por encima de los 1.000 m.s.n.m. En la medida que nos alejamos del nivel del mar, se va produciendo una disminución de la presión atmosférica, dado el menor peso de la columna de aire y con ello una disminución de la rigidez dieléctrica. 10 IEC 60120. Dimensiones de acoplamientos tipo bola y soquete de cadenas de aisladores. 11 IEC 60372. Dispositivos de bloqueo para acoplamientos tipo bola y soquete de cadenas de aisladores – Dimensiones y pruebas.



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eléctricos que se especifican en IEC 6128412, así como con las pruebas eléctricas de IEC 60383-1e IEC 60383-213.

Los materiales asociados a la ferretería deberán considerar un rango de temperatura comprendido entre la mínima ambiental y la temperatura máxima de operación del conductor, para la ferretería asociada al conductor, y entre la mínima y máxima ambiental para la ferretería asociada al cable de guardia.

El número de aisladores requeridos por los conjuntos se determinará según las siguientes metodologías, de acuerdo a lo indicado en las Redes de Energía Eléctrica (Endesa, segunda parte: Líneas de Transmisión) y en el RCF (Artículo N°105, NSEG 5 E.n.71), importante es mencionar que por motivos operacionales, en las cadenas de anclaje se agregará una unidad adicional, en relación a las cadenas de suspensión:

7.1 Nivel de Contaminación

El número de aisladores (Na) que requiere la cadena de aisladores según el grado de contaminación se determina según la siguiente expresión (Redes de Energía Eléctrica, Endesa, segunda parte: Líneas de Transmisión):

Dfad

DfoVKN nom

a

Donde:

K : Sobretensión normal (1,1)

Vnom : Voltaje nominal (kV)

Dfo : Nivel de contaminación (mm/kV)

d : Densidad relativa del aire

Dfa : Distancia de fuga aislador (mm)

7.2 Sobretensión de Maniobra14

El número de aisladores requeridos por la cadena para soportar las sobretensiones de maniobra (VSM) se determina a partir del voltaje transiente calculado según la siguiente expresión (Redes de Energía Eléctrica, Endesa, segunda parte: Líneas de Transmisión):

12 IEC 61284. Líneas eléctricas aéreas. Requisitos y ensayos para ferretería. 13 IEC 60383-1 y 2. Aisladores para líneas de tensión nominar superior a 1 kV. Elementos de cadenas de aisladores de cerámica o de vidrio para sistemas de corriente alterna. Definiciones, métodos de ensayo y criterios de aceptación. 14 Sobretensiones de origen interno debido a operación errónea de algún equipo de maniobra. Son de corta duración y con alto amortiguamiento. Están asociadas a todas las operaciones de maniobra y fallas en un sistema.



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LLn

e

nomSM

KdK

HKtVKV

***05,01*3

2

Donde:




Kt : Factor sobrevoltaje maniobra

H : Corrección por humedad

Ke : Número desviaciones normales

n : Exponente empírico

KLL : Factor de corrección por lluvia

El voltaje transiente crítico (VSM) se amplifica por un factor de 1,1 o 1,2 (dependiendo del voltaje de la línea), obteniéndose un voltaje de impulso equivalente (VI). Luego por medio de tablas estandarizadas (catálogos de aisladores) a partir de ensayos de laboratorio se determina el número de unidades requerido por la cadena de aisladores.

7.3 Sobre tensión a Frecuencia Industrial15

El voltaje crítico de la aislación bajo condiciones de sobretensión a frecuencia industrial (VFI) se determina según la siguiente expresión (Redes de Energía Eléctrica, Endesa, segunda parte: Líneas de Transmisión):

LLn

e

nomFI

KdK

HKfiVKV

02,013

Donde:




Kfi : Factor sobrevoltaje frecuencia industrial

H : Corrección por humedad

15 Son sobretensiones temporales no amortiguadas o suavemente amortiguadas. Están asociadas principalmente a la pérdida de carga, fallas a tierra y resonancia.



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Ke : Número desviaciones normales

n : Exponente empírico

KLL : Factor de corrección por lluvia

A partir de la tensión crítica (VFI), por medio de tablas estandarizadas (catálogos de aisladores) a partir de ensayos de laboratorio se determina que el número de unidades requerido por la cadena de aisladores, según sobretensión de frecuencia industrial.

