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ESTUDIO DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA COMPLEMENTARIO A LA CONSTRUCCIÓN DE LA SUBESTACIÓN LA CRISTALINA 20/25 MVA 115-34.5 kV Y DE LA LÍNEA A 115

kV ENTRE LA SUBESTACIÓN ALTILLANURA Y LA SUBESTACIÓN LA CRISTALINA EN LA REGIÓN DEL RÍO META EN EL MUNICIPIO DE PUERTO GAITÁN DEPARTAMENTO

DEL META.

CONTRATO EMSA SA ESP 294–10

LÍNEA DE DISTRIBUCIÓN A 34.500/220-127 V DESDE LA SUBESTACION LA CRISTALINA CON EL FIN DE ATENDER EL SERVICIO DE ENERGIA ELECTRICA A LA

COMUNIDAD DE LA VEREDA LA CRISTALINA.

DOCUMENTO GERS: MC – E42-20 – 1100

REVISIÓN A

CALI, MAYO DE 2011

Calle 3ª A #65-118.

Tel.: +57 (2) 489 70 00 Fax: +57 (2) 324 3678 [email protected] // http://www.gers.com.co

Cali - Colombia

Elaboró Revisó Aprobó

Rubén Darío Botero Ramírez (RDBR) MP # 76205-03509

Luis Eduardo Aragón Rangel (L.E.A.R) MP # 762057636

L.E.A.R

mailto:[email protected]

http://www.gers.com.co/

LÍNEA DE DISTRIBUCIÓN A 34.500/220-127 V DESDE LA SUBESTACION LA CRISTALINA CON EL FIN DE ATENDER EL SERVICIO DE ENERGIA ELECTRICA A LA COMUNIDAD DE LA VEREDA LA CRISTALINA.

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LISTA DE DISTRIBUCIÓN

Copias de este documento han sido entregadas a las siguientes dependencias de EMSA SA ESP S.A. E.S.P y GERS S.A.

DEPENDENCIA COPIAS

EMSA SA ESP S.A. E.S.P – Departamento de proyectos 1

GERS S.A, Centro de Documentación. 1


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ÍNDICE DE MODIFICACIONES

ÍNDICE REVISIÓN

SECCIÓN MODIFICADA

FECHA MODIFICACIÓN

OBSERVACIÓN

0 - Abril de 2011 Versión original

A - Mayo de 2011 Por observaciones EMSA SA ESP de

mayo 10-2011


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TABLA DE CONTENIDO PAG

1 INTRODUCCIÓN ______________________________________________________________ 6

2 ALTERNATIVAS DE TRAZADO ___________________________________________________ 7

3 NORMAS APLICABLES TEXTOS DE REFERENCIA Y OTROS _____________________________ 9

4 PARÁMETROS AMBIENTALES ___________________________________________________ 9

5 DESCRIPCIÓN TRAZA DE LA LÍNEA. ______________________________________________ 11

6 PRINCIPALES ACCIDENTES TOPOGRÁFICOS Y SU AFECTACIÓN AL DISEÑO DE LA LÍNEA. ___ 11

7 VANO DE MAYOR LONGITUD __________________________________________________ 12

8 ZONA DE SERVIDUMBRE. _____________________________________________________ 13

9 DISTANCIAS DE SEGURIDAD. __________________________________________________ 14

DISTANCIA MÍNIMA VERTICAL FASE TIERRA. ______________________________________________ 14

DISTANCIAS MÍNIMAS ENTRE EL CONDUCTOR DE FASE Y OBJETOS ____________________________ 16

DISTANCIAS ELÉCTRICAS ENTRE FASES EL APOYO Y A OTRAS LINEAS. __________________________ 18

10 CONFIGURACIÓN DE LOS APOYOS. _____________________________________________ 19

11 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR DE FASE. __________________________________________ 21

12 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR DE GUARDA. _______________________________________ 27

13 CANTIDADES DE CONDUCTORES. _______________________________________________ 30

CONDUCTOR DE FASE. ________________________________________________________________ 30

CONDUCTORES DE GUARDA. ___________________________________________________________ 30

14 SELECCIÓN DE AISLADORES. ___________________________________________________ 30

AISLADORES DE SUSPENSIÓN O CORRIDOS _______________________________________________ 30

14.2 CADENAS DE AISLADORES DE RETENCIÓN ___________________________________________ 31

15 APANTALLAMIENTO. ________________________________________________________ 35

16 CÁLCULO MECÁNICO DE CONDUCTORES. ________________________________________ 40

CARGA LONGITUDINAL CÁLCULO DE TENSIONES. __________________________________________ 40

CONDICIONES PARA EL CÁLCULO DE TENSIONES. __________________________________________ 43

FUERZA LONGITUDINAL APLICADA SOBRE LAS ESTRUCTURAS ________________________________ 43


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CARGA TRANSVERSAL DEBIDA A LA ACCIÓN DEL VIENTO SOBRE CONDUCTORES. _________________ 44

SOBRE AISLADORES __________________________________________________________________ 46

CARGA TRANSVERSAL DEBIDA AL ÁNGULO DE DEFLEXIÓN DE LA LÍNEA. ________________________ 47

CARGA VERTICAL DEBIDA AL PESO DE LOS CONDUCTORES ___________________________________ 47

CURVAS CARACTERÍSTICAS DE LOS CABLES. __________________________________________ 48

CATENARIA DE FLECHAS MÁXIMAS VERTICALES. ___________________________________________ 48

CATENARIA DE FLECHAS MÍNIMAS VERTICALES. ___________________________________________ 48

17 HIPOTESIS DE CARGA, FACTORES DE SEGURIDAD PARA POSTES Y FACTORES DE SEGURIDAD Y SOBRECARGA PARA LAS RETENIDAS. ______________________________________________ 49

18 PUESTA A TIERRA. ___________________________________________________________ 50

RESULTADOS DE LAS MEDICIONES. ______________________________________________________ 52

CRITERIOS APLICADOS PARA EL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA _______________________________ 54

VOLTAJES DE PASO Y DE CONTACTO. ____________________________________________________ 59

19 PLACAS DE SEÑALIZACION E IDENTIFICACIÓN _____________________________________ 60

20 BALIZAMIENTO PARA LINEAS. _________________________________________________ 62

21 REDES DE BAJA TENSIÓN. _____________________________________________________ 63

ACOMETIDAS. _______________________________________________________________________ 63

PARTES QUE COMPONEN UNA ACOMETIDA. ______________________________________________ 63

CONTINUIDAD DE LA ACOMETIDA_______________________________________________________ 63

AUTORIZACIÓN PARA INSTALACIÓN _____________________________________________________ 64

NUMERO DE ACOMETIDAS ____________________________________________________________ 64

TIPOS DE ACOMETIDAS _______________________________________________________________ 64

ACOMETIDAS AÉREAS ________________________________________________________________ 64

CONDUCTORES DE LA ACOMETIDA GENERAL. _____________________________________________ 65

ANEXO 1 REGISTRO FOTOGRAFICO _________________________________________________ 66

ANEXO 2 PRESUPUESTO _________________________________________________________ 72

ANEXO 3 PLANOS _______________________________________________________________ 73

ANEXO 4 VERIFICACIÓN DE POSTES ________________________________________________ 74

ANEXO 5 TABLAS DE TENDIDO Y TABLAS DE VERIFICACIÓN ______________________________ 1


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1 INTRODUCCIÓN

El presente documento contiene la memoria de cálculo eléctrico para la línea aérea trifásica a 34.5 kV configuración horizontal semi bandera de 20 kilómetros de longitud, entre la Subestación la Cristalina ubicada en la Vereda del mismo nombre y las áreas adyacentes a la vereda ubicada a 72 kilómetros de la cabecera municipal de Puerto Gaitan (Meta). Este informe hace parte del desarrollo del numeral 1, “Red de distribución a 34500 /220-127 V Alimentada desde la Subestación la Cristalina con el fin de atender el servicio de energía eléctrica a la comunidad de la Vereda la Cristalina.”, del contrato EMSA SA ESP 294-10. El diseño de la línea aérea a 34.5 kV corresponden a una de las obras identificadas para solucionar los problemas de fallas en la prestación del servicio continuo en la Vereda la Cristalina y obtener una disminución de costos de operación para los usuarios que cancelan a la Empresa Comunitaria que administra la planta estacionaria existente y/o el consumo de combustible a sus plantas individuales. El diseño tiene presente las distancias de seguridad establecidas en el RETIE, en especial las distancias a mantener desde la línea a árboles y otros circuitos. A continuación GERS presenta las consideraciones, metodología y los parámetros empleados para el diseño de la línea a 34.5 kV paralelo a la vía por el costado norte dada la facilidad de consecución de los elementos que se van a utilizar que va entre la nueva subestación La Cristalina y la Vereda del mismo nombre en una extensión de 20 kilómetros en el departamento del Meta. GERS realizó los estudios Topográfico, de suelos y de resistividad del terreno necesarios para realizar los diseños de acuerdo con las características particulares de la zona del proyecto.

En el presente informe se encuentran descritas las siguientes actividades:

Parámetros ambientales.

Descripción de la traza de la línea.

Distancias de seguridad.

Configuración de los apoyos.


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Selección del conductor de fase.

Selección del conductor de guarda.

Selección de aisladores.

Apantallamiento.

Cálculo mecánico.

Diseño de cimentaciones.

Puesta a tierra.

Parámetros eléctricos.

2 ALTERNATIVAS DE TRAZADO

El día 16 de diciembre de 2010 se hizo una visita al corregimiento de la Cristalina ubicada a 72 kilómetros del municipio de Puerto Gaitán y al lote donde se construirá la Subestación la Cristalina la cual se encuentra ubicada a 2.5 kilómetros después del corregimiento de la Cristalina en la vía a Ocelote Coordenadas 940735 N 963373 W. Plano PG E 42-20-001 TP . El terreno recorrido es un área plana, con una altura sobre el nivel del mar 213 metros y una temperatura promedio de 30°C, la vía se encuentra sin pavimento en el área rural y pavimentada la calle principal del corregimiento la Cristalina; en la actualidad existe una gran invasión que se encuentra en desarrollo por el costado norte en la parte urbana del corregimiento y en la parte rural está conformada por fincas ganaderas; por el costado sur de la vía de acceso se encuentra una mayor zonas de bosque y árboles de chaparro no se observaron cultivos que hubiera que intervenir en el momento de efectuada la visita. Actualmente las viviendas y locales comerciales algunos se suplen de energía con una planta de emergencia centralizada de cerca de la torre de comunicaciones existente la cual distribuyen energía a dos (2) cuadras a la redonda, el resto de viviendas y locales comerciales se suplen con plantas individuales. Los pocos tendidos secundarios existentes se encuentran montados en postes de 8 metros x 510 kg, las acometidas a las viviendas y lugares comerciales no se encuentran instalados de manera técnica y sus acometidas presentan empalmes los cuales las hace vulnerables a daños, cortos y fraudes.


