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DISEÑO DE LÍNEAS AÉREAS DE 69 kV A 138 kV

ESPECIFICACIÓN CFE DCDLAD01

DICIEMBRE 2013

DISEÑO DE LÍNEAS AÉREAS DE 69 kV A 138 kV ESPECIFICACIÓN CFE DCDLAD01

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APROBADA POR LA DIRECCIÓN GENERAL DE DISTRIBUCIÓN Y ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, Y RECURSOS NUCLEARES

C O N T E N I D O

1 OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN __________________________________________________ 1

2 DOCUMENTOS APLICABLES _________________________________________________________ 1

3 DEFINICIONES ______________________________________________________________________ 3

3.1 Aislamiento ________________________________________________________________________ 3

3.2 Cable Conductor ____________________________________________________________________ 4

3.3 Cable de Guarda ____________________________________________________________________ 4

3.4 Catenaria __________________________________________________________________________ 4

3.5 Claro Regla ________________________________________________________________________ 4

3.6 Claro ______________________________________________________________________________ 4

3.7 Derecho de Vía _____________________________________________________________________ 4

3.8 Estructura _________________________________________________________________________ 4

3.9 Flecha _____________________________________________________________________________ 4

3.10 Libramiento al Piso __________________________________________________________________ 4

3.11 Línea de Alta Tensión ________________________________________________________________ 4

3.12 Parámetro de Diseño ________________________________________________________________ 4

3.13 Perfil Topográfico ___________________________________________________________________ 5

3.14 Resistividad ________________________________________________________________________ 5

3.15 Sistema de Tierra ___________________________________________________________________ 5

3.16 Temperatura Máxima ________________________________________________________________ 5

3.17 Temperatura Mínima _________________________________________________________________ 5

3.18 Temperatura Media __________________________________________________________________ 5

4 ABREVIATURAS ____________________________________________________________________ 5

5 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES ______________________________________ 6

5.1 Consideraciones para el Diseño de Líneas Aéreas de 69 kV a 138 kV ________________________ 6

5.2 Elaboración del Proyecto ____________________________________________________________ 11


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TABLA 1 Recomendación del tipo de estructuras en diferentes usos de suelo ________________________ 7

TABLA 2 Paralelismo entre líneas-distancia mínima entre ejes_____________________________________ 12

TABLA 3 Códigos para elaboración de planos de topografía ______________________________________ 18 TABLA 4 Código de colores para indicar la tensión nominal de operación de laslíneas eléctricas _______ 18 TABLA 5 Escalas a utilizar en los planos de proyecto de acuerdo al tipo de terreno ___________________ 19

TABLA 6 Dimensiones normalizadas para planos del proyecto ____________________________________ 19

TABLA 7 Bordes para planos normalizados del proyecto _________________________________________ 20

TABLA 8 Valores de los factores Kn, Km y Kr para diferentes configuraciones de entre-hierro __________ 25

TABLA 9 Niveles básicos de aislamiento por impulso tipo rayo, NBAI y niveles básicos de aislamiento

por impulso tipo maniobra, NBAM, fase a tierra y de fase a fase y distancias mínimas de fase

a fase y de fase a tierra para diferentes niveles de tensión para líneas de alta tensión _________ 26

TABLA 10 Factores de corrección a diferentes altitudes sobre el nivel del mar ________________________ 27

TABLA 11 Libramientos y separaciones mínimas en cruzamientos __________________________________ 36 TABLA 12 Parámetros aproximados a 50 °C sin viento y en condiciones finales para estructuras normalizadas en CFE _______________________________________________________________ 38

FIGURA 1 Factor k de corrección por humedad en función de la humedad absoluta ___________________ 28

FIGURA 2 Humedad absoluta del aire en función de las temperaturas de bulbo seco, bulbo húmedo y

de la humedad relativa en porciento ___________________________________________________ 28

FIGURA 3 Paralelismo entre líneas eléctricas ____________________________________________________ 34

FIGURA 4 Dos líneas compartiendo la misma estructura __________________________________________ 35

FIGURA 5 Representación de la plantilla _______________________________________________________ 37

FIGURA6 Flecha y claro entre dos estructuras __________________________________________________ 40

FIGURA 7 Localización de estructuras con plantilla _______________________________________________ 45

ANEXO 1 BASES DE PROYECTO PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LÍNEAS DE ALTA TENSIÓN ___________ 50

ANEXO 2 MAPA DE ISODENSIDAD DE RAYOS A TIERRA DEL 2012 ________________________________ 54

ANEXO 3 TABLASDE LIMITACIONES MECÁNICAS Y ELÉCTRICAS _________________________________ 55


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1 OBJETIVOS Y CAMPO DE APLICACIÓN

Establecer los criterios para el diseño de líneas aéreas de 69 kVa 138 kV en el ámbito de la CFE,así como orientar al personal que realice proyectos de líneas para que sean considerados todos los aspectos normativos en el diseño. Servir como guía de referenciapara la revisión de estos trabajos cuando sean realizados porterceros. La presente especificación sustituye a los “Lineamientos técnicos para el diseño de líneas aéreas de 69 kV a 138 kV”, de marzo 2011; comprende los criterios, políticas, recomendaciones y consideraciones técnicas que deben tomarse en cuenta para el diseño de líneas aéreas de 69 kV a 138 kV. Es aplicable para el personal que realice, revise o autorice proyectos de líneas aéreas de alta tensión de o para distribución de la CFE. 2 DOCUMENTOS APLICABLES

NRF-005-CFE Aisladores de suspensión sintéticos para tensiones de 13.8 kV a 138 kV.

NRF-006-CFE Cuchillas para líneas y redes de distribución.

NRF-007-CFE Aisladores soporte tipo columna.

NRF-014-CFE Derechos de vía.

NRF-015-CFE Requerimientos para la construcción de ductos metálicos, en

paralelo y en cruces, con líneas de transmisión de 115 kV o mayores.

NRF-017-CFE Cable de aluminio de cableado concéntrico y núcleo de

acerogalvanizado (ACSR).

NRF-018-CFE Aisladores tipo suspensión de porcelana o de vidrio templado.

NRF-023-CFE Herrajes y sus accesorios.

NRF-042-CFE Señalización de líneas de transmisión aéreas y subterráneas (cables de potencia) para inspección aérea, tráfico aéreo, marítimo y terrestre.

NRF-043-CFE Herrajes y conjunto de herrajes para líneas de transmisión aéreas

con tensiones de 69 kV a 400 kV.

CFE00J00-52 Redes de puesta a tierra para estructuras de líneas de transmisión aéreas de 69 kV a 400 kV en construcción.

CFE20100-81 Ojo OT.

CFE2C900-18 Crucetas A. CFE2C900-19 Crucetas C.

CFE2C900-62 Cruceta armada 115.


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CFE2C900-63 Cruceta CR.

CFE2C900-64 Cruceta CS1.

CFE2C900-89 Placa PR.

CFE2DI00-14 Guardacabo G3.

CFE2DI00-05 Contrapeso CP.

CFE2DI00-07 Cruceta armada C3-69.

CFE2P200-49 Perno DR.

CFE2P200-58 Perno de Ojo P.

CFE2P200-59 Perno de Ancla PA.

CFE2P200-77 Perno J.

CFE2P400-72 Placa curva PL-1C.

CFE2P400-73 Placa PL-2.





CFE2A600-11 Placa PC.

CFE2P600-43 Protector para retenida R1.

CFE2T400-17 Tirantes CV.

CFE51000-68 Preformados.

CFE51200-84 Conectador bipartido.

CFE52000-66 Apartarrayos para líneas de distribución de corriente alterna de

13.8 kV a 138 kV.

CFE52000-91 Aisladores tipo poste.

CFE55000-39 Conectador “U”. CFE55000-42 Conectador de compresión de ranuras paralelas.

CFE55000-51 Conectores en aluminio.

CFE55000-85 Conectadores tipo compresión.


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CFE55000-86 Conectadores derivadores paralelos.

CFE55000-88 Conectadores unión sin tensión.

CFE55000-89 Conectadores unión con tensión.

CFE56100-16 Electrodos para tierra.

CFE67B00-04 Tornillos.

CFEA0000-01 Alambre y cable de acero con recubrimiento de aluminio soldado

(AAS).

CFEC0000-15 Concreto para la construcción de estructuras y cimentaciones de subestaciones eléctricas de potencia y líneas de transmisión.

CFEE0000-18 Cable de aluminio con cableado concéntrico y núcleo de alambres

de acero recubierto de aluminio soldado (ACSR/AS).

CFEE0000-21 Cable de guarda con fibras ópticas y accesorios.

CFEE0000-22 Cables de guarda.

CFEE0000-33 Alambre y cable de acero con recubrimiento de cobre soldado (ACS).

CFEJ1000-50 Torres para líneas de transmisión y subtransmisión.

CFEJ6100-54 Postes metálicos para líneas de transmisión y subtransmisión.

CFEJ6200-01 Postes de madera.

CFEJ6301-53 Postes de concreto reforzado de sección I.

CFEJA000-62 Montaje electromecánico de líneas de transmisión.

CFEJA100-64 Cimentaciones para estructuras de líneas de transmisión.

CFEL0000-06 Coordinación de aislamiento.

CFEL0000-41 Guía de aplicación de la especificación de coordinación de

aislamiento. 3 DEFINICIONES 3.1 Aislamiento Elemento que evita la fuga de corriente eléctrica entre dos conductores. Son aquellos materiales que tienen pocos electrones y que necesitan de la aplicación de un mayor potencial (tensión) para establecerse un nivel de corriente que se pueda medir.


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3.2 Cable Conductor Elemento de una línea eléctrica que tiene como función específica la transmisión de corriente. 3.3 Cable de Guarda Cable de acero instalado en la parte superior de la estructura de líneas de transmisión de energía eléctrica, con el propósito de evitar que las descargas atmosféricas incidan sobre los conductores de fase al drenarlas a tierra. Actualmente existen cables de guarda que contienen fibra óptica (OPGW). 3.4 Catenaria Curva que forma un conductor colgado de dos puntos. 3.5 Claro Regla Longitud del claro en el cual la tensión en el cable bajo cambios de temperatura y carga coincidirá más aproximadamente con la tensión promedio en una serie de claros con longitudes diferentes entre remates. 3.6 Claro Es la parte de una línea aérea comprendida entre dos estructuras consecutivas. 3.7 Derecho de Vía Franja de terreno que se ubica a lo largo de cada línea aérea, cuyo eje coincide con el central longitudinal de las estructuras o con el del trazo topográfico. 3.8 Estructura Es el conjunto de elementos de un sistema constructivo que constituye la base de soporte mecánico de las líneas de alta tensión de energía eléctrica. 3.9 Flecha Es la distancia máxima medida verticalmente desde el conductor hasta una línea recta imaginaria que une sus dos puntos de soporte a menos que otra cosa se indique, la flecha siempre se mide en el punto medio del claro. 3.10 Libramiento al Piso Distancia apropiada entre el conductor más bajo y suelo natural. 3.11 Línea aérea de Alta Tensión Es aquella que trasmite energía eléctrica en un nivel de tensión a partir de 69 kV a través de conductores desnudos, tendidos en espacios abiertos y que están soportados por estructuras o postes con los accesorios necesarios para la fijación, separación y aislamiento de los mismos conductores. 3.12 Parámetrode Diseño Es el valor resultante de la tensión mecánica aplicada a un conductor entre el peso del mismo a una temperatura de 50 °C.


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3.13 Perfil Topográfico Dibujo que representa el corte transversal del terreno en la trayectoria de una línea dealta tensión en el cual se localizan las estructuras y las catenarias de los cables. 3.14 Resistividad Es la resistencia eléctrica específica de un material medida en Ω·m. Es la constante de proporcionalidad entre la caída de potencial por unidad de longitud y la densidad de corriente (corriente por unidad de área). 3.15 Sistema de Tierra Es el conjunto de elementos que sirven para drenar la corriente de descarga atmosférica o de falla de corto circuitode las líneas de alta tensión, que incluye: hilo(s) de guarda, cola(s) de rata, estructura, bajante, red de puesta a tierra, tierra natural o relleno y conectores. 3.16 Temperatura Máxima Dentro de una serie de datos estadísticos, es el valor máximo de temperatura registrado del área geográfica. 3.17 Temperatura Mínima Dentro de una serie de datos estadísticos es el valor mínimo de temperatura registrado del área geográfica. 3.18 Temperatura Media Es el valor que se obtiene a partir del promedio de las temperaturas medias registradas en cada uno de los doce meses del año del área geográfica. 4 ABREVIATURAS ACI: American Concrete Institute ANSI: American National Standard Institute ASTM: American Society for Testing and Materials CDFO: Cable Dieléctrico con Fibras Ópticas CFE: Comisión Federal de Electricidad CGFO: Cable de Guarda con Fibras Ópticas CMH: Claro Medio Horizontal CONAGUA: Comisión Nacional del Agua CV: Claro Vertical DESD: Densidad Equivalente de Sal Depositada INAH: Instituto Nacional de Antropología e Historia


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LGEEPA: Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente NMX: Norma Mexicana PIDIREGAS: Proyectos de Inversión Diferidos en el Registro del Gasto PIO: Programa de Inversión de Obras POISE: Programa de Obras e Inversionesdel Sector Eléctrico SACPASI: Sistema de Administración de Calidad, Protección Ambiental y

Seguridad Industrial (CFE-CPTT) SCT: Secretaría de Comunicaciones y Transportes SD: Subdirección de Distribución

SEMARNAT: Secretaria delMedio Ambiente y Recursos Naturales 5 CARACTERISTICAS CONDICIONES GENERALES 5.1 Consideraciones para el Diseño de Líneas Aéreas de 69 kV a 138 kV En este capítulo se presentan todas las consideraciones técnicas, geográficas y ambientales necesarias para proceder a la elaboración del proyecto de la línea de alta tensión. 5.1.1 Información básica del proyecto Resumen sobre las características de la línea en donde se describa la finalidad y el servicio que prestará la misma, así como un croquis(de preferencia en un sistema de información geográfica)donde se definan las posibles trayectorias y sus puntos de inicio y llegada. Esto es básico para normar los criterios a seguir en la elaboración del proyecto. 5.1.1.1 Determinación de áreas protegidas Consiste en determinar si existen áreas protegidas dentro de la zona de incidencia de las posibles trayectorias de la línea, como pueden ser monumentos arqueológicos, históricos, reservaciones forestales, parques nacionales, entre otras; ya que de existir se deben respetar y considerar en la selección definitiva de la trayectoria para que no se vea afectada. Para esto se debe consultar con las autoridades deSEMARNAT y con el INAH para evitar afectaciones. 5.1.1.2 Características de la línea Sonlas características técnicas de la línea de 69kV a 138 kV que sirven de base para la elaboración del proyecto (Bases de proyecto para la construcción de la línea de alta tensión, anexo 1). 5.1.1.2.1 Punto de inicio de la línea. Se debe establecer si el inicio de la línea es en una Subestación Eléctrica o se está haciendo la derivación de una línea existente. Si el inicio es en una Subestación Eléctrica se debe contar con un croquis de planta electromecánica de la misma, detallándose en éste las instalaciones actuales y el punto de salida de la línea. Si el inicio de la línea es una derivación se debe elaborar un levantamiento de perfil y planta de los claros en donde se deriva la línea, incluyendo los tipos y características de estructuras que se encuentran en éstos para desarrollar el proyecto de la interconexión y derivación de la misma.