7.4 Distancia de Arco Mayor que Distancia Fase-Tierra

El RCF (Artículo 105, NSEG 5.En71) establece que la distancia entre conductor y tierra debe determinarse, según la siguiente expresión:

10006,008,0d

VKD nom

Donde:




Con este valor, se verifica que la distancia de arco de las cadenas sea mayor que la distancia mínima fase–tierra, de lo contrario se deberá incrementar el número de aisladores para cumplir con esta condición.

7.5 Características Mecánicas de los Aisladores de Suspensión

Para determinar la capacidad mecánica de los aisladores es necesario conocer el valor del vano asociado a la línea (vano de diseño, vano viento, vano peso y razón vano peso/vano viento), el que se utilizará para determinar el valor de las cargas según sea para las siguientes condiciones de diseño:

Viento máximo sin hielo

Viento medio con y sin hielo

7.5.1 Carga Transversal Condición Viento Máximo

La carga transversal en condición de viento máximo del conductor se obtiene de la siguiente expresión:

610*)***75,0*(*))]2/(**2()*[( NaAaDaPVNSenTVPHC CFVMaxVVMaxT



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Donde:

VMaxPH : Carga unitaria horizontal conductor a viento máximo (kg/m)

VV : Vano viento (m)

VMaxT : Tensión conductor viento máximo (kg)

: Ángulo máximo línea (suspensión)

CFN : Número conductor de fase

PV : Presión viento máximo en aislador (kg/m2)

Da : Diámetro aislador (mm)

Aa : Paso aislador (mm)

Na : Número de aisladores

7.5.2 Carga Transversal Condición Viento Medio

La carga transversal en condición de viento medio del conductor se obtiene de la siguiente expresión:

610*)***75,0*(*))]2/(**2()*[( NaAaDaPVNSenTVPHC MCFVMedioVVMedT

Donde:

VMedPH : Carga unitaria horizontal conductor a viento medio (kg/m)


VMedT : Tensión conductor viento medio (kg)

: Ángulo máximo línea (suspensión)


MPV : Presión viento medio en aislador (kg/m2)




7.5.3 Carga Vertical Condición Viento Máximo

)*()***( NaPaNFVPC CFVPVoV



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Donde:

0P : Peso del conductor (kg/m)


VPF : Factor vano peso


Pa : Peso aislador (kg)


7.5.4 Carga Vertical Condición Viento Medio

La carga vertical del conductor en condición de viento medio se obtiene de la siguiente expresión:

)*()***( NaPaNFVCC CFVPVUV

Donde:

UC : Carga unitaria vertical viento medio (kg/m)






7.6 Características Mecánicas de los Aisladores de Anclaje–Remate

Se verifican las cargas verticales, transversales y longitudinales actuales sobre los aisladores de anclaje/remate, para las siguientes condiciones de diseño:

Viento máximo sin hielo

Viento medio con y sin hielo

7.6.1 Carga Transversal Condición Viento Máximo

La carga transversal en condición de viento máximo del conductor se obtiene de la siguiente expresión:

2)10*2****75,0*(*))]2/(**2()*[( 6 NaAaDaPVNSenTVPHC CFVMaxVVMaxT



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Donde:

VMaxPH : Carga unitaria horizontal conductor a viento máximo (kg/m)


VMaxT : Tensión conductor viento máximo (kg)

: Ángulo máximo línea (anclaje/remate)


PV : Presión viento máximo en aislador (kg/m2)




7.6.2 Carga Transversal Condición Viento Medio

La carga transversal en condición de viento medio del conductor se obtiene de la siguiente expresión:

2)10*2****75,0*(*))]2/(**2()*[( 6 NaAaDaPVNSenTVPHC MCFVMedioVVMedT

Donde:

VMedPH : Carga unitaria horizontal conductor a viento medio (kg/m)


VMedT : Tensión conductor viento medio (kg)

: Ángulo máximo línea (anclaje/remate)


MPV : Presión viento medio en aislador (kg/m2)




7.6.3 Carga Vertical Condición Viento Máximo

La carga vertical del conductor en condición de viento máximo se obtiene de la siguiente expresión:



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2)*()***( NaPaNFVPC CFVPVoV

Donde:







7.6.4 Carga Vertical Condición Viento Medio

La carga vertical del conductor en condición de viento medio se obtiene de la siguiente expresión:

2)*()***( NaPaNFVPC CFVPVoV

Donde:







7.6.5 Carga Longitudinal Condición Viento Máximo

La carga longitudinal del conductor en condición de viento máximo se obtiene de la siguiente expresión:

CFVML NTC *

Donde:

VMT : Tensión conductor viento máximo

VMT : Tensión conductor viento máximo




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7.6.6 Carga Longitudinal Condición Viento Medio

La carga longitudinal del conductor en condición de viento medio se obtiene de la siguiente expresión:

CFVMedL NTC *

Donde:

VMedT : Tensión conductor viento medio con y sin hielo


7.7 Capacidad Electromecánica de los Aisladores

Para determinar la capacidad electromecánica de los aisladores para suspensión y anclaje, se establecen las cargas máximas, a que estarán sometidos y se amplifican por un factor de seguridad igual a 3.

FsCCC vtsuspensión 22 Carga máxima aisladores de suspensión (KN)

NcNcad

FsCC l

anclaje

Carga máxima aisladores de anclaje/remate (KN)

Donde:

tC : Carga transversal viento máximo suspensión (kg)

VC : Carga vertical viento medio suspensión (kg)

lC : Carga longitudinal máxima (kg)

SF : Factor de seguridad

CadN : Número de cadenas

CN : Número de conductores

8 DISTANCIAS ELÉCTRICAS

8.1 General

Las distancias eléctricas deben considerar el derrateo por altura geográfica según la zona donde se ubicarán las líneas de transmisión. Se deberán cumplir las siguientes distancias eléctricas de acuerdo a las normas y reglamentos vigentes:

Distancia entre conductor y estructura.



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Distancia entre fases (horizontal y vertical), en función de la flecha.

Altura del conductor sobre el suelo.

Distancia entre líneas en cruces.

Distancia de faja de seguridad.

8.2 Distancia entre Conductor y Estructura (Fase-Tierra)

Las distancias mínimas a tierra que se deben respetar, se determinan de acuerdo a lo que se establece en el Artículo N°105, NSEG 5 E.n. 71 del RCF y según cuando ocurra alguna sobretensión en el sistema (sobretensión de maniobra y una sobretensión a frecuencia Industrial). Se considera que una sobretensión a frecuencia industrial ocurrirá con la presencia de un viento máximo sobre la línea y la sobretensión de maniobra se considera coincidente con un viento medio. Para que en la estructura no se produzcan descargas eléctricas, se debe establecer una distancia mínima para soportar esos sobrevoltajes. En base a ello se establece la "Pera Eléctrica" de la estructura, ver figura 8.1.

Figura 8.1: Ejemplo concepto de Pera Eléctrica.



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Las distancias mínimas a tierra que se deben respetar, se determinan de acuerdo a las siguientes metodologías de análisis:

A. Reglamento de Corriente Fuertes

El RCF (Artículo 105, NSEG 5.En71) establece que la distancia entre conductor y tierra debe determinarse, según la siguiente expresión:

10006,008,0d

VKD nom

Donde:

K : Sobretensión normal

nomV : Voltaje nominal (kV)


B. Sobretensiones

Para que en la estructura no se produzcan descargas eléctricas, se debe establecer una distancia mínima para soportar esos sobrevoltajes. Las distancias se determinan mediante ensayos de laboratorio que entregan curvas de Voltaje Crítico kVf-t v/s Espaciamiento.

El procedimiento para obtener las distancias mínimas fase-tierra por sobretensión de maniobra y a frecuencia industrial, se realiza de acuerdo a lo establecido en “Redes de Energía Eléctrica, Endesa, Segunda Parte: Líneas de Transmisión, Determinación del Espaciamiento en Aire”.

8.3 Distancias Entre Fases Horizontal

La distancia mínima admisible entre fases horizontal en el centro del vano de diseño se determina de acuerdo a las siguientes metodologías:

A. RCF (Artículo 106, NSEG 5.En.71)

1305,036,0

d

VKLFD nom

cH

Donde:

F : Flecha máxima del conductor condición temperatura máxima de operación (m)

CL : Longitud cadena de aisladores (m)





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B. Endesa

d

VKLFKD nom

czH

130

5,0

Donde:

ZK : Factor tipo zona (0,36 ó 0.6)






C. Sobretensión a Frecuencia Industrial

EeFTaSenLD FICH ))((*2

Donde:


ftFT : Distancia fase-tierra por frecuencia industrial

: Ángulo de oscilación viento máximo

eE : Espesor de la estructura

El ángulo de oscilación del conductor a viento máximo se obtiene desarrollando la siguiente

expresión:

75,0vm

vptm

C

RCArctg

Donde:

tmC : Máxima carga transversal a viento máximo (kg)

vpR : Relación vano peso y vano viento

vmC : Carga vertical a viento máximo (kg)

D. Sobretensión de Maniobra

EeFTaSenLD SMCH ))((*2



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Donde:


SMFT : Distancia fase-tierra por sobretensión de maniobra

: Ángulo de oscilación viento medio

eE : Espesor de la estructura

8.4 Distancias Entre Fases Vertical

La distancia mínima admisible entre fases vertical en el centro del vano de diseño se determina de acuerdo a las siguientes metodologías:

A. RCF (Artículo 106, NSEG 5.En.71)

)130(2,0

d

VKFD nom

V Ecuación simplificada aplica cuando no existen sobrecargas,

de lo contrario considerar expresión indicada en punto 8.3-A.

Donde:





B. Sobre Tensión de Maniobra

..msDcLDV

Donde:


SMD : Distancia fase-tierra por sobretensión de maniobra

C. Sobre Tensión Frecuencia Industrial

fiV DcLD

Donde:


ftD : Distancia fase-tierra por frecuencia industrial



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D. Condición Hielo

La distancia vertical entre fases, se determina mediante la siguiente expresión:

ffSHSVHSVV DFFD )(4,1

Donde:

Dff : Distancia vertical de fases según RCF

FHSV : Flecha del conductor condición hielo sin viento

FSHSV : Flecha del conductor condición sin hielo sin viento

8.5 Distancia Conductor - Cable de Guardia

Como criterio general la distancia vertical entre el cable de guardia y el conductor de fase se determina para un ángulo de protección 30º:

)tan(/ aFsDD ffhCCG

Donde:

α : Angulo de protección cable de guardia (30°)

FS : Factor de distancia horizontal cable de guardia (0,5)

Dffh : Distancia fase-fase horizontal (m)

8.6 Distancia Conductor de Fase al Suelo

Se debe determinar la distancia mínima del conductor al suelo, según el voltaje de servicio y considerando las siguientes condiciones, de acuerdo a lo estipulado en el RCF (Artículo 107, NSEG 5.En.71):

Zona poco transitable.

Zona transitable.

Cruce caminos principales.

Cruce rutas ferroviarias.

Cruce caminos mineros.

Esta distancia mínima se debe verificar para la flecha máxima final y desviación de los conductores debido al viento.

Se utiliza la siguiente expresión:

Ed

VKKD nom

zs

006,0



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Donde:

zK : Constante según región


nomV : Tensión (kV)

d : Densidad del aire

E : Error por topografía

8.7 Cruce de Líneas

Las distancias verticales mínimas en cruces con líneas de comunicación o de potencia se deben calcular según lo señalado en el RCF (NSEG 5. E.n. 71):

Líneas mayores a 15 kV ad

kVkV is

170

5,1 (m)

Donde:


kVs : Tensión de línea superior (kV)

kVi : Tensión de línea inferior (kV)

a : 0; L ≤ 50 (m)

: 0,003 (L – 50 ); L >50 (m)

L : Distancia en punto de cruce y estructura más cercana de línea de tensión superior.

En cruces con líneas de menor voltaje, la línea de mayor voltaje debe ubicarse por encima. En caso contrario se aceptará que pase por debajo mediante la utilización de portales. La línea inferior debe considerarse a la temperatura mínima de diseño y la superior con flecha máxima final.

8.8 Faja de Seguridad

Se debe calcular de acuerdo a lo señalado en el Artículo 109 de RCF. La faja de seguridad es la distancia mínima horizontal medida a nivel de terreno, donde no se debe ubicar ningún tipo de instalación. La semi faja de seguridad está dada por la siguiente expresión:

)()(2501,0 max senoFLcd

VKDKSF nom

crucetaclzs

Donde:

Kz : Constante para líneas



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maxF : Flecha máxima del conductor condición viento máximo (m)


CL : Largo cadena de aisladores de suspensión (m)

: Ángulo oscilación del conductor a viento máximo (oscilación máxima)

CrucetaD : Distancia fase externa largo cruceta + medio espesor de estructura ≥ distancia

media fase-fase horizontal (m)

8.9 Paralelismo de Líneas

Se entiende por paralelismo a toda instalación u obra cuya conformación o emplazamiento requiera ocupar los terrenos de una faja vial de un camino público, de una línea de transmisión eléctrica o de una red de tuberías, siguiendo el sentido longitudinal de estas, dentro de sus líneas de cierres o entre las líneas oficiales establecidas por los planos reguladores en el caso de caminos públicos o según los planos de diseño asociados a líneas eléctricas o de tuberías.