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Tampoco existe una nomenclatura o convenciones con las cuales se puedan identificar los predios, y no hay definido hasta el momento un plan de ordenamiento territorial.

Con el ingeniero Edgar Latorre de Planeación de EMSA SA ESP se definió diseñar 15 kilómetros que irían contiguos por la carretera que va hacia la vía a Puerto Gaitán y sacar una derivación de una extensión de cinco (5) kilómetros hacia la población de Carimagua.

Se consideró que la vía por la cual se trazaría la línea es de tercer orden de acuerdo a la clasificación de funcionalidad de las vías definida por el Ministerio de Transporte, que se describe a continuación:

Principales o de primer orden: Son aquellas troncales, transversales, y accesos a capitales de Departamento que cumplen la función básica de integración de las principales zonas de producción y consumo del país y de éste con los demás países.

Secundarias o de segundo orden: Aquellas vías que unen las cabeceras municipales entre si y/o que provienen de una cabecera municipal y conectan con una principal.

Terciarias o de tercer orden: Aquellas vías de acceso que unen las cabeceras municipales con sus veredas o unen veredas entre sí.

El Articulo 2 del decreto ley 1228 del16 de julio de 2008 establece” ZONAS DE RESERVA PARA CARRETERAS DE LA RED VIAL NACIONAL. “Se establecen las siguientes fajas de retiro obligatorio o área de reserva o de exclusión para las carreteras que forman parte de la red vial nacional: 1. Carreteras de primer orden sesenta (60) metros.

2 Carreteras de segundo orden cuarenta y cinco (45) metros.

3. Carreteras de tercer orden treinta (30) metros”.

Los tramos o sitios en los cuales EMSA SA ESP SA ESP se deberá hacer trámites con INVÏAS para obtener los permisos de ocupación o cruce de vías, son los siguientes:

a. Cruce de vías:

Apoyos LC -01 y LC -02

Apoyos LC – 38 y LC – 39


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b. Permisos de Ocupación

Traza 1, kilómetro 0 a kilómetro 13 + 577 metros

3 NORMAS APLICABLES TEXTOS DE REFERENCIA Y OTROS

GERS adelantó las tareas del diseño de la línea, cumpliendo con las recomendaciones de las siguientes normas aplicables:

Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE agosto de 2008.

Normas Colombianas de Diseño y Construcción Sismo Resistente – NSR 2010.

Criterios de Diseño y Normas para Construcción de Sistemas de Distribución Niveles I y II en las Zonas No Interconectadas –ZNI del país Normas IPSE.

Norma técnica colombiana Protección contra descargas eléctricas atmosféricas (rayos) NTC 4552-1-2-3 dic 10 de 2008.

También se tuvo en cuenta para la selección de la ruta.

Registro fotográfico del área.

Se revisaron planos de recorrido de la línea a 115 kV entre las Subestaciones de

Altillanura y la Subestación la Cristalina.

Se revisó imágenes satelitales Google Earth y se introdujeron datos tomados con

GPS (Global Positioning Sistem) en la visita efectuada.

Recomendaciones de funcionarios de la EMSA SA ESP

4 PARÁMETROS AMBIENTALES

En la siguiente tabla se presentan los parámetros ambientales utilizados en el diseño de la

línea.


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Tabla 1. Parámetros ambientales

DESCRIPCIÓN VALOR

Altura sobre el nivel del mar (m) 213

Velocidad máxima del viento (km/hora) 100

Velocidad promedia máxima (km/hora) 60

Temperatura máxima ambiente (°C) 35

Temperatura media ambiente (°C) 26

Temperatura mínima ambiente (ºC) 20

Nivel de contaminación (IEC 71-2) Medio

Aceleración sísmica, Aa 0.05

Zona de riesgo sísmico, correspondiente al municipio de Puerto Gaitán

Baja

Densidad de descargas a tierra promedio 1

Riesgo ante descargas atmosféricas Medio

Atendiendo recomendaciones de EMSA SA ESP , se revisó la clasificación ambiental del sitio, y se consideró que la línea en su traza 1, corre paralela a la carretera, respetando la zona de exclusión para vías de nivel III, que la vía es destapada y soporta tráfico pesado (carros cisternas y camiones de gran peso), que producen gran cantidad de polvo permanentemente, que aunque no presenta propiedades conductoras, se deposita sobre los aisladores y con la lluvia se constituirá en factor contaminador importante. Finalmente se determinó cambiar la clasificación ambiental de la línea a nivel II MEDIO, de conformidad con la tabla I de la publicación IEC 71 – 2.


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5 DESCRIPCIÓN TRAZA DE LA LÍNEA.

En el proceso de este diseño, se plantearon dos posibles rutas, para la selección de opciones, la ruta seleccionada fue aprobada por el personal de la EMSA SA ESP acorde con las necesidades técnicas de la EMSA SA ESP, con una longitud de 20 km. La línea se inicia en la subestación la Cristalina actualmente en construcción, la que se encuentra a 2.5 kilómetros de la Vereda la Cristalina, con una salida subterránea desde

la celda de reserva +CD 001, en cable mono polar MV 90 para 35 kV 90 ⁰C nivel de

aislamiento 100% calibre 350 kcmil AWG, en una extensión aproximada de 245 metros.

En la siguiente tabla se presentan las características generales de la Línea.

Tabla 2. Características Generales

CARACTERÍSTICA VALOR

LONGITUD TOTAL (km) 20

NUMERO TOTAL DE ESTRUCTURAS

270

APOYOS TERMINALES 3

VANO MÁXIMO (m) 240

VANO MÍNIMO (m) 30

6 PRINCIPALES ACCIDENTES TOPOGRÁFICOS Y SU AFECTACIÓN AL DISEÑO DE

LA LÍNEA.

La traza de la línea va por terreno plano, sin presentar cambios bruscos de nivel entre apoyos.

A la salida de la Subestación La Cristalina llegamos por medio de una transición

subterránea aérea y de esta manera llegamos al primer apoyo, y primer cruce de línea

sobre la vía principal. La línea tiene un segundo cruce de vía entre las estructuras LC – 39


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y LC – 40, luego discurre por el centro de la vereda La Cristalina y allí, en la estructura LC

– 43, ubicada en el kilómetro 2 + 135 se deriva un ramal sin cortacircuitos para alimentar

dos transformadores de distribución de 70 kVA cada uno que se proyectan para alimentar

un complejo habitacional futuro de la vereda. En el kilómetro 5 + 657 en la estructura LC –

92, la línea se bifurca, derivándose un ramal con cortacircuitos hacia la población de

Carimagua.

En todos los tramos el diseño de la línea garantiza la mínima distancia fase tierra a la rasante de la vía de 5,60 metros, señalada por las Normas RETIE e IPSE para este tipo de cruces. La ubicación del eje de la línea tuvo como principal criterio la conservación de las especies de árboles existentes y la mínima tala de ellos que se encuentran en la ruta; en caso de requerirse se harán podas técnicas de solo ramas que afecten por acercamiento a la línea. De todos modos durante el montaje de la línea y la futura operación de la misma, deberá ejecutarse un programa de mantenimiento semestral para poda de ramas de los árboles para impedir que las ramas más altas interfieran con los conductores generando fallas en el alimentador.

7 VANO DE MAYOR LONGITUD

El vano más largo de la línea se encuentra entre las estructuras CM - 09 y CM -10 de la traza 2, con una longitud de 240 metros, atravesando el caño Chavilona, que se inunda en temporada invernal. GERS presenta a Emsa dos alternativas de configuración de los apoyos de las anteriores estructuras:

A. Torrecillas metálicas en celosía con una resistencia en punta de 1530 kg -fuerza, descritas en el plano PG –E42 -20 -1101 –LT Hoja 6, “Detalle de los Apoyos –Línea Traza 2, Apoyo Retención, Ángulo 0 Torres”, de 24,4 metros de altura, enterradas 2,70 metros y crucetas galvanizadas de 4 metros de longitud.


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Cada estructura en H se riostrará con 8 retenidas, 4 por torrecilla. La ventaja cualitativa del uso de torrecillas radica en la facilidad de instalación y transporte al sitio de ubicación. En la presente alternativa, EMSA puede optar por torrecillas en celosía autosoportadas, caso en el cual se eliminan las riostras o retenidas.

B. Postes autosoportados de fabricación especial, de 28 metros de altura, resistencia en la punta de 4790 kg-fuerza, descritas en el plano PG –E42 -20 -1101 –LT Hoja 6, “Detalle de los Apoyos –Línea Traza 1 y 2, Apoyo Retención, Ángulo 0 Postes Autosoportados (RP3)”, enterrado 2,80 metros, y crucetas de 4 metros de longitud para las fases y 3 metros de longitud para los cables de guarda.

8 ZONA DE SERVIDUMBRE.

Previo a la realización del diseño de la línea, se efectuaron consultas con los ingenieros de planeación de EMSA SA ESP y la interventoría y se acordó emplear en lo posible las vías existentes al paso de la línea. En relación con los recorridos de las trazas 1 y 2, se acordó con los ingenieros de Planeación de EMSA y la interventoría de la obra, que se empleara en lo posible las vías existentes al paso de la línea, así;

a. Traza 1

Discurrirá paralela a la vía subestación La Cristalina – Puerto Gaitán, desde el kilómetro 0 al kilómetro 13 + 577 metros, respetando la zona de exclusión fijada en 15 metros del eje de la vía. La servidumbre deberá solicitarse a la Finca San Antonio de Víctor Carranza. De conformidad con el RETIE, toda línea de transmisión con tensión nominal igual o mayor 57,5 kV deben tener zona de servidumbre o zona de seguridad o derecho de vía, para líneas de menor tensión RETIE no hace referencia alguna, por lo tanto se deberán conservar las distancias mínimas de seguridad, en particular la distancia mínima horizontal (“b”) que en este caso es de 2,3 metros, por lo que se debe solicitar un corredor de exclusión de mínimo 6,60 metros.


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b. Traza 2

Derivación con cortacircuitos de la estructura LC-92, discurre por potreros de las fincas San Antonio de Víctor Carranza y Finca Los Venados, en una longitud de 6 kilómetros y 540 metros hasta la población de Carimagua. Al igual que en la traza 1, se debe solicitar un corredor de exclusión de mínimo 6,60 metros a lo largo de su recorrido.

9 DISTANCIAS DE SEGURIDAD.

Para la prevención del riesgo eléctrico se deben conservar distancias prudentes respecto a las partes energizadas para evitar contacto accidental de los objetos o personas con dichas partes, esas distancias se conocen como distancias mínimas de seguridad.