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5.1.1.2.2 Punto de llegada de la línea Si la llegada es a una Subestación Eléctricaexistente se debe contar con un plano de planta electromecánica, detallando las instalaciones actuales y el punto de conexión de la línea. Si la llegada es al predio de una Subestación Eléctricanueva se debe de contar con un plano de planta describiendo la disposición general y la ubicación de la bahía de remate de la línea. Si la llegada de la línea se entronca con una existente para hacer una derivación, se debe de realizar el levantamiento topográfico del claro o la estructura en el cual se va a conectar la línea, considerando claros y estructuras adyacentes, tomando en cuenta la disposición, altura de los conductores e hilo de guarda en el punto de conexión, incluyendo la altura de crucetas de las estructuras. 5.1.1.2.3 Selección de cables conductores ehilo de guarda Se debe especificar la sección transversal y eltipo de cable a utilizar para conductor e hilo de a guarda de acuerdo a la Norma de Referencia NRF-017-CFE y las especificaciones: CFEA0000-01, CFE E0000-18, CFE E0000-21 y CFE E0000-22 respectivamente, considerando los niveles de corto circuito, demanda máxima, carga máxima en contingencia, grado y tipo de contaminación de la región donde se va a construir. Para regiones donde la contaminación es de tipo ácida o salina, se debe considerar hilo de guarda de acero con recubrimiento de aluminio soldado (AAS) y que el núcleo del conductor sea cable AAS de ALUMOWELD. En la actualidad todas las líneas que se diseñan para la CFE, consideran la utilización de un cable de guarda con fibra óptica, para la trasmisión de control, protección, voz y datos. En la tabla siguiente se muestran las características de los cables más comunes, considerando la aplicación de la especificación CFE E0000-35. 5.1.1.2.4 Tipos de estructuras El tipo o tipos de estructuras que se involucren en el proyecto invariablemente son las que se incluyen en estaespecificación técnicas, su aplicación depende de varios factores como son el uso de suelo actual y futuro de los planes de desarrollo urbano de la localidad; condiciones climáticas y topográficas así como el tipo de conductor y número de circuitos que requiera el sistema, (véase tabla 1).

TABLA 1-Recomendación del tipo de estructuras en diferentes usos de suelo

Uso de suelo Estructura recomendada

Urbano Poste de acero (troncocónico)

Semiurbano Poste de acero (troncocónico) o torres de acero

Rural Torres de acero, estructuras “H” de madera o concreto

NOTA: En área rural queda restringido el uso de postes de madera en zonas

propensas a incendios. 5.1.1.2.5 Número de circuitos De acuerdo al tipo de estructura, la cantidad de circuitos puede ser variable dependiendo de la necesidad de la demanda eléctrica y el desarrollo futuro, por lo que es importante que cuando se diseñen las líneas con estructuras que puedan llevar más de un circuito (torres o postes troncocónicos), se consideren como mínimo dos circuitos, ya que con esto se optimizan los trámites de los derechos de vía, servidumbres de paso y costos de construcción para futuros incrementos de la demanda, que normalmente requieren de otra línea.


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5.1.1.2.6 Relación con proyectos futuros La planeación debe buscar el máximo aprovechamiento de los recursos, por lo que es importante considerar los futuros desarrollos que puedan surgir dentro del entorno por donde será construida la línea, esto se debe a que el proyecto busca la inversión técnico – económica más viable para su realización. 5.1.1.3 Características geográficas y ambientales de la región Para el área en que se diseña la línea es necesario conocer la altitud sobre el nivel del mar (ASNM), topografía del terreno, uso del suelo nivel, tipo de contaminación, temperatura (máxima y mínima), velocidad de viento, datos que permitirán definir aspectos importantes en la selección de la trayectoria, tales como: Tipo de estructuras, niveles de aislamiento, cable conductor etc. 5.1.1.3.1 Cartas topográficas, de uso del suelo y fotografías aéreas Para el área donde se diseña la línea, se debe utilizar cartas topográficas y de uso de suelo de un sistema de información geográfica y fotografías aéreas, para que sobre éstas, realizar las trayectorias más viables considerando la topografía, flora y fauna de la región ya que de esto depende la factibilidad del proyecto, su costo y la funcionalidad de la línea. 5.1.1.3.2 Temperatura mínima, máxima y media De acuerdo a datos estadísticos de las regiones del trazo de la línea en los últimos 50 años, se debe investigar estos valores, ya que son necesarios para determinar el parámetro de tendido de cable y calcular las flechas y tensiones de la línea. 5.1.1.3.3 Velocidad del viento Para las Zonas que cruza la línea se debe determinar la velocidad regional de viento para un periodo de retorno de 10 y 50 años de acuerdo con los datos estadísticos de las regiones 5.1.1.3.4 Nivel y tipo de contaminación Acorde a datos estadísticos de las regionesdel trazo de la línea en los últimos 10 años se deben considerar los niveles y tipos de contaminaciónsalina, industrial y desértica conforme a la especificación CFE L0000-06, ya que de estos datos depende las características de: selección de estructuras, aislamiento, cable conductor e hilo de guarda de la línea. 5.1.1.3.5 Densidad de descargas atmosféricas por año (isodensidad) En base a datos estadísticos de las regiones del trazo de la líneaconforme al anexo 2, se debe conocer la incidencia de descargas atmosféricas para determinar el tipo de estructura de acuerdo a su diseño eléctrico (ángulo de blindaje) y determinar mediante un análisis detallado si se requiere de algún sistema adicional de tierra o apartarrayos a lo largo de la línea. 5.1.1.3.6 Detección de áreas inundables y cuencas de ríos De acuerdo a las cartas topográficas, de uso de suelo, fotos aéreas y recomendaciones de la CONAGUA, deben detectarse las áreas inundables, pantanosas así como el nivel de aguas máximo extraordinario (NAME) de los cauces de los ríos y considerarlos para preferentemente evitar su paso en la selección de la trayectoria.


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5.1.2 Selección de la trayectoria La trayectoria de la línea, debe ser analizada, evaluada y seleccionada por las áreas de Construcción, Operación y Mantenimiento. Las cuales entregaran la trayectoria marcada más viable en un plano denominado localización general de trayectoria Esta se debe elaborar sobre cartas topográficas editadas por el Instituto Nacional de Estadística, Geografía e Informática (INEGI), generalmente a escala 1:50.000. También, de requerirse, esta trayectoria debe indicarse sobre un sistema de información geográfica y planos urbanos. Este documento se debe utilizar para la ejecución del levantamiento topográfico y el inicio de algunas actividades previas de CFE. Para esta selección se deben considerar algunos aspectos definidos en el punto 5.1.1, así como lo siguiente:

a) La distancia entre los puntos de salida y llegada de la línea debe ser lo más corta y ubicarse lo más cerca posible a los accesos y vías de comunicación, siempre que las condiciones geográficas lo permitan y se considere factible la obtención de los permisos de las dependencias gubernamentales y particulares.

b) Evitar la trayectoria hasta donde sea posible por terrenos fangosos, áreas protegidas o de

difícil acceso debido a su topografía.

c) Evitar trayectorias por zonas urbanas o futuros desarrollos. En caso de no poder evitar los futuros desarrollos, ubicar el trazo sobre avenidas con camellones.

d) En áreas rurales evitar en la medida de lo posible deflexiones mayores de 60ºdebido a que

estas requieren estructuras de características más robustas. e) En lo posible utilizar el derecho de vía de caminos, carreteras, líneas existentes, etc. f) En área urbana, utilizar camellones de avenidas principales existentes para la trayectoria de

la línea. g) Preferentemente no afectar terrenos de cultivo con infraestructura de riego, congregaciones

urbanas o áreas que aún no estén desarrolladas y sean consideradas como urbanas o semiurbanas; ya que de verse afectadas éstas últimas encarecen considerablemente el proyecto, debido al alto costo de las indemnizaciones y el pago de los bienes distintos a la tierra de la servidumbre de paso.

5.1.2.1 Áreas protegidas Es importante conocer la región donde se proyecte la trayectoria de lalínea para definir las áreas que por su condición ecológica, histórica o arqueológica están consideradas como reservas naturales, monumentos o áreas protegidas. Para esto se tiene que consultar con las autoridades correspondientes (SEMARNAT, INAH). Con el fin de evitar afectaciones y solicitar la no-interferencia a la trayectoria de la línea para garantizar que no se afectan las áreas protegidas. 5.1.2.2 Áreascon problemática social Es importante identificar las regiones del área urbana y rural con problemáticas sociales. Esto es posible, si previo a la selección de la trayectoria se realizan avisos a las autoridades en los tres niveles de gobierno. En caso de existir conflicto por el paso de la línea esta debe modificarse.


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5.1.2.3 Accesibilidad a carreteras, caminos y brechas En las cartas topográficas, sistemas de información geográfica y fotos aéreas que se mencionan en el punto 5.1.1.3.1 aparecen las carreteras, caminos vecinales y brechas, por lo que es sumamente importante trazar la trayectoria lo más cerca posible a estos accesos, con la finalidad de facilitar la construcción, supervisión y mantenimiento de las líneas de alta tensión 5.1.2.4 Plan de desarrollo urbano de la región En la selección de la trayectoria se debe consultar, mediante oficio a las autoridades estatales y municipales responsables de los planes de desarrollo urbano de la región, con el fin que den a conocer la no interferencia con proyectos. 5.1.2.5 Interferencias con proyectos de otras dependencias o particulares Dentro de la selección de la trayectoria se debe consultar con las principales dependencias o particulares, notificando a través de oficios y anexando planos de la trayectoria de la línea, con el objeto de determinar si no existen instalaciones o proyectos a corto o largo plazo con infraestructura en las áreas públicas y derechos de víasque interfieran con el nuestro y evitar modificaciones al mismo, durante la construcción. 5.1.2.6 Censodel régimen de propiedad Durante la selección de la trayectoria se debe hacer un censo del régimen de propiedad a lo largo de la misma para determinar del uso actual del terreno, ya que de esto depende en gran parte la selección definitiva de la línea. 5.1.3 Autorizaciones y permisos En este punto se analizan los permisos y autorizaciones que se requieren, por parte de las dependencias Federales, Estatales y Municipales, tanto de desarrollo urbano como ambientales y anuencias de propietarios particulares y núcleos ejidales hasta el establecimiento de la servidumbre legal de paso, ya que sin estos permisos, no se debe iniciar la licitación de la construcción de la línea cuando se trate de proyectos de la CFE. Teniendo avalada la trayectoria de la futura línea de alta tensión, en caso de propietarios particulares debe negociarse el pago de la servidumbre legal de paso, directamente con el propietario; y en el caso de núcleos ejidales, con el Comisariado y la Asamblea Ejidal. Dicha negociación debe iniciarse dependiendo de la longitud de la línea mínimo 18 meses antes del inicio del proceso de licitación para la construcción. En el caso de proyectos propios de CFE para la obtención de la servidumbre legal de paso se realizará como se indica en el documento “LINEAMIENTOS PARA ADQUISICIÓN Y FORMALIZACIÓN DE LOS DERECHOS INMOBILIARIOS EN OBRAS DE DISTRIBUCIÓN” GD-GEN-LC-002, Vigente. En el caso de proyectos realizados por externos a CFE, debenentregar al mismo la documentación siguiente:

a) Oficios de no interferencia y en su caso el permiso de construcción de las dependenciaso particulares indicando en su comunicado que ceden el derecho de vía que requiere la línea a CFE.

b) Documento de pago. En caso de que alguna dependencia solicite pagos por obtención,

autorización y supervisión, etc.

c) Los documentos que evidencien el convenio y pago de la servidumbre legal de paso a favor de la CFE.


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Se debe entregar a CFE carpeta de la Ingeniería de Detalle anexando copia de anuencia de paso, escrituras notariadas y pago (s) correspondientes realizados para la obtención de la servidumbre legal de paso, por tanto en todas las autorizaciones y permisos se debe de indicar “Se otorga el presente Autorización o permiso a CFE para construcción, mantenimiento de la línea de alta tensión en cuestión”. 5.1.3.1 Oficios de consulta con dependencias federales, estatales, municipales; propietarios

particulares y ejidos Una vez seleccionada la trayectoria se deben iniciar las pláticas y negociaciones en forma oficial con las dependencias de gobierno involucradas ya que éstas son las encargadas de regular el desarrollo urbano de la región y de otorgar las autorizaciones para la construcción de las obras. Así mismo, se debe proceder con los propietarios particulares y núcleos ejidales a quienes se involucra con el trazo de la línea, con el objeto desolicitar mediante un escrito la anuencia del paso de la misma por sus terrenos. 5.1.3.2 Informe preventivo de impacto ambiental Para las áreas rurales se debe tener una trayectoria definida, las anuencias de paso debidamente autorizadas así como la documentación de la servidumbre legal de paso, para posteriormente elaborar la Manifestación de Impacto Ambiental (MIA), y en su caso el Estudio Técnico Justificativo para el cambio de uso de suelos de la línea y presentarlo a SEMARNAT para su autorización, ya que de no contar con su autorización no se puede iniciar la construcción de la línea. Los proyectos de líneas en áreas urbanas y suburbanas se deben apegar a lo indicado en el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en materia de Evaluación de Impacto Ambiental, de acuerdo a su artículo 5, inciso K, fracción III, publicada en el diario oficial del 30 de mayo del 2000. Que las exime de dichos informes, sin embargo, se recomienda elaborar y presentar a SEMARNAT los avisos de inicio y terminación de obra. En el caso de particulares se debe entregar a CFE copia de la autorización de la Manifestación de Impacto Ambiental (MIA) y del Estudio Técnico Justificativo (ETJ) cuando aplique, debidamente autorizado para la trayectoria seleccionada. La información antes mencionada es necesaria para la aprobación del proyecto de no obtener las autorizaciones o no presentar la documentación antes mencionada, CFE no autorizará el proyecto. 5.2 Elaboración del Proyecto En este capítulo se utiliza la información recabada en los capítulos anteriores para proceder a la ejecución del levantamiento topográfico y la elaboración del proyecto de la línea. 5.2.1 Levantamiento topográfico Son los datos recabados del terreno en forma precisa que sirve para obtener la planta y el perfil topográfico, de la trayectoria de la línea , la cual se representa en planos a escala, conteniendo toda la información necesaria para que el proyecto pueda ser desarrollado en forma correcta y apegado a las condiciones del sitio. La base del proyecto de la línea es el levantamiento topográfico por donde se va a construir, por lo tanto dicho levantamiento debe contener toda la información de camponecesaria para que el proyecto pueda ser desarrollado en forma correcta y apegado a las condiciones del sitio. 5.2.1.1 Alcance del levantamiento topográfico Aplica a la ejecución de levantamientos topográficos de trayectorias para las líneas aéreas de alta tensión desde 69 kV a 138 kV, efectuados por la misma CFE o por algún Contratista. El resultado producto de la ejecución de estos trabajos debe entregarse a la CFE para su revisión de forma digital, planos impresos firmados por el personal debidamente autorizado por el responsable del levantamiento topográfico, memoria de


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cálculo que incluya al menos los siguientes datos: software u hoja de cálculo utilizada, datos de entrada, todos los algoritmos utilizados, datos de salida y referencia. La revisión de estos trabajos es requisito indispensable para continuar con la etapa de proyecto y no exime de responsabilidad al Contratista. 5.2.1.2 Trayectoria de la línea de alta tensión Una vez analizada, evaluada y definida la trayectoria preliminar de la línea, y estando de acuerdo las áreas involucradas de la CFE, esta se marca en el Plano de Localización General de Trayectoria, formado por cartas topográficas editadas por el Instituto Nacional de Estadística Geografía e Informática (INEGI), también de ser factible, indicarse la trayectoria sobre fotogrametrías, ortofotografías, imágenes satelitales y planos urbanos que actualmente pueden ser obtenidos del Internet. Esta trayectoria plasmada en el plano es la base del levantamiento topográfico del eje de la línea para el perfil y planta, necesario para el proyecto de requerirse cambios a esta trayectoria solo podrá justificarse por problemáticas encontradas en campo y autorizadas por el proyectista. 5.2.1.3 Reconocimientos del terreno y localización definitiva Para líneas de la CFE, su localización y trazo inician con un reconocimiento preliminar del terreno cuyos encargados de realizarlo son, el responsable del levantamiento topográfico y la supervisión de la CFE con base en el plano de localización general de trayectoria. En este recorrido se deben estudiar los accesos, los tipos de vegetación y las fuentes de contaminación, fijar los puntos de inflexión (PI), los puntos obligados, los puntos sobre tangente visibles a gran distancia (PST), los puntos de salida y llegada a subestaciones o entronques, los cruzamientos con cualquier vía de comunicación o infraestructura de enlace. El eje de la línea se debe localizar, trazar, georeferenciar, señalizar en campo y quedar de acuerdo a lo indicado en el “Plano de Localización General de Trayectoria”. Los puntos de inflexión (PI) se deben ubicar en terreno sensiblemente plano o razonablemente alto, nunca en zonas bajas o cúspides de cerros, ni laderas muy pronunciadas. Cuando exista paralelismo entre ejes de líneas de alta tensión, las distancias de separación no deben ser menores a las que se indican en la TABLA 2 - Paralelismo entre líneas-distancia mínima entre ejes, exceptuando los tramos de remate en las llegadas y salidas de las subestaciones. Para los cuales se debe considerar la torre más representativa que se utilizan actualmente en el diseño y construcción de líneas y cuando se utilicen postes de cualquier tipo. Estas distancias se deben reducir de acuerdo a las dimensiones particulares de cada caso.