En el caso de que las líneas proyectadas presenten cercanías con otras líneas eléctricas de transmisión aérea existentes o algún otro tipo de instalación, se deben respetar los distanciamientos mínimos de fajas de seguridad, tanto de las instalaciones existentes y/o proyectadas.

9 CRITERIOS MEDIO AMBIENTALES

Para la ubicación de las estructuras, se debe considerar que su construcción cause un mínimo impacto sobre la flora y fauna del lugar, así como también evitar que se ubiquen en lugares de importancia o interés arqueológico y otros aspectos ambientales.

10 ESTRUCTURAS

10.1 General

Parte del desarrollo del diseño de una línea, se debe considerar la determinación de las cargas en las estructuras, para que con este dato se proceda con el diseño del tipo de estructuras para un proyecto determinado de líneas de transmisión. Por lo cual se deben entregar las cargas para cada uno de los estados que apliquen en un proyecto determinado.



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10.2 Estados de Cargas

Las estructuras de suspensión deberán soportar los siguientes estados de cargas:

La fuerza de viento de los conductores y cable de guardia no debe sobrepasar el límite de carga transversal de la torre, en caso de estructuras de diseño existente.

El peso máximo del conductor no debe sobrepasar el límite de carga vertical de la torre, en caso de estructuras de diseño existente.

La torre de suspensión debe soportar tirón por la cortadura de un tercio de los conductores con la mitad de la tensión máxima del conductor.

La torre de suspensión debe soportar el doble del desequilibrio de la tensión de un conductor debido a diferentes estados de carga en vanos adyacentes (uno con hielo y el otro sin hielo).

Debe soportar la cortadura del cable de guardia.

Tabla 10.1: Estados de carga estructuras de suspensión

Estado de Carga

Combinación Dirección del Viento

1.1 Viento Máximo Normal

1.2 Viento Máximo Longitudinal

2.1 Viento Medio Normal

2.2 Viento Medio Longitudinal

3.1.1 Corte 1 Fase y 1 Cable de Guardia Normal

3.1.2 Corte 1 Fase y 1 Cable de Guardia Longitudinal

3.2.2 Corte 2 Fases Normal

3.2.2 Corte 2 Fases Longitudinal

4.1 Sobrecarga Vertical 1 Fase y 1 Cable de Guardia Normal

4.2 Sobrecarga Vertical 2 Fase Normal

5.1 Desequilibrio Longitudinal 1 Cable de Guardia Normal

5.2 Desequilibrio Longitudinal 2 Fases Normal

6.1 Un Circuito Instalado. Viento Máximo Normal

6.2 Un Circuito Instalado. Viento Máximo Longitudinal

7.1 Un Circuito Instalado. Viento Medio Normal

7.2 Un Circuito Instalado. Viento Medio Longitudinal

En el caso de considerar estructuras en base a postes de hormigón armado, en el caso de las de suspensión, no aplica el corte de conductor, pues no verifican.

Las estructuras de anclaje deberán soportar los siguientes estados de cargas:

La fuerza de viento de los conductores (sin la carga adicional en la dirección de la resultante) más la resultante de las tensiones máximas del conductor (con la carga adicional en la dirección de la resultante) en la dirección de la bisectriz de la línea, no



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debe sobrepasar el límite de carga transversal de la torre, en caso de estructuras de diseño existente.


La torre de anclaje debe soportar tirón por la cortadura de un tercio de los conductores con el total de la tensión máxima del conductor.

La torre de anclaje debe soportar la tensión de todos los conductores a un solo lado, con la tensión de montaje sin sobrecargas.

La torre de anclaje debe soportar el doble del desequilibrio de la tensión de un conductor debido a diferentes estados de carga en vanos adyacentes (uno con hielo y el otro sin hielo).

La torre de anclaje debe soportar la cortadura del cable de guardia.