DISTANCIA MÍNIMA VERTICAL FASE TIERRA.

Para la selección de las distancias mínimas a tierra GERS tuvo en cuenta la recomendación dada por EMSA SA ESP , así mismo verificó que las distancias cumplieran con lo recomendado por el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE,


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Tabla 3. Distancias Mínimas Verticales Fase – Tierra

DISTANCIA FASE - TIERRA VALOR FUENTE

Distancia mínimas al suelo, desde el conductor más bajo en zonas rurales

> 5,6 m

Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas(RETIE)

Distancia mínima al suelo desde líneas que recorren Avenidas carreteras y carreteras y calles

> 5,6 m


Distancia mínima al suelo en bosques de arbustos, áreas cultivadas, pastos, huertos, etc. Siempre que se respete los requisitos propios de zonas de servidumbre en lo que se refiere a la máxima altura que pueden alcanzar la copa de los arbustos o huertos allí plantados.

> 5,6 m


En todos los tramos del circuito, tanto en la Traza 1 hacia los campos de Ocelote, como

en la Traza 2 hacia Carimagua, el diseño de la línea garantiza una mínima distancia fase

tierra a la rasante de la vía de 5,60 metros, de acuerdo con la reglamentación de RETIE e

IPSE para este tipo de líneas. Al efecto la verificación en los planos de perfil de la línea se

hizo con una altura de 6 metros a la rasante de la vía.

En los dos cruces de vías, la altura mínima garantizada a la rasante de la vía es superior

a 8 metros, que fue la altura de verificación en los planos de perfil.


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DISTANCIAS MÍNIMAS ENTRE EL CONDUCTOR DE FASE Y OBJETOS

Según el RETIE, toda línea de transmisión con tensión nominal igual o mayor 57,5 kV deben tener zona de servidumbre o zona de seguridad o derecho de vía, para líneas de menor tensión RETIE no hace referencia entonces se deberán conservar las distancias mínimas de seguridad. A continuación indicamos las distancias mínimas que la línea debe conservar a objetos, estas distancias deben conservarse siempre para evitar que la línea genere afectaciones a las estructuras cercanas. El diseño de la línea y la ubicación de los apoyos GERS considero estas distancias y conservadoramente estas fueron superadas por sugerencia de la EMSA SA ESP , para evitar posibles accidentes con la línea particularmente en los cruces de la vía principal debidos al cruce de cargas excesivamente altas. Para efectos del futuro mantenimiento de la línea es recomendable que esta franja no presente estructuras o siembra de árboles que puedan obstaculizar el acceso en cualquier punto a la línea o que dificulten el ingreso de grúas para acceder a los postes. Las siguientes distancias mínimas aplican desde el conductor o punto caliente de la línea a zonas con construcciones:


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Tabla 4. Distancias Mínimas en zonas con construcciones tabla 15 RETIE.

Fig. 1 Distancias de seguridad en zonas con construcciones según (fig. 5 RETIE)


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DISTANCIAS ELÉCTRICAS ENTRE FASES EL APOYO Y A OTRAS LINEAS.

Las siguientes son las distancias consideradas entre fases, entre fases y el apoyo y a otras líneas, que se tuvieron en cuenta para la selección de la configuración en los apoyos, las cuales fueron tomadas del RETIE y de las Normas de diseño de IPSE.

Tabla 5. Distancias verticales mínimas en vanos con líneas de diferentes tensiones

(Tomada de la Tabla 17 del RETIE)

Tensión Nominal (kV) entre Fases

de la Línea Superior

DISTANCIAS EN METROS

500 4.8 4.2 4.2 4.2 4.3 4.3 4.6 5.3 7.1

230/220 3 2.4 2.4 2.4 2.5 2.6 2.9 3.6

115/110 2.3 1.7 1.7 1.7 1.8 1.9 2.2

66 2 1.4 1.4 1.4 1.5 1.5

57.5 1.9 1.3 1.3 1.3 1.4

44/34.5/33 1.8 1.2 1.2 1.3

13.8/13.2/11.4/7.6 1.8 1.2 0.6

1 1.2 0.6

Comunicaciones 0.6

Comunicación ‹ 1

13.8/ 13.2/ 11.4/ 7.6

44/ 34.5/

33

57.5 66 115/ 110

230/ 220

500

Tensión Nominal (kV) entre fases de la Línea Inferior


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10 CONFIGURACIÓN DE LOS APOYOS.

Para la determinación de la configuración de los apoyos se partió de las distancias planteadas en el numeral anterior. De la misma manera se consideraron los siguientes aspectos solicitados por la EMSA SA ESP :

Disposición en semi bandera en un circuito simple.

Distancia Fase tierra mínima de 8,5 metros en las zonas donde la línea cruza las

vía Principal y 7,00 metros en el resto de la línea por solicitud de la EMSA SA ESP .

Los aisladores a utilizar en la línea serán del tipo porcelana de acuerdo con las

normas IPSE.

De acuerdo con lo anterior, GERS determinó ajustar las configuraciones IPSE, quedando

las configuraciones así:

Apoyo Terminal. Tipo T1. Construcción circuito sencillo, aislamiento en aisladores

de suspensión tipo clevis de porcelana, con cable de guarda, requiere retenidas.

Apoyo Suspensión, ángulo 0º: Construcción circuito simple aislamiento en espigo

(pin) disposición semi bandera con cable de guarda 34.5 kV. No requiere retenidas

Apoyo Suspensión, ángulo hasta 8º: Construcción circuito simple aislamiento en

espigo (pin doble) doble cruceta disposición en semi bandera con cable de guarda.

Requiere retenidas

Apoyo retención, ángulo hasta 20º: circuito simple retención cruceta doble de 4

metros con cable de guarda aislamiento en aisladores de suspensión tipo clevis de

porcelana, requiere retenidas.

Para observar las disposiciones referirse al Plano PG E42-20-1103-LT hojas 1 a 6.


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La siguiente es una tabla de equivalencias entre las estructuras Norma IPSE y la nomenclatura empleada por GERS:

Tabla 6. Equivalencia entre estructuras Norma IPSE y la usada en los Planos

EQUIVALENCIA DE ESTRUCTURAS

DESCRIPCIÓN NORMA

IPSE PLANOS

Circuito simple, aiSlamiento en espigo semibandera con cable de guarda

NCP 103 S1

Circuito simpple aislamiento en pin doble, doble cruceta semibandera , ángulo de 3 a 10

NCP 112 S2

Circuito simple retención, cruceta doble de 4 metros, cable de guarda ángulo menor a 45

NC - RH 231

RP2

Retención con bayoneta NC - 560 RP1

Derivación estructura horizontal NC - 580 RPE

Montaje de transformador trifásico NC - 712 S1T

NOTA: Las distancias aquí indicadas, guardan plena concordancia con las mostradas en los diversos planos de perfil de las dos Trazas: en estos planos la línea en color verde señala el nivel del suelo, la línea en color rojo, sirve de referencia de distancia de seguridad para la fase más baja del circuito, señalada en color naranja: en los corridos sencillos, suspensiones y retenciones, la distancia entre la fase más baja (color naranja) y la referencia (color rojo), es de 6 metros; en los cruces de vías, tales como en los apoyos LC-


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01 y LC- 02 al inicio del circuito y LC- 39 y LC -40 de la Traza 1, en la vereda La Cristalina, esta distancia de referencia es de 8 metros. Puede observarse que el cumplimiento mínimo del estándar señalado en la Tabla 3 del informe (más de 5,6 metros entre fases y suelo), ocurriría cuando la línea de referencia de color rojo sea tangente al suelo: en nuestro caso la altura prevista supera en todos los casos el valor de norma.

11 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR DE FASE.

De acuerdo con las especificaciones que EMSA SA ESP dio telefónicamente de asumir una potencia máxima de 5 MVA para el Circuito Cristalina y disponer cargas distribuidas equitativamente a lo largo de los 20 kilómetros. GERS elaboro flujo de carga con el programa NEPLAN el cual se puede ver en la figura 2 y se determina la utilización de conductor ACSR 266.8 kcmil.


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Figura 2 flujo de carga conductor 266.8 ACSR

Las normas de fabricantes de cables ofrecen dos alternativas de conductores ACSR para

este calibre, las denominaciones WASWING y PARTRIDGE, con las siguientes

características técnicas:


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Tabla 7 Especificación conductores ACSR red aérea marca Centelsa

CÓDIGO WAXWING PARTRIDGE

Calibre (kcmil) 266.8 266.8

No. alambres AL 18 26

No. alambres Acero 1 7

Diámetro hilos acero(mm)

3,09 2.0

Diámetro hilos alumnio (mm)

3,09 2,57

Diam Núcleo (mm) 3,09 6

Diam Total (mm) 15,46 16,29

RMG (mm) 6 6,62

Peso Total AL (Kg/Km) 374,8 374,8

Peso Total Acero (Kg/Km)

58,4 171,9

Peso Total (Kg/Km) 433 547

Carga de Rotura (kg) 3122 5120

Resistencia DC (2) (Ω/km)

0,212 0,209

Resistencia AC (3) 0,259 0,255

(Ω/km)

Capacidad de Corriente (A)

448 458

Capacidad de Corto Circuito ( kA)

20,3 20,3


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De acuerdo a indicaciones de EMSA SA ESP, se determinó escoger el conductor

PARTRIDGE.

En relación con el tramo de salida del circuito en la subestación La Cristalina, (ver Anexo

6, documento GERS E-42 -20-1200 CELDA DE MEDIA TENSIÓN Y SALIDA DE

SUBESTACIÓN), el conductor escogido es el XLPE 35 KV 350 kcmil, con las siguientes

especificaciones técnicas:

Tabla 8. Especificación conductor red subterránea marca Centelsa

Cable mono polar MV 90 350 kcmil 35kV nivel aislamiento

100% Valores

Diámetro(mm) 15,68

Aislamiento diámetro (mm) 34.6

Chaqueta espesor (mm) 2.03

Diámetro exterior (mm) 41.2

Peso total cobre aproximado (kg/km)

2942

Peso total aluminio aproximado (kg/km)

1824

Capacidad de corto circuito 1 seg (kA)

27.5

Los siguientes son los niveles de corto suministrados por EMSA SA ESP de acuerdo al estudio de conexión LSF CON 57 EL-13 Elaborado por Luis Eduardo Solís para la subestación la Cristalina para la barra de 34.500 voltios de la subestación.