TABLA 2 -Paralelismo entre líneas-distancia mínima entre ejes

LÍNEA 1 LÍNEA 2 DISTANCIA (m)

400 kV-1/2C 138 A 13.8 kV-1/2C 65

230 kV-1/2C 138 A 13.8 kV-1/2C 50

138 kV-1/2C 138 A 13.8 kV-1/2C 40

115 kV-1/2C 138 A 13.8 kV-1/2C 35

Nota: Para tensiones menores de 115 kV se debe considerar una distancia de 35 m.

5.2.1.4 Trazo de planta y configuración del perfil del terreno Una vez aprobada la localización definitiva, el responsable inicia con el levantamiento topográfico, tomando datos dentro de una franja de 10 ma cada lado del eje de la línea con estación total topográfica, estos son


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utilizados para calcular el perfil del eje de la línea y elaborar los planos de planta, los cuales deben contar como mínimo con los siguientes puntos:

a) Linderos, nombre del propietario y uso del terreno (agrícola, agostadero, forestal, urbano, industrial, turístico, entre otros).

b) Ríos, arroyos, escurrimientos pluviales, canales, drenes. c) Lagunas, esteros, presas, zonas inundables, pantanos. d) Carreteras, caminos, brechas, puentes, vías férreas, ductos, líneas eléctricas, telefónicas,

telegráficas. e) Tipo y altura de construcciones. f) Tipos de vegetación, sembradíos, huertas, arboledas y sus alturas en el momento y

máximas de su crecimiento. 5.2.1.4.1 Puntos de salida y llegada El levantamiento debe iniciarse para líneas de un circuito en el punto central del marco de la bahía o la columna que divida dos bahías de la subestación de salida para líneas de doble circuito;El punto de llegada podrá ser una subestación o un punto de entronque con otra línea, para lo cual debe cumplirse en lo indicado en el punto 5.1.1.2.2 de esta especificación. 5.2.1.4.2 Brecha para ejecutar levantamiento topográfico La brecha topográfica debe ser la necesaria sin exceder 1 m de ancho para permitir la medición electrónica y el paso de la visual procurando no dañar cercas, linderos, cultivos o huertas. Cuando obstaculicen árboles frutales o elementos de importancia ecológica deben usarse métodos indirectos para el alineamiento y medición, para el caso de la colocación de mojoneras se debe hacer un desmonte de 1 m de radio. 5.2.1.4.3 Trazo con estación total topográfica 5.2.1.4.3.1 Alineamiento El alineamiento debe conservarse verificando hacia adelante y hacía atrás en cada estación, con promedio de puntos lo que disminuirá cualquier desviación. 5.2.1.4.3.2 Estaciones y lecturas Podrán existir hasta un kilómetro máximo de distancia entre estaciones, siempre y cuando la visibilidad lo permita, señalándose con una estaca clavada al ras del piso, la cual debe ser numerada progresivamente en el terreno y en el perfil del plano para la completa identificación del trazo. Para evitar cualquier error, se debe hacer doble lectura en cada estación, hacia atrás y hacia adelante. 5.2.1.4.3.3 Puntos intermedios (perfil del terreno) Entre estación y estación se tomarán puntos intermedios como sean necesarios de preferencia en las partes bajas y prominentes donde existan cambios de pendientes para obtener un perfil bien detallado, pero nunca a más de 50 m (aplica solamente en terreno completamente plano o con pendiente uniforme), no es necesario señalar en el terreno los puntos intermedios. El perfil debe detallarse más cuando existan estos casos: carreteras, caminos permanentes, vías férreas, líneas de energía eléctrica, telefónicas o telegráficas, ríos importantes, etc.


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5.2.1.4.4 Elevaciones Las elevaciones deben ser referenciadas al nivel medio del mar, tomando como base los bancos de nivel del INEGI, en caso de requerir las curvas de nivel cada 100 m se deben realizar con GPS. Se debe adjuntar copia del croquis del banco de nivel utilizado, que indique su número, ubicación y elevación. En casos particulares en los que se compruebe que no existen bancos de nivel a una distancia de 10 km se deben utilizar las curvas de nivel del INEGI, confirmando la elevación con GPS. 5.2.1.4.5 Orientación del trazo La orientación del trazo se obtiene utilizando el sistema de posicionamiento global (GPS), ligado a la red geodésica nacional activa del INEGI, ya sea en post-proceso o en tiempo real, otra forma de obtener el trazo es utilizar las placas de INEGI más cercanas a la trayectoria, ambos métodos para cada punto de inflexión, como para el punto de salida y llegada. Todo lo anterior basado en el Sistema Geodésico de referencia oficial para México ITRF92 y WGS-84. 5.2.1.4.6 Tolerancias

a) En elevación, se admite hasta 10 cm, por kilómetro de distancia horizontal.

b) En ninguno de los casos es acumulable, debiendo corregirse en el siguiente punto de inflexión.

c) En distancia horizontal, la tolerancia máxima es de 5 cm por kilómetro.

5.2.1.4.7 Alternativas o modificaciones Cuando haya necesidad de realizar alternativas o modificaciones a la línea ya levantada, es necesario registrar éstas como igualdades en el cadenamiento para evitar modificar la totalidad del levantamiento. Dichas igualdades además deben indicar las estaciones sobre el trazo original con su kilometraje exacto, tanto en el punto de partida como en el de entronque de la modificación, nuevo kilometraje en el punto de llegada que se obtiene con la modificación, ángulo y sentido de la deflexión en los puntos de partida y llegada, rumbos de todas las tangentes, cota de las estaciones de los puntos de partida y llegada. Se registran en su caso, las diferencias de nivel encontradas entre el levantamiento original y el de la alternativa o modificación. Esta igualdad debe quedar registrada provisionalmente en los planos de planta y perfil. Para la presentación de los planos “TAL COMO SE CONSTRUYO” el cadenamiento y la numeración de los puntos de inflexión se debe indicar corrido, en el sentido como se denomine la línea de alta tensión. 5.2.1.4.8 Cruzamientos Cuando el eje de la línea cruce con alguna de las obras de infraestructura que se mencionan a continuación, se debe levantar y dibujar en los planos la información que se describe en cada uno de ellos:

a) Con carreteras y caminos de terracería

• Kilometraje y elevación del eje de la línea en el cruce con el eje de la carretera o camino.

• Kilometraje de la carretera en el punto del cruce y sus destinos.

• Ángulo de intersección.

• Tipo, número y ancho de la carretera o camino.


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• Límites del derecho de vía.

b) Con vías de ferrocarril

• Kilometraje y elevación del eje de la línea en el punto de cruce con la vía de FFCC.

• Clave, kilometraje y elevación del hongo de los rieles de la vía de FFCC en el punto de

cruce.

• Nombre de la vía férrea y poblaciones más cercanas.


• Límites del derecho de vía.

c) Con ríos, arroyos y canales

• Kilometraje y elevación del eje de la línea en el cruce con los bordes u orillas.

• Nombre del río, arroyo o canal.

• Dirección de la corriente.


• Elevación de la corriente en las orillas del cauce.

• Elevación del nivel de aguas máximas extraordinarias consultando a la CONAGUAy tomando huellas del cauce.

• Determinar el perfil del lecho del río a lo largo del eje de la línea.

• En caso de ríos navegables, datos de alturas máximas de las embarcaciones que lo

navegan.

• Registrar la fecha en que se obtuvieron los datos anteriores.

• Límites de la zona federal.

d) Ductos de gas, petróleo y similares

• Kilometraje y elevación del eje de la línea en el punto de cruce (sobre el lomo del ducto, si es superficial o terreno natural).

• Nombre y tipo de conducción.

e) Con líneas telegráficas o telefónicas

• Kilometraje y elevación del eje de la línea en el punto de cruce. • Altura del cable más alto. • Perfil lateral de los cables.


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f) Con líneas de alta tensión y distribución de energía eléctrica

• Perfil lateral de los cables guarda y conductores. • Distancia del punto de cruce a las torres adyacentes, indicando el número y tipo de

estructura de la línea que se está cruzando. 5.2.1.5 Perfiles laterales Cuando el terreno presente una pendiente transversal al eje del trazo mayor a 10%, es necesario que se levante el perfil lateral paralelo a una distancia horizontal como mínimo de 5.20 m del eje de trazo de la línea y se registre en los planos de perfil. Cuando a la distancia indicada se encuentre alguna prominencia natural o construcción que sobrepase del 10% de pendiente respecto a la elevación del eje, no importando que la pendiente transversal del terreno sea nula, se debe obtener yregistrar en los planos de planta y perfil. Tal caso se presenta comúnmente cuando la línea se traza por calles o pasa cerca de construcciones aisladas o también cerca de alguna arboleda. Estos perfiles denominados también contra-perfiles, deben dibujarse en las mismas hojas del perfil longitudinal, con línea punteada, indicando con abreviatura “CPD” para el contraperfil de la derecha y con “CPI” para el contraperfil de la izquierda, considerándolo según la dirección del trazo. Como detalle separado pero cerca de cada deflexión, se dibujará el perfil del terreno a desnivel, correspondiente a la bisectriz del ángulo entre las 2 tangentes, hasta una distancia de 8 m a cada lado del punto de deflexión. 5.2.1.6 Señalamiento 5.2.1.6.1 Trompos y estacas Se debe utilizar para señalar las estaciones y deben ser de madera, los trompos se deben colocar clavados al ras del suelo, con una tachuela o un clavo en el eje del trazo, ubicando una estaca testigo al pie de éste, en la que se indica el nombre de la línea, kilometraje y número progresivo que le corresponda a cada estación (E-1, E-2, E-n). Los puntos de inflexión no se deben considerar como estación. 5.2.1.6.2 Mojoneras Deben ser de concreto, de forma trapezoidal con las dimensiones siguientes: Base: 10 cm x 20 cm Corona: 10 cm x 10 cm Altura: 40 cm Se debe utilizar pintura de aceite color blanco para indicar con la abreviatura “PST” los puntos sobre la tangente y color amarillo para indicar puntos de inflexión “PI”; en la cara superior se debe colocar una varilla o alambrón inmerso 10 cm en el concreto, que indique el eje y pintarse con rojo el número del punto de inflexión (PI) y estación (E). En una de las caras, con pintura de aceite roja deben anotarse las siglas CFE. En las otras caras el nombre de la línea, el kilometraje y en su caso, el ángulo de deflexión. Se deben fijar firmemente al terreno, debiendo sobresalir entre 10 cm y 15 cm; pueden ser coladas directamente en la excavación o precoladas, adhiriéndola con mortero.


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La ubicación de las mojoneras debe hacerse en los sitios siguientes:

a) Inicio y terminación de la línea.

b) Puntos de inflexión.

c) Estaciones adyacentes a los puntos de inflexión.

d) Cruces con vías de ferrocarril, carreteras, caminos de terracería importantes, canales, ríos, gasoductos, oleoductos o poliductos, líneas de alta tensión (69 kV a 400 kV).

e) Sobre cada una de las 2 tangentes de llegada y salida de cada deflexión, a 20 m de ésta.

En el caso de vías de comunicación, se deben colocar una a cada lado, en el límite del derecho de vía o fuera de éste en donde sean visibles con facilidad. En caminos secundarios de tierra o brechas que sirvan de acceso a la línea,se debe colocar solo una. Tangentes largas, donde no se haya colocado la de los casos anteriores, se deben señalar PST aproximadamente a no más de 3 km. Si el trazo va por zonas donde haya roca aparente, los PST y PI´s deben ser señalados por círculos de 10 cm y 30 cm de diámetro, cubiertos con pintura de aceite blanca o amarilla, dependiendo si se trata de un PST o PI, marcando el eje del trazo con un clavo para concreto. Se debe señalar con pintura blanca o cinta color naranja con claridad, cualquier cerca, árbol, roca, etc., que sirva para identificar el trazo o los accesos a éste. 5.2.1.7 Registros de campo Todos los datos observados y medidos durante el levantamiento topográfico deben registrarse en libretas de tránsito o en archivos electrónicos. Los registros deben contener todos los datos necesarios, claros y precisos, para que se elaboren los planos de planta y perfil. Las hojas deben estar numeradas en orden progresivo, incluyendo un índice en cada libreta la cual debe ser exclusiva para cada proyecto. En la portada y en la primera hoja se debe anotar el nombre de la línea, sus características y el kilometraje del tramo a que corresponde dicha libreta, en la primera hoja debe anotarse el nombre completo de quien efectuó el levantamiento, el aparato utilizado, marca, tipo y precisión teórica. Las fechas deben anotarse, invariablemente, al inicio de cada una de las hojas utilizadas en un día de trabajo. Estos registros deben entregarse impresos y en forma electrónica, conjuntamente con los planos de planta y perfil, ya que son los respaldos para la revisión. Dado que existen herramientas avanzadas para el diseño de líneas aéreas de alta tensión se deben considerar los códigos para su inclusión en los planos y reportes, que a continuación se definen los más representativos:


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TABLA 3 -Códigos para elaboración de planos de topografía

Código Descripción del código200 Terreno natural210 Punto de inflexión220 Perfil lateral230 Claro especial240 No proyectar250 Punto relevante255 Estación260 Malpaís

Puntos de terreno

Código Descripción del código300 Arroyo305 Barranca310 Camino320 Carretera pavimentada o calle325 Terracería330 Cercos, linderos

335 Cuerpos de agua, como: estanque, lagos, jagüey, etc.

340 Ducto de drenaje

345Ductos de gas, petroquímicos, eléctricas, teléfono, agua y fibra óptica

350 Vías de FFCC360 Pantano365 Pavimento/calle370 Puente375 Río380 Señalamientos y/o anuncio385 Tubería de agua

Obstáculos sobre el terreno

Código Descripción del código400 Árbol405 Arbotante ó luminaria410 Construcción415 Estructura de acero420 Línea de distribución 425 Línea de alta tensión de 115 kV430 Línea de alta tensión de 138 kV435 Línea de alta tensión de 230 kV440 Línea de alta tensión de 440 kV445 Línea telefónica ó telégrafo450 Cultivo de caña455 Zona de cultivos460 Zona de bosques465 Cultivo de alto costo470 Sistema de riego

Obstáculos aéreos

5.2.1.8 Planos Los planos del levantamiento topográfico de la línea deben ser entregados en archivos electrónicos utilizando programas de dibujo en la última versión existente e impresos de acuerdo a lo indicado a continuación. 5.2.1.8.1 Plano de localización general El Plano de Localización General de la línea se debe elaborar sobre cartas topográficas impresas y digitales a color, editadas por el INEGI. Las dimensiones del plano deben ser como máximo 85 cm de ancho; el largo, según sea el desarrollo de la línea, no debiendo exceder 200 cm. Debe incluir un índice, esquema de las hojas y orientación, con la clasificación del INEGI, que se utilizaron. También se puede realizar la localización por medio de foto aérea y su impresión será de 90 cm x 60 cm, así mismo se debe de incluir tabla con las coordenadas de cada PI. En líneas largas o con direcciones variables, es conveniente formar el plano en secciones de varias hojas, indicando los traslapes correspondientes, que deben ser de 5 cm. El plano debe contener los datos siguientes:

• Trayectoria del trazo de la línea.