Tabla 10.2: Estados de carga estructuras de anclaje

Estado de Carga






3.1 Remate 2 Circuitos. y 2 Cables de Guardia

3.2 Remate, 1 Circuito y 1 Cable de Guardia

3.3 Remate, 2 Fases y 1 Cable de Guardia

4.1 Corte 1 Fase y 1 Cable de Guardia Normal

4.2 Corte 2 Fases y 2 Cables de Guardia Normal

5.1 Corte 1 Fase y 1 Cable de Guardia Normal

5.2 Corte 2 Fases y 2 Cables de Guardia Normal

6.1 Un Circuito Instalado. Viento Máximo Normal

6.2 Un Circuito Instalado. Viento Máximo Longitudinal

7.1 Un Circuito Instalado. Viento Medio Normal

7.2 Un Circuito Instalado. Viento Medio Longitudinal

8.1 Sobrecarga Vertical 2 Fases y 1 Cable de Guardia

Normal

8.2 Sobrecarga Vertical 2 Fases y 2 Cables de Guardia

Normal

9.1 Uplift Viento Máximo Normal

9.2 Uplift Viento Medio Normal

Las estructuras de remate deberán soportar los siguientes estados de cargas:

La fuerza de viento de los conductores más la fuerza resultante de la tensión del conductor (con la carga adicional en la dirección de la resultante) desviado



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horizontalmente hasta en 15° con respecto al eje de la torre no debe sobrepasar el límite de carga transversal de la torre, en caso de estructuras de diseño existente.


La torre de remate debe soportar normalmente la tensión de todos los conductores y el cable de guardia a un mismo lado de la torre.

El conductor será tensado de manera de que con las sobrecargas máximas no se sobrepase la tensión mecánica admisible por la estructura seleccionada.

Tabla 10.3: Estados de carga estructuras de anclaje/remate

Estado de Carga


1.1 Remate Viento Máximo Normal

1.2 Remate Viento Máximo Longitudinal

2.1 Remate Viento Medio Normal

2.2 Remate Viento Medio Longitudinal

3.1 Remate 1 Circuito Instalado Normal

3.2 Remate 1 Circuito Instalado Longitudinal

4.1 Remate 1 Circuito Instalado Hielo Normal

4.2 Remate 1 Circuito Instalado Hielo Longitudinal





7.1 Un Circuito Instalado Viento Máximo Normal

7.2 Un Circuito Instalado Viento Máximo Longitudinal

8.1 Un Circuito Instalado Viento Medio Normal

8.2 Un Circuito Instalado Viento Medio Longitudinal

9.1 Sobrecarga Vertical 2 Fases y 1 Cable de Guardia

Normal

9.2 Sobrecarga Vertical 2 Fases y 2 Cables de Guardia

Normal

10.1 Uplift Viento Máximo Normal

10.2 Uplift Viento Medio Normal

10.3 Selección Tipo de Estructuras

La selección del diseño de estructura más apropiado para una línea de transmisión eléctrica dependerá de los siguientes parámetros:

El nivel nominal de potencia que se requiere transmitir.

El número de circuitos necesarios de instalar.



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Cantidad y tipo de conductor.

Cantidad y tipo de cable de guardia y/o fibra óptica.

La óptima utilización del derecho a vía, considerando que la obtención de los terrenos para nuevas líneas está resultando cada vez más difícil y costoso.

La reducción del impacto ambiental, ya sea impacto eléctrico, magnético y visual.

La capacidad de la línea de transmitir la potencia necesaria a un costo razonable.

La vida útil de la línea.

Ubicación e importancia de la línea.

El tipo de terreno.

Los accesos a las estructuras.

Los largos de los vanos.

Las cargas mecánicas de los conductores/cables y cargas climáticas que deberá soportar.

La altura de las estructuras para sobrepasar obstáculos.

El tipo de uso de terreno donde se ubicará la línea y las características de los terrenos vecinos.

Las posibilidades de adquirir el derecho a vía y la localización de las estructuras.

El nivel ceraúnico del sector donde se montará la línea.

La disponibilidad de diseños de estructuras.

Los métodos a ser usados para la construcción y mantención de la línea.

La inversión necesaria para construir una nueva línea.

10.4 Fundaciones

Adicionalmente, se entrega a continuación el criterio para la clasificación de suelos, según ENDESA (Empresa Nacional de Electricidad)

Suelo Tipo 1 : Roca sana, sin fracturas o moderadamente agrietada (RQD 50%), cubierta por una capa de otro tipo de suelo con un espesor de no más de 1,50 m. Se considera Roca (suelo) Tipo 1, la roca que para su excavación requiere el uso permanente de herramientas neumáticas o de explosivos.