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Tabla 9 Corrientes de Cortocircuito del Sistema

Subestación Monofásico

(kA) Trifásico

(kA)

La Cristalina barra de 34.500 V Escenario 2011

4,98 3,51

Para el chequeo de la fase GERS realizó un análisis con el cálculo mecánico del conductor para los vanos máximo y mínimo, considerando las siguientes variables:

Flecha máxima.

Peso del conductor.

Tensión en condiciones iniciales.

Tensión máxima, es decir con viento máximo de 100 km/h.

Tensión en condiciones diarias

Para el análisis mecánico del conductor se tomaron como vanos de análisis él más

corto de 30 metros y el más largo de 240 metros. Para el control de flechas se

consideró la temperatura del conductor asociada al valor de temperatura máxima

ambiente. De manera conservadora el cálculo de flechas en condiciones de máxima

operación se determinó con una temperatura de 80ºC.


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Tabla 10. Capacidad de corriente conductor de fase 266.8 kcmil en

condiciones normales

CONDUCTOR ACSR

DESIGNACIÓN PARTRIDGE

Imax 464,25

R20 2,09E-04

d 1,63E-02

K 0,004

0,5

Si 1130

E 0,5

C1 8,55

C2 0,448

V 0,61

Ta 25

Tc 75,00

S 5,67E-08


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Tabla 11. Capacidad de corriente conductor de fase 266.8 kcmil en

condiciones anormales

CONDUCTOR ACSR

DESIGNACIÓN PARTRIDGE

DESCRIPCIÓN SIMBOLO UNIDAD

Corriente Admisible Ith A 19009

Sección a m2 1,57E-04

Temperatura Inicial Ta ºC 75

Temperatura Final Tc ºC 200

Corficiente de Temp. 20 1/ºC 0,004

Capacitancia 20 1/ohm m 3,48E+07

Densidad 20 kg/m3 2700

Calor especifico c J/kgºC 910

Duración de la falla Tk s 0,5

Factor de Cálculo K As0,5/m2 8,57E+07

12 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR DE GUARDA.

Para la adecuada protección de la línea contra descargas atmosféricas, de acuerdo con la configuración seleccionada se hace necesario utilizar un hilo de guarda.

Los apoyos de retención se cambiaron, de conformidad con solicitud de EMSA SA ESP, por configuración en H de dos postes, y por lo tanto requieren dos cables de guarda. Igualmente se usará cable de acero EHS.

Considerando que la normatividad en Colombia que limita los diámetros y secciones de los

conductores, como se indica a continuación, se usará cable de acero EHS de 3/8´´.

Diámetro mínimo según RETIE y NTC-4552-3 2008. CRITERIO mayor o igual a 8 mm.

Sección mínima según RETIE y NTC-4552-3 2008, CRITERIO mayor o igual a 50 mm2


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Adicionalmente el conductor de guarda se verifica para cumplir los siguientes criterios:

Tener capacidad de soportar la corriente pico mínima de 17 kA, correspondientes a una radio de esfera rodante de 35 m, para una duración de la descarga corta subsecuente de 0,4/50.

Tener capacidad de soportar fallas por cortocircuito del sistema, es decir corrientes de 4,98 kA.

La capacidad de corriente del cable de guarda se calcula a partir de la siguiente expresión:

2/1

2

**

*1ln****

t

SDeAJI o

Dónde:

I: Capacidad de corriente, en A.

J: Constante 4.185 Julios/caloría

A: Sección nominal del conductor, mm2

S: Calor especifico, en calorías/gr ºC

De: Densidad, en gr/cm3

α Coeficiente de temperatura, en 1/ºC

Ø0 Temperatura final en ºC

Ø Temperatura inicial en ºC

ρ Resistividad en ohm – cm.

t: Tiempo de duración del cortocircuito, en s.

El conductor acero galvanizado de 3/8”, cumple con los criterios descritos anteriormente, tal y como se aprecia en la Tabla siguiente:


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Tabla 12. Características Del Conductor De Guarda Acero Galvanizado 3/8”


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NOTA:

La referencia al cable de acero extra resistente, en particular en los planos PG – E42 – 20 -1101 – LT, Hoja 2, Estructura S2 de 7/16”; Hoja 3 Estructura T1 de 3/8”; Hoja 4 estructura RP2 de 3/8”; Hoja 4 estructura RP2 de 3/8”; Hoja 5 estructura RP1 de 716”; y Hoja 6 estructura torrecillas de 3/8”, se refiere al calibre del cable de acero de las retenidas de las estructuras, y no al calibre del conductor de guarda, que también se escogió en acero extra resistente de 3/8”.

13 CANTIDADES DE CONDUCTORES.

CONDUCTOR DE FASE.

La línea será en circuito sencillo, con un conductor PARTRIDGE #266.8 ACSR por fase. La longitud total es de 20.000 m corresponden a la proyección horizontal de los vanos, considerando la instalación de los conductores, la longitud real por el efecto de las catenarias, y el desperdicio que se debe dejar en los puentes y terminales, debe considerarse por cada fase una longitud 21.100 metros, para un total de conductor #266.8 AWG de 63.300 metros.

CONDUCTORES DE GUARDA.

De acuerdo con el numeral 10 de este informe, se requieren un cable de guarda para garantizar el adecuado apantallamiento de la línea. Para los apoyos de configuración en H, se requieren dos cables de guarda, por consiguiente las cantidades a utilizar son: 24.500 metros de cable de Acero galvanizado EHS ó Súper GX 3/8”.

14 SELECCIÓN DE AISLADORES.

AISLADORES DE SUSPENSIÓN O CORRIDOS

Para la selección de los aisladores de suspensión o corridos, GERS previa consulta con EMSA, consideró utilizar aisladores tipo pin doble, referencia 8366 Clase ANSI 56-3, de porcelana marca Gamma o similar, esmalte café.


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En relación con los aisladores tipo pin, están normalizados modelos específicos para los diferentes voltajes de utilización. En este caso para 34.5 kV se utilizan, en la Clase ANSI 56-3, las referencias Gamma 8365 y la escogida en el presente caso, 8366 Gers escogió la referencia 8366, porque a diferencia de la 8365, tiene en su superficie pintura o esmalte semiconductor RF. El uso de esmaltes resistivos es una técnica que ha sido probada desde hace muchos años en aisladores de baja, media y alta tensión, con el propósito de controlar la distribución del campo eléctrico y evitar la interferencia a equipos de radio y televisión. La ocurrencia de Radio-interferencia es causada por pequeñas descargas entre el conductor y la superficie del aislador, cuando están presentes contaminación y humedad, y es particularmente crítica en aisladores tipo espiga (pin), en los cuales el conductor se sujeta a la cabeza del aislador con el cable de amarre alrededor del cuello o surco lateral periférico. El esmalte se aplica cubriendo las superficies que van a estar en contacto con el conductor y el cable de amarre, y en la parte roscada donde se aloja el porta aislador con rosca de plomo o de teflón. Al esmalte aplicado en este caso se le llama “esmalte silencioso”, esmalte contra radio interferencia, o esmalte RF.

14.2 CADENAS DE AISLADORES DE RETENCIÓN

Para los conjuntos con ángulos mayores a 3⁰, dobles terminales y terminales de la línea, GERS SA previa consulta con EMSA, consideró utilizar aisladores de suspensión tipo clevis, referencia 8267 Clase ANSI 52-4, de porcelana marca Gamma o similar, esmalte café, validada la escogencia con la siguiente formulación:

Dfmin = Kf x Um x Kd Donde: Dfmin: distancia de fuga mínima nominal, mm Kf: distancia de fuga específica mínima, (NTC 3389- 1999) Um: tensión más elevada del material, valor fase – fase, kV Kd: factor de corrección que aumenta la distancia de fuga con el diámetro

promedio Dm en milímetros.

Diámetro promedio

Dm ‹ 300 mm: Ko = 1.0

Diámetro promedio

Dm 300 ≤ Dm ≤ 550 mm: Ko = 1.1

Diámetro promedio


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Dm › 500 mm: Ko = 1.2

En nuestro caso, tomando Kf = 20 mm/kV, que corresponde al nivel II de contaminación, “Medio”, según NTC 3389 – 1999, ya que la línea discurrirá paralela a una vía que se utiliza permanentemente por tráfico pesado proveniente de las petroleras del lugar, con gran concentración de polvo y humo producidos por los tratocamiones circulantes, UM = 36 kV; Kd = 1.0 (diámetro del disco escogido 273 mm), Dfmin = 720 mm La longitud de la cadena de aisladores se determina con la distancia de fuga mínima nominal, mediante la expresión:

N = 1,15 Dfmin/df Donde, N: número de unidades de una cadena Dfmin: distancia de fuga requerida mínima, mm df: distancia de fuga de una unidad, mm reemplazando en la anterior expresión, con Dfmin = 720 mm y df = 300 mm,

N = 2,76 Se utilizarán 3 aisladores. El aislador escogido referencia 8267, Clase ANSI 52-4, tiene los mismos valores eléctricos del aislador 8265, y sólo difieren en que el primero es más resistente al impacto, ofrece mayor resistencia electromecánica y resistencia a la rotura que el aislador 8265, presentando de esta manera características aptas para un trabajo de tipo pesado como se espera en la región petrolera del Meta. Las características técnicas de los aisladores seleccionados son las siguientes:


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Tabla 13 Aislador tipo pin doble de porcelana

Parámetros Valores

Marca Gamma

Referencia 8366

Clase ANSI (C29.6-1996) 56-3

Distancias críticas, mm

Distancia de arco 241

Distancia de fuga 533

Altura mínima de espigo 203

Valores mecánicos kN

Resistencia al cantiléver 13.4

Valores eléctricos, kV

Voltaje típico de aplicación 34.5

Flameo de baja frecuencia en seco 125

Flameo de baja frecuencia en húmedo

80

Flameo critico al impulso positivo 200

Flameo critico al impulso negativo 265

Voltaje de perforación a baja frecuencia

165

Radio influencia

Esmalte RF SI

Voltaje de prueba RMS a tierra, kV 30

RIV máximo a 1000 kHz, µV 200


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Tabla 14. Especificación Aisladores de Suspensión Tipo Clevis en Porcelana

Marca GAMMA

Numero de catálogo 8267

Clase ANSI(C29.2-1992) 52-4

Distancias críticas, mm

Distancia de arco (mm) 197

Distancia de fuga (mm) 300

VALORES MECÁNICOS

Resistencia electromecánica, (kN)

89

Resistencia al impacto N.m 10

Prueba de carga de rutina Kn 44.5

Prueba de carga sostenida ,Kn 60

Carga máxima de trabajo, Kn 44.5

VALORES ELÉCTRICOS (KV)

Flameo de baja frecuencia en seco (kV)

80

Flameo de baja frecuencia en húmedo (kV)

50

Flameo critico al impulso positivo (kV)

125

Flameo critico al impulso negativo (kV

130

Voltaje de perforación a baja frecuencia

110

Radio Influencia

Voltaje de prueba RMS a tierra,kV

10

RIV máximo a 1000kHz,µV 50


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15 APANTALLAMIENTO.