• Coordenadas geográficas y UTM datum ITRF92 o sistema WGS 84.

• Líneas eléctricas que se cruzan desde 13.2kVhasta 400 kV, y sus destinos.

TABLA 4 -Código de colores para indicar la tensión nominal de operación de laslíneas eléctricas

LT 400 kV AZUL LT 230 kV AMARILLA LT 138 A 161 kV VERDE LT 69 A 115 kV MAGENTA LD 13.2 A 34.5 kV GRIS


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• Subestaciones eléctricas desde 69 kV hasta 400 kV y su nombre.

• Destinos de carreteras y vías de ferrocarril.

• Márgenes, cuadro de referencias, escala gráfica y norte geodésico.

• Cuadro de datos del trazo.

• Detalle de salida y llegada de línea a la subestación o entronque

5.2.1.8.2 Planos de planta y perfil Para los planos de planta y perfil debe utilizarse el formato de la CFE y deben ser impresos en papel Bond. Las escalas que se deben utilizar son:

TABLA 5 -Escalas a utilizar en los planos de proyecto de acuerdo al tipo de terreno

Tipo de terreno Horizontal Vertical

Plano y lomerío 1:2000 1:200

Montañoso 1:2000 1:500

Cuando se presenten cambios significativos en la pendiente del terreno (de plano a montañoso o viceversa) se debe de cambiar de escala de 1:200 a escala 1:500 y continuar en otro plano,por no ser conveniente dibujar con dos escalas diferentes en el mismo plano. Cuando por lo abrupto del terreno no sea posible dibujar el perfil dentro del plano, es necesario hacer traslapes indicando las elevaciones a partir del perfil que se está cortando. El rumbo geodésico debe aparecer en el dibujo de planta en cada una de las tangentesindicado por medio de una flecha que señala el Norte respecto al rumbo de la tangente. El espacio libre que debe existir entre el punto más prominente del perfil dibujado y la parte inferior de la planta, debe ser de 25 cm. En cada hoja de perfil deben incluirse 60 m de los perfiles de las hojas anterior y posterior. En la ejecución de dibujos de diseño y planos en general, además de lo mencionado debe utilizarse los tamaños normalizados siguientes:

TABLA 6 -Dimensiones normalizadas para planos del proyecto

Tipo de plano Tamaño del papel (mm) Área de dibujo (mm)

Ancho (X) Alto (Y) Ancho (X) Alto (Y) (A) 280 215 264 200

(A3) 420 297 370 257 (A2) 594 420 544 380 (A1) 841 594 791 554 (A0) 1 189 841 1 139 801

D 900 600 850 550 D1 1 200 900 1 150 850


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El espesor del marco de los planos o dibujos de diseño, como el marco principal del cuadro de datos debe ser de 0.7 mm como mínimo y 1.5 mm como máximo. Las distancias desde el borde del papel al marco para los planos normalizados a excepción del tamaño A, deben ser las siguientes:

TABLA 7 - Bordes para planos normalizados del proyecto

Borde Distancia (mm)

Izquierdo 30

Derecho 20

Superior 20

Inferior 20

5.2.1.8.3 Planos de afectaciones Para la gestión de la servidumbre legal de paso, se requieren los planos individuales de las parcelas involucradas en el trazo de la línea aérea los cuales deben contener los siguientes datos:

- Cuadro de referencia normalizado.

- Poligonal georeferenciada del área involucrada.

- Nombre del propietario.

- Régimen de propiedad.

- Ubicación del inmueble (denominación o número del predio, calle, colonia, poblado, municipio y estado).

- Superficie objeto de la servidumbre.

- Destino del inmueble (nombre de la línea).

- Kilometrajes del eje de la línea en su inicio y término de la parcela.

- Firma del propietario y del representante de la CFE.

- Nombres, cargos y firmas de las personas que lo elaboren.

- Croquis de localización.

- Cuadro de cálculo.

- Escala numérica, gráfica y norte.

5.2.2 Mecánica de suelos Mediante este estudio se logra tener información de las propiedades, del terreno para definir los tipos de cimentaciones que se requerirán y características de la excavación; debido a que el sondeo no se realiza en el sitio de cada estructura por su alto costo , cuando en la construcción se presenten condiciones diferentes a las manifestadas en los sondeos que pongan en riesgo la estabilidad de la estructura, el supervisor debe solicitar


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que se realice un estudio de mecánica de suelos para que el Proyectista defina la cimentación que debe utilizarse. En caso de zonas pantanosas, manglares, terrenos flojos y fangosos, se deben hacer estudios a detalle de la mecánica de suelos para determinar una adecuada cimentación de la estructura y con ello cubrir básicamente sus necesidades mecánicas. 5.2.2.1 Sondeos y perfil estratigráfico Durante el levantamiento topográfico se debe coordinar la ejecución de sondeos de mecánica de suelos en base a lo indicado a la especificación CFE C0000-43. Cuando la línea sea proyectada con postes troncocónicos se deben efectuar sondeos en cada punto de inflexión y en las tangentes largas a una distancia máxima de 2000 m. Para el caso de las Estructuras (Torres auto soportadas, H de madera o de concreto), se debe efectuar sondeos en cada punto de inflexión y en las tangentes largas a una distancia máxima de 2000 m o si existe un cambio en el tipo de suelo, en caso especial se debe hacer de 500 m a 1000 m. Para determinar la estratigrafía del terreno, los sondeos se realizan en forma mecánica o manual y llevando un control detallado de la forma y herramienta con la que se está trabajando. Se debe añadir por lo menos una fotografía de cada uno de ellos. Elaborar un croquis donde se muestren las diferentes capas del suelo encontrado sus espesores y las herramientas con que se trabajaron éstas. Debe evitarse efectuar sondeos en sitios bajos donde evidentemente no se requiera una estructura (cañadas, ríos, barrancos, entre otros). 5.2.3 Estudio mecánico de las estructuras Los diseños de las líneas aéreas para la CFE se realizan en base a estructuras normalizadas para las cuales se tienen definidas sus limitaciones mecánicas, sin embargo para los casos en que se requiera diseñar una estructura que no se encuentre en esta especificación se debe considerar lo mencionado en las especificaciones siguientes:

• CFE J1000-50 Torres para Líneas de Transmisión y Subtransmisión (vigente)

• CFE J6100-54 Postes Metálicos para Líneas de Transmisión y Subtransmisión (vigente) 5.2.3.1 Bases para el diseño estructural En el diseño de una estructura para línea eléctrica, además de las cargas debidas a su peso propio, se deben considerar diversas cargas a las cuales van a estar sometidas durante su vida útil, mismas que se describen a continuación. 5.2.3.1.1 Cargas debidas a eventos climáticos

• Cargas por viento sin hielo

• Cargas por viento con hielo

Debido a lo aleatorio de estas cargas el cálculo estructural para una línea, se debe hacer con registros confiables que abarquen un número adecuado de años para tener un resultado más preciso.


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5.2.3.1.2 Cargas por maniobras de construcción y mantenimiento Se relacionan con los requisitos específicos para garantizar la seguridad de los trabajadores durante las maniobras de construcción y mantenimiento de la línea. 5.2.3.1.3 Cargas para contener fallas en cascada (en estructuras “H” de madera y concreto) Una línea se considera como un sistema integrado por una serie de componentes. La falla de cualquier componente principal (cables, aisladores, estructuras, cimentaciones), lleva a la falla del sistema. Este enfoque permite diseñar los componentes coordinando lógicamente sus resistencias mecánicas y producir un diseño económico global. Por esto, todos los valores de confiabilidad que se discuten se refieren a la línea completa. Aun siendo un sistema, debe existir una coordinación de resistencia mecánica de los diferentes elementos de éste, por la importancia, costo y tiempo de reposición del elemento fallado es conveniente que el primer elemento propenso a fallar sea el aislamiento, posteriormente los herrajes, enseguida las crucetas y finalmente la estructura o su cimentación. 5.2.3.2 Árbol de cargas El árbol de cargas de las estructuras, son datos que permite conocer las cargas verticales, transversales y longitudinales de cada una de las estructuras, considerando sus diferentes combinaciones para las cuales fueron diseñadas, considerando las condiciones de carga indicadas en las especificaciones CFE J1000-50 y CFE J6100-54. 5.2.3.3 Determinación de los claros medio horizontal y vertical 5.2.3.3.1 Claro medio horizontal (claro de viento)

Para un conductor definido, es la distancia máxima que soporta una estructura sin rebasar los límites de probabilidad de falla de ésta, por efecto de cargas de viento sobre los aisladores, conductores, guarda y la estructura de soporte, definiéndose como la semisuma de los claros adyacentes a la estructura bajo análisis. La fórmula para calcular dicho claro es la siguiente:

𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 = 𝐋𝐋𝟏𝟏 + 𝐋𝐋𝟐𝟐

𝟐𝟐

Donde: L1 = longitud del claro anterior a la estructura L2 = longitud del claro posterior a la estructura 5.2.3.3.2 Claro vertical (claro de peso) Para un conductor definido, es la distancia máxima que soporta una estructura sin rebasar los límites de probabilidad de falla de ésta por efecto del peso de los conductores o guarda definiéndose como la distancia existente entre los vértices de las catenarias (punto más bajo del conductor) a uno y otro lado de la estructura que se analiza. Para efectos de proyecto, este claro no se calcula, se obtiene gráficamente midiendo dicha distancia en el plano de perfiles con localización de estructuras, Se debe tomar del punto más bajo de las catenarias a la estructura y sumar ambas distancias para determinar el claro vertical, existiendo tablas que definen las distancias máximas que pueden soportar las estructuras normalizadas.


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5.2.4 Estudio eléctrico de las estructuras 5.2.4.1 Coordinaciónde aislamiento El procedimiento de coordinación de aislamiento de una línea debe efectuarse considerando los valores de tensiónque pueden aparecer derivado de eventos transitorios en el sistema eléctrico al que está conectada. La coordinación de aislamiento es el balance entre los esfuerzos eléctricos sobre el aislamiento originado por descargas, maniobras o tipo temporal (inducciones o contactos accidentales con otras líneas) y el propio nivel de tensión que soporta el aislamiento por su diseño. Para los propósitos de coordinación de aislamiento la especificación CFE L0000-06, clasifica los niveles de tensión tanto nominal como la máxima de diseño, así mismo se define que las sobretensiones que más afectan a las líneas de hasta 138 kV son las originadas por descargas atmosféricas, despreciando las sobretensiones de maniobras.

Derivado de su trazo, las líneas de alta tensión pueden cruzar zonas con topografía accidentada o regiones con alta presencia de rayos, éstas son las líneas que generalmente presentan más fallas por descargas atmosféricas. Para reducir el número de salidas por esta causa, se deben analizar y controlar los siguientes parámetros:

• La longitud de la cadena de aisladores. • El ángulo de blindaje, verificando el diseño de las estructuras. • El sistema de conexión a tierra, considerando bajante corrido conectado directamente de

cable de guarda a varilla a tierra, en el caso de las torres por la parte interior de la celosía y en poste troncocónico en el interior del mismo.

• Instalación de apartarrayos tipo línea. • Instalación de pararrayos.

Para entender la coordinación de aislamiento, es necesario definir el concepto de Tensión Crítica de Flameo(TCF). Se determina con pruebas de aplicación de tensiones y corresponde alatensión con el cual el aislamiento soporta un 50 % de probabilidad de producir rompimiento de su dieléctrico. Del cual se obtienen las curva de probabilidades de flameo, a partir de este concepto se define el Nivel Básico de Aislamiento al Impulso por Rayo (NBAI), como el valor de tensión al que se espera un 10% de probabilidad de flameo, la relación entre TCF y el NBAI está dado por la siguiente fórmula:

𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁 = (1 − 1.3𝜎𝜎)𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇 Donde: NBAI = Nivel Básico de Aislamiento al Impulso TCF = Tensión Crítica de Flameo σ = Desviación estándar y considerando una desviación estándar del 3 %, da como resultado la expresión:

𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁 = 0.961 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇


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5.2.4.2 Determinación del aislamiento La longitud de una cadena de aisladores se debe diseñar para soportar las tensiones a laque es sometida, para ello es necesario observar dos conceptos: Distancia de Fuga de los aisladores en función de los niveles y tipo de contaminación, la longitud de la cadena de aisladores que está dada por la tensión de arqueo en aire entre conductores y la estructura. 5.2.4.2.1 Longitud de la cadena de aisladores Esta longitud se calcula con base alatensión de arqueo en aire entre el conductor y la estructura, el cual depende de la geometría de las puntas en donde se presente dicho arqueo de forma empírica se ha obtenido latensión de arqueo en aire de algunos cuerpos geométricos utilizados como electrodos de referencia. Con este criterio de la tensión crítica de flameo para impulsos por rayo, se tiene:

d =TCFKco

Donde: d = Distancia de fase a tierra TCF = Es la tensión crítica de flameo con las condiciones del lugar donde se localiza la línea Kco = Es el factor de electrodo en aire Kr, corregido por la densidad del aire y humedad El factor Kr depende de la geometría de los electrodos o elementos que intervienen tomado de la tabla 9. La tensión máxima de diseño, así como el NBAI para las líneas de alta tensión dependen de su tensión de operación, los cuales se indican en la tabla 10 debido a las diferentes altitudes en las que operan las líneas de alta tensión se hace necesaria la corrección del Kr proporcionado en la tabla 11 ya que éste es calculado a partir de los siguientes valores: Temperatura (T0): 20 °C Presión (b0): 1 013 mbar (760 mm de Hg) Humedad Absoluta (h0): 11 g de agua por metro cúbico


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TABLA 8-Valores de los factores Kn, Km y Kr para diferentes configuraciones de entre-hierro


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TABLA9- Niveles básicos de aislamiento por impulso tipo rayo, NBAI y niveles básicos de aislamiento por impulso tipo maniobra, NBAM, de fase a tierra y de fase a fase y distancias mínimas de fase a fase y de fase a tierra para diferentes niveles de tensión para líneas de alta tensión

Las características eléctricas del aislamiento calculadas a condiciones normalizadas se ven afectadas por la humedad y la presión atmosférica la cual disminuye con el aumento de altura sobre el nivel del mar, por lo tanto, deben considerarse los siguientes factores de corrección. Debido a que las características eléctricas de los soportes son calculados a condiciones normalizadas se debe hacer una corrección por condiciones atmosféricas para esto se consideran los siguientes factores Factor de corrección por densidad de aire (Kda):

𝒌𝒌𝒅𝒅𝒅𝒅 = �𝑏𝑏𝑏𝑏0� �

273 + 𝑇𝑇0

273 + 𝑇𝑇�

Dónde: T = Temperatura ambiente en grados Celsius b = Presión barométrica en mbar T0= Temperatura ambiente de condiciones estándar (20 °C) b0= Presión barométrica en condiciones estándar (1013 mbar) Con el valor de la altitud,se puede obtener el valor del factor de corrección Kda de la Tabla 10.