Peso unitario del suelo : 2,40 t/m3

Ángulo de arrancamiento : 45º

Presión máxima aplastamiento (neta) vertical : 20 kg/cm2



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Suelo Tipo 2 : Roca fuertemente agrietada y/o meteorizadas no incluible en el Suelo Tipo 1, roca parcialmente descompuesta firme, gravas o arenas limpias o con finos pero cementadas (toscas), cubierta por una capa de suelo 3 o 4 de un espesor menor a un tercio de la profundidad total de la fundación. Nivel freático máximo de la napa de agua bajo el sello de fundación.

Estos suelos se pueden excavar con dificultad con herramientas manuales y requieren el uso eventual de equipos neumáticos.

El suelo Tipo 2 permite ser excavado con paredes verticales, excavar zarpas y hormigonar contra terreno.




Suelo Tipo 3 : Rocas completamente descompuestas de consistencia firme, gravas limpias de compacidad media y alta, gravas gruesas arcillosas o limosas firmes, cementadas por sal u otros agentes, cubiertas por una capa de Suelo Tipo 4 de un espesor menor a un tercio de la profundidad total de la fundación. En las gravas densas limpias o arcillosas puede o no haber abundantes bolones. Nivel freático máximo de la napa bajo el sello de fundación.

Para este tipo de suelo se recomienda diseñar las fundaciones en las cuales el suelo permita hacer excavaciones verticales y hormigonar contra terreno y fundaciones en que el suelo se deba excavar con taludes y se requiera hacer un relleno posterior al hormigonado de la fundación.

Estos suelos deben permitir la ejecución de ensanchamiento del fondo de la excavación sin socavarse para permitir a la fundación tener una zarpa en suelo natural. Si esto no es posible, entonces el suelo debe ser clasificado como tipo 4b.




Suelo Tipo 4 : Rocas completamente descompuestas de consistencia media, gravas limpias sueltas, arenas, gravas finas y arenas arcillosas o limosas, limos o arcillas de consistencia media o firme. Nivel freático de la napa de agua bajo el sello de fundación.

Estos suelos son sub clasificados en dos tipos: aquéllos que tienen la cohesión necesaria y admiten la excavación del fondo agrandándolo



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para hacer una zarpa contra terreno natural (Tipo 4a) y si no es posible lo anterior deben ser clasificados como Tipo 4b.

Peso Unitario del suelo : 1,60 t/m3

Ángulo de Arrancamiento : 30º


Suelo Tipo 5 : Suelo Tipo 2 cubierto por una capa de suelo del Tipo 3 ó 4 de un espesor menor a un tercio de la profundidad total de la fundación. Nivel estático máximo de la napa de agua a cota de sello de fundación o sobre ella. En el diseño de la fundación la napa se debe considerar a nivel de superficie.

Rocas completamente descompuestas de consistencia firme, gravas limpias de compacidad media y alta, gravas gruesas arcillosas o limosas firmes, cubiertas por una capa de suelo tipo 4 de un espesor menor a un tercio de la profundidad total de la fundación. En las gravas densas limpias o arcillosas puede o no haber abundantes bolones. Nivel estático máximo de la napa bajo el sello de fundación.

Para verificar arrancamiento se debe considerar la napa a nivel de superficie. Para verificar el aplastamiento se debe considerar la napa bajo el nivel de sello de fundación

Peso unitario del suelo, arrancamiento : 1,20 t/m3

Peso Unitario del suelo, aplastamiento : 2,20 t/m3


Presión máxima aplastamiento (neta) vertical : 4,50 kg/cm2

Suelo Tipo 6 : Suelos Tipo 3 ó 4 con alto contenido de sales y con nivel estático máximo de la napa a cota de sello de fundación o sobre ella.

Peso Unitario del suelo, arrancamiento : 1,00 t/m3

Peso Unitario del suelo, aplastamiento : 2,00 t/m3


Presión máxima aplastamiento (neta) vertical : 1,50 kg/cm2

Suelo Tipo 7 : Arenas arcillosas o limosas y limos o arcillas de consistencia media o blanda. Nivel estático máximo de la napa de agua a cota de sello de fundación o sobre ella.

asesoría en líneas de transmisión

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