Con la configuración de los apoyos de la línea y la altura de la instalación de los conductores de fase, se determinó la ubicación efectiva del cable de guarda para proteger la línea contra descargas atmosféricas tipo rayo.

Para el diseño del apantallamiento mediante cables de guarda se sigue la metodología fundamentada en el Modelo Clásico Electro geométrico.

Este método permite mediante un procedimiento geométrico seleccionar la altura efectiva del hilo de guarda, para establecer el ángulo de apantallamiento, dentro del cual se ubican las fases de manera tal que sean menos atractivas a los rayos que los elementos de apantallamiento.

A partir de lo anterior, se determina la llamada “distancia de descarga” del rayo a un objeto, cuyo significado es la longitud del último paso de la guía de un rayo bajo la influencia de un terminal que lo atrae, o de la tierra.

La distancia de descarga, se determina a partir de las condiciones particulares del proyecto, basándose en la metodología descrita en la norma NTC-4552.

Para la zona del proyecto tenemos las siguientes DDT (Densidad de descargas a tierra), tomado de la norma NTC-4552:


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MAPA 1 MAPA 2

Mapa 1: ISO niveles ceráunicos para Colombia, área de 30 x 30 km, 1999. NTC 4552-1 Mapa 2: DDT densidades típicas de descargas, Colombia 1999. NTC 4552-1

Tabla 15. Valores mínimos de parámetros del rayo relativos al radio de la esfera rodante

correspondiente a cada NPR. ( NTC 4552-1)

Criterio de Interceptación NPR

Símbolo Unidad I II III IV

Corriente pico mínima I kA 17 21 26 30

Radio esfera rodante R m 35 40 50 55


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La determinación del nivel de protección contra rayos depende del análisis de riesgo, para el caso de la línea la Cristalina, el nivel de riesgo asociado es tomado como I, tomado un valor de esfera rodante de 33 metros.

Del nivel de riesgo asociado I, de determinan de la norma NTC-4552, los parámetros del rayo a usar en el diseño los cuales son:

Tabla 16. Valores máximos de parámetros del rayo de acuerdo con el NPR

Primera descarga Corta NPR

Parámetro Símbolo Unidad I II III IV

Corriente pico I kA 200 150 100

Carga corta Qcorta C 100 75 50

Energía Específica W/R kJ/Ω 10000 5625 2500

Descarga Corta subsecuente NPR


Corriente pico I kA 54 40.5 27

Pendiente Promedio di/dt kA/µs 120 90 60

Parámetros de Tiempo T1/T2 µs/µs 10.4/50

Descarga Larga NPR


Carga Larga Qlarga C 100 75 50

Parámetros de Tiempo Tlargo S 0.5

Rayo NPR


Carga Qrayo C 300 225 150

Con el valor de la distancia de descarga de 33 metros, se aplica el Modelo Electro geométrico a partir de considerar tres magnitudes básicas en la silueta de los apoyos de la línea, las cuales son:


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H: Altura del hilo de guarda, a la cual el apantallamiento resulta efectivo.

Hw: Altura de la fase más expuesta.

L: Distancia horizontal protegida.

El apantallamiento adecuado se puede obtener variando una de estas magnitudes, teniendo fijas las otras dos, verificando en todo momento que se cumplan las distancias eléctricas de seguridad fase-fase, fase-estructura y fase-tierra.

Conocida la configuración geométrica de las fases en la silueta de los apoyos, lo cual es equivalente a decir que se conocen los valores Hw y L, se procede a determinar el valor de H que garantice un apantallamiento efectivo para la distancia de descarga a partir de la cual se producen las descargas que al impactar directamente sobre los conductores de fase de la línea pueden producir el flameo de los aisladores lo cual eventualmente ocasiona la salida del circuito.

Dependiendo de la configuración geométrica de las fases se puede requerir de uno o dos hilos de guarda para el apantallamiento de la línea. En ambos casos se aplica el mismo procedimiento para determinar la altura efectiva del apantallamiento.

La altura efectiva del apantallamiento o altura del hilo de guarda sobre los conductores de fase que está protegiendo, se define así:

2222 HwScScLScScH

Dónde:

H: Altura del hilo de guarda, a la cual el apantallamiento resulta efectivo, m

Hw: Altura de la fase superior, m.

El ángulo de apantallamiento para la distancia L protegida está definido por α así:


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HwH

Ltang 1

La distancia crítica o de descarga corresponde al último salto de sobretensión atmosférica para la corriente crítica y está dada por:

65.010 IcSc

Dónde:

Sc: Distancia crítica o de descarga, m.

Ic: Corriente crítica, kA.

Las corrientes críticas se encuentran entre la menor que podría causar flameo y la mayor que pueda impactar directamente la fase más baja, fuera de este rango o el apantallamiento es efectivo o no produce flameo.

Las corrientes críticas se calculan así:

Zo

Vfoin Im

538.1041.0Im Scax

Dónde:

Zo: Impedancia característica de la línea, en ohm.

Vfo: Es la tensión de flameo

Con lo formulación anterior se hizo la verificación, dejando el valor de Sc de 33 metros,

para cumplir con lo establecido en la norma NTC-4552.


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En el plano PG-E42-20-0550-AP, Sistema de Apantallamiento Apoyos en postes de concreto centrifugado, se observan las siluetas tomadas para el diseño del apantallamiento y el resultado de la aplicación del modelo Electro geométrico estandarizando las alturas de ubicación del cable de guarda para cada una de las configuraciones.

16 CÁLCULO MECÁNICO DE CONDUCTORES.

Los apoyos de las líneas están sometidos a diferentes cargas dependientes de los conductores a utilizar y de las condiciones atmosféricas de la zona.

El cálculo de cargas que actúan sobre los diferentes tipos de apoyos y que sirvieron para determinar los árboles de carga, se realizaron con base en las norma de diseño del IPSE, las cuales son:

Carga longitudinal, debida a la tensión de los conductores.

Carga transversal, debida a la acción del viento.

Carga transversal, debida al ángulo de deflexión de la línea

Carga vertical, debida al peso de los conductores y herrajes.

Las combinaciones de carga se describen en el numeral 16.

CARGA LONGITUDINAL CÁLCULO DE TENSIONES.

En el cálculo de tensiones sobre los conductores es necesario tener en cuenta los efectos que producen las diferentes condiciones atmosféricas que pueden presentarse, así como la simultaneidad de cargas actuantes.

Las variaciones de las condiciones climáticas influyen directamente sobre las tensiones a que se someten los cables suspendidos entre dos apoyos. Estas variaciones se manifiestan básicamente por la acción que ejercen las fuerzas actuantes y los cambios de la temperatura ambiente sobre los conductores.


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Esas variaciones de temperatura y de las fuerzas actuantes influyen sobre los cables con variaciones de las tensiones a que están sometidos, las cuales conllevan a la dilatación o contracción de los conductores, evidenciadas por cambios en la flecha.

La ecuación de cambio de estado permite determinar la variación de la tensión que se produce en los cables. Evaluando la misma a partir de un conjunto de condiciones iniciales preestablecidas, se pueden determinar las condiciones para otro estado requerido.

La ecuación de cambio de estado es la siguiente:

T TS X F

T

ST

S X FC R C R

2

2

2

2

1

2

1

2 2 1 1

2

2

2

24 24

[ ( ) ]

Dónde:

T1 : Tensión del conductor en condiciones iniciales, daN

T2 : Tensión del conductor en condiciones finales, daN

1 : Temperatura en condiciones iniciales, o C

2 : Temperatura en condiciones finales, o C

FR1 : Carga actuando sobre el conductor en condiciones iniciales, daN/m

FR2 : Carga actuando sobre el conductor en condiciones finales, daN/m

Xc : Longitud horizontal del vano de conductor, m

S : Sección del conductor, mm2

: Coeficiente de dilatación lineal del material conductor, o C-1

: Coeficiente de alargamiento elástico del material conductor1/E, mm2/daN

E : Módulo de elasticidad del material conductor, daN/mm2


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Para determinar la carga resultante actuando sobre el conductor, se determinan previamente las cargas que pueden actuar sobre el conductor y se obtiene la combinación de cargas más crítica, que se escoge como la resultante, la cual es la suma vectorial de la carga del peso y la carga del viento.

Para facilitar los cálculos GERS ha adoptado para la ecuación de estado la nomenclatura siguiente:

T T A B T C2 2

2

1 ( ) (7)

Haciendo:

AS Xc F

T

R

2

1

2

12

24 (8)

BS

( )2 1 (9)

CS Xc F

R

2

2

2

24 (10)

Y finalmente la ecuación de tercer orden queda de la forma siguiente:

T T D C2 2

2 ( )

(11)

Siendo:

D A B T 1


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CONDICIONES PARA EL CÁLCULO DE TENSIONES.

La tensión aplicada en los cables se calcula acorde con las condiciones descritas a continuación:

Tensión con elasticidad inicial a temperatura mínima y sin viento: Máximo 6% de la tensión de rotura (Condición inicial).

Tensión con elasticidad final a temperatura coincidente, con viento de diseño: Máximo 10% de la tensión de rotura (Condición de carga máxima o viento máximo).

Tensión con elasticidad final a temperatura coincidente y con viento máximo promedio (Condición de carga media o viento medio).

Tensión con elasticidad final a temperatura media y sin viento: 5% de la tensión de rotura para los conductores de fase y 3.5% para conductores de guarda (Condición diaria).

Tensión con elasticidad final a temperatura máxima del conductor (80ºC) y sin viento (Condición Caliente).

FUERZA LONGITUDINAL APLICADA SOBRE LAS ESTRUCTURAS

La fuerza longitudinal aplicada sobre las estructuras de retención se calcula como la diferencia de tensión entre vanos adyacentes para la condición más crítica. Esta fuerza se puede representar como:

)1

(*2

TTABSFL *Cos(A)

Dónde:

FL: Fuerza Longitudinal

ABS: Valor absoluto

T1: Tensión en el vano anterior del apoyo


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T2: Tensión en el vano posterior del apoyo

A: Ángulo de deflexión de la línea.

Las estructuras de suspensión no tienen carga longitudinal en condiciones normales.

CARGA TRANSVERSAL DEBIDA A LA ACCIÓN DEL VIENTO SOBRE CONDUCTORES.

La carga debida a la acción del viento es aplicada perpendicularmente al conductor; se

calcula mediante la siguiente expresión:

LDCaGcPoFTc ****

En dónde:

FTc: Carga en los conductores sobre estructuras debidas a la acción del viento, daN.