Tensión nominal (kV)

Tensión máxima (kV)

NBAI fase-tierra (kV)

NBAM fase-tierra

(kV)

NBAI fase-fase

(kV)

NBAM fase-fase

(kV) Distancia

fase-tierra (mm) Distancia

fase-fase (mm)

69 72.5 350 - 350 - 630 630

115 123 450

- 450

- 900 900

550 550 1 100 1 100

138 145

450

-

550

-

1 100 1 100

550 650 1 300 1 300

650 650 550 650 1 100 1 300


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TABLA 10 - Factores de corrección a diferentes altitudes sobre el nivel del mar

AltitudFactor de

correcciónAltitud

Factor de corrección

m mbar mm Hg kda m mbar mm Hg kda

0 1013 760 1.00 2500 747 560 0.737100 1001 751 0.988 2600 739 554 0.728200 989 742 0.976 2700 728 546 0.718300 977 733 0.965 2800 720 540 0.710400 968 726 0.954 2900 708 531 0.698500 955 716 0.942 3000 701 526 0.692600 943 707 0.931 3100 692 519 0.683700 932 699 0.919 3200 683 512 0.674800 921 691 0.908 3300 675 506 0.665900 909 682 0.897 3400 665 499 0.6561000 905 679 0.893 3500 656 492 0.6471100 888 666 0.876 3600 648 486 0.6391200 877 658 0.866 3700 639 479 0.6291300 867 650 0.855 3800 629 472 0.6211400 856 642 0.845 3900 621 466 0.6131500 845 634 0.834 4000 613 460 0.6051600 836 627 0.824 4100 605 454 0.5971700 825 619 0.814 4200 597 448 0.5901800 815 611 0.804 4300 591 443 0.5831900 805 604 0.794 4400 584 438 0.5762000 795 596 0.784 4500 577 433 0.5692100 785 589 0.774 4600 571 428 0.5622200 775 581 0.765 4700 563 422 0.5552300 765 574 0.756 4800 556 417 0.5492400 756 567 0.746 4900 549 412 0.542

Presión Presión

El factor de corrección por humedad (Kh), es un factor que depende de la humedad absoluta del sitio (g/m3) que se obtiene de la Figura 1. Conocidos la temperatura debulbo húmedo del lugar y la humedad relativa del aire más críticas de las regiones por donde cruza la línea y teniendo el valor de humedad absoluta, por medio de la Figura 2 obtenemos el valor de Kh, considerando los factores de corrección por humedad y por densidad de aire se puede obtener con la relación siguiente:

kco = kr(kda kh⁄ )


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FIGURA1 - Factor k de corrección por humedad en función de la humedad absoluta

FIGURA 2 - Humedad absoluta del aire en función de las temperaturas de bulbo seco, bulbo húmedo yde la humedad relativa en porciento


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5.2.4.2.2 Distancia de fuga de los aisladores en función de los niveles y tipo de

contaminación 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 distancia específica de fase a fase o de fase a tierra, se define como la relación entre la distancia de fuga total del aislamiento y latensión máxima de fase a fase o de fase a tierra, respectivamente. El cálculo del número de aisladores, tomando en cuenta el efecto de la contaminación, se obtiene considerando los valores de la distancia específica de fuga mínima nominal de cada uno de los niveles de contaminación esperados y está dada por las siguientes expresiones:

Dftc = Dfmn Vm K

Donde: Dftc=Distancia de fuga total de la cadena de aisladores en mm Dfmn=Distancia de fuga mínima nominal en mm/kV tomada de la especificación CFEL0000-06 Vm= Tensión máxima del sistema en kV k= Factor de corrección por diámetro de los aisladores y que puede ser: k= 1.0 para aisladores de suspensión o tipo cadena y para aisladores tipo poste con diámetro menor a 300 mm k= 1.10 para aisladores tipo poste con diámetro mayor que 300 mm y menor o igual que 500 mm k= 1.20 para aisladores tipo poste pero con diámetro mayor que 500 mm y

𝑁𝑁𝑁𝑁 = 𝐷𝐷𝑓𝑓𝑓𝑓𝑓𝑓𝐷𝐷𝑓𝑓𝑐𝑐𝑓𝑓

Donde: NA = Número de aisladores de la cadena. Dcat= Distancia de fuga del aislador seleccionado en mm/kV tomado de la especificación CFEL0000-06. Ejemplo: Determinar el número mínimo de aisladores de una cadena, para una línea de 115 kV tomando en cuenta que la contaminación ambiental de la zona es del nivel medio, para ello se tiene lo siguiente: Para un nivel de contaminación del tipo medio, la distancia de fuga mínima es de 35 mm/kV de fase a tierra. La tensión máxima del sistema fase a tierra es de 123/√3 Por lo que la distancia de fuga total de la cadena debe ser:

Dftc = (35) �123√3

� (1.0)


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𝐷𝐷𝑓𝑓𝑓𝑓𝑓𝑓 = (2485.49)(1.0)

𝐷𝐷𝑓𝑓𝑓𝑓𝑓𝑓 = 2485.49 mm

El número de los aisladores (NA), está determinado por la siguiente expresión:

NA = (DISTANCIA DE FUGA TOTAL)

DISTANCIA DE FUGA TOTAL DEL AISLADOR SELECCIONADO

Utilizando aisladores tipo 25SVC111 y de acuerdo a lo indicado en la tabla 2 “Características electromecánicas y dimensionales” de la norma de referencia NRF-018-CFE, este aislador tiene unadistancia de fuga de 292 mm se tiene entonces, lo siguiente:

NA = 2485.49

292

NA = 8.51

Por lo que el número de aisladores que se obtiene por esta expresión es de 9 aisladores tipo 25SVC111. EJEMPLO: Una Línea de 115 kV opera a una altitud de 2000 m, con una humedad relativa y temperatura promedios de 70 % y 10 °C respectivamente, durante las noches. De acuerdo a lo indicado en la Tabla 10 - Niveles de aislamiento normalizados para equipo de la categoría I, que se presenta en la especificación CFE L0000-06 Coordinación de Aislamiento para condiciones normalizadas de una línea de alta tensión que opera a una tensión de 115 kV, su nivel básico de aislamiento al impulso por rayo (NBAI), es de 550 kV. Calcular el número de aisladores que deben llevar las cadenas de sus estructuras considerando un nivel de contaminación media. Para una altura sobre el nivel del mar de 2 000 m y utilizando la Tabla 11 Factores de corrección por presión atmosférica a distintas altitudes, se tiene para esta altura que el valor de corrección por densidad del aire es Kda = 0.784 Para obtener el factor de humedad absoluta se hace uso de la gráfica de la Figura 2 se obtiene 7 g/m3 y con este valor en la Figura 1 nos da una Kh = 1.03 Una vez que se obtienen los factores de corrección por densidad del aire Kda y el de humedad absoluta Kh, se puede obtener el factor de corrección por condiciones atmosféricas Kca, utilizando la siguiente expresión:

Kca = Kda

Kh

Kca =

0.7841.03

Kca = 0.761


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El siguiente paso es obtener la distancia mínima requerida de fase a tierra para la línea de 115 kV, la cual se obtiene con la siguiente expresión:

d = V50 %

Kr

Donde:

V50 % = tensión crítica de flameo con el 50% de probabilidad de flameo del aislamiento eléctrico para condiciones atmosféricas normalizadas.

Kr = factor geométrico de entrehierros.

Por lo anterior, para obtener V50 %, se utiliza la expresión descrita a continuación, referente al NBAI ó V10 % debido a sobretensiones de origen atmosférico:

V10 % = V50 %(1 − 1.3σ) Por lo que para obtener la tensión crítica de flameo TCF, la ecuación queda de la siguiente forma:

V50 % = V10 %

(1 − 1.3σ)

Considerando una desviación estándar σ = 3 %, la ecuación queda de la siguiente manera:

V50 % = 550

�1 − (1.3)(0.03)�

V50 % = 550

(1 − 0.039)

V50 % =

5500.961

= 572.32

Por lo que V50 % = 572.32 kV. Para el cálculo de la distancia mínima requerida de fase a tierra para la línea se utiliza la expresión

d = V50 %

Kr

Tabla 8.6 De la Tabla-9 Valores de los factores Kn, Km y Kr para diferentes configuraciones de entre-hierro, considerado una configuración de entrehierro fase-estructura para 115 kV, se toma que el factor Kr es de 550 quedando la ecuación:

d = 572.32

550

d = 1.04 m


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Por lo que la distancia mínima requerida de fase a tierra para la línea de 115 kVen condiciones estándar es de 1.04 m. Ahora, retomando los factores de corrección por condiciones atmosféricas calculados anteriormente donde Kca = 0.761, se utiliza la ecuación con la que se determina la corrección de la distancia en aire por correcciones atmosféricas de presión y humedad descrita a continuación:

dco = V50%

Kca Kr

Sustituyendo los valores obtenidos se tiene lo siguiente:

dco = 572.32

(0.761)(500)

dco =

572.32(380.5)

dco = 1.50

La distancia corregida por condiciones atmosféricas es 𝑑𝑑𝑓𝑓𝑐𝑐 = 1.50 𝑚𝑚, que sustituye a la distancia de 1.04 m.Finalmente para determinar la cantidad de aisladores necesarios para cumplir con la distancia mínima establecida, utilizando aisladores 25SVC111 y tomando en cuenta las correcciones por efectos ambientales, se obtiene con la siguiente expresión:

NA = dco

dais

Donde𝑑𝑑𝑐𝑐𝑎𝑎𝑎𝑎 es la distancia longitudinal del aislador que de acuerdo a la norma de referencia NRF-018-CFE en la tabla 2 “Características electromecánicas y dimensionales”, este aislador tiene un espaciamiento de 146 mm, se tiene entonces lo siguiente:

NA = 1.50

0.146= 10.27

Por lo que se obtiene que NA = 11 aisladores. 5.2.4.3 Cálculo del claro eléctrico El claro eléctrico es la distancia máxima entre dos estructuras para evitar que la distancia dieléctrica entre dos conductores se rompa en condiciones de viento. Para el caso de las estructuras utilizadas por esta CFE, este cálculo no se efectúa rutinariamente debido a que estas estructuras son normalizadas, estableciendo sus limitaciones mecánicas y eléctricas. Sin embargo en casos especiales donde se requiera brindar mayor claro entre estructuras así como la separación entre los apoyos se parte de lo siguiente: Aplicando la siguiente formula, se determina la separación entre los apoyos.

S = �7.62 ∗ kV + 8 �(2.12 ∗ f)� + (0.5 ∗ La) (a)


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De donde: S=

Es la separación horizontal entre apoyos en milímetros

kV= Es la tensión eléctrica entre los dos conductores para los que se calcula la separación, en kV.

La= Es la longitud de la cadena de aisladores con movimiento libre (suspensión) en milímetros, el cual se considera al inclinarse por efecto del viento hasta formar un ángulo de 30 grados con la vertical. Nota: Cuando los apoyos son del tipo fijo (remate), La=0.

f= Es la flecha final en milímetros a16 °C.

Dado que buscamos determinar es el claro eléctrico, a partir de una separación horizontal conocida entre los apoyos, podemos determinar la flecha y claro máximo (claro eléctrico) para la estructura seleccionada, partiendo de la formula (a): Calculo de la flecha:

[S − (0.5 ∗ La)] − [7.62 ∗ kV] = 8�(2.12 ∗ f)

[S − (0.5 ∗ La)] − [7.62 ∗ kV]8

= �(2.12 ∗ f)

�[S − (0.5 ∗ La)] − [7.62 ∗ kV]

8�

2

= (2.12 ∗ f)

f = [(0.125∗S)−(0.0625∗La )−(0.9525∗kV )]2

2.12 (b)

Por tanto con esta flecha la longitud del claro eléctrico estará determinada por:

l = �f∗8∗Tw

(c)

Dónde:

l= Longitud del claro en metros.

w= Peso del cable sin hielo (kg/m)

T= Tensión del cable a 16 °C en kg.

f= Flecha máxima en metros

Ejemplo: Calcular el claro eléctrico para una línea en la cual se desea una separación (S) de 4 m y cuyos parámetros mecánicos es: Datos: S= 4000 mm. Parámetro a 50 °C = 1500 Tensión a 15 °C = 1450 kg Cable ACSR 477 KCM Hawk de 0.9749 kg/m La=1400 mm.


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Sustituyendo datos en la formula (b), se obtiene:

f =[(0.125 ∗ S) − (0.0625 ∗ La) − (0.9525 ∗ kV)]2

2.12

f =[(0.125 ∗ 4000) − (0.0625 ∗ 1400) − (0.9525 ∗ 123)]2

2.12

f =[(500) − (87.5) − (117.15)]2

2.12

f =(295.35)2

2.12

f = 41.14 m

Por tanto, el claro eléctrico será:

l = �41.14 ∗ 8 ∗ 14500.9749

l = �477305.100.9749

l = 699.70 m

5.2.4.4 Paralelismo Entre líneas eléctricas: En casos en que dos líneas eléctricas sigan la misma dirección en secciones de derechos de vía compartidos o próximos, se tiene un paralelismo entre líneas. A excepción de las zonas de acceso a plantas generadoras y subestaciones eléctricas, se debe evitar en lo posible que construyan líneas paralelas, ya sea para transmisión o distribución. Debiendo contar con una distancia entre líneas de 1.5 veces la altura del apoyo más alto entre las trazas de los conductores próximos.

d ≥ 1.5 ∗ h (metros)

FIGURA3- Paralelismo entre líneas eléctricas


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El paralelismo entre líneas se puede considerar también cuando el tendido de líneas de transmisión de diferentes tensiones se realiza sobre apoyos comunesLa distancia mínima vertical entre conductores de ambas líneas en el punto de apoyo en las condiciones más desfavorables debe estar de acuerdo con las siguientes expresiones (ver Figura 3).

FIGURA4- Dos líneas compartiendo la misma estructura

d ≥ 1.5 +kV

100(m) para líneas hasta de 69 kV

d ≥ 3.3 +

kV100

(m) para líneas con tensiones superiores a 69 kV

Donde kV, es la tensión nominal de fase a fase de la línea de mayor tensión. En la Tabla 11, se proporcionan los libramientos mínimos para los diferentes cruzamientos para las líneas de alta tensión de 69 kVhasta 138 kV.


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TABLA 11- Libramientos y separaciones mínimas en cruzamientos

LIBRAMIENTOS MÍNIMOS 115 kV 138 kV 230 kV 400 kV

AREAS DE ACCESO A PEATONES 7.00 7.50 8.50 10.65 VÍAS FÉRREAS 15.00 15.00 16.00 18.00 CARRETERAS-CALLES-CAMINOS 9.00 9.20 10.00 12.20 CAMPOS DE CULTIVO (CEREALES, LEGUMINOSAS, HORTALIZAS, ETC.) 7.00 7.55 9.00 11.00

ZONAS DE HUERTOS (CÍTRICOS, MANZANOS, CIRUELOS, GUAYABOS) 11.00 11.50 12.00 15.00

ZONAS CAFETALERAS Y CERCOS “VIVOS” 11.00 11.50 12.00 15.00

CULTIVO DE CAÑA 13.00 13.20 14.00 16.00

AGUAS NAVEGABLES 13.00 13.20 14.00 16.00

ZONAS INUNDABLES 7.00 + T.I.M.E.

7.50 + T.I.M.E.

8.50 + T.I.M.E.

10.65 + T.I.M.E.

CRUZAMIENTOS CON LÍNEAS ELÉCTRICAS Y DE COMUNICACIÓN 115 kV 138 kV 230 kV 400 kV

L.T. HASTA 50 kV 2.74 2.95 3.65 6.10 L.T. 69 kV 2.93 3.15 3.85 6.29 L.T. 115 kV 3.39 3.60 4.31 6.75

L.T. 138 kV 3.62 3.80 4.54 6.98

L.T. 161 kV 3.85 4.05 4.77 7.21

L.T. 230 kV 5.46 7.90

L.T. 400 kV 9.60

LÍNEAS DE COMUNICACIÓN, LÍNEAS DE TRANVÍAS, TROLEBUSES O TRENES CON VÍA AÉREA ELÉCTRICA 5.00 5.50 7.00 8.00

Notas: 1.- TIME: Tirante de Inundación Máximo Esperado. 2.- Libramientos y separaciones en cruces sin viento y flecha final a 50º C 3.- Distancias en metros

5.2.5 Cálculo de la plantilla Actualmente las curvas que definen la catenaria (plantilla), se realizan a través de software especializado. Sin embargo si no se cuenta con un programa informático debe de calcularse de la siguiente manera: La plantilla para la localización de estructuras es una herramienta necesaria en el diseño de cualquier línea aérea de conducción de energía eléctrica, utilizada para determinar gráficamente en los planos topográficos del trazo de la línea en planta y perfil, el sitio para la ubicación y altura necesaria de las estructuras a instalar. El uso adecuado de la plantilla para la localización de estructuras debe de asegurar lo siguiente:

1. El libramiento adecuado del conductor a tierra y a conductores que se cruzan con la línea en proyecto.

2. La prevención del balanceo excesivo de las cadenas de aisladores y el levantamiento de

éstas en las estructuras.


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3. La economía del proyecto evitando la sub-utilización de las limitaciones mecánicas de las

estructuras.

4. La utilización adecuada de las diferentes alturas o niveles de las estructuras.

5. La mínima posibilidad de errores en el proyecto y diseño partiendo de la premisa que el levantamiento topográfico es correcto.

La plantilla es una gráfica que representa la catenaria que tendrá el conductor o el cable de guarda a las temperaturas mínima y máxima extremas de diseño, utilizando el parámetro de tendido adecuado para las estructuras a instalar, lo cual involucra primeramente la determinación de otras condicionantes como son:

• La determinación del claro real y claro normal.

• El tipo de estructura y su altura útil.

• El tipo de conductor.

• La tensión de la línea.

• Las limitaciones de tracción de cables

FIGURA5- Representación de la plantilla


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5.2.5.1 Parámetros de diseño utilizados Existen parámetros normalizados para el diseño de líneas, los cuales como se podrá observar en la tabla que se presenta a continuación, dependen del tipo de estructura a utilizar y el tipo de lugar donde se construirá. El parámetro se define como la relación entre la tensión del conductor y la masa unitaria del mismo y su unidad de medida es en metros.

TABLA 12 - Parámetros aproximados a 50 ºC sin viento y en condiciones finales paraestructuras normalizadas en CFE

Tipo de Línea

Sección transversal Kcmil- ACSR Estructuras Parámetros Conductor Parámetros Cable

de Guarda Claro

Promedio (m)

Rural

477 Estructuras HS, en poste de Madera y Concreto 1 200 1 500 170

477 / 795 / 900 /1113 Torres de Acero 1 500 1 800 360 a 400

Urbana

477 / 795 / 900 /1113 Morelos 350 / 400 550 / 600 80 / 100

478 / 795 / 900 /1113 Poste Troncocónico 500 700 120 a 135

Estos parámetros son de referencia, debiendo realizar el cálculo para cada caso específico con la finalidad de optimizar costos para la construcción de las líneas. Tanto las torres como los postes troncocónicos de acero, serán para cable ACSR 795 kcmilpara condiciones diferentes es necesario, efectuar el cálculo especifico. En un proyecto bajo las condiciones especificadas en el cuadro anterior, no es necesario efectuar cálculos para determinar el parámetro de tendido, pero en caso de que las condiciones de la línea sean diferentes, se procederá de la forma siguiente:

1. Con la fórmula del punto 5.2.5.1.1 se determina el CLARO REAL para la altura útil de la estructura, considerando el libramiento a tierra (suelo natural) para la tensión de la línea; en torres se considera la torre con nivel +0. Se verifica que no se exceda el uso para el que está diseñado la estructura con este claro.

2. Para evitar sobretensiones mecánicas en CLAROS REGLA menores que el CLARO REAL, éste se considera reducido en un 5 % para Torres y Postes de Acero. Para Estructuras “H” 10 % para fines de cálculo de limitaciones de tracción de los cables exclusivamente.

3. Con los programas para el diseño de líneas, se obtienen las tensiones para el parámetro

estimado y el claro reducido mencionado en el punto 2; verificando que la tensión resultante no exceda ninguna de las Limitaciones de Tracción en Cables para el Claro Real reducido (Claro Normal) indicadas en el punto 5.2.5.1.3, así como tampoco las limitaciones de carga longitudinal de las estructuras.

4. Se coordinan las flechas del conductor y del cable de guarda (esta última como máximo el

80% de la del conductor a 16 °C, sin viento y en condiciones finales) para evitar el acercamiento entre el cable conductor y el cable de guarda.


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5. Se determinan las nuevas limitaciones mecánicas de las estructuras para las condiciones

de carga especificadas.

6. Se elabora la plantilla y se lleva a cabo la localización de las estructuras. 5.2.5.1.1 Claro real Es la distancia máxima a nivel para obtener un libramiento mínimo al terreno definido por la tensión de la línea, con una altura útil de la estructura a utilizar y el parámetro de tendido. La fórmula del Claro Real es la siguiente:

Donde: CR = Claro real en m H = Altura útil de la estructura normal en m D = Libramiento mínimo a tierra en m, a 50 ºC P = Parámetro de tendido a 50 °C, sin viento en condiciones finales. F= Flecha máxima para dar el libramiento al piso

5.2.5.1.2 Claro normal Es un porcentaje del claro real el cual se utiliza como claro base para elaborar la plantilla de localización de estructuras, ya que si se utiliza el claro real como base para elaborar la plantilla se encontraría que para algunos casos, el claro regla entre remates sería menor que el claro base, lo cual ocasionaría sobretensiones en los conductores y por consiguiente se tendría que disminuir el parámetro de tendido, elaborar o utilizar otra plantilla y volver a relocalizar las estructuras. Sin embargo, si al momento de localizar las estructuras en terreno plano se utiliza un claro menor al claro real se obtienen claros ligeramente mayores que el claro normal, compensándose de esta forma aquellos claros que por accidentes topográficos o conflictos tuviesen claros menores que el claro real, teniéndose finalmente un claro regla

PCR= por ciento del claro real

= 90 % para postes de madera, concreto o acero = 95 % para torres de acero

CR = claro real 5.2.5.1.3 Limitaciones de tracción de cables Generalmente la tensión máxima de los conductores bajo las condiciones de carga asumidas, es limitada del 50% al 60% de la tensión de ruptura, por recomendaciones adoptadas de normas, para la CFE se tiene normalizado al 40% como prácticas de construcción segura. En claros más grandes, esta condición de limitación sería suficiente, pero en claros más cortos, las tensiones normales sin carga diaria para el conductor serían mayores que las generalmente consideradas adecuadas para una operación confiable. A continuación se describen las tensiones de trabajos máximas para las diferentes condiciones de temperaturas y cargas las cuales invariablemente deben respetarse.


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1. La tensión de trabajo final en las condiciones más críticas que son con hielo y a una temperatura de –10 °C a 0 °C con viento, no debe exceder el 40 % de la tensión de ruptura del cable.

2. La tensión de trabajo inicial en las condiciones de una temperatura de 0 °C sin viento, no

debe exceder el 33 % de la tensión de ruptura del cable.

3. La tensión de trabajo final en las condiciones de una temperatura de 0 °C sin viento, no debe exceder el 25 % de la tensión de ruptura del cable.

4. La tensión de trabajo final en las condiciones de una temperatura de 15 °C sin viento, no

debe exceder el 20 % de la tensión de ruptura del cable. En zonas frías se toma una temperatura de 10 °C.

5.2.5.1.4 Determinación del parámetro adecuado El conductor de una línea de alta tensión se comporta mecánicamente hablando, como un elemento sometido a tensión y sostenido en sus dos extremos. Si suponemos que el peso del conductor es uniforme a lo largo de toda su longitud, éste forma una catenaria como se muestra en la figura siguiente:

FIGURA6- Flecha y claro entre dos estructuras Por razones de seguridad, se definen las separaciones mínimas de los conductores con respecto al suelo, carreteras, ferrocarriles, otras líneas, entre otros. (Ver tabla 11), bajo las condiciones más variadas (temperatura, viento o carga de hielo). Los límites de tracción de los conductores son verificados por razones operacionales para garantizar que la línea de alta tensión sea suficientemente resistente bajo cargas de hielo, tornados, ventarrones y prevenir o impedir salidas de la línea. Estos límites de tracción de los cables conductores son también verificados por condiciones económicas. Una selección adecuada de esfuerzos y consecuentemente también de flechas, hace posible calcular los pesos y los costos preliminares de torres y cimentaciones. Conociendo las flechas y tensiones que han sido calculadas correctamente, no hay necesidad de aplicar factores excesivos de seguridad y el costo de la línea de alta tensión puede ser conservado dentro de lo razonable.


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A efecto de hacer más explícito el cálculo del parámetro de tendido para una línea, haremos uso del ejemplo siguiente: Línea de 115 kV, con torre de acero nivel + 0 de 18 m de altura útil. Cable ACSR 477 Kcmil.Clave HAWK. La tensión mecánica a 15 °C, que de acuerdo con las limitaciones mencionadas en el punto anterior no debe exceder el 20 % de la tensión de ruptura del cable. T15° C= 0.20 X 8 820 =1 764 kg Calculando la flecha máxima del conductor para la tensión de la línea y la altura útil de 18 m de la estructura de suspensión en terreno plano. Altura útil = 18 m Libramiento a tierra en terrenos no transitados por vehículo = 7 m Por tanto Flecha = 18 – 7 = 11 m (esta es la flecha máxima que se puede dar con este tipo de estructuras). Estimando el claro normal y considerando que su valor real será un 5 % menor del claro real, según se indica en el punto 5.2.5.1.2.

𝐿𝐿 = √8𝑃𝑃𝑇𝑇 Donde: F = flecha del conductor en metros P = parámetro supuesto L = claro real P = 1 300 m Tenemos que la longitud del claro real es:

L = 338.23 m El claro normal L = 338.23 x 0.95 = 321.31 m Con este claro se verifica en las tablas de Tensiones de Proyecto que se obtienen del programa especializado para diseño de líneas de alta tensión encontramos que la tensión de trabajo a 15 °C es de 1435.74 kg la cual es un 16.28 % de la Tensión de Ruptura del cable, por lo que en caso de proyectar con este parámetro, estaremos subutilizando las torres. Utilizando un parámetro P = 1500 m, tenemos que la longitud del claro real es:

EL claro normal L = 363.31 x 0.95 = 345.14 m Con este claro se verifica en las tablas de Tensiones de Proyecto que se obtienen del programa especializado para diseño de líneas de alta tensión encontramos que la tensión de trabajo a 15 °C es de 1689.50 kg la cual


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es un 19.16 % muy cercano al 20 % que nos limita las vibraciones eólicas en los conductores y no subutilizaríamos a las estructuras, por lo que el parámetro es adecuado. 5.2.5.2 Calculo de las curvas de tensión máxima y de libramiento (frío y caliente) El cálculo de las tensiones y del parámetro para obtener estas curvas, se realiza por medio de la ecuación de Cambio de Estado, utilizando los programasespecializados para diseño de líneas de alta tensión, en los cuales es factible obtener las tensiones para las diferentes condiciones de limitación de tracción de cables. 5.2.5.2.1 Curva fría La curva fría es aquella que se calcula bajo las condiciones climatológicas críticas de frío y en condiciones iníciales para obtener la flecha mínima de los cables, la cual es utilizada para verificar que los cables no tiendan a ocupar posiciones superiores a la de sus puntos de sujeción, lo que ocasionaría fuerzas de levantamiento en las cadenas de suspensión, así como el balanceo de las cadenas de aisladores. Las condiciones iníciales y climatológicas críticas establecidas para obtener la flecha mínima, son las siguientes:

La tensión y parámetro para graficar esta curva en las condiciones antes mencionadas, se obtiene por los programasespecializados para diseño de líneas de alta tensión, encontrando que para el parámetro a 50 °C obtenido en el punto anterior, la tensión a 0 °C será de 1950 kg, con la cual conociendo los demás datos y por medio de la formula siguiente se determina la curva fría del conductor.

F = T

W �e

WL2T + e−

WL2T

2�

Donde: F = Flecha para el claro deseado, en m L = Claro deseado en m T = Tensión del conductor en el estado de la curva que se va a calcular en kg W = Peso propio del conductor en kg/m 5.2.5.2.2 Curva caliente La curva caliente es aquella que se calcula bajo las condiciones climatológicas críticas de calor y en condiciones finales para obtener la flecha máxima de los cables, la cual es utilizada para realizar la localización de las estructuras en el perfil y verificar que los cables tenga un libramiento mínimo, especificado en la tabla 12. Las condiciones finales y climatológicas críticas establecidas para obtener la flecha máxima, son las siguientes:


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Dado que este parámetro es el determinado como adecuado para la localización de las estructuras, según el punto 5.2.5.1.4, esta curva se grafica aplicando la fórmula que a continuación se indica o con los programas especializados para diseño de líneas de alta tensión, en los cuales únicamente se solicitan los datos del parámetro, las distancias a graficar y el intervalo de distancias.

𝑇𝑇 = 𝑇𝑇𝑊𝑊

�𝑒𝑒𝑊𝑊𝐿𝐿2𝑇𝑇 + 𝑒𝑒−

𝑊𝑊𝐿𝐿2𝑇𝑇

2� − 1

Donde: F = Flecha para el claro deseado, en m L = Claro deseado en m T = Tensión del conductor en el estado de la curva que se va a calcular en kg W = Peso propio del conductor en kg/m 5.2.5.5.3 Plantilla La forma de la plantilla está basada en el hecho de que cuando son instalados los conductores, las tensiones horizontales deben ser iguales en todos los claros de cualquier longitud, tanto a nivel como inclinados de un tramo, siempre y cuando las cadenas de aisladores están a plomo. Para obtener los valores para graficar las curvas, los valores de la flecha deben ser calculados para claros más grandes que el claro normal. Lo cual se hace utilizando la formula mencionada en el punto 5.2.5.2.1 y 5.2.5.2.2. Las curvas de la plantilla (fría y caliente) se calculan normalmente para valores de claros desde 20 hasta 1000 m en incrementos de 40 m, lo cual permite realizar la localización de estructuras en colinas con laderas escarpadas o verificar el levantamiento de los cables en estructuras localizadas en hondonadas. Las curvas que se calculan y grafican, son las curvas de libramiento (50 °C, sin viento y condiciones finales), Curva fría (-10 °C, sin viento, condiciones iníciales) del conductor, así como para la curva fría (-10 °C, sin viento, condiciones iníciales) del cable de guarda. 5.2.5.3.1 Referencia de elaboración Las escalas para la elaboración de la plantilla deben de coincidir con las escalas utilizadas en los planos de levantamiento topográfico de planta y perfil de la línea, siendo las normalizadas: Horizontal: 1: 2000 Vertical: 1: 200 para terreno plano o semi-abrupto Vertical: 1: 500 para terreno abrupto Adicionalmente a la curva del cable guarda a –10 °C y el conductor a 50 °C, se debe dibujar la curva de distancia mínima a tierra; así como las curvas de localización de estructuras para las diferentes alturas de los postes en el caso de líneas con postes; o para la altura normal y para los niveles o cuerpos que se estimen más usuales en el proyecto, en el caso de líneas con torres. Los datos de diseño y descriptivos deben ser mostrados en la plantilla, en la forma que se indica en la figura número 5. 5.2.6 Selección y localización de estructuras Para la ejecución de un proyecto es necesario que el ingeniero proyectista cuente con la siguiente información:

1. Datos generales

Tensión eléctrica nominalkV Nivel máximo de aislamiento al impulso con onda positiva de 1.2 x 50


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Temperatura de cables: máxima y mínima °C. Presiones unitarias de viento máximo: en cables y en superficies planas. Presión de viento reducida, para balanceo de conductores. Distancia eléctrica mínima a la estructuraen metros. Número de días con descargas eléctricas al año. Altitud máxima aproximada de la línea. Número de aisladores en cadenas de suspensión y de remate. Longitud del estribo de suspensión y de la cadena oscilante. Plano de conjunto que muestre la localización geográfica de la línea. Originales de los planos en planta y perfil del levantamiento topográfico, o en archivo

digital. Planos e información complementaria relativa a las estructuras que se utilizarán. Distancias mínimas de cables conductores al piso, en cruzamiento con:

Caminos,carreteras, vías de ferrocarril, otras líneas de potencia y telecomunicación. Formato de las hojas de distribución de estructuras. Lista de estructuras pedidas para la obra o la existencia disponible en el almacén. Formato con coordenadas (x, y, z), incluyendo la información anterior.