Po: Presión dinámica del viento. daN/mm2, se calcula así:

4

20048.0 SVsPo

Dónde: S4: Coeficiente de densidad de variación del aire, para

500<=H<=2000

H

HS

50024.014

Dónde:

H: Altura sobre el nivel del mar

Vs: Velocidad de diseño km/h.


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321 SSVSVs

Dónde: V: Velocidad básica del viento, 100 km/h

S1: Coeficiente de topografía, para este caso 1.10

S2: Coeficiente de rugosidad del terreno, de tamaño y ASNM, para este caso 1.0

S3: Coeficiente de grado de seguridad y vida útil, para este caso 1.05

Gc: Factor de respuesta de ráfaga

2/13/23/)1(23/23/1/12/1 )/)***16.0())/*8.0(1/1((*)/10(*4.550.0 LZgZoVsSDLsLZoKGc

Dónde:

Zo: Altura del conductor sobre el terreno, metros.

L: Vano en metros.

D: Diámetro del conductor, metros.

S: Flecha correspondiente al vano viento, metros.

α 7.00 (Terreno abierto).

Zg: 274 (Terreno abierto).

K: 0.005 (Terreno abierto).

Ls: 67 (Terreno abierto).

Ca: Coeficiente de arrastre del conductor.


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2/1***20425.023.1 KDVCa

L: Longitud del vano, m.

SOBRE AISLADORES

La carga debida a la acción del viento se calcula con la siguiente expresión:

LaDaCaaGcaPoFTa *****60.0

Dónde:

FTa: Fuerza de viento actuando sobre la cadena de aisladores.

Po: Presión dinámica del viento, daN/m calculado como se describió

anteriormente.

Gca: Factor de respuesta de ráfaga sobre los aisladores

2/13/5/)1(3/53/5/12/1 )/)**011.0())/*5625.0(1/1((*)/10(*4.551.0 LZgZoVsLsZoZoKGca

Dónde:

Zo: Altura de la cadena de aisladores, m.

Vs: Velocidad de ráfaga

α 7.00 (Terreno abierto).

Zg: 274 (Terreno abierto).

K: 0.005 (Terreno abierto).


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Ls: 67 (Terreno abierto).

Caa: Coeficiente de arrastre sobre la cadena.

Da: Diámetro de un aislador.

La: Longitud de la cadena de aisladores o del aislador.

CARGA TRANSVERSAL DEBIDA AL ÁNGULO DE DEFLEXIÓN DE LA LÍNEA.

La fuerza transversal sobre conductores y cables de guarda por la presencia de ángulos

de deflexión de la línea, Ta, está dada por la siguiente expresión:

)2/(*21 AsenoTTTa

Dónde:

T1: Tensión vano anterior daN

T2: Tensión vano posterior daN

A: Ángulo de deflexión de la línea, grados

CARGA VERTICAL DEBIDA AL PESO DE LOS CONDUCTORES

El peso del cable se encuentra multiplicando el peso propio de este por el valor del vano

peso que le corresponde al apoyo evaluado.

WmWaNaWcLpFV

Dónde:


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FV: Fuerza vertical.

Wc: Peso unitario del conductor (kg/m).

Lp: Vano peso, m.

Wa: Peso de la cadena con herrajes.

Na: Número de cadenas.

Wm: Peso de mantenimiento por fases.

CURVAS CARACTERÍSTICAS DE LOS CABLES.

CATENARIA DE FLECHAS MÁXIMAS VERTICALES.

La catenaria de flechas máximas verticales de un cable, correspondiente a los distintos vanos que pueda haber en una línea, es la curvatura que tomará aquél cuando se presenten las condiciones de temperatura y sobrecarga en que se produzcan dichas flechas.

Para las condiciones de la zona del proyecto, la flecha máxima se presenta a la máxima temperatura del conductor energizado sin considerar el efecto del viento. Conservadoramente se tomó como 80 ºC la temperatura del conductor energizado.

CATENARIA DE FLECHAS MÍNIMAS VERTICALES.

La catenaria de flechas mínimas verticales de un cable, correspondiente a los distintos vanos que pueda haber en una línea, es la curvatura que tomará aquél cuando se presenten las condiciones de temperatura y sobrecarga en que se produzcan dichas flechas, es decir cuando se presente la temperatura mínima ambiente sin tener en cuenta el efecto del viento.


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17 HIPOTESIS DE CARGA, FACTORES DE SEGURIDAD PARA POSTES Y

FACTORES DE SEGURIDAD Y SOBRECARGA PARA LAS RETENIDAS.

Las Hipótesis de carga y los factores de mayoración fueron tomados de las normas IPSE.

El cálculo mecánico de los apoyos formados por postes se limita a la verificación de su resistencia a los esfuerzos horizontales y a combinaciones de estos esfuerzos.

Las hipótesis de carga usadas en cálculo mecánico de los apoyos son las que se indican a continuación:

HIPÓTESIS PARA ALINEAMIENTOS RECTOS, SUSPENSIONES:

Hipótesis 1: Esfuerzos debidos al viento.

Hipótesis 2: Esfuerzos debidos a tensiones desequilibradas transmitidas por el conductor superior.

HIPÓTESIS PARA APOYOS CON ANGULOS

Hipótesis 1: Esfuerzos debidos al viento + esfuerzos por cambio de dirección de la línea


Hipótesis 3: Esfuerzos debidos al viento + Esfuerzos debidos a tensiones desequilibradas transmitidas por el conductor superior.

HIPÓTESIS PARA APOYOS DE RETENCIÓN Y TERMINALES

Hipótesis 1: Esfuerzos debidos al viento


Hipótesis 3: Esfuerzos debidos a tensiones desequilibradas transmitidas por todos los conductores.


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FACTORES DE SEGURIDAD PARA LOS POSTES

Acorde con la normas IPSE se consideró un factor de seguridad para la verificación de los postes de concreto de 1.5.

FACTORES DE SOBRECARGA Y DE SEGURIDAD PARA EL CÁLCULO DE LAS RETENIDAS

Los siguientes son los factores de sobrecarga usadas en el cálculo de las retenidas.

Para cargas de ángulo: 1.3

Para carga de viento: 2.0

Para cargas longitudinales: 1.5

Factor de seguridad del templete: 2.0

En el anexo 4 se encuentran los cálculos para la verificación de los apoyos y el cálculo de las retenidas.

18 PUESTA A TIERRA.

En este documento GERS presenta los resultados de las mediciones de resistividad de terreno realizadas del 17 al 20 de Enero de 2011 a lo largo de 20 kilómetros de trazado para la línea La Cristalina, los puntos de medición se observan en las figuras No. 3 y 4


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Fig 3 Ubicacion puntos de medicion de resistividad en terreno.

Fig. 4 Ubicación en terreno de los puntos de medición

A continuación se describe la metodología utilizada para estimar la resistividad del terreno con el objetivo principal de utilizar los resultados obtenidos en el diseño del sistema de puesta a tierra en el área de interés. La base de la metodología utilizada es principalmente la aplicación de la norma IEEE STD 80 de 2000 [1] y la experiencia de GERS en proyectos similares.


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Para obtener la resistividad del terreno se utilizó un telurómetro digital de la marca METREL modelo MI 2088-50 Las mediciones se realizaron directamente sobre las áreas de interés. Se empleó el método de Wenner, el cual consiste en una medición indirecta, con el arreglo de los electrodos en cuatro (4) puntos de medición dispuestos en línea recta y espaciados uniformemente, tomando un (1) eje de medición, donde para cada punto de referencia se realizaron mediciones con espaciamientos de 2, 4 y 6 metros entre electrodos, la Figura No 2 muestra el método utilizado.

Figura No.5. Método Utilizado para la Medición de la Resistividad del Terreno

RESULTADOS DE LAS MEDICIONES.

Las mediciones realizadas con diferentes espaciamientos permiten evaluar el comportamiento de la resistividad del terreno en función de la profundidad debido a la distribución de la corriente en forma de hemisferio en el terreno.

Los resultados obtenidos de resistividad se presentan en la tabla siguiente:


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PUNTO MEDIDO

UBICACIÓN (coordenadas cartesianas )

MEDIDA DE RESISTIVIDAD (kΩ*m)

Resistividad

Promedio (kΩ*m)

Desviación Estándar


2m 4m 6m (%)

1 N1260577 E959374 1,23 1,83 3,15 2,07 0,98 47,5

2 N1263465 E959950 7,95 4,68 2,97 5,20 2,53 48,7

3 N1264831 E961249 2,90 3,21 2,99 3,03 0,16 5,3

4 N1273490 E964142 2,65 3,88 2,95 3,16 0,64 20,3

5 N1273467 E964164 2,12 2,78 2,60 2,50 0,34 13,6

6 N1273466 E964160 1,27 1,91 2,04 1,74 0,41 23,7

7 N1271912 E963581 1,54 2,19 2,84 2,19 0,65 29,7

8 N1271906 E963587 1,46 2,42

2,42

2,51 2,13 0,58 27,3

9 N1271185 E963530 0,571 0,616 0,960 0,72 0,21 29,7

10 N1270360 E963074 3,45 2,85 2,43 2,91 0,51 17,6

11 N1268680 E961968 4,16 3,11 2,90 3,39 0,68 19,9

12 N1266829 E961407 3,48 3,13 2,96 3,19

0,27 8,3

Tabla 17. Resultados de las mediciones

En la tabla anterior se observa que los valores medidos se encuentran por encima de los 2181 ohm – metro en promedio para toda la línea.

Para modelar la resistividad de un terreno, se puede utilizar el modelo de una sola capa

con resistividad uniforme o uno de dos capas con una de resistividad 1 y profundidad

h1 y otra contigua de resistividad 2 a una profundidad infinita. La elección del modelo, depende de la desviación estándar de las diferentes mediciones que en un mismo punto del terreno se hayan tomado con valores de “a” (distancias entre electrodos del telurómetro) diferentes. Para el diseño de la puesta a tierra de la línea y manejo del programa de cálculo se recomienda utilizar los siguientes valores de resistividad según el punto de medición.


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CRITERIOS APLICADOS PARA EL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

GERS propone implementar el sistema de puesta a tierra de la línea con una (1) varilla de acero galvanizado en caliente de 16 mm por apoyo para el electrodo de puesta a tierra y cable Acero galvanizado extrema resistencia 3/8” para los bajantes. La conexión entre el hilo de guarda y el cable de bajante en Acero necesitará un conector certificado para enterramiento directo de acuerdo al RETIE. Art 15.3.1

El sistema de apantallamiento proyectado para la línea deberá aterrizarse en todos los apoyos.