5.2.6.1 Procedimiento para localización de estructuras Existen dos métodos para la localización y selección de estructuras en la trayectoria de la línea, el método manual y por medio de programas especializados para diseño de líneas de alta tensión. En la CFE la tendencia es utilizar en el futuro únicamente el método por computadora. 5.2.6.1.1 Método manual utilizando la plantilla Previamente calculada y graficada la plantilla se procede a la definición de puntos donde el perfil topográfico requiere de la instalación de estructuras, tomando en cuenta las alturas o niveles disponibles, con objeto de mantener los libramientos necesarios para determinar las cargas que llevara cada estructura. Se debe considerar la altura y los tipos de estructuras de acuerdo a las necesidades de la topografía para lograr un proyecto más económico. Cuando los puntos de salida o llegada de las líneas no están definidos, no se debe proyectar la localización de estructuras entre el último punto de inflexión y el remate de la línea para prever cualquier cambio. La localización gráfica de estructuras se hace por medio de la plantilla calculada y construida según el capítulo 5.2.5 en la cual se marcan las catenarias que representan al conductor a temperatura máxima (50 °C) y a temperatura mínima (-10 °C). Paralelamente a la catenaria del conductor a temperatura máxima se tienen varias catenarias que corresponden a la distancia al piso y a cada una de las alturas de las estructuras disponibles.


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La ubicación y altura de las estructuras sobre el perfil se realiza haciendo pasar la catenaria que representa al conductor a temperatura máxima por el punto de sujeción de una estructura previamente establecida y deslizando la plantilla hasta que la catenaria del libramiento mínimo al piso sea tangente al perfil, la próxima estructura quedará localizada en el punto donde la curva de la altura útil de la estructura se cruce con el perfil topográfico como se muestra en la figura 8 de este capítulo. Para cruzamientos con otras líneas, carreteras o vías férreas donde se requieren libramientos mayores que el mínimo normal, se deben utilizar estructuras de mayor altura de manera que se obtenga el libramiento deseado de los conductores sobre las vías férreas, carreteras, etc. Una vez que se ha hecho la tangencia de la catenaria de libramientos con el perfil, existen varias posibilidades de altura para la estructura siguiente. En el caso de los proyectos generalmente se cuenta con cinco alturas si se trata de torres y una sola altura si se trata de postes. A mayor altura de las torres mayor longitud de los claros. Una solución económica es seleccionar la altura para una carga de viento lo más próxima a la máxima de diseño.

FIGURA 7- Localización de estructuras con plantilla 5.2.6.1.2 Método por computadora Los programas especializados para diseño de líneas de alta tensión permiten realizar cálculos que pueden adecuarse a las necesidades del usuario proporcionando dibujos de planta y perfil del trazo de la línea a diferentes escalas. 5.2.6.1.3 Claro regulador (claro regla) Para una serie de claros comprendidos entre dos estructuras de tensión, entre las que se tienen varias estructuras de suspensión, se puede asumir que la tensión del conductor es constante y por lo tanto se debe utilizar una sola plantilla. El claro regla se define como la longitud de claro en el cual la tensión en el cable, bajo cambios de temperatura y carga, coincidirá más con la tensión promedio en una serie de claros con longitudes diferentes entre remates y puede calcularse con la formula siguiente:


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Es una buena práctica localizar las estructuras de una línea de tal forma que las longitudes de los claros sean tan uniformes como sea posible. Debido que en ocasiones existe un perfil abrupto se obtienen claros sensiblemente más largos o cortos que el claro normal lo que origina que con las variaciones de temperatura y carga, las tensiones horizontales no varían proporcionalmente en todos los claros del tramo. Cuando sea necesario usar claros mayores de 1.7 o menos que 0.5 veces el claro normal, los cables deben ser rematados en ambos extremos del claro y tenderse con un parámetro y claro regla especial. 5.2.6.2 Selección de estructuras de acuerdo a limitantes mecánicas Una vez determinada la localización de las estructuras se seleccionan los tipos de éstas, en función del claro medio horizontal, claro vertical, claro eléctrico, ángulo de deflexión, tipo de terreno, conductor, niveles de los cuerpos y extensiones, a fin de lograr una mayor economía de conformidad con la configuración del terreno, para lo cual se deben consultar para el caso de las estructuras en “H” las tablas de limitaciones mecánicas y eléctricas(anexo 3) y para el caso de las torres y postes troncocónicos se deben aplicar las curvas de utilización Así mismo es importante verificar que los claros verticales y medio horizontal no rebasen el máximo permitido para la estructura,así también que la distancia de los claros verticales no sean reducidos y que puedan presentar levantamiento de conductores en condiciones de baja temperatura en las estructuras de suspensión, lo cual se puede verificar con la curva fría de la plantilla, así también que los claros verticales no sean reducidos y puedan presentar ángulos de balanceo excesivos en las cadenas de aisladores de suspensión, que reduzcan la distancia mínima a tierra en condiciones de viento máximo El ángulo de balanceo de las cadenas de aisladores se calcula con la fórmula

Ang Bal = tan−1 Carga de vientoCarga de peso

(Ver norma de referencia NRF-014-CFE) En caso de presentarse cualquiera de las condiciones mencionadas en el párrafo anterior se puede proceder de la siguiente forma:

a) Utilizar contrapesos

b) Aumentar la altura de la estructura y por lo tanto el claro vertical

c) Relocalizar las torres en forma diferente

d) Utilizar una estructura de remate Un aspecto muy importante es verificar que la distancia interpostal no rebase el claro eléctrico para las estructuras definidas, en caso de presentarse se debe cambiar el tipo de estructura por otra con un claro eléctrico mayor. Para definir las flechas y tensiones que debe tener el cable cuando se realiza el tendido, los cálculos se hacen sin viento, sin hielo y para diferentes temperaturas.


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Para la construcción debemos de calcular las tensiones de los conductores con el módulo de elasticidad inicial, y eso, a partir de la tensión máxima en el conductor con módulo de elasticidad final, esto es, temperatura mínima con viento máximo sin hielo, o temperatura mínima con hielo y viento reducido. 5.2.6.3 Calculo de tensiones Para definir las tensiones que debe tener el cable cuando se realiza el tendido, los cálculos se hacen sin viento, sin hielo, para diferentes temperaturas y considerando el módulo de elasticidad inicial a partir de la tensión máxima en el conductor con módulo de elasticidad final, esto es, temperatura mínima con viento máximo sin hielo, o temperatura mínima con hielo y viento reducido. La ecuación de cambio de estado para cálculo de tensiones finales es:

𝑇𝑇′ 2 �𝑇𝑇′ + 𝑘𝑘𝑓𝑓𝑚𝑚2𝑐𝑐2

𝑇𝑇2 + 𝑘𝑘´𝑓𝑓(𝜃𝜃´ − 𝜃𝜃) − 𝑇𝑇� = 𝑘𝑘𝑓𝑓𝑚𝑚´2𝑐𝑐2

Con: 𝑘𝑘𝑓𝑓 = 𝑊𝑊2𝐸𝐸𝑓𝑓

24 y 𝑘𝑘´𝑓𝑓 =∝ 𝐸𝐸𝑓𝑓

Siendo:

W= Peso específico del cable (kg/m/mm2)

Ef= Módulo de elasticidad final (kg/mm2)

α= Coeficiente de dilatación del cable/°C En el estado inicial

T= Tensión en (kg/mm2)

θ= Temperatura en ºC en condiciones de partida m= Coeficiente de sobrecarga T´= Tensión en kg/mm (esfuerzo)

En el estado buscado θ´= Temperatura en ºC en condiciones de partida

m´= Coeficiente de sobrecarga a= Claro (en metros)

El coeficiente de sobrecarga es igual a:

𝑚𝑚 = �𝑃𝑃2 + (𝑃𝑃𝑃𝑃 ∗ 𝑑𝑑𝑓𝑓)2

𝑃𝑃´2

Dónde:

P= Peso del cable sin o con hielo

P´= Peso del cable sin hielo (kg/m)

Pv= Presión de viento sobre el cable (en kg/m) sin o con hielo

dc= Diámetro del conductor en m

En las hipótesis sin viento, el coeficiente de sobrecarga es igual a 1.


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Tensiones iniciales de los conductores El módulo de elasticidad de un cable nuevo (módulo de elasticidad inicial) es diferente del módulo que tendrá este cable cuando haya sido tendido al esfuerzo correspondiente a la tensión máxima. Entonces, para la construcción, deben calcular las tensiones de los conductores con el módulo de elasticidad inicial y eso a partir de la tensión máxima en el conductor con módulo de elasticidad final. Las tensiones necesarias para el tendido de los conductores son las tensiones sin viento a diferentes temperaturas. (Ejemplo 20°C, 25°C, 30°C, 35°C, etc.). Para calcular a las diferentes temperaturas, la ecuación es la misma que en el primer caso, pero el módulo de elasticidad que entra en la fórmula es el módulo de elasticidad inicial.

𝑇𝑇′2 �𝑇𝑇′ + 𝑘𝑘𝑎𝑎𝑚𝑚2𝑐𝑐2

𝑇𝑇2 + 𝑘𝑘´𝑎𝑎(𝜃𝜃´ − 𝜃𝜃) − 𝑇𝑇� = 𝑘𝑘𝑎𝑎𝑚𝑚´2𝑐𝑐2

Con: 𝑘𝑘𝑎𝑎 = 𝑊𝑊2𝐸𝐸𝑎𝑎24

y 𝑘𝑘´𝑎𝑎 =∝ 𝐸𝐸𝑎𝑎 Siendo:

Ei= Módulo de elasticidad inicial (kg/mm2) Flechas iniciales para el tendido de los conductores. Para el tendido de los conductores en campo, necesitamos para una temperatura fija, las flechas en función del claro, entre estructuras adyacentes y de la tensión en el tramo de arreglo (tramo entre dos estructuras de anclaje). Partiendo de una tabla de localización con los claros, los desniveles entre torres (en realidad entre los puntos de fijación de los conductores) y las torres de anclaje, procedemos de la forma siguiente:

1º. Deben definir los tramos de arreglo (entre anclajes). 2º. En cada tramo de arreglo calculamos el claro regla con la formula siguiente.

𝑁𝑁 = �𝑐𝑐1

3 + 𝑐𝑐23 + ⋯+ 𝑐𝑐𝑛𝑛3

𝑐𝑐1 + 𝑐𝑐2 + ⋯+ 𝑐𝑐𝑛𝑛= �

∑𝑐𝑐3

∑𝑐𝑐

3º Para el claro regla “A” obtenemos con la ecuación de cambio de estado, las tensiones con módulo de

elasticidad inicial y a las diferentes temperaturas para el tramo considerado. 4º A partir de estas tensiones, hacemos el cálculo de las flechas en la siguiente forma:

Si 𝑐𝑐 ≤ 𝑃𝑃

2asimilamos la catenaria del conductor a una parábola (error máximo 0.5%); la flecha en este caso es:

Conℎ ≤ 𝑐𝑐10𝑓𝑓 = 𝑐𝑐2

8𝑃𝑃

ℎ >𝑐𝑐

10𝑓𝑓 =

𝑐𝑐√𝑐𝑐2 + ℎ2

8𝑃𝑃

Si 𝑐𝑐 > 𝑃𝑃

2utilizamos los dos primeros términos de la catenaria y la flecha es:

Conℎ ≤ 𝑐𝑐

10𝑓𝑓 = 𝑐𝑐2

8𝑃𝑃+ 𝑐𝑐4

384𝑃𝑃3


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ℎ >𝑐𝑐

10𝑓𝑓 =

𝑐𝑐√𝑐𝑐2 + ℎ2

8𝑃𝑃+𝑐𝑐3√𝑐𝑐2 + ℎ2

384𝑃𝑃3 Siendo: P = Parámetro de la parábola t = Tensión inicial a la temperatura considerada w = Peso específico a = Claro h = Desnivel 5.2.6.4 Áreas de difícil acceso (sierras muy accidentadas, barrancos) En áreas de difícil acceso es común que cuando se hace la localización de las estructuras en el plano de perfil, surjan problemas que implican su solución de manera específica, para estos casos se debe verificar que las condiciones mecánicas de las estructuras que se utilicen se apeguen al criterio normalizado y estén dentro de los parámetros de trabajo. Por ejemplo, cuando en una tangente se tienen pendientes muy pronunciadas, se establece utilizar estructuras del tipo suspensión, pero también es muy común que no se presente carga de conductores hacia uno de los lados (no existe catenaria) en condiciones de mínima temperatura, por lo cual se debe evitar el levantamiento de la cadena de suspensión. Para evitar el levantamiento de la cadena de suspensión, se debe proceder de la siguiente manera: 1- Utilizar una torre más alta (con niveles y extensiones mayores), 2- Utilizar una torre de remate. 3- Una combinación de las dos anteriores. Se recomienda revisar estructuralmente la torre que se pretenda utilizar con las cargas de levantamiento para reforzar las crucetas de ésta y sus elementos, ya que los elementos superiores de la cruceta están diseñados para trabajar a tensión y no a compresión. 5.2.7 Resistencia de tierra Las funciones básicas de un sistema de tierra se pueden resumir en dos: Proveer una baja resistencia de dispersión de la corriente a tierra Disipar y resistir repetidamente las corrientes de falla y de las descargas atmosféricas Uno de los principales factores en el proceso de flameo inverso, es la alta resistencia al pie de la estructura, para lo cual se debe diseñar un sistema de tierras que permita tener un menor índice de salidas por flameo inverso en las Líneas de Alta Tensión. Cuando se presenta una descarga atmosférica, aun en las proximidades de una línea, en el hilo de guarda se crean ondas transitorias de corriente y tensión que viajan hacia ambos lados del hilo de guarda. Al llegar estas ondas a la estructura, se encuentran con una impedancia diferente a la del hilo de guarda y se producen ondas reflejadas en la punta de la estructura, las cuales crean diferencias de potencial en varios puntos de la línea, a lo largo del claro entre los conductores de fase y el hilo de guarda o bien entre el conductor el aislamiento y la estructura, si este potencial excede el potencial de diseño del aislamiento se producirán flameos entre las estructuras y los conductores de fase, esto se denomina FLAMEOS INVERSOS La resistividad del terreno varía ampliamente según su composición y zonas climáticas, también varía con las estaciones del año, debido a que la resistividad se determina en gran proporción por el contenido de electrolito, consistente de agua, minerales y sales. El diseño del sistema de tierras se debe hacer en base a la especificación CFE 00JL0-28 vigente.