El sistema de puesta a tierra de los cables de guarda de las líneas, deberá acompañarse de un monitoreo anual para verificar los valores de la resistencia no sea mayor a 20 ohmios (Tabla 25 RETIE Valores de referencia para resistencia de puesta a tierra).

Cuando por causa de la alta resistividad del terreno no resulte práctico obtener los valores

de 20 ohmios se podrán tomar medidas tales como:

Aislar el conductor del electrodo de puesta a tierra a su entrada en el terreno.

Aislar todos los dispositivos que puedan ser sujetados por una persona.

Buscar que las tensiones transferidas sean iguales o menores a las tensiones de

contacto.

Dar instrucciones al personal sobre el tipo de riesgo.

Disponer de señalización en las zonas críticas.

Establecer conexiones equipotenciales en las zonas críticas.

Hacer inaccesible zonas donde se provea la superación de umbrales de so

portabilidad para seres humanos.

Instalar pisos o pavimentos de gran aislamiento.


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Los cables de guarda de las líneas deberán conectarse a la malla de tierra de la subestación de salida y de llegada, lo cual contribuye a la disipación de las corrientes de falla o de descarga. Dicha unión debe realizarse previendo un sistema de desconexión, que permita efectuar las medidas de la resistencia de la malla sin que exista influencia de la puesta a tierra del apantallamiento de las líneas.

Utilización de cementos conductivos para mejoramiento del SPT

Gers ha investigado con fabricantes de cemento conductivo la instalación de contrapesos consistentes en el enterramiento con el producto de una longitud, en algunos casos apreciable, de conductor de puesta a tierra, ubicado en la dirección en el terreno, en donde se encuentren los mejores valores de resistividad.

Figura 6. Utilización de CELEC con electrodos de PT

De acuerdo con las referencias del fabricante, el cemento CELEC presenta conducción en forma seca (electrones libres) e iónica, lo que implica un sistema de puesta a tierra con pocas o nulas variaciones en la resistencia en las épocas de sequía, sin requerir la adición de agua.


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Figura 7. Disposición de cemento en contrapesos

Con el resultado de las mediciones realizadas por GERS en algunos apoyos de la línea de distribución 34.5 kV de la Cristalina, el fabricante calculó la cantidad (en peso) de cemento conductivo, la longitud del conductor y el número de electrodos necesarios para bajar la resistencia de puesta a tierra a valores aceptables por la Norma, obteniendo los siguientes resultados:


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PUNTO MEDIDO

UBICACIÓN (coordenadas cartesianas )

MEDIDA DE RESISTIVIDAD (kΩ*m)

Resistividad Desviación Estándar


2m 4m 6m Promedio

(kΩ*m) (%)

9 N1271185 E963530 0,571 0,616 0,96 0,72 0,21 29,7

6 N1273466 E964160 1,27 1,91 2,04 1,74 0,41 23,7

1 N1260577 E959374 1,23 1,83 3,15 2,07 0,98 47,5

8 N1271906 E963587 1,46 2,42 2,51 2,13 0,58 27,3

7 N1271912 E963581 1,54 2,19 2,84 2,19 0,65 29,7

5 N1273467 E964164 2,12 2,78 2,6 2,5 0,34 13,6

10 N1270360 E963074 3,45 2,85 2,43 2,91 0,51 17,6

3 N1264831 E961249 2,9 3,21 2,99 3,03 0,16 5,3

4 N1273490 E964142 2,65 3,88 2,95 3,16 0,64 20,3

12 N1266829 E961407 3,48 3,13 2,96 3,19 0,27 8,3

11 N1268680 E961968 4,16 3,11 2,9 3,39 0,68 19,9

2 N1263465 E959950 7,95 4,68 2,97 5,2 2,53 48,7

Tabla 18. Resultados ordenados de la medición

Resistividad Promedio

(kΩ*m)

Area Longitud CELEC Resistencia

(M2) (m) (Kg) (Ω)

1 900 141 1269 21

2 2500 250 2250 25

2,5 2500 397 3573 27

3,00 2500 437 3933 28

3,50 2500 437 3933 33

5,5 2500 437 3933 52

Tabla 19. Recomendaciones del fabricante


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Figura 8. Corte transversal propuesta CELEC

En planos adjuntos se muestra por el fabricante la disposición de los contrapesos, calculados conforme a los rangos de valores de resistividad encontrados en cada apoyo. Un cálculo inicial del uso de cemento conductivo, muestra que en promedio, el fabricante recomienda colocar en cada apoyo alrededor de 350 kilos de cemento conductivo, cotizado en $2600 /kilo, para un valor promedio por apoyo de $8.186.100. Un presupuesto inicial sólo del cemento conductivo necesario (son 270 estructuras proyectadas), se estima en $2.210.247.000 (dos mil doscientos diez millones, doscientos cuarenta y siete mil pesos ; sin incluir la medición de la resistividad en cada apoyo, ni el conductor de los contrapesos, estimado en 350 metros por apoyo. La utilización de cemento conductivo para mejorar el sistema de puesta a tierra debe ser objeto de un proceso de ensayos y verificaciones. Una alternativa que puede reducir los costos a la solución del problema será la de instalar contrapesos en las estructuras de retención que quedaron diseñadas aproximadamente cada 1000 metros, además de los bajantes sencillos con su respectivo electrodo en cada una de las estructuras.

A. Utilización de Descargadores

La utilización de descargadores de tensión es una alternativa válida en el presente caso, para derivar a tierra las descargas atmosféricas. Sujeto a la evaluación de la aplicación de otras medidas remediales ya planteadas, la instalación de descargadores de línea se podrá hacer en las estructuras de retención de la línea, diseñadas cada 1000 metros .


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VOLTAJES DE PASO Y DE CONTACTO.

El diseño de una puesta a tierra, más que para protección de las instalaciones o la operación adecuada del sistema, se ejecuta con el objeto de proteger adecuadamente a cualquier persona que se encuentre cerca de las instalaciones eléctricas en el momento de una falla a tierra.

Los voltajes de paso y de contacto son parámetros que deben tenerse en cuenta en el diseño de la puesta a tierra de una línea con el objeto de asegurar que una persona parada dentro (voltaje de paso) o en las vecindades de las instalaciones o tocando (voltaje de contacto) alguna de las estructuras que soportan las líneas o los equipos, no queden expuestas a voltajes que puedan poner en peligro su vida o su salud.

El diseño de los sistemas de puesta a tierra y la determinación de los voltajes involucrados requiere el cálculo de resistencias a tierra, de distribuciones de potencial y de corrientes de falla para lo cual no existe un modelo único y definido, ya que debido a la complejidad de los cálculos involucrados se han desarrollado modelos analíticos o basados en la experiencia.

La corriente de falla que se deriva por el cuerpo humano y pasa de una mano a un pie produce el voltaje de contacto y la que pasa de un pie al otro produce el voltaje de paso, normalmente la primera es más peligrosa que la segunda, ya que, aunque la magnitud de la corriente en la región torácica que produce fibrilación es la misma en ambos casos, no toda la corriente que fluye de una pierna a otra pasa por la región del corazón. La corriente máxima que puedan soportar la mayoría de personas sanas en la región del corazón, está definida como:

2/1/116.0 TIb

Dónde:

Ib: Corriente máxima en el cuerpo humano (amperios)

T: Duración de la corriente (segundos)

Generalmente las resistencias de contacto de la mano y el pie se desprecian, pero se considera la resistencia del suelo en contacto con los pies, la cual se calcula como 3ρ


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siendo ρ la resistividad del suelo. Para el cuerpo humano es razonable considerar una resistencia de 1.000 ohmios, con lo cual se obtienen las resistencias equivalentes de:

61000R Para corriente de pie a pie

5.11000R Para corrientes de mano a pie

Debido que el potencial es más fácil de calcular y de medir que la corriente, con las ecuaciones anteriores se obtienen las tensiones de paso y de contacto, máximas tolerables, como:

2/1/)116.0(*)61000( TVp

2/1/)116.0(*)5.11000( TVc

Para determinar el tiempo T de duración de la falla es necesario analizar el esquema de protección de la línea y determinar el tiempo de interrupción de la corriente de falla. Para esta línea la protección principal se efectúa con relés de sobre corriente, en este caso el tiempo de interrupción de la falla está definido por el interruptor.

Los interruptores modernos, para este nivel de voltaje operan en dos o tres ciclos, lo cual da, siendo conservativos para tres ciclos un tiempo de interrupción de 0.05 segundos.

19 PLACAS DE SEÑALIZACION E IDENTIFICACIÓN

GERS adoptó la recomendación del RETIE referente a la señalización de seguridad, la cual tiene como objetivo transmitir mensajes de prevención y prohibición en forma clara, precisa y de fácil entendimiento, en la zona del proyecto.

De acuerdo con la clasificación dada en el RETIE artículo 11.2.1 para señales de seguridad se utilizarán las del tipo informativo, las cuales se instalarán una en cada uno de los apoyos.

El siguiente es el esquema de la señal de seguridad.


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ALTA TENSIÓNPELIGRO DE

MUERTE

Figura 9. Placa de señalización de seguridad

Todos los apoyos, deben poseer su respectiva placa de identificación de acuerdo con la nomenclatura adoptada para el proyecto, esto es desde C1 hasta LC-191 y CM1 hasta CM 79 las placas serán iguales, las letras y números serán color negro sobre fondo amarillo, deberán ubicarse al nivel del conductor más bajo, el esquema propuesto en el plano PG-E42-20-0800-EM.

Adicionalmente, deberán instalarse placas de identificación para las fases de acuerdo con la nomenclatura adoptada por EMSA SA ESP para este fin, las cuales deben instalarse en los pórticos de salida y los apoyos terminales, el esquema propuesto es el siguiente:

Figura 10. Placa de Identificación de Fase

Ver dimensiones y especificaciones en el plano PG-E42-20-1100-LT hoja 15, Placas de Identificación.


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20 BALIZAMIENTO PARA LINEAS.

El reglamento aeronáutico de Colombia Resolución 01092 de marzo 13 de 2007 fija lo siguiente para la ubicación de balizas:

A) Las balizas que se coloquen en las líneas eléctricas elevadas, cables, etc., deben ser esféricas y de diámetro no inferior a 60cm.

B) La separación entre dos balizas consecutivas o entre una baliza y una torre de sostén debe acomodarse al diámetro de la baliza y en ningún caso podrá exceder de:

a). 30m para balizas de 60cm de diámetro, aumentando progresivamente con el diámetro de la baliza hasta:

b). 35m para balizas de 80cm de diámetro, aumentando progresivamente hasta un máximo de:

c).40m para balizas de por lo menos 130cm de diámetro.

Cuando se trate de líneas eléctricas, cables múltiples, etc., las balizas deben colocarse a un nivel no inferior al del cable más elevado en el punto señalado.

d). Las balizas debe ser de un solo color. Cuando se instalen balizas de color blanco y rojo o blanco y anaranjado, las balizas deben alternarse, El color seleccionado debe contrastar con el fondo contra el cual haya de verse.

Fig. 11 Tipo de baliza a utilizar

Las balizas deben poseer una muy buena resistencia en el tiempo y a los rayos ultra violeta gracias a la utilización de resinas garantizadas. Las balizas se instalaran de acuerdo a lo especificado en los planos en el cono de acercamiento de la pista del aeropuerto. Ver plano PGE42-201100-LT.


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21 REDES DE BAJA TENSIÓN.

En redes pre ensambladas los conductores deben ser dúplex, triplex o cuádruplex de aluminio, tipo AAC (All Aluminium Conductors), cableados concéntricos clase B, con 7 hilos de aluminio duro (estirado en frío), aislado para las fases en polietileno reticulado para 90º C y desnudo o aislado para el neutro en ACSR (Aluminium Cable Stell Reinforced) el cual sirve como portante o mensajero, compuesto por seis alambres de aluminio y uno de acero, con conductividad mínima del 61% a 20ºC. Los calibres para las redes de distribución en baja tensión de EMSA SA ESP a utilizar deben ser 21.14 mm² (4 AWG), 53.50 mm² (1/0 AWG), y 107.21 mm² (4/0 AWG). Para redes preensambladas las uniones entre conductores, para puentes y cruces,se realizarán mediante conectores de perforación aislados. En cada conjunto terminal cada conductor se rematará mediante un conector de perforación aislado. Los planos de detalle de la red de baja tensión se anexarán en documento separado.

ACOMETIDAS.

Se define como la derivación de la red local del servicio que llega hasta el registro de corte del inmueble.

PARTES QUE COMPONEN UNA ACOMETIDA.

La acometida es el conjunto de elementos que sirven para llevar la energía eléctrica desde las redes de distribución hasta las instalaciones del cliente y está conformada por los siguientes componentes: punto de conexión, conjunto de conductores, ductos, canalizaciones e interruptor general.

CONTINUIDAD DE LA ACOMETIDA

Los conductores de la acometida deberán ser continuos y del mismo calibre desde el punto de conexión a la red hasta los bornes de entrada del equipo de medición. No se aceptaran empalmes ni derivaciones en ningún tramo de la acometida en la caja o tablero de medidores se deben dejar en su extremo una longitud de acometida no menor de 60 centímetros que permita una fácil conexión del equipo de medida.


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AUTORIZACIÓN PARA INSTALACIÓN

La instalación de la acometida será realizada únicamente por personal autorizado por la empresa EMSA SA ESP .

NUMERO DE ACOMETIDAS

Un inmueble podrá ser servido por una sola acometida; se exceptúan los casos de suplencia para cargas especiales aprobadas por EMSA SA ESP .

TIPOS DE ACOMETIDAS

Las acometidas se clasifican en aéreas y subterráneas de acuerdo con el tipo de construcción y pueden ser de baja, media o alta tensión de acuerdo al voltaje que se encuentren conectadas

ACOMETIDAS AÉREAS

Se derivan directamente de la red de distribución secundaria aérea, a través de la caja de derivación, tendiéndola y tensionándola entre el poste de la EMSA SA ESP más cercano al cliente y el tubo bajante de la acometida en el inmueble, mediante grapas tensoras de acometida. Las acometidas de baja tensión podrán ser aéreas hasta cargas iguales a 30 kW. El máximo calibre permitido para acometidas aérea es el número 4 AWG en cobre para calibres mayores la acometida debe ser subterránea. No se permitirán acometidas de calibres menores del número 8 AWG en cobre. No se permitirá la derivación de acometidas desde la mitad del vano cuando se trate de red secundaria aérea .se exceptúan de esta regla en zonas de alta incidencia de fraude, en donde se derivara la acometida desde una caja montada sobre el vano a 1.5 metros del poste.


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CONDUCTORES DE LA ACOMETIDA GENERAL.

La acometida se selecciona de acuerdo a la carga instalada, la distancia desde el punto de conexión a la carga y el tipo de conductor a utilizar. La distancia máxima que puede tener una acometida depende de la carga y el material. Los valores máximos permitidos son los dados en la siguiente tabla.

Las especificaciones del cable multiplex autosoprtados cuadruplex serian las siguientes:

Temperatura de operación :90 ⁰C

Tension de operación ;600 V

CABLE MULTIPLEX

CONDUCTORES DE FASES

3 Conductor neutro portante ACSR 6/1

1 Conductor 2

Aislamiento Código

Descripción

Diametro circunscrito

Peso

Capacidad de corriente(A)

No

Calibre

No hilos

Diametro

Resistencia DC a

20 ⁰C

espesor

diametro

calibre No hilos

Carga de rotura

fasesxAWG+neutro

mm Kg/km

(A) AWG

mm Ohms/km

mm mm AWG KG

Grullo CPX3x2/0+2/0 ACSR

36.2 1021 205 3 2/0 19 10.31

0.426 1.52 13.5 2/0 6/1 2403

Costena

Cpx 3x1/0+1/0 ACSR

33.1

829

180

3

1/0

19

9.18

0.537

1.52

12.3

1/0

6/1

1986

Palomino Cpx 3x2+2 ACSR

25.8 523 135 3 2 7 7.20 0.854 1.14 9.6 2 6/1 1294

Calibre maximo de CU (AWG) longitud

4 70

6 45

8 30


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ANEXO 1

REGISTRO FOTOGRAFICO


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67

Placa de la planta de emergencia que actualmente alimenta la poblacion de la Cristalina.


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68

Vereda la cristalina costado norte mirando hacia el oriente

Vereda la cristalina costado norte mirando hacia el occidente


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69

Area de invasiones

Area de invasiones costado norte

Vereda la cristalina costado norte mirando hacia el occidente


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70

Vereda la cristalina costado sur mirando hacia el oriente

Costado sur de la via arboles de chaparro


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71

Lote subestacion la cristalina mirando hacia elsur

Area norte zonas ganaderas


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72

ANEXO 2

PRESUPUESTO


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73

ANEXO 3

PLANOS

NUMERO DEL PLANO TITULO NÚMERO

DE HOJAS

PG-E42-20-1100-LT LINEA 34,5 KV PLANTA PERFIL TRAZA 1 10

PG-E42-20-1101-LT LINEA 34,5 KV PLANTA PERFIL TRAZA 2 5

PG-E42-20-1103-LT DETALLES DE APOYOS 8

PG-E42-20-0500-PT SISTEMA DE PUESTA A TIERRA 1

PG-E42-20-0550-AP VERIFICACION DE APANTALLEMIENTO 3

PG-E42-20-0800-EM PLACAS DE INDENTIFICACION 1

TOTAL 28


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ANEXO 4

VERIFICACIÓN DE POSTES


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2


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3


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4


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5


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6


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8

ANEXO 5

TABLAS DE TENDIDO Y TABLAS DE VERIFICACIÓN

CONDUCTOR DE FASE

CONDUCTOR DE GUARDA


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2

1. INTRODUCCIÓN

Este documento contiene las tablas de tendido y de verificación para el conductor de fase ACSR 266.8 kcmil, PACTRICH y para el cable de guarda ACERO 3/8´´, de la línea La Cristalina 34,5 kV.

2. PARÁMETROS UTILIZADOS

GERS cálculo las tablas de tendido a partir de los siguientes parámetros utilizados:

Localización y niveles de los apoyos, longitud de los vanos de acuerdo con los planos el plano PG-E42-20-1100-LT LINEA 34,5 KV PLANTA PERFIL TRAZA 1 hojas 1 a 10 y PG-E42-20-1101-LT LINEA 34,5 KV PLANTA PERFIL TRAZA 2 hojas 1 a 5.

Condiciones meteorológicas y geográficas utilizadas en el diseño de la línea. (Ver Informe de Diseño).

Características mecánicas y físicas de los conductores. (Ver informe de diseño)

Características físicas de los apoyos, tales como altura y configuración de las fases. (Ver informe de diseño)

Características de los aisladores. (Ver en el informe de Diseño).

3. CONDICIONES DE TENSIONADO

Las condiciones del diseño establecidas para la línea en lo relativo a tensionado, con las cuales se calcularon las tablas de tendido son tensión con elasticidad final a temperatura media y sin viento, 5% de la tensión de rotura para el conductor de fase y xx de la tensión de rotura para el conductor de guarda (Condición diaria).

4. FENOMENO DEL CREEP

La fluencia o CREEP es el alargamiento o deformación plástica que sufre el material del conductor sometido a la acción de un esfuerzo durante un tiempo. Como condiciones finales de operación de la línea se entienden aquellas que toma el conductor después de que ha sufrido la mayoría del fenómeno del CREEP el cual es un deslizamiento o estiramiento interno del mismo, una vez que sale del carrete. Se considera que a las 48 horas de instalado, el conductor ya ha superado el 90% de este fenómeno, y, en consecuencia, se encuentra en condiciones finales.


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3

El método más frecuente usado en Colombia para tener en cuenta el efecto del CREEP consiste en efectuar la regulación de los cables con tensiones mayores a las que efectivamente estará sometido. Las condiciones iniciales son aquellas que tiene el conductor antes del CREEP o sea, tal como sale del carrete. Las flechas y tensiones de esta hipótesis se calculan a partir de la condición diaria, es decir como temperatura inicial la media ambiente, en ausencia de viento. A partir de la ecuación de cambio de estado se simulan las condiciones de un conductor a para una temperatura T-CREEP (ºC). Un valor adecuado de CREEP para la zona del proyecto es 22ºC. Se dice, entonces, que el conductor a la temperatura T, tiene las condiciones iniciales que resultan a la temperatura T-22ºC. En las tablas adjuntas, se encuentran las Tablas de tendido, calculadas para un a temperatura asociada al CREEP de 22ºC y una temperatura T variando entre 10 º y 45ºC. En los Anexo 3 y 4, se encuentran las Tablas de verificación, las cuales consideran que ya se ha superado el 90% del fenómeno del CREPP después de la instalación. En estas tablas se calculan las flechas y tensiones para una temperatura variable entre 10 y 45ºC.

TABLAS DE TENDIDO CONDUCTOR DE FASE


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2


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TABLAS DE VERIFICACIÓN CONDUCTOR DE FASE


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TABLAS DE TENDIDO CONDUCTOR DE GUARDA


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TABLAS DE VERIFICACIÓN CONDUCTOR DE GUARDA


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estudio de expansiÓn del sistema …€¦ · de la subestaciÓn la cristalina 20/25 mva 115-34.5...

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