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ANEXO 1 - BASES DE PROYECTO PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LINEAS DE ALTA TENSIÓN


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ANEXO2 - MAPA DE ISODENSIDAD DE RAYOS A TIERRA DEL2012


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ANEXO 3 - TABLAS DE LIMITACIONES MECÁNICAS Y ELÉCTRICAS

RESUMEN UTILIZACIÓN DE POSTES DE CONCRETO SECCIÓN I.

TIPO DE ESTRUCTURA

TENSIÓN (kV)

No. DE CIRCUITOS UTILIZACIÓN

CLARO MEDIO

HORIZONTAL (m)

CLARO VERTICAL

(m) DISPOSICIÓN

DE CONDUCTORES

DEFLEXIÓN ALT. COND.

AL PISO (m)

1 2 C1 C2

IS 115 1 SUSPENSIÓN

2 POSTES DE

CONCRETO

250 148 280 810 HORIZONTAL 0º 10.5

ISR 115 1

SUSPENSIÓN

2 POSTES DE

CONCRETO

C/CABLES DE GUARDA

REMATADOS Y

RETENIDAS

LONGITUDINALES

250 148 280 810 HORIZONTAL 0º 10.5

ISG 115 1

SUSPENSIÓN

2 POSTES DE

CONCRETO CON DOS

RETENIDAS

TRANSVERSALES

400 250 280 810 HORIZONTAL 0º 10.5

ISRG 115 1

SUSPENSIÓN CON

CABLES DE GUARDA

REMATADOS Y

RETENIDAS

TRANSVERSALES Y

LONGITUDINALES

400 250 280 810 HORIZONTAL 0º 10.5

IR 115 1

REMATE EN

TANGENTE DE 3

POSTES DE

CONCRETO

530 325 HORIZONTAL 0º 10.5

IRD 115 1 DEFLEXION DE 3

POSTES DE

CONCRETO

HORIZONTAL 0º-90º 10.5

IRG 115 1

REMATE EN

TANGENTE DE 3

POSTES DE

CONCRETO

INDEPENDIENTES


IRGD 115 1

DEFLEXIÓN DE 3

POSTES DE

CONCRETO

INDEPENDIENTES

HORIZONTAL 0º-90º 10.5

IT 115 1 TRANSPOSICIÓN DE 3

POSTES DE

CONCRETO


CONDICIONES PARA LA UTILIZACIÓN: CABLE ACSR 477 MCM GUARDA AG 5/16 AR PRESIÓN DE VIENTO PARA EL C.M.H.


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CONDICIÓN 1 39 kg/m2 CONDICIÓN 2 55 kg/m2 TIPO DE CRUCETA PARA EL C.V. CRUCETA C1 CANAL DE 4 pulgadas CRUCETA C2 CANAL DE 6 pulgadas NOTA: • NO SE RECOMIENDA EL USO DE ESTAS ESTRUCTURAS PARA ÁREAS CON ALTAS VELOCIDADES DE VIENTO. • PARA LA LIMITACIÓN DEL C.M.H. DE LAS ESTRUCTURAS IRD, IRGD SE OBTIENEN DE LAS GRÁFICAS DE UTILIZACIÓN

CORRESPONDIENTE.

LIMITACIÓN MECÁNICAS DE ESTRUCTURAS TIPO H CON POSTES DE MADERA

TIPO DE ESTRUCTUR

A

CLASES DE

POSTES TENSIÓN

(kV)

ALT. COND. AL

PISO (m)

PRESIÓN DEL

VIENTO

CLARO MEDIO

HORIZONTAL CONDUCTOR

ACSR

DISPOSICIÓN DE CONDUCTORES

No. DE

CIRCUITO

S

DEFLEXI

ON

CLARO VERTICAL (m)

UTILIZACIÓN

CRUCETAS

C1

CRUCETAS

C2 477 795 477 795 477 795

15 1 400 325 2 265 215 MS

MSR 4 115 18 1 375 305 HORIZONTAL 1 280 158 810 460 SUSPENSIÓN

2 240 195

21 1 350 285 2 220 175

15 1 400 325 CRUCETAS C3

CRUCETAS C4

2 265 215

MS MSR 4 69 18

1 375 305 HORIZONTAL 1

370

220

1015

610

SUSPENSIÓN 2 240 195

21 1 310 255 2 195 155

15 1 595 485 2 385 315

MR 4 69 18 1 540 445 HORIZONTAL 1 0° - 90° REMATE 2 340 280

21 1 490 400 2 295 240

15 1 780 640 2 515 420

MR 4 115 18 1 730 595 HORIZONTAL 1 0° - 90° REMATE 2 470 385

21 1 665 545 2 420 340

MRG

4

69

TODAS LAS

ALTURAS

1 1200 HORIZONTAL 1 REMATE

2 550

4 115 TODAS

LAS ALTURAS

1 1600 HORIZONTAL 1 REMATE

2 1100

CONDICIONES PARA LA UTILIZACIÓN: CABLE ACSR 477 MCM GUARDA AG 5/16 AR PRESIÓN DE VIENTO PARA EL C.M.H. CONDICIÓN 1 39 kg/m2 CONDICIÓN 2 55 kg/m2 TIPO DE CRUCETA PARA EL C.V. CRUCETA C1 CANAL DE 4 pulgadas CRUCETA C2 CANAL DE 6 pulgadas NOTA: • NO SE RECOMIENDA EL USO DE ESTAS ESTRUCTURAS PARA ÁREAS CON ALTAS VELOCIDADES DE VIENTO.


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• PARA LA LIMITACIÓN DEL C.M.H. DE LAS ESTRUCTURAS MRD, MRGD SE OBTIENEN DE LAS GRÁFICAS DE UTILIZACIÓN CORRESPONDIENTE.

RESUMEN UTILIZACIÓN DE POSTES TIPO MORELOS

TIPO DE TORRE

TENSIÓN (kV)


CLARO MEDIO

HORIZONTAL (m)

CLARO VERTICAL

(m)

DISPOSICIÓN DE

CONDUCTORES DEFLEXIÓN

ALT. COND. AL PISO

(m)

PMO I 115 1 SUSPENSIÓN 110 100 VERTICAL 0º 11.90

PMO II 115 1 SUSPENSIÓN

DEFLEXIÓN

110

100

VERTICAL

60º

16

16

PMO III 115 1 REMATE

DEFLEXIÓN

110

100

VERTICAL

0º

90

11.50

CONDICIONES: PRESIÓN DE VIENTO EN CABLES 39 kg/m2 CONDUCTOR ACSR 477 MCM


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RESUMEN UTILIZACIÓN DE POSTES TRONCOPIRAMIDALES

TIPO DE POSTE

TENSIÓN (kV)

No. DE CIRCUIT

OS

TENSIÓN MAX. DE COND. A

–10 ºC (kg)

UTILIZACIÓN CLARO MEDIO

HORIZONTAL (m)

CLARO VERTICA

L (m)

DISPOSICIÓN DE

CONDUCTORES

DEFLEXION ALT. COND.

AL PISO (m)

MPTS-0 115 1 1 800 SUSPENSIÓN 165 180 VERTICAL 0º 17

MPTD-10 115 1 1 800 DEFLEXIÓN 165 180 VERTICAL 10º 17




MPTR-60 115 1 1 800 REMATE 165 180 VERTICAL 60º 17

MPT2S-0 115 2 1 800 SUSPENSIÓN 165 180 TRAPEZOIDAL 0º 17

MPT2D-30 115 2 1 800 DEFLEXIÓN 165 180 TRAPEZOIDAL 30º 17

MPT2R-60 115 2 1 800 REMATE 165p 180 TRAPEZOIDAL 60º 17

MPT2D-90 115 2 1 800 DEFLEXIÓN 165 180 TRAPEZOIDAL 90º 17

1210SMP-E 115 2 1 800 SUSPENSIÓN 165 180 VERTICAL 0º 17

121SMP 115 2 1 800 SUSPENSIÓN 165 180 TRAPEZOIDAL 0º 17

121DMP-E 115 2 1 800 DEFLEXIÓN 165 180 CERTICAL 30º 17

1213DMP 115 2 1 800 DEFLEXIÓN 165 180 TRAPEZOIDAL 30º 17

1216RMP-E 115 2 1 800 REMATE 165 180 VERTICAL 60º 17

1219DMP-E 115 2 1 800 DEFLEXIÓN 165 180 VERTICAL 90º 17

1219DMP 115 2 1 800 DEFLEXIÓN 165 180 TRAPEZOIDAL 90º 17

1210SNE 115 2 1 800 SUSPENSIÓN 130 165 TRAPEZOIDAL 2º 17

1213DNE 115 2 1 800 DEFLEXIÓN 130 150 TRAPEZOIDAL 30º 17


1216RNE 115 2 1 800 REMATE

DEFLEXIÓN 130 150 TRAPEZOIDAL

0º

60º 17

1210SME 115 2 1 800 SUSPENSIÓN 165 180 TRAPEZOIDAL 0º 17


1416RNE 115 4 1 800 REMATE 125 130 TRAPEZOIDAL 60º 17

1410SNE 115 4 1 800 SUSPENSIÓN 125 130 TRAPEZOIDAL 0º 17

1116TNE 115 4 1 800 TRANSICIÓN 125 130 VERTICAL 0º 17

Las condiciones anteriores son para: CABLE ACSR 795 MCM DRAKE GUARDA AAS-3 No. 8 PRESIÓN DE VIENTO: EN CABLES 39 kg/m2 EN POSTES 63 kg/m2


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131210 Rev


RESUMEN UTILIZACIÓN DE POSTES TRONCOPIRAMIDALES TIPO CAMELLON

TIPO DE POSTE

TENSIÓN (kV)

No. DE CIRCUITOS

TENSIÓN MAX.IMA DE

COND. A –10 ºC

(kg)


HORIZONTAL (m)

CLARO VERTICAL

(m)

DISPOSICIÓN DE


ALT. COND. AL PISO

(m)

1210SNPE 115 2 1800 SUSPENSIÓN 150 170 VERTICAL 0º 17

1211DNPE 115 2 1800 DEFLEXIÓN 150 170 TRAPEZOIDAL 10º 17


1216RNPE 115 2 1800 DEFLEXIÓN

Y REMATE 150 170 TRAPEZOIDAL 50º 17


1210SMPE 115 2 1800 SUSPENSIÓN 150 170 VERTICAL 0º 17

1211DMPE 115 2 1800 DEFLEXIÓN 150 170 TRAPEZOIDAL 10º 17


1216RMPE 115 2 1800 DEFLEXIÓN

Y REMATE 150 170 TRAPEZOIDAL 60º 17


RESUMEN UTILIZACIÓN DE POSTES TRONCOPIRAMIDALES TIPO LINDERO

TIPO DE POSTE

TENSIÓN (kV)

No. DE CIRCUITOS

TENSIÓN MAX.IMA DE

COND. A –10 ºC

(kg)


HORIZONTAL (m)

CLARO VERTICAL

(m)

DISPOSICIÓN DE


ALT. COND. AL PISO

(m)

1210SME 115 2 1800 SUSPENSIÓN 150 170 VERTICAL 0º 17

1211DME 115 2 1800 DEFLEXIÓN 150 170 TRAPEZOIDAL 10º 17


1216RME 115 2 1800 DEFLEXIÓN Y

REMATE 150 170 TRAPEZOIDAL 60º 17


Las condiciones anteriores son para: CABLE ACSR 795 MCM DRAKE GUARDA AAC-3 No. 8 PRESIÓN DE VIENTO: EN CABLES 39 kg/m2 EN POSTES 63 kg/m2


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131210 Rev


RESUMEN UTILIZACIÓN DE TORRES DISEÑO ANTIGUO

TIPO DE POSTE

TENSIÓN (kV)

No. DE CIRCUITOS

TENSIÓN MAX.IMA DE

COND. A –10 ºC

(kg)


HORIZONTAL (m)

CLARO VERTICAL

(m)

DISPOSICIÓN DE


ALT. COND. AL PISO

(m)

CONDUCTOR ACSR 477 MCM TAS 115 1 SUSPENSIÓN 450 650 DELTA 0º 18

TASG 115 1 SUSPENSIÓN 750 1050 DELTA 0º 18

TAD 30º 115 1 2700 DEFLEXIÓN 450 750 DELTA 30º 18.10

TAD 60º 115 1 2700 DEFLEXIÓN 450 750 DELTA 60º 18.10

TAR 30º 115 1 2700 REMATE 375 750 DELTA 30º 18

CONDUCTOR ACSR 795 MCM TASP 115 1 SUSPENSIÓN 500 700 DELTA 0º 21

TASGP 115 1 SUSPENSIÓN 500 1050 DELTA 0º A 3º 21

TADP 30º 115 1 3720 DEFLEXIÓN 500 800 DELTA 30º 21.10

TADP 60º 115 1 3720 DEFLEXIÓN 500 800 DELTA 60º 21.10

TARP 30º 115 1 3720 REMATE 350 800 DELTA 30º 21

CONDUCTOR ACSR 795 MCM TAS2P 115 2 SUSPENSIÓN 450 650 HEXAGONAL 0º 19

TASG2P 115 2 SUSPENSIÓN 700/560 1000/1000 HEXAGONAL 0º/3º 19

TAD2P 30º 115 2 3720 DEFLEXIÓN 450 750 HEXAGONAL 30º 19.15

TAD2P 60º 115 2 3720 DEFLEXIÓN 450 750 HEXAGONAL 60º 19.15

TAR2P 30º 115 2 3720 DEFLEXIÓN 350 750 HEXAGONAL 30º 19

CONDUCTOR ACSR 477 MCM A MODIF. 115 2 SUSPENSIÓN 465 570 HEXAGONAL 30º 19.10

C 115 2 2700 REMATE

DEFLEXIÓN. 460 575 HEXAGONAL 75º 19.10

BS 115 2 SUSPENSIÓN 490 600 HEXAGONAL 0º 19.10

B 115 2 2700 DEFLEXIÓN 490 600 HEXAGONAL 40º 19.10

Las condiciones anteriores son para: CABLE DE GUARDA AG 5/16 A.R. PRESIÓN DE VIENTO 47 kg/m2


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RESUMEN UTILIZACIÓN DE TORRES NUEVO DISEÑO

TIPO DE TORRE

TENSIÓN (kV)


CLARO MEDIO

HORIZONTAL (m)

CLARO VERTICAL

(m)

DISPOSICIÓN DE


ALT. COND. AL PISO (m)

1A21 115 2 SUSPENSIÓN 450 500 HEXAGONAL 0º 24

1CT21 115 2 SUSPENSIÓN 750 1500 HEXAGONAL 3º 24

1X21 115 2 DEFLEXIÓN 450 750 HEXAGONAL 30º 22

1YR21 115 2 REMATE

DEFLEXIÓN

300

400

550

1300 HEXAGONAL

25º

90º 22

1A11 115 1 SUSPENSIÓN 450 500 DELTA 0º 24.3

1CT11 115 1 SUSPENSIÓN 750 1500 DELTA 3º 24.3

1X11 115 1 DEFLEXIÓN 450 750 DELTA 30º 22

1YR11 115 1 REMATE

DEFLEXIÓN

300

400

550

1300 DELTA

25º

90º 22

Las condiciones anteriores son para: PRESIÓN DE VIENTO EN CABLES: 70 kg/m2 CONDUCTOR: ACSR 795 MCM DRAKE

diseÑo de subestaciones elÉctricas de...